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

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1 Índice 1. Responsáveis pelo formulário Declaração e Identificação dos responsáveis 1 2. Auditores independentes 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Outras informações relevantes 5 3. Informações financ. selecionadas Informações Financeiras Medições não contábeis Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras Política de destinação dos resultados Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas Nível de endividamento Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Outras informações relevantes Fatores de risco Descrição dos fatores de risco Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores Processos sigilosos relevantes Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Outras contingências relevantes Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados Risco de mercado Descrição dos principais riscos de mercado 65

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 163

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 278

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 332

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 377

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 404

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 Nome do responsável pelo conteúdo do formulário Cargo do responsável Miguel Dias Amaro Diretor de Relações com Investidores Os diretores acima qualificados, declaram que: a. reviram o formulário de referência b. todas as informações contidas no formulário atendem ao disposto na Instrução CVM nº 480, em especial aos arts. 14 a 19 c. o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação econômico-financeira do emissor e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ele emitidos PÁGINA: 1 de 404

8 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Possui auditor? SIM Código CVM Tipo auditor Nome/Razão social Nacional KPMG Auditores Independentes ( KPMG ). CPF/CNPJ / Período de prestação de serviço 01/01/2007 a 07/03/2012 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 Carlos Augusto Pires 01/01/2010 a 07/03/ José Luiz Ribeiro de Carvalho 01/01/2007 a 31/12/ Exercício 31/12/2011: (1) Emissão de parecer de auditoria das DF s e revisão das nossas ITR s (controladora e subsidiárias objeto de auditoria ou revisão), referentes ao exercício social de (2) Prestação de serviço de Due Diligence para a Companhia Jari. (3) Validação do Projeto SCIRF. A informação sobre o montante total da remuneração dos auditores independentes deverá ser prestada somente em relação ao último exercício social, conforme Intrução da CVM nº 480/09, neste caso 31 de dezembro de 2013 que foi realizada pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes. Em atendimento ao disposto no Artigo 31 da Instrução CVM nº 308/99, o qual determina a rotatividade dos auditores independentes a cada período de 5 (cinco) anos, comunica aos seus acionistas e ao mercado a contratação da Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes ( Deloitte ) para a realização de auditoria externa independente da Companhia e de suas controladas. A Deloitte iniciou suas atividades a partir da revisão das informações trimestrais ( ITRs ) do primeiro trimestre de Por fim, informamos ainda, que obtivemos a devida anuência da KPMG Auditores Independentes, atual auditor externo independente da Companhia, sobre a mudança mencionada acima. Informamos que a justificativa acima apresentada esta em linha com o Comunicado ao Mercado realizado no dia 20 de março de Período de prestação de serviço CPF Endereço Rua Dr. Renato Paes de Barros, 33, Itaim Bibi, São Paulo, SP, Brasil, CEP , Telefone (11) , Fax (11) , capires@kpmg.com.br Rua Dr. Renato Paes de Barros, 33, Itaim Bibi, São Paulo, SP, Brasil, CEP , Telefone (11) , Fax (11) , jcarvalho@kpmg.com.br PÁGINA: 2 de 404

9 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 Intrução da CVM nº 480/09, neste caso 31 de dezembro de 2013 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 a instrução CVM º 308/99 Art. 28, a referida mudança de auditores independentes deu-se por término do contrato de prestação de serviços entre as partes. Adcionalmente a anuência da Deloitte foi confirmada, em carta anexa ao nosso Comunicado ao Mercado, que o contrato de prestação de serviços, assinado entre a Deloitte e EDP, teve, de fato, vigência de um ano, para auditoria das demonstrações financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2012 e que o Parecer dos Auditores Independentes foi emitido em 25 de fevereiro de 2013, contendo ressalva sobre o registro contábil de partes beneficiárias. Período de prestação de serviço CPF Endereço Rua Alexandre Dumas, 1981, Ch Stº Antônio - Zon, São Paulo, SP, Brasil, CEP , Telefone (11) , Fax (11) , ipasian@deloitte.com PÁGINA: 3 de 404

10 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 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 2013 o montante total da remuneração dos auditores independentes referente a Emissão de parecer de auditoria das DF s de 31 de dezembro de 2013, revisão das nossas ITR s e revisão dos Controles de SCIRF, para os períodos de 31/03/2013, 30/06/2013 e 30/09/2013, consolidado, foi de R$ ,00; b) Serviços relacionados à folha de pagamento no montante consolidado de R$ ,63. c) Prestação de serviços de procedimentos previamente acordados no âmbito do programa Luz Para Todos, no montante de R$ ,00 na controlada Escelsa. 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) , valdir.coscodai@br.pwc.com PÁGINA: 4 de 404

11 2.3 - Outras informações relevantes 2.3. Outras informações relevantes: (em milhares de reais, exceto quando indicado) Durante o processo de contratação da PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes (PwC), a Companhia considerou a natureza dos serviços não relacionados a auditoria que a PwC e suas firmas afiliadas já estavam prestando à Companhia. Estes serviços incluíam um contrato de prestação de serviços relacionados à folha de pagamento no montante de R$2.315, originalmente contratado em 1º de novembro de A Companhia e a PwC decidiram encerrar este contrato assim que praticável, e os serviços foram concluídos em 24 setembro de Enquanto o contrato estava em fase de descontinuação, a Companhia e a PwC adotaram medidas específicas de salvaguarda para reduzir as ameaças à independência, nos termos previstos na Resolução CFC nº 1.311/10, que aprova a NBC PA 290 Independência Trabalhos de Auditoria e Revisão. Estas medidas incluíram a segregação entre a equipe de prestação de serviços de folha de pagamento e a equipe de prestação de serviços de auditoria externa, e a contratação, por parte da administração do Grupo EDP, de outra empresa de auditoria independente para aplicar procedimentos de auditoria sobre a folha de pagamento no período em que a mesma foi processada pela afiliada da PwC. No entendimento da administração, as medidas de salvaguarda adotadas foram adequadas para preservar a independência e a objetividade necessárias ao desempenho dos serviços de auditoria externa. Também, em 2013, a PwC prestou serviços de procedimentos previamente acordados no âmbito do programa Luz Para Todos, para atendimento ao Órgão Regulador. Esses trabalhos e os trabalhos acima referidos foram concluídos dentro do exercício de 2013 e somaram o valor de R$ Estes serviços superam do valor do contrato de auditoria em 77%. Os serviços foram concluídos dentro do exercício de A política de atuação da Companhia, bem como das demais empresas do Grupo EDP, quanto à contratação de serviços não relacionados à auditoria junto à empresa de auditoria, se fundamenta nos princípios que preservam a independência do auditor independente. PÁGINA: 5 de 404

12 3.1 - Informações Financeiras - Consolidado Rec. Liq./Rec. Intermed. Fin./Prem. Seg. Ganhos (Reais) Exercício social (31/12/2013) Exercício social (31/12/2012) Exercício social (31/12/2011) Patrimônio Líquido , , ,00 Ativo Total , , ,00 Resultado Bruto , , ,00 Resultado Líquido , , ,00 Número de Ações, Ex-Tesouraria (Unidades) Valor Patrimonial de Ação (Reais Unidade) , , , , , , Resultado Líquido por Ação 0, , , PÁGINA: 6 de 404

13 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: (em milhares de reais, exceto quando indicado) a) informar o valor das medições não contábeis: EBITDA (em R$ mil) Margem EBITDA (EBITDA/Receita Líquida*) 24,5% 22,8% 28,6% b) fazer as conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas: EBITDA com o lucro líquido Lucro Líquido Consolidado do exercício (+) Contribuição Social e Imposto de Renda (+)Atribuível aos acionistas não controladores (+) Resultado financeiro (+) Resultado das participações societárias (+) Depreciação e amortização EBITDA Receita líquida Margem EBITDA (EBITDA/Receita Líquida) 24,5% 22,8% 28,6% Margem líquida (Lucro Líquido/Receita Líquida) 5,5% 5,5% 9,1% *Receita líquida não considera receita de construção Reclassificações dos exercícios anteriores Em janeiro de 2013 entraram em vigor os seguintes CPCs: CPC 18 (R2), CPC 19 (R2), CPC 33 (R1), CPC 36 (R3), CPC 45 e CPC 46. Alguns destes CPCs trouxeram mudanças nas práticas contábeis da Companhia e, conforme previsto no CPC 23, mudanças nas práticas contábeis requerem aplicação retrospectiva ao exercício apresentado comparativamente mais antigo. 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: EBITDA é uma medição não contábil elaborada por nossa Companhia, conciliada com nossas demonstrações financeiras do Consolidado observando as disposições do Ofício Circular CVM n 01/2007, consistindo no Lucro Líquido do exercício acrescido do imposto de renda e contribuição social, da participação de minoritários e partes beneficiárias, do resultado financeiro líquido, do resultado das participações societárias, da depreciação e a amortização. O EBITDA não é uma medida reconhecida pelas Práticas Contábeis adotadas no Brasil, não possui um significado padrão e pode não ser comparável a medidas com títulos semelhantes fornecidos por outras companhias. Nossa Companhia divulga EBITDA porque ela o utiliza para medir o seu desempenho. O EBITDA não deve ser considerado isoladamente ou como um substituto de lucro líquido ou lucro operacional, como um indicador de desempenho operacional ou fluxo de caixa ou para medir a liquidez ou a capacidade de pagamento da dívida. PÁGINA: 7 de 404

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: (em milhares de reais, exceto quando indicado) As informações abaixo se referem às demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2013 e a eventos ocorridos anteriormente a autorização da elaboração das demonstrações financeiras ocorrida em 26 de fevereiro de Ressarcimento por indisponibilidade superior à utilizada no cálculo da Garantia Física - Porto do Pecém O empreendimento controlado em conjunto Porto do Pecém protocolou na ANEEL pleito para o cumprimento da Subcláusula nº dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado CCEARs firmados no âmbito do Leilão nº 01/2007. A Porto do Pecém entende que a apuração que está sendo realizada para o ressarcimento por indisponibilidade, está em desacordo com os CCEARs celebrados. Em 07 de janeiro de 2014, a Porto do Pecém ingressou com Ação Judicial com pedido de Tutela Antecipada para que a ANEEL se abstenha imediatamente de aplicar a regra de verificação de indisponibilidade a UTE Porto do Pecém I em base horária. Em 24 de janeiro de 2014, a empresa conseguiu obter a Tutela Antecipada que suspende a aplicação do cálculo de indisponibilidade da UTE Porto do Pecém I em base horária. A juíza determinou que, até que seja julgado o mérito da ação judicial, os cálculos sejam efetuados com base na média dos últimos 60 meses. Alienação de direitos de construção da Central Hídrica São Manoel Em 07 de fevereiro de 2014 a Companhia comunicou ao mercado 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 Contrato de Compra e Venda para alienar 33,3% 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. Sob os termos do Contrato, a conclusão da transação está sujeita à aprovação prévia da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, órgãos regulatórios chineses e demais medidas de natureza corporativa e contratual necessárias para a eficácia da transferência de controle, esperado para ocorrer no segundo semestre de Base de Remuneração Regulatória - BRR - EDP Escelsa A ANEEL, por meio do Despacho nº 287, de 10 de fevereiro de 2014, alterou após análise do recurso interposto pela EDP Escelsa, a BRR líquida para fins do 3º ciclo de Revisão Tarifária, de R$1.566 bilhão para R$1.591 bilhão e a BRR bruta de R$2.758 bilhões para R$2.791 bilhões e taxa de depreciação de 3,91% a.a. 3ª Emissão de Debêntures Em 12 de fevereiro de 2014, o Conselho de Administração da Companhia aprovou a 3ª emissão de Debêntures Simples. Essa emissão, cuja destinação de recursos será o pagamento parcial da 1ª Debêntures Simples da Companhia, totalizará R$ com um custo de CDI + 0,72% a.a. e prazo de 18 meses. A liquidação dessa emissão está prevista para 26 de fevereiro de PÁGINA: 8 de 404

15 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras Venda de participação acionária CEJA e Cachoeira Caldeirão Em 11 de fevereiro de 2014, a ANEEL, em sua 4ª Reunião Ordinária de Diretoria, decidiu por anuir a transferência de 50% da participação societária direta na Cachoeira Caldeirão e na CEJA, detida pela Companhia para a CWEI Brasil. Em 21 de fevereiro de 2014, foi publicada no Diário Oficial da União a Resolução Autorizativa nº 4.546, que consubstancia a decisão do dia 11. No entanto, a referida resolução não contemplou a CEJA e deverá ser retificada com posterior publicação pela ANEEL. A conclusão da operação está sujeita, ainda, à aprovação Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES, órgãos reguladores chineses e outras providências de natureza societária e contratuais necessárias à efetivação da alienação de controle. PÁGINA: 9 de 404

16 3.4 - Política de destinação dos resultados 3.4. Política de destinação dos resultados dos 3 últimos exercícios sociais: (Em milhares de reais, exceto quando indicado) a) Regras sobre retenção de lucros De acordo com o artigo 31 do nosso estatuto social, 5% do lucro líquido apurado em cada exercício serão destinados a constituição da reserva legal, que não excederá 20% (vinte por cento) do capital social. O referido artigo estabelece, ainda, um dividendo mínimo obrigatório correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. De acordo com o artigo 31 do nosso estatuto social, 5% do lucro líquido apurado em cada exercício serão destinados a constituição da reserva legal, que não excederá 20% (vinte por cento) do capital social. O referido artigo estabelece, ainda, um dividendo mínimo obrigatório correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. De acordo com o artigo 31 do nosso estatuto social, 5% do lucro líquido apurado em cada exercício serão destinados a constituição da reserva legal, que não excederá 20% (vinte por cento) do capital social. O referido artigo estabelece, ainda, um dividendo mínimo obrigatório correspondente a 25% do nosso lucro líquido ajustado. A destinação da parcela do lucro líquido remanescente após a destinação para formação da reserva legal e o pagamento do dividendo mínimo será determinada pela Assembleia Geral com base na proposta da administração, sendo que, caso o saldo das reservas de lucros ultrapasse o capital social, a Assembleia Geral deliberará sobre a aplicação do excesso na integralização ou no aumento do capital social ou, ainda, na distribuição de dividendos adicionais aos acionistas. Não possuímos nenhuma reserva estatutária além das reservas obrigatórias previstas na legislação. Somente podemos destinar recursos para reservas ou retê-los com base em orçamento de capital após o pagamento do dividendo mínimo obrigatório. Adotamos uma política de dividendos que estabelece o compromisso da A destinação da parcela do lucro líquido remanescente após a destinação para formação da reserva legal e o pagamento do dividendo mínimo será determinada pela Assembleia Geral com base na proposta da administração, sendo que, caso o saldo das reservas de lucros ultrapasse o capital social, a Assembleia Geral deliberará sobre a aplicação do excesso na integralização ou no aumento do capital social ou, ainda, na distribuição de dividendos adicionais aos acionistas. Não possuímos nenhuma reserva estatutária além das reservas obrigatórias previstas na legislação. Somente podemos destinar recursos para reservas ou retê-los com base em orçamento de capital após o pagamento do dividendo mínimo obrigatório. Adotamos uma política de dividendos que estabelece o compromisso da A destinação da parcela do lucro líquido remanescente após a destinação para formação da reserva legal e o pagamento do dividendo mínimo será determinada pela Assembleia Geral com base na proposta da administração, sendo que, caso o saldo das reservas de lucros ultrapasse o capital social, a Assembleia Geral deliberará sobre a aplicação do excesso na integralização ou no aumento do capital social ou, ainda, na distribuição de dividendos adicionais aos acionistas. Não possuímos nenhuma reserva estatutária além das reservas obrigatórias previstas na legislação. Somente podemos destinar recursos para reservas ou retê-los com base em orçamento de capital após o pagamento do dividendo mínimo obrigatório. Adotamos uma política de dividendos que estabelece o compromisso da PÁGINA: 10 de 404

17 3.4 - Política de destinação dos resultados 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 juros distribuir dividendos ou juros distribuir dividendos ou juros sobre o capital próprio em sobre o capital próprio em sobre o capital próprio em montante inferior a 50% do montante inferior a 50% do montante inferior a 50% do nosso lucro líquido ajustado nosso lucro líquido ajustado nosso lucro líquido ajustado em qualquer exercício, em qualquer exercício, em qualquer exercício, quando assim exigido por quando assim exigido por quando assim exigido por disposição legal ou disposição legal ou disposição legal ou regulamentar ou, ainda, regulamentar ou, ainda, regulamentar ou, ainda, quando recomendável em quando recomendável em quando recomendável em vista da nossa situação vista da nossa situação vista da nossa situação financeira e/ou financeira e/ou 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 de regulatórias, estratégia de regulatórias, estratégia de crescimento, limitações crescimento, limitações crescimento, limitações contratuais e demais contratuais e demais contratuais e demais fatores considerados fatores considerados fatores considerados relevantes pelo nosso relevantes pelo nosso relevantes pelo nosso conselho de administração conselho de administração conselho de administração e pelos nossos acionistas. e pelos nossos acionistas. e pelos nossos acionistas. b) Regras sobre distribuição de dividendos Na AGO realizada em 29 Na AGO realizada em 10 Na AGO realizada em 10 de abril de 2014, nossos de abril de 2013, nossos de abril de 2012, nossos acionistas deliberaram, acionistas deliberaram, acionistas deliberaram adicionalmente, distribuir adicionalmente, distribuir reter parte do lucro líquido parcela de lucros retidos, à parcela de lucros retidos, à do exercício de 2011com débito da conta de débito da conta de base em orçamento de Reserva de Retenção de Reserva de Retenção de capital aprovado naquela Lucros da Companhia no Lucros da Companhia no oportunidade. O valor valor de R$30.046, uma vez valor de R$45.687, uma vez destinado rubrica Reserva que a mencionada que a mencionada de Retenção de Lucros, parcela cumpriu o objetivo parcela cumpriu o objetivo com a finalidade de para o qual foi constituída, para o qual foi constituída, investimentos totalizou não mais se justificando a não mais se justificando a R$ manutenção da retenção manutenção da retenção desse montante. desse montante. O artigo 31 do nosso O artigo 31 do nosso O artigo 31 do nosso estatuto social estabelece estatuto social estabelece estatuto social estabelece um dividendo mínimo um dividendo mínimo um dividendo mínimo obrigatório obrigatório obrigatório correspondente a 25% do correspondente a 25% do correspondente a 25% do nosso lucro líquido nosso lucro líquido nosso lucro líquido ajustado. ajustado. 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 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 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 PÁGINA: 11 de 404

18 3.4 - Política de destinação dos resultados c) Periodicidade das distribuições de dividendos d) Restrições à distribuição de dividendos impostas por legislação ou regulamentação especial aplicável a Companhia, assim como contratos, decisões judiciais, administrativas ou arbitrais. 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). Na AGO realizada em 29 de abril de 2014, 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, imputáveis aos dividendos. 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). 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, imputáveis aos dividendos. 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). Na AGO realizada em 10 de abril de 2012, nossos acionistas deliberaram a distribuição de dividendos no valor total de R$ Equivalente a 79,42% do lucro líquido ajustado de Os juros sobre o capital próprio, imputáveis aos dividendos. Anual. No entanto, de Anual. No entanto, de Anual. No entanto, de acordo com os artigos 22, acordo com os artigos 22, acordo com os artigos 22, s e 32 do nosso estatuto s e 32 do nosso estatuto s e 32 do nosso estatuto social, nosso conselho de social, nosso conselho de social, nosso conselho de administração pode administração pode administração pode declarar dividendos declarar dividendos declarar dividendos intermediários e intermediários e intermediários e intercalares, bem como intercalares, bem como intercalares, bem como juros sobre o capital juros sobre o capital juros sobre o capital próprio, base em balanços próprio, base em balanços próprio, base em balanços semestrais e/ou trimestrais. semestrais e/ou trimestrais. semestrais e/ou trimestrais. Os dividendos Os dividendos Os dividendos intermediários e intermediários e intermediários e intercalares poderão ser intercalares poderão ser intercalares poderão ser imputados ao dividendo imputados ao dividendo imputados ao dividendo mínimo obrigatório. mínimo obrigatório. mínimo obrigatório. A Lei das Sociedades por A Lei das Sociedades por A Lei das Sociedades por Ações permite que nós Ações permite que nós Ações permite que nós suspendamos a suspendamos a suspendamos a distribuição do dividendo distribuição do dividendo distribuição do dividendo obrigatório caso o obrigatório caso o obrigatório caso o Conselho de Conselho de Conselho de Administração informe à Administração informe à Administração informe à Assembleia Geral que a Assembleia Geral que a Assembleia Geral que a distribuição é distribuição é distribuição é incompatível com a sua incompatível com a sua incompatível com a sua condição financeira. O condição financeira. O condição financeira. O Conselho Fiscal, se Conselho Fiscal, se Conselho Fiscal, se instalado, deve emitir seu instalado, deve emitir seu instalado, deve emitir seu parecer sobre a parecer sobre a parecer sobre a recomendação do recomendação do recomendação do Conselho de Conselho de Conselho de Administração. Ademais, Administração. Ademais, Administração. Ademais, o Conselho de o Conselho de o Conselho de Administração deverá Administração deverá Administração deverá apresentar justificativa apresentar justificativa apresentar justificativa PÁGINA: 12 de 404

19 3.4 - Política de destinação dos resultados 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. 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. 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: 13 de 404

20 3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido (Reais) Exercício social 31/12/2013 Exercício social 31/12/2012 Exercício social 31/12/2011 Lucro líquido ajustado , , ,00 Dividendo distribuído em relação ao lucro líquido ajustado 100, , , Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido do emissor 7, , , Dividendo distribuído total , , ,00 Lucro líquido retido 0,00 0, ,00 Data da aprovação da retenção 10/04/ /04/2012 Lucro líquido retido Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Dividendo Obrigatório Ordinária , , ,00 05/06/2012 Juros Sobre Capital Próprio Ordinária , , ,00 05/06/2012 PÁGINA: 14 de 404

21 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) Conforme Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária realizada em 29 de abril de 2014, adicionalmente, 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 Lucros retidos ,00 Reservas constituídas 0,00 0,00 0,00 PÁGINA: 15 de 404

22 3.7 - Nível de endividamento Exercício Social Montante total da dívida, de qualquer natureza Tipo de índice Índice de endividamento 31/12/ ,00 Índice de Endividamento 1, Descrição e motivo da utilização de outro índice PÁGINA: 16 de 404

23 3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Exercício social (31/12/2013) Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total Garantia Real , , , , ,00 Garantia Flutuante , , , , ,00 Quirografárias , , , , ,00 Total , , , , ,00 Observação Garantia Real: Divídas 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 as Demonstrações Financeiras Consolidadas da Companhia. PÁGINA: 17 de 404

24 3.9 - Outras informações relevantes 3.9. Outras informações relevantes 3.1 e - Resultado Líquido Consideramos apenas o Lucro Consolidado do período atribuído aos Controladores a fim de chegarmos à divulgação do resultado líquido por ação divulgado em nossas Demonstrações Financeiras Padronizadas de 31 de dezembro de 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 (três) 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 cumprimento do CPC 41 - Resultado por Ação, parágrafo 64, determina que a alteração efetuada na quantidade de ações, os cálculos por ação destas demonstrações e de quaisquer demonstrações contábeis de períodos anteriores apresentados devem ser divulgados no novo número de ações. PÁGINA: 18 de 404

25 4.1 - Descrição dos fatores de risco 4.1. Descrever fatores de risco que possam influenciar a decisão de investimento, em especial, aqueles relacionados: (em milhares de reais, exceto quando indicado). a) ao emissor: A perda das nossas concessões pode gerar prejuízos em nossos resultados. Nos termos da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, conforme alterada ( Lei das Concessões ), uma concessão está sujeita à extinção antecipada em circunstâncias como: a concessionária deixar de cumprir com qualquer das condições estabelecidas nos contratos de concessão, encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial, anulação do contrato de concessão, falência, extinção da concessionária ou por meio de expropriação, se for de interesse público. Há previsão de penalidade e intervenção no contrato de concessão. Em quaisquer dessas circunstâncias, os ativos vinculados à concessão devem ser revertidos ao Poder Concedente. Apesar do contrato de concessão prever o direito à indenização da concessionária, no caso de extinção de uma concessão, não é possível assegurar, na data deste Formulário de Referência, que o valor de eventual indenização será suficiente para compensar a perda de lucro futuro relativo aos ativos ainda não totalmente amortizados ou depreciados. Para mais informações sobre concessões e datas de vencimento dos contratos de concessão veja o item 7.5(a) deste Formulário de Referência. Da mesma forma, de acordo com a legislação em vigor, no caso de descumprimento, por nós, dos termos das autorizações que permitem o funcionamento de nossas usinas termoelétricas ( UTEs ) e eólicas ( EOLs ), a respectiva autorização pode ser cassada, fato que teria efeito adverso substancial na condução de nossos negócios, resultados operacionais e nossa condição financeira, refletindo no valor de mercado dos valores mobiliários de nossa emissão. A extinção antecipada do contrato de concessão, assim como a imposição de penalidades associadas a tal extinção, pode gerar significativos impactos em nossos resultados e afetar nossa capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras. Segundo a lei brasileira, nossas concessões podem ser renovadas, a critério do Poder Concedente e desde que determinadas condições sejam expressamente aceitas pelas concessionárias, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a modicidade tarifária. Em virtude da discricionariedade do Poder Concedente para a renovação das concessões, nossas subsidiárias poderão enfrentar concorrência significativa de terceiros ao pleitear a renovação dessas concessões ou para obter quaisquer novas concessões. Uma vez que a ANEEL detenha total discricionariedade sobre a renovação das concessões já existentes, a aquisição de determinadas concessões por concorrentes poderia afetar negativamente nossos resultados. A Medida Provisória nº 579/2012 convertida na Lei nº , em janeiro de 2013 deliberou sobre a antecipação da renovação das concessões de geração e transmissão licitadas antes de 13 de fevereiro de 1995 (art. 19 da Lei nº 9.074/1995) e com contratos vencendo entre 2013 e Para estas concessionárias, somente os custos de operação, manutenção, encargos e tributos serão considerados na tarifa, já que os ativos vinculados à prestação do serviço estarão totalmente amortizados. Estas mudanças não atingem os ativos do Grupo EDP, entretanto, elas poderão balizar as regras que serão aplicadas às prorrogações das concessões no futuro. Nossas receitas operacionais podem ser negativamente afetadas por decisões da ANEEL com relação às nossas tarifas. As nossas tarifas são determinadas pela ANEEL, considerando dispositivos dos contratos de concessão baseados na lei brasileira, a qual estabelece um mecanismo de limite de preço que permite ajustes nas seguintes circunstâncias: (i) o reajuste anual, projetado para compensar efeitos da inflação sobre as tarifas e repassar aos consumidores certas mudanças da estrutura de custo que estão fora do nosso controle; (ii) a revisão periódica, que ocorre em períodos que PÁGINA: 19 de 404

26 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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 econômicofinanceiro 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. Nosso crescimento por meio de licitações pode ser adversamente afetado por futuras ações governamentais ou políticas relacionadas a concessões de usinas de geração de energia no Brasil. Nos termos da Lei nº 8.666/93 ( Lei de Licitações ), os editais emitidos pelo Poder Concedente impõem certos requisitos aos participantes interessados nas licitações para novas concessões, incluindo indicadores sobre a estabilidade financeira do participante e/ou de seus acionistas. Não podemos assegurar que seremos capazes de satisfazer todos os requisitos exigidos para adquirir novas concessões ou participar de processos licitatórios. As regras para a licitação de concessões de usinas de geração estão sujeitas a alterações, tanto no âmbito federal quanto estadual. Ademais, não é possível assegurar que os processos licitatórios relativos a novos aproveitamentos de potencial hidráulico irão de fato ocorrer. Caso referidos processos não ocorram ou o potencial seja insignificante ou economicamente inviável e de pouca atratividade para nós, a expansão e diversificação do parque gerador poderão ser comprometidas. Não podemos assegurar a renovação de nossos contratos de concessão. A ANEEL pode, ainda, nos penalizar pelo descumprimento de cláusulas dos contratos de concessão e podemos não recuperar o valor total investido caso quaisquer de nossas concessões sejam extintas. Realizamos as nossas atividades de distribuição e geração de acordo com contratos de concessão celebrados com a ANEEL por períodos que variam de 30 a 35 anos e podem ser renovados, a critério do Poder Concedente, desde que determinadas condições sejam expressamente aceitas pelas concessionárias, de forma a assegurar a continuidade, a eficiência da prestação do serviço e a modicidade tarifária. Tendo em vista o grau de discricionariedade concedido à ANEEL pela Lei de Concessões e pelos contratos de concessão no que diz respeito à renovação das concessões, e dada a falta de precedentes duradouros com relação ao exercício, pela ANEEL, de tal discricionariedade e aplicabilidade da Lei de Concessões, não podemos assegurar que obteremos novas concessões ou que as atuais serão renovadas em termos favoráveis. Adicionalmente, a ANEEL pode impor penalidades que incluem multas significativas (em alguns casos, de até 2% do faturamento correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do correspondente auto 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. PÁGINA: 20 de 404

27 4.1 - Descrição dos fatores de risco Previsões incorretas das necessidades de energia nas áreas de concessão das distribuidoras podem afetar adversamente os nossos resultados operacionais. De acordo com a Lei nº , de 15 de março de 2004, conforme alterada ( Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ) há o risco das distribuidoras de energia elétrica não poderem repassar integralmente aos clientes os custos e despesas das compras de energia, nos casos de erros na previsão da demanda de energia. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um distribuidor de energia deve contratar com antecedência, por meio de licitações públicas, 100% das necessidades previstas em seu contrato para atender ao seu mercado nas respectivas áreas de concessão em um horizonte de cinco anos. Se errar na previsão de demanda e comprar mais ou menos eletricidade do que o necessário e os ajustes permitidos pela legislação não forem suficientes para compensar esses erros de previsão, a distribuidora pode ser impedida de repassar integralmente aos consumidores os custos das compras realizados no mercado de curto prazo (chamado também de mercado spot ) e também poderá ser penalizada por não possuir lastro contratual de 100% de seu consumo. A ocorrência de quaisquer dessas hipóteses poderá gerar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. Podemos não conseguir implementar integralmente nossa estratégia de negócios. A capacidade de implementar nossa estratégia de negócios depende de vários fatores. A estratégia de ampliar a nossa atuação no segmento de geração depende da nossa capacidade de: (i) obter o direito de construir novos projetos de geração por meio de licitações conduzidas de acordo com Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico; (ii) concluir a construção de novos projetos de geração, evitando custos extraordinários decorrentes de atrasos na construção, que excedam o valor de orçamento, problemas de engenharia, ambientais e questões relacionadas à propriedade subjacente, manifestações trabalhistas e outros fatores, nomeadamente em relação a UHE Cachoeira Caldeirão com previsão do início do contrato de comercialização - CCEAR em janeiro de 2017 pelo prazo de 30 anos, a UHE Santo Antônio do Jari, cuja previsão de entrada em operação está para 2015, e a UHE São Manoel, cuja previsão de entrada em operação está para 2018 pelo prazo de 30 anos; e (iii) adquirir ativos de geração hidrelétrica em projeto ou em operação, assim como aumentar a participação em ativos nos quais somos acionistas. A estratégia para desenvolver nossas atividades de comercialização de energia depende da nossa capacidade de: (i) sermos flexíveis para operar em um mercado altamente competitivo; e (ii) gerenciar os riscos de mercado inerentes ao comércio de energia. Podemos não ser capazes de identificar e minimizar riscos relevantes, o que pode prejudicar nossos resultados operacionais da atividade de comercialização. Com relação à distribuição, o sucesso de nossa estratégia depende da capacidade de mantermos investimentos na eficiência operacional. Os preços pelos quais compramos e vendemos energia variam consideravelmente, dependendo, entre outras coisas, de flutuações na demanda devido a fatores econômicos, condições hidrológicas e seus efeitos no abastecimento de energia e da disponibilidade de energia das novas usinas de geração. Podemos não conseguir alterar a regra da ANEEL para a UTE Porto do Pecém I. O mérito do presente risco trata do critério de aferição da indisponibilidade da UTE Porto do Pecém I, empregado nas Regras de Comercialização da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE, que gerou valores elevados de ressarcimento nas exposições financeiras no Mercado de Curto Prazo ( MCP ). É entendimento da empresa Porto do Pecém Geração de Energia S.A., com base no disposto na Subcláusula dos Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEARs, resultantes do Leilão nº 01/2007, no qual a empresa comercializou energia, que na verificação do desempenho da usina sejam considerados os índices de indisponibilidade que PÁGINA: 21 de 404

28 4.1 - Descrição dos fatores de risco superam os índices de referência utilizados no cálculo da garantia física (TEIF e IP), valores esses apurados em uma média móvel de 60 meses da disponibilidade efetiva. No tratamento dado pela CCEE, a apuração da indisponibilidade ocorre a cada período de comercialização, ou seja, em base horária. Tal sistemática de apuração vem sendo praticada desde a entrada em operação comercial da UTE Porto do Pecém I e vem submetendo a empresa a elevados valores de ressarcimento. Entre dezembro de 2012 e novembro de 2013, a empresa contabilizou o montante total de R$254 milhões em ressarcimentos por indisponibilidade. Em 09 de abril de 2013, a Porto do Pecém protocolou pleito na ANEEL buscando solução administrativa para adequação da sistemática de verificação de indisponibilidade, chegando a obter parecer favorável da Procuradoria da ANEEL, em 03 de dezembro de 2013, mas o pleito não foi julgado antes do recesso de fim de ano. Em razão do elevado montante envolvido, a empresa, em 07 de janeiro de 2014, ingressou com uma ação judicial contra a ANEEL, questionando as penalidades incorridas com base na apuração horária. Em 24 de janeiro de 2014, a 15ª Vara Federal do Distrito Federal concedeu Tutela Antecipada à Porto do Pecém suspendendo o cálculo dos custos de indisponibilidade em base horária, com efeito imediato, e determinou que os cálculos fossem efetuados com base na média de 60 meses. Contra a referida decisão, a ANEEL interpôs Recurso e a Porto do Pecém apresentou réplica à contestação da ANEEL. Em 07 de agosto de 2014, a empresa obteve parecer favorável em primeira instância. O processo administrativo prossegue na ANEEL, permanecendo o risco. A construção e implantação das UHE s Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão, e São Manoel envolvem riscos decorrentes de eventos que podem afetar o investimento e a entrada em operação da usina. Em 14 de dezembro de 2012 a Companhia, no leilão A-5 realizado pela ANEEL, obteve a concessão da Usina Hidrelétrica de Cachoeira Caldeirão que será construída no Estado do Amapá, no rio Araguari, o investimento total estimado é de R$ 1,1 bilhão e o início das obras está previsto para 2013 e entrega da energia em janeiro de 2017, pelo prazo de 30 anos. Neste mesmo leilão foi vendida energia adicional da UHE Santo Antônio do Jari, aprovada pela ANEEL em julho de 2011, no Ambiente de Contratação Regulada - ACR de 20,9 MW médios. O início do Contrato de Comercialização de Energia - CCEAR será em janeiro de 2017 pelo período de 28 anos. Em 13 de dezembro de 2013, o consórcio Terra Nova, constituído pela EDP - Energias do Brasil com 66,6% e pela Companhia Furnas Centrais Elétricas S.A. com 33,3%, conquistou a hidrelétrica São Manoel no leilão A-5 realizado pela ANEEL. A hidrelétrica com capacidade instalada de 700 MW será construída na fronteira entre os Estados do Mato Grosso e Pará, no rio Teles Pires, com investimento total estimado de R$ 2,7 bilhões e entrega da energia em maio de 2018, pelo prazo de 30 anos. A construção, implantação e operação das UHE s Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão e 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; PÁGINA: 22 de 404

29 4.1 - Descrição dos fatores de risco problemas de natureza ambiental. A ocorrência de algum dos eventos descritos acima poderão causar efeitos adversos relevantes em nossos negócios e resultados. Poderemos vir a precisar de capital no futuro, por meio da emissão de valores mobiliários, o que poderá afetar o preço das ações de nossa emissão e resultar em uma diluição da participação do investidor nas ações de nossa emissão. Poderemos vir a ter que captar recursos no futuro por meio de operações de emissão pública ou privada de ações ou valores mobiliários conversíveis em ações ou permutáveis por elas. Qualquer captação de recursos por meio da distribuição de ações ou valores mobiliários conversíveis em ações ou permutáveis por elas pode resultar em alteração no preço das ações e na diluição da participação do referido investidor nas ações de nossa emissão. Além disso, não podemos assegurar a disponibilidade de capital adicional ou, se disponível, que o mesmo terá condições satisfatórias. A falta de acesso a capital adicional em condições satisfatórias, inclusive, aumento nas taxas de juros, pode restringir nosso crescimento e desenvolvimento de nossas atividades, o que pode vir a prejudicar nossas atividades, situação financeira e resultados operacionais e, consequentemente, o preço dos nossos valores mobiliários. Nossas dívidas podem ser vencidas antecipadamente. Somos parte em diversos contratos financeiros, vários dos quais nos exigem manter certos índices financeiros ou cumprir outras obrigações específicas. Nossos contratos financeiros possuem obrigações específicas, sendo que qualquer inadimplemento em decorrência da inobservância dessas obrigações que não seja sanado ou renunciado pelos respectivos credores poderá resultar na decisão desses credores em declarar o vencimento antecipado do saldo devedor da respectiva dívida, bem como pode resultar no vencimento antecipado de dívidas de outros contratos financeiros. Nossos ativos e fluxo de caixa podem não ser suficientes para pagar integralmente o saldo devedor de nossos contratos de financiamento, caso ocorra um evento de vencimento antecipado decorrente de inadimplemento, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. Decisões adversas em processos judiciais podem afetar negativamente os resultados das nossas operações. Somos parte em vários processos judiciais e administrativos cíveis, trabalhistas e fiscais, arbitrais e autuações regulatórias e imobiliárias que são ajuizados e/ou instaurados no curso habitual dos nossos negócios. Em 31 de dezembro de 2013, as nossas contingências, relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é possível ou provável, somavam R$ Desse total, aproximadamente 53,4% referem-se a questões fiscais, 13,3% relacionam-se a questões trabalhistas e os 33,3% restantes dizem respeito a outras questões cíveis e comerciais. Em 31 de dezembro de 2013, havíamos estabelecido provisões no valor total de R$ Para uma descrição dos nossos principais processos judiciais, administrativos e arbitrais, veja os itens 4.3 a 4.7 deste Formulário de Referência. Se formos condenados a efetuar pagamentos em montante superior ao das nossas provisões, poderemos ter um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais Uma vez que parte significativa dos nossos bens está vinculada à prestação de serviços públicos, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais. Uma parte significativa dos nossos bens, inclusive a nossa rede de distribuição de energia e parte dos nossos ativos de geração, está vinculada à prestação de serviços públicos. De acordo com a legislação em vigor e com os contratos de concessão, esses bens não estarão disponíveis PÁGINA: 23 de 404

30 4.1 - Descrição dos fatores de risco para liquidação em caso de falência ou penhora para garantir a execução de decisões judiciais, uma vez que devem ser revertidos ao Poder Concedente ao final do prazo do contrato de concessão ou no caso de sua extinção antecipada. Excepcionalmente, e com a devida anuência da ANEEL, poder-se-á penhorar nossos ativos com vistas a honrar suas obrigações, desde que esta garantia não comprometa a operacionalização e a continuidade dos serviços relativos à distribuição e geração de energia elétrica. O valor a que temos direito a título de indenização do Poder Concedente em caso de extinção antecipada de nossas concessões pode ser menor do que o valor de mercado dos bens revertidos. Essas limitações podem reduzir significativamente os valores disponíveis aos nossos acionistas em caso de liquidação, além de poderem ter um efeito negativo em nossa capacidade de obter financiamentos, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. Se não conseguirmos controlar as nossas perdas de energia, os nossos resultados operacionais e a nossa situação financeira poderão ser prejudicados. A Companhia está sujeita a dois tipos de perda de energia: perdas técnicas e perdas não técnicas. As perdas técnicas acontecem no curso normal da distribuição de eletricidade, já que parte da eletricidade que distribui inevitavelmente se dissipa no curso da distribuição. As perdas não técnicas são o resultado de conexões ilegais, fraudes, erro na medição de consumo e de faturamento. O total das nossas perdas (técnicas e comerciais) como porcentagem da energia total requerida em 2013, 2012 e 2011 representou, respectivamente, 9,9%, 10,2% e 10,2% na EDP Bandeirante e 13,2%, 13,7% e 12,8% na EDP Escelsa. Além disso, medidas governamentais futuras em reposta a eventual escassez de energia, tais como a imposição de limites ao consumo de energia implementada por meio do programa de racionamento em 2001, podem resultar em aumentos nas perdas de energia, uma vez que alguns consumidores tentam burlar tais limites por meio de conexões ilegais, roubo e fraude, como ocorrido em Os níveis de perdas de energia reconhecidos pela ANEEL são definidos nos processos de revisão tarifária e aplicados durante o ciclo tarifário. As perdas que excederem os limites estabelecidos pela ANEEL não poderão ser repassadas aos seus consumidores. Como a Companhia não pode repassar aos seus clientes a totalidade dos custos com perdas por meio de aumentos de tarifa, aumentos em nossas perdas podem afetar negativamente a nossa situação financeira e os nossos resultados operacionais. Somos objetivamente responsáveis por quaisquer danos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de energia e as nossas apólices de seguro podem não cobrir estes e outros danos integralmente. De acordo com a legislação brasileira, somos, na qualidade de prestadora de serviços públicos, objetivamente responsáveis por danos diretos e indiretos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de eletricidade, tais como: (i) perdas e danos causados a terceiros em decorrência de falhas na operação de suas usinas, que acarretem indisponibilidade forçada, interrupções ou distúrbios aos sistemas de distribuição e/ou transmissão ou (ii) interrupções ou distúrbios que não possam ser atribuídos a nenhum agente identificado do setor elétrico. Isso significa que podemos ser considerados responsáveis por quaisquer danos, independentemente de culpa ou dolo. As responsabilidades oriundas dessas interrupções ou distúrbios que não são cobertas por nossas apólices de seguro ou que excedam os limites de cobertura podem resultar em custos adicionais significativos, o que poderá causar um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. O valor das indenizações no caso do item (ii) acima e o critério de identificação do agente causador é realizado conforme estabelecido pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico e homologados pela ANEEL. Dependendo da avaliação final do Operador Nacional do Sistema PÁGINA: 24 de 404

31 4.1 - Descrição dos fatores de risco Elétrico, tal fato poderá acarretar efeito substancial e adverso na condução dos nossos negócios, nos nossos resultados operacionais e na nossa condição financeira. A cobertura de seguro da Companhia pode não ser suficiente para cobrir eventuais perdas. Para as empresas com operação ativa, mantemos seguro para perdas resultantes de incêndio, inundações, quebra de máquinas e falta e interrupção de energia em nossas várias subestações, edifícios e instalações e para danos materiais incorridos como resultado de acidentes de transporte. Também contamos com seguro de responsabilidade civil que cobre danos materiais, lesões corporais e danos morais sofridos por terceiros. Para os empreendimentos em construção, os seguros de risco de engenharia são contratados pelos responsáveis pela obra, de acordo com as determinações constantes dos contratos firmados entre as partes, assim como os seguros de responsabilidade civil específicos para os empreendimentos. 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. Nossas obrigações relativas a benefícios definidos podem ser maiores do que estimado atualmente e, como resultado, pode ser que sejamos 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 31 de dezembro de 2013, 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$ e superávit na Energest no valor de R$ Com relação aos benefícios definidos de assistência médica e outros benefícios a aposentados, o valor presente das obrigações atuarias em 31 de dezembro de 2013 soma R$ na EDP Escelsa, R$7.775 na Energest e R$727 na Investco. Na EDP Bandeirante os ativos da Companhia decorrentes de seus planos de pensão do tipo Benefício definido excederam os passivos de seus respectivos planos em R$4.890 mil. Porém, este ativo não foi registrado em decorrência da restrição no reconhecimento desse de acordo com base no CPC 33 (R1). No entanto, se os pressupostos atuariais que adotamos mostrarem-se incorretos, ou em caso de reduções nas taxas de juros por longos períodos de tempo, 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. Medidas governamentais destinadas a controlar a aquisição de propriedades rurais por estrangeiros poderão restringir o desenvolvimento dos nossos negócios e operações. Em agosto de 2010, o Presidente da República aprovou parecer da Advocacia Geral da União que limita a compra de terras no Brasil por estrangeiros e por empresas brasileiras que sejam controladas por estrangeiros. Contrariando o entendimento vigente até então, o novo Parecer veio defender a validade da Lei nº 5.709/71 em face da Constituição Federal de 1988, impondo limites à aquisição e arrendamento de imóveis rurais no Brasil por estrangeiros. A legislação dispõe, por exemplo, que empresas cujo controle do capital social seja detido por estrangeiros, sob pena de nulidade, só podem adquirir propriedades rurais com projeto agrícola, pecuário, industrial ou de colonização aprovado pelas autoridades competentes, até o limite máximo individual de 100 (cem) módulos de exploração indefinida por empresa - medida variável de área definida regionalmente, que varia de 5ha (cinco hectares) a 100ha (cem hectares). A legislação dispõe ainda que a soma das áreas rurais pertencentes a empresas estrangeiras ou PÁGINA: 25 de 404

32 4.1 - Descrição dos fatores de risco controladas por estrangeiros não pode ultrapassar 25% da superfície de um município, sendo que, dentro desses 25%, o total de área detida por estrangeiros ou empresas controladas por estrangeiros de uma mesma nacionalidade não pode exceder o limite de 40%. A aplicação das limitações e restrições previstas na Lei nº 5.709/71 nos exige a observância de novos procedimentos e aprovações prévias para suas operações de aquisição de terras que resultam no aumento dos prazos anteriormente observados em tais processos. Por atualmente já possuirmos mais que 100 módulos de exploração indefinida, todas as novas aquisições, ainda que por meio de operações societárias, poderão exigir inclusive prévia anuência do Congresso Nacional. Também poderemos nos ver obrigados a implementar estruturas societárias alternativas (tais como estruturas em que não mantenhamos o controle societário do veículo adquirente da terra) para permitir a aquisição de novas propriedades. Poderemos vir a enfrentar restrições para realizar determinadas aquisições de propriedades em virtude dos novos limites e restrições, ou ainda, não obter as aprovações necessárias para a aquisição de novas propriedades, o que poderá estender os períodos projetados para investimento ou até inviabilizar novas aquisições, causando impactos adversos em nossos negócios e operações, além de resultar em efeitos adversos em nossos resultados futuros. b) Com relação à sua controladora, direta ou indireta, ou grupo de controle Os interesses dos nossos acionistas controladores podem entrar em conflito com os interesses dos investidores. Os nossos acionistas controladores têm poderes para, entre outras coisas, eleger a maioria dos membros do nosso Conselho de Administração e determinar o resultado de qualquer deliberação que exija aprovação de acionistas, inclusive nas operações com partes relacionadas, reorganizações societárias, alienações, parcerias, e a definição do montante do pagamento de quaisquer dividendos futuros, observadas as exigências de pagamento do dividendo obrigatório impostas pela Lei das Sociedades por Ações. Os acionistas controladores poderão ter interesse em realizar aquisições, alienações, parcerias, buscar financiamentos ou operações similares que podem entrar em conflito com os interesses dos investidores. Nosso acionista controlador poderá optar pelo cancelamento da negociação de nossas ações no Novo Mercado, o que poderia implicar alteração da liquidez e do preço de nossas ações além de alteração dos direitos de nossos acionistas minoritários. Além disso, é possível que o cancelamento da negociação de nossas ações no Novo Mercado ocorra por motivos alheios à nossa vontade. Podemos, a qualquer momento, requerer o cancelamento de nossa listagem no Novo Mercado, desde que tal deliberação seja aprovada em Assembleia Geral por acionistas que representem a maioria das nossas ações, e desde que a BM&FBOVESPA seja informada por escrito com, no mínimo, 30 dias de antecedência. Nossa saída do Novo Mercado não implicará a perda da nossa condição de companhia aberta registrada na BM&FBOVESPA. O preço da OPA (Oferta Pública de Aquisição de Ações) corresponderá, no mínimo, ao valor econômico apurado, mediante elaboração de laudo de avaliação por empresa especializada e independente do nosso poder de decisão, dos nossos administradores ou acionistas controladores, com experiência comprovada, que será escolhida pela Assembleia Geral a partir de lista tríplice apresentada pelo Conselho de Administração, devendo a respectiva deliberação ser tomada por maioria absoluta de votos das ações em circulação dos acionistas presentes, não se computando os votos em branco. Referida Assembleia, se instalada em primeira convocação, deverá contar com a presença de acionistas que representem, no mínimo, 20% do total de ações em circulação ou, se instalada em segunda convocação, com a presença de qualquer número de acionistas representantes das ações em circulação. Os custos de elaboração de referido laudo deverão ser integralmente suportados pelo ofertante. Nos termos do Regulamento de Listagem do Novo Mercado, caso o nosso controle seja alienado nos 12 meses subsequentes à saída do Novo Mercado, o comprador e o acionista PÁGINA: 26 de 404

33 4.1 - Descrição dos fatores de risco controlador alienante, conjunta e solidariamente, deverão oferecer aos demais acionistas a aquisição de suas ações pelo preço e nas condições obtidas pelo acionista controlador alienante, devidamente atualizado. Após uma eventual saída do Novo Mercado, não poderemos solicitar a listagem de valores mobiliários de nossa emissão no Novo Mercado pelo período de dois anos subsequentes ao cancelamento, a menos que ocorra uma alienação do nosso controle após nossa saída do Novo Mercado. Os titulares de nossas ações poderão não receber dividendos. O nosso Estatuto Social dispõe que uma quantia equivalente a 25% do lucro líquido anual ajustado, conforme reduzido pelas destinações à reserva legal e à reserva para contingências (se houver), e conforme acrescido da reversão de valores da reserva para contingências anteriormente formuladas (se houver), deverá estar disponível para distribuição a título de dividendo ou pagamento de juros sobre capital próprio, em qualquer exercício social. Ademais, o dividendo obrigatório poderá ser limitado à parcela realizada do lucro líquido. Esta quantia representa o dividendo obrigatório. A respeito da exigência do pagamento do dividendo obrigatório, podemos optar por não pagar dividendos aos nossos acionistas em qualquer exercício fiscal se o nosso Conselho de Administração determinar que essas distribuições não seriam aconselháveis em vista de nossa condição financeira. Nossa assembleia de acionistas pode mudar a nossa política de dividendos a qualquer momento. c) Com relação aos seus acionistas À exceção dos riscos indicados no item 4.1. letra (b) acima, acreditamos não haver outros riscos relevantes relacionados a nossos acionistas. d) Com relação às suas controladas ou coligadas Risco de Crédito de Controladas Estamos expostos a risco de crédito, principalmente quanto às controladas EDP Bandeirante e EDP Escelsa, que concentram contas a receber de consumidores. Para mais informações, veja o item 5.1. deste Formulário de Referência. Além disso, garantimos 100% da linha de crédito contraída pela nossa coligada EDP Renováveis S.A. ( EDP Renováveis ) perante o BNDES, no valor de R$ milhões. Na hipótese da EDP Renováveis não honrar suas obrigações financeiras perante o BNDES poderemos ser obrigados a honrar referido débito, o que teria um efeito negativo relevante sobre nossa situação financeira e resultados operacionais. Algumas controladas possuem covenants financeiros que podem interferir na nossa capacidade de distribuir de dividendos. Somos uma sociedade de participação (holding), de modo que nossa receita constitui-se, quase que exclusivamente em distribuições de nossas controladas na forma de dividendos e juros sobre capital próprio. Algumas das nossas controladas estão sujeitas a determinados contratos de financiamento que restringem a sua capacidade de fazer distribuições de dividendos e de juros sobre capital próprio. Ademais, a ANEEL pode limitar a capacidade das nossas controladas concessionárias de fazer distribuições a nós. Essas restrições podem reduzir o valor dos dividendos que estaria de outra forma, disponível para distribuição aos detentores de nossas ações. e) Com relação aos seus fornecedores Não há riscos dignos de menção associados aos fornecedores. PÁGINA: 27 de 404

34 4.1 - Descrição dos fatores de risco f) Com relação aos seus clientes Nossa capacidade de receber pagamentos devidos por nossos clientes poderá ser prejudicada, caso sua capacidade de pagamento se deteriore. O contas a receber das nossas controladas de geração, distribuição e comercialização de energia elétrica, depende da contínua capacidade creditícia dos nossos clientes, do nosso controle de risco e da nossa capacidade de cobrar as quantias em aberto. Em 31 de dezembro de 2013, o contas a receber de clientes vencido, das controladas do segmento de distribuição de energia elétrica, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, totalizou R$ , representando 7,5%do somatório da receita operacional líquida do exercício de 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. g) Com relação aos setores da economia nos quais atuamos Risco de escassez de energia elétrica. A matriz energética brasileira é predominantemente hídrica e um período prolongado de escassez de chuva reduziria o volume de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas, podendo ocasionar aumento no custo de aquisição de energia no mercado de curto prazo e na elevação nos valores de encargos de sistema elétrico em decorrência do aumento do despacho das usinas termoelétricas. Numa situação extrema, como ocorrido no Brasil no ano de 2001, poderia vir a ser adotado programa de racionamento que implicaria em redução de receita. Tendo em vista que as atividades de nossas controladas são reguladas, os fatores de risco referentes aos nossos segmentos de atuação estão indicados no subitem h abaixo, relacionado a riscos de regulação. No caso de um cenário hidrológico atípico e com baixas médias pluviométricas podem causar o acionamento de racionamento de energia elétrica, consequentemente impactar os resultados da companhia. Não podemos assegurar que períodos com médias pluviométricas baixas ou extremamente baixas não afetarão adversamente o nosso resultado operacional no futuro. O Operador Nacional do Sistema - ONS observou que o Sistema Interligado Nacional - SIN, no início de 2014, possui um cenário hidrológico atípico e com baixas médias pluviométricas. No caso de ocorrer um novo racionamento poderá ser estabelecido um percentual de redução compulsória no consumo de energia elétrica, imposto pelo governo aos consumidores, consequentemente essa medida causaria uma perda de receita as distribuidoras, que tem sua receita auferida com base no mercado realizado vezes as tarifas fixadas nos processos tarifários. Essa medida pode causar um desequilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, uma vez que as distribuidoras não conseguirão recuperar a receita necessária para cumprir com suas obrigações na prestação do serviço, cabendo a elas solicitar uma Revisão Tarifária Extraordinária objetivando o reequilíbrio. 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 ANEEL e pelo MME. A ANEEL, o MME e outros órgãos fiscalizadores têm, historicamente, exercido PÁGINA: 28 de 404

35 4.1 - Descrição dos fatores de risco um grau substancial de influência sobre os nossos negócios, inclusive a influência sobre as modalidades e os termos e condições dos contratos de compra venda de energia que estamos autorizados a celebrar. Nos últimos anos, o Governo Federal implantou novas políticas para o setor de energia, como a Medida Provisória 144/2003, convertida na Lei 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. Recentemente o Governo Federal inseriu modificações relevantes nas regulamentações que incidem sobre o setor de energia elétrica, em particular, a Medida Provisória MP 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. Em linhas gerais, a Medida Provisória convertida em Lei, reduziu as contas de energia elétrica para todo o Brasil em média 20,2%, e decorre de duas frentes: (i) Renovação das Concessões (redução em torno de 13,2%); e (ii) Redução de Encargos Setoriais (redução em torno de 7%). 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. Projeto de reforma das agências reguladoras. Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle social das Agências Reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre outros pontos, a criação: (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os Ministérios a que estiverem vinculadas; e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela qualidade dos serviços prestados e acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações dos usuários, seja contra a atuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo Presidente da República. Caso a mencionada lei entre em vigor, o Poder Concedente, sobretudo o MME, poderá ter maior atuação e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas não afetarão negativamente, de alguma forma as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a Companhia. Estamos sujeitos a numerosas leis e regulamentações de segurança, saúde e meio ambiente que podem resultar em mais responsabilidades e mais dispêndios de capital. Nossas atividades de geração e distribuição estão sujeitas a uma rigorosa legislação de segurança, saúde e meio ambiente nas esferas Federal, Estadual e Municipal, como também à fiscalização das agências governamentais responsáveis pela implementação desta legislação e políticas correlatas. Esta legislação requer que nós, entre outras coisas, obtenhamos licenças ambientais para a construção de novos empreendimentos ou para a instalação e operação de novos equipamentos necessários para nossas atividades. As regras são complexas e podem mudar com o tempo, dificultando ou até mesmo impossibilitando a nossa capacidade de cumprir as exigências aplicáveis, o que impediria as operações atuais ou futuras de geração, transmissão e distribuição. Pessoas físicas, organizações não governamentais e o público em geral têm o direito de comentar e, de outra forma, acompanhar o processo de licenciamento, podendo inclusive propor medidas judiciais para suspendê-lo ou cancelá-lo, ou incitar as autoridades públicas para que o façam. Além disso, agências governamentais podem aplicar sanções contra nós, no caso de não cumprirmos a legislação de segurança, saúde e meio ambiente. Estas sanções podem incluir, entre outras, a imposição de multas, o cancelamento de licenças e até mesmo a paralisação de obras e atividades. Além disso, o não cumprimento desta legislação pode também acarretar sanções criminais contra nós e nossos administradores, independentemente da obrigação de reparar ou indenizar os eventuais danos causados. O PÁGINA: 29 de 404

36 4.1 - Descrição dos fatores de risco cumprimento da legislação de segurança, saúde e meio ambiente pode nos forçar a incorrer dispêndios de capital e, por conseguinte, desviar recursos dos investimentos planejados, o que poderá ter efeito negativo em nossa situação financeira e resultados operacionais. Alterações nas leis e regulamentos ambientais podem afetar de maneira adversa os negócios das empresas do setor de energia elétrica, inclusive a nós. As empresas do setor elétrico estão sujeitas a uma rigorosa legislação ambiental nas esferas federal, estadual e municipal no tocante, dentre outros, às emissões atmosféricas e às intervenções em áreas especialmente protegidas. Tais empresas necessitam de licenças e autorizações de agências governamentais para a condução de suas atividades. Na hipótese de violação ou não cumprimento de tais leis, regulamentos, licenças e autorizações, as empresas podem sofrer sanções administrativas, tais como multas, interdição de atividades, cancelamento de licenças e revogação de autorizações, e/ou estarem sujeitas a sanções criminais (inclusive seus administradores). O Ministério Público poderá instaurar inquérito civil e/ou desde logo promover ação civil pública visando o ressarcimento de eventuais danos ao meio ambiente e terceiros e a paralização das operações. As agências governamentais ou outras autoridades podem também editar novas regras mais rigorosas ou buscar interpretações mais restritivas das leis e regulamentos existentes, que podem obrigar as empresas do setor de energia elétrica, incluindo a nós, a gastar recursos adicionais na adequação ambiental, inclusive obtenção de licenças ambientais para instalações e equipamentos que não necessitavam anteriormente dessas licenças ambientais. As agências governamentais ou outras autoridades podem, ainda, atrasar de maneira significativa a emissão das licenças e autorizações necessárias para o desenvolvimento dos negócios de empresas do setor elétrico, inclusive do nosso, causando atrasos em cronogramas de implantação de projetos e gerando, consequentemente, efeitos adversos nos nossos negócios e resultados. Qualquer ação neste sentido por parte das agências governamentais poderá afetar de maneira negativa os negócios do setor de energia elétrica e ter um efeito adverso para os nossos negócios e resultados. Consumidores usuários de nossa rede 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 auto-produção de energia, o que, em qualquer caso, poderá afetar substancial e adversamente os nossos resultados operacionais. Adicionalmente, a TUSD é uma tarifa estabelecida pela ANEEL com base nos investimentos prudentes realizados, nos custos operacionais para manutenção e operação da rede, em anuidades regulatórias para os custos com aluguéis, veículos e sistemas de informática e de receitas irrecuperáveis, apurados na revisão tarifária e atualizados nos processos de reajustes tarifários, de modo que os nossos resultados operacionais poderão ser adversamente afetados na medida em que a TUSD não seja adequadamente reajustada pela ANEEL. A ocorrência de danos ambientais envolvendo nossas atividades pode nos sujeitar ao pagamento de substanciais custos de recuperação ambiental e indenizações, que podem afetar negativamente os nossos negócios e o valor de mercado dos valores mobiliários de nossa emissão. As atividades do setor de energia podem causar significativos impactos negativos e danos ao meio ambiente. A legislação federal impõe àquele que direta ou indiretamente causar degradação ambiental o dever de reparar ou indenizar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados, independentemente da existência de culpa. A legislação federal também prevê a desconsideração da personalidade jurídica da empresa poluidora, bem como PÁGINA: 30 de 404

37 4.1 - Descrição dos fatores de risco responsabilidade pessoal dos administradores, para viabilizar o ressarcimento de prejuízos causados à qualidade do meio ambiente. Como consequência, os sócios e administradores da empresa poluidora poderão ser obrigados a arcar com o custo da reparação ambiental. O pagamento de substanciais custos de recuperação do meio ambiente e indenizações ambientais pode vir a ter um efeito adverso para nós e para o valor de mercado de nossos valores mobiliários. Apesar de não haver previsão expressa em lei, a doutrina majoritária entende que a pretensão reparatória do dano ambiental não está sujeita á prescrição. A concentração da matriz energética do setor elétrico brasileiro, o impacto de uma potencial falta de eletricidade e o consequente racionamento de energia elétrica poderá ter um efeito adverso sobre os nossos negócios e resultados. O setor elétrico brasileiro, cuja matriz energética ainda é concentrada na geração hidrelétrica de energia, que representa 67,9% da capacidade instalada (posição em dezembro/2013 fonte: ANEEL), enfrenta uma restrição natural à expansão de sua capacidade de geração, posto que não é possível adicionar UHEs ao sistema além do potencial disponível para aproveitamento. Para a geração existente, o controle do nível dos reservatórios efetuado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) busca otimizar o nível de água disponível para geração hidrelétrica em cada uma das usinas associadas aos respectivos reservatórios, além de manter certa quantidade de água em reserva, para situações de redução significativa nas vazões afluentes, para mitigação de risco hidrológico. O setor elétrico brasileiro é, portanto, sensível a fatores naturais, como enchentes e escassez de chuvas, que afetam a capacidade geradora de energia, e às restrições do sistema interligado de transmissão de energia no País, que eventualmente podem impedir o total aproveitamento do potencial de geração de energia brasileiro. A baixa média pluviométrica nos anos imediatamente anteriores a 2001, aliada à falta de expansão da capacidade instalada do Sistema Interligado Nacional ( SIN ), não compatíveis com os aumentos na demanda que se verificavam, resultaram na redução acentuada dos níveis dos reservatórios nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do País. Diante dessa condição adversa, em 15 de maio de 2001, o Governo Federal implantou um programa de redução do consumo de energia, que ficou conhecido como Programa de Racionamento. Naquela ocasião, o Programa de Racionamento estabeleceu índices de redução de consumo de energia para Consumidores Livres, comerciais e residenciais, que variavam de 15,0% a 25,0%, e durou de junho de 2001 a fevereiro de Após este período, o Brasil enfrentou uma baixa pluviométrica, a qual afetou o preço da energia vendida. Não podemos assegurar que períodos com médias pluviométricas baixas ou extremamente baixas não afetarão adversamente o nosso resultado operacional no futuro. O SIN observou, no início de 2014, um cenário hidrológico atípico e com baixas médias pluviométricas. Caso o Brasil passe por mais um período de potencial ou efetiva escassez de energia elétrica, o Governo Federal poderá colocar em prática políticas e medidas que poderão ter efeito substancial e adverso na condução dos nossos negócios, nos nossos resultados operacionais e na nossa condição financeira, bem como no valor de mercado dos valores mobiliários de nossa emissão. A garantia física das usinas hidrelétricas pode sofrer redução. A receita de companhias hidrelétricas de geração no Brasil depende da quantidade máxima de energia associada ao empreendimento, que poderá ser utilizada para comercialização por meio de contratos no ACL ou ACR, e é definida como garantia física. De acordo com o Decreto nº 2.655, de 2 de julho de 1998, a cada usina hidrelétrica participante do SIN corresponderá a um montante de garantia física, mediante mecanismo de compensação da energia efetivamente gerada. A garantia física relativa a cada usina participante do PÁGINA: 31 de 404

38 4.1 - Descrição dos fatores de risco Mecanismo de Realocação de Energia ( MRE ) constituirá o limite de contratação para os geradores hidrelétricos do sistema e será revista a cada cinco anos, ou na ocorrência de eventos relevantes. As revisões não poderão implicar redução superior a 5% do valor estabelecido na última revisão, limitadas as reduções, em seu todo, a 10% do valor de base, constante do respectivo Contrato de Concessão. Não temos como garantir que a garantia física de usinas hidrelétricas não será reduzida a partir de 2015, e que nosso resultado não será adversamente afetado na medida em que a garantia física das usinas seja reduzida. As revisões da garantia física para o caso de modificação comprovada das características técnicas do empreendimento será feita com base nas novas informações do Projeto Básico revisado e aprovado pela ANEEL. i) Com relação aos países estrangeiros onde a Companhia atua Não aplicável, pois não atuamos em países estrangeiros. PÁGINA: 32 de 404

39 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 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. Anualmente, cada fator de risco é documentado/atualizado em uma ficha específica na qual são avaliados o impacto e a vulnerabilidade do risco. Nesta ficha, também são identificadas as formas de tratamento deste fator sejam por controles já existentes ou por planos de ação acordados com os respectivos responsáveis pelas áreas de abrangência dos riscos ( risk owners ) para mitigar a vulnerabilidade ao risco. 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 de negócios, 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. Devido ao atual cenário hidrológico e energético nossa exposição aos riscos desta natureza é incrementado. Contudo para os demais riscos, acreditamos que os atuais níveis de exposição são mantidos, devido aos atuais controles implementados. PÁGINA: 33 de 404

40 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) Nós e nossas controladas somos parte em diversos processos administrativos, judiciais e arbitrais envolvendo tributos, obrigações trabalhistas, responsabilidade civil, ambiental e regulatória, dentre outros. Em 31 de dezembro de 2013, o valor consolidado dos processos em que nós e nossas controladas figurávamos como parte representava uma contingência relacionada a ações judiciais, processos administrativos, arbitrais, autuações regulatórias e imobiliárias cuja probabilidade de perda é possível e provável de aproximadamente, R$ 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 EDP Bandeirante possui diversos processos de natureza cível, tributária e trabalhista, os quais nós e a EDP Bandeirante entendemos ser de expectativa de perda remota, nos quais os valores não estão inseridos no valor total das contingências demonstrado a seguir, em função da natureza subjetiva dos pedidos a eles relativos, e nós e a EDP Bandeirante estimamos não representar contingência relevante. Os litígios mais relevantes para os nossos negócios e de suas controladas, assim considerados aqueles que tenham em sua pretensão, ainda que dissonante do entendimento majoritário, valor superior a R$ ou que tenham potencial de dano a nossa imagem, e que estejam classificados como possível ou provável são descritos abaixo: Processos de natureza Cível, Arbitral e Regulatória As empresas do nosso conglomerado figuram como parte em diversos processos judiciais e administrativos que versam sobre matéria cível, arbitral e regulatória, os quais, em 31 de dezembro de 2013, representavam contingências relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é possível ou provável de aproximadamente 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: 34 de 404

41 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. EDP Bandeirante e EDP Escelsa Processo nº: ( ) a) Juízo Fórum CENTRAL DE SÃO PAULO - JOÃO MENDES JUNIOR - 40ª VARA CÍVEL da Comarca de SÃO PAULO b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração d) Partes do processo 03/08/2007 Autora: RTR Serviços Financeiros Ltda. Ré: Bandeirante Energia S.A. e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver R$ Em 03/08/2007, a empresa RTR ajuizou ação indenizatória em face da Bandeirante, com pedido de condenação da 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. Após a apresentação de defesa pela Bandeirante em 26/09/2007, foi requerida a realização de prova pericial contábil pelas partes. Tendo em vista que já foi realizado o pagamento dos honorários do perito nomeado pelo juízo, aguarda-se o início dos trabalhos periciais. Possível Puramente financeiro, mediante o ressarcimento dos valores questionados. Não há Processo nº: ( ) a) Juízo Fórum Central do Rio de Janeiro - 10ª Vara Cível da Comarca de Rio de Janeiro b) Instância 2ª Instância c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: White Martins S.A. Ré: Bandeirante Energia S.A. R$ A Bandeirante Energia S.A. figura como Ré na Ação Ordinária proposta pela S.A. WHITE MARTINS e pela WHITE MARTINS GASES INDUSTRIAIS S.A., alegando a ilegalidade da cobrança efetuada pela Bandeirante Energia S.A., no período compreendido entre março/86 e novembro/86, referente a uma tarifa majorada PÁGINA: 35 de 404

42 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver dos consumidores industriais, sustentada pela Portaria 45 do DNAEE e pleiteando a redução de 16,6% sobre o valor cobrado em razão do consumo de energia. Após a apresentação de defesa pela Bandeirante em 28/02/2011 e, percorridos os trâmites legais, a ação foi Julgada procedente em parte para declarar a ilegalidade dos aumentos de tarifa de energia elétrica a partir da Portaria 153 de 26/11/86, que foram impostos como reflexo do aumento ilegal derivado da portaria 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 Bandeirante e não apenas, como seria de rigor, sobre o consumo de energia elétrica, e isto porque a 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 Bandeirante Energia serviços à White Martins, permitindolhe 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 Bandeirante Energia 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 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 45, de 03/03/1986, e 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 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 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$10,5 milhões pelo Juiz de 1º grau, ora em fase de início dos trabalhos periciais. Existem recursos pendentes perante o Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro e no Superior Tribunal de Justiça discutindo a questão. Provável Puramente financeiro, mediante o ressarcimento dos valores questionados. R$ PÁGINA: 36 de 404

43 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: a) Juízo 3ª Vara Federal da Seção Judiciária do Estado de Minas Gerais b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração d) Partes do processo Autor: ADIC Associação de Defesa de Interesses Coletivos Réus: ANEEL, Bandeirante Energia S/A e Espírito 45 outras concessionárias de energia e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado se houver R$ (Bandeirante Energia S.A.) R$ (Espírito Santo Centrais Elétricas Escelsa). 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 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. Recentemente, foi julgado o conflito de competência no STJ, o qual resultou na declaração de competência da 3ª Vara Federal de Belo Horizonte para julgar as demandas coletivas que versam sobre a Parcela A. Possível Ressarcimento das diferenças supostamente devidas aos consumidores. A companhia, contudo, não acredita na tese articulada pela associação autora. Não há Processo: nº: (Número novo: ) a) Juízo 7ª Vara Cível do Estado de Rio de Janeiro b) Instância 2º Instância c) Data de instauração d) Partes do processo 03/10/2006 Autor: White Martins Gases Industriais Ltda. Réus: Bandeirante Energia S/A PÁGINA: 37 de 404

44 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: nº: (Número novo: ) e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver R$ Tal valor corresponde ao montante atualizado que a Bandeirante foi condenada a restituir à White Martins, conforme constou expressamente em sentença. Em 03/10/2006, 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 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 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 Bandeirante, caso o juízo entendesse pela existência de reflexos do aumento tarifário instituído pelas Portarias 38/86 e 45/86 do DNAEE nas tarifas posteriores ao período de congelamento. A 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 10ª Vara Cível do Rio de Janeiro (processo nº ). Sendo assim, condenou a Bandeirante ao pagamento da quantia de R$45.392, acrescida de correção monetária e juros de mora, a partir de A 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 153/1986, os quais restaram rejeitados. Atualmente, aguardamos o julgamento dos recursos interpostos por ambas as partes perante o Superior Tribunal de Justiça. Possível Puramente financeiro, mediante o ressarcimento dos valores questionados. Não há Processo: nº: a) Juízo 15ª Vara Federal do Tribunal de Brasília b) Instância 1º Instância c) Data de instauração d) Partes do processo 16/09/2010 Autor: ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (representando a Bandeirante Energia S.A. e a Escelsa - Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. Réus: Superintendente de Fiscalização Econômica e Financeira da ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) PÁGINA: 38 de 404

45 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: nº: e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Valor da contingência: R$32.648(Bandeirante Energia S.A.) R$ (Espírito Santo Centrais Elétricas - Escelsa) O valor da contingência diz respeito a uma estimativa do valor do repasse que deveria ser feito por cada concessionária, na hipótese de condenação. O cálculo do valor da contingência tomou por base as premissas constantes do Despacho nº 2.517/2010 da ANEEL. Em 15/09/2009, a ABRADEE, representando as distribuidoras de energia elétrica do país, impetrou o Mandado de Segurança contra o despacho SFF/ANEEL nº 2.517/2010, com pedido de liminar para suspensão do referido ato. O mencionado despacho impõe aos agentes de distribuição e de geração de energia elétrica um novo pagamento não previsto no Acordo de Reembolso de Energia Livre firmado pelas partes em 2002, resultante de um recálculo, retroativo ao ano de 2002, de percentuais de repasse de recursos já executados em dezenas de prestações mensais já vencidas e pagas há vários anos, sujeitando tais agentes à qualificação como inadimplentes intra-setoriais, na hipótese de não pagamento do montante previsto no despacho. Inicialmente, após a impetração do Mandado de Segurança, o juiz de primeiro grau condicionou a apreciação do pedido liminar de suspensão do despacho da ANEEL ao depósito dos valores previstos no referido ato. Contra tal decisão, a ABRADEE interpôs recurso de Agravo de Instrumento, por meio do qual foi suspensa a eficácia do Despacho nº 2.517/2010, até a apreciação do pedido de liminar. Após a concessão do efeito suspensivo nos autos do recurso interposto pela ABRADEE, o juiz de primeiro grau apreciou o pedido inicial e deferiu a liminar para suspensão do despacho da ANEEL, bem como determinou a citação de todas as geradoras. Foi proferida sentença julgando extinto o feito, sem resolução de mérito, contra a qual interpusemos recurso de Apelação, recebido no duplo efeito. Adicionalmente foi ajuizada ação ordinária com o mesmo objeto, a qual foi extinta sem resolução de mérito. Contra a referida decisão foi interposto recurso de apelação. Atualmente, aguarda-se o julgamento dos recursos de Apelação interpostos contra as sentenças de extinção do Mandado de Segurança e da Ação Ordinária. g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Possível Puramente financeiro, mediante o pagamento do recálculo, retroativo ao ano de 2002 Não Há Processo: nº: a) Juízo 15ª Vara Federal do Tribunal de São Paulo b) Instância 1º Instância c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos 12/12/2002 Autor: Bandeirante / Escelsa / Enersul e Outras 16 empresas representadas pela ABRADEE - Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica Réus: Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL R$ Trata-se de ação ordinária, promovida por diversas concessionárias de energia elétrica, com o objetivo de suspender liminarmente os efeitos da resolução Aneel 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 PÁGINA: 39 de 404

46 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: nº: 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. 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. O laudo foi apresentado 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 Juntada petição do perito apresentando manifestação acerca do Agravo Retido e pugnando pela improcedência de todos os pedidos formulados; declaração de preclusão do Agravo Retido e realização de providência diante da tentativa de fraude processual. Em 01/08/2013 foi ordenada vistas ao MPF. Em 07/10/2013 o MPF se manifestou opinando pela improcedência dos pedidos da autora. Desde 11/10/2013 autos conclusos para sentença. g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver 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 de sucumbência da Bandeirante. Há, contudo, em virtude do elevado valor 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 sucumbências, por parte da companhia. Não Há Investco Processo: 2968/2002 a) Juízo 3ª Vara Cível da comarca de Palmas b) Instância Primeira c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos 10/09/2002 Autor: 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 S/A R$ f) Principais fatos Trata-se de execução de obrigação de fazer em que a exequente requer que a Investco promova obras de escavação do canal para atracamento de barcaças de, no mínimo, 250 m³ de capacidade de carga e construção de acesso viário adequado com ampliação da largura da pista, duplicação da ponte sobre o Ribeirão Água Fria PÁGINA: 40 de 404

47 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes e construção de bueiros que suportem o trafego intenso de caminhões pesados, ou, na impossibilidade, resolução em perdas e danos. A Investco, em sua defesa, opôs embargos à execução, os quais suspenderam o curso da execução. Aguarda-se a retomada do andamento do processo e julgamento do feito. 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) a) Juízo 1º Vara Cível do Estado do Tocantins b) Instância 3º instância c) Data de instauração 27/02/2002 d) Partes do processo Autor: Associação de Transportes Fluviais de Porto Nacional ASTRAFLU e) Valores, bens ou direitos envolvidos Réu: Investco S.A 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. f) Principais fatos 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 a companhia. Em face da referida decisão, foi interposto recurso de Apelação pelo autor, ao qual foi negado provimento. Atualmente companhia 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. Não Há Processo: 3532/2002 a) Juízo 1ª Vara da fazenda e registros públicos do Estado do Tocantins b) Instância 1º instância c) Data de 01/04/2002 instauração d) Partes do processo Autor: Justina Ferreira da Conceição Guimarães Réu: Investco S.A, Instituto de Terras do Estado do Tocantins - ITERTINS e Instituto Natureza do Tocantins - NATURATINS e) Valores, bens ou R$ Valores apurados de acordo com os pedidos do autores considerando direitos envolvidos valores de áreas ( jazidas), equipamentos, lucros cessantes e danos morais e valores PÁGINA: 41 de 404

48 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes arbitrados pelos tribunais em tais condenações. f) Principais fatos 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. Após a distribuição da ação e apresentação de contestação, os autos permanecem com o Ministério Público aguardando andamento. Atualmente, aguarda-se manifestação do Naturatins e Itertins. 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 Não Há Energest Processo: a) Juízo 13ª Vara Cível da comarca de Campo Grande b) Instância 2º Instância c) Data de 10/11/2011 instauração d) Partes do processo Autor: LG Engenharia, Construção e Comércio Ltda Réu: Castelo Energética S/A CESA (Energest) e) Valores, bens ou R$ direitos envolvidos f) Principais fatos 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 GenerationLtda, (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 PÁGINA: 42 de 404

49 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes g) Chance de perda Remoto requerendo o julgamento do feito no estado que se encontra. h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Puramente financeiro, relativo ao pagamento de indenização Não Há EDP Energias do Brasil Processo: a) Juízo 4º VARA FEDERAL b) Instância 1º Instância c) Data de 22/05/2013 instauração d) Partes do processo Autor: Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Energia Elétrica APINE (empresas representadas: EDP Energias do Brasil, Energest, Pantanal, Lajeado Energia, Investco, Enerpeixe, PCH Santa Fé, PCH Costa Rica e Porto de Pécem I, Associação Brasileira de Geração de Energia Elétrica - ABRAGELLG e) Valores, bens ou direitos envolvidos Réu: União Federal R$ Referente R$ (Empresas de Geração Hídrica) e R$ (Energia Pecem) f) Principais fatos As empresas de geração e comercialização 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 g) Chance de perda Possível 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. h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Puramente financeiro, relativo ao pagamento de indenização Não Há PÁGINA: 43 de 404

50 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processos Trabalhistas Nós e nossas controladas figuramos como parte em diversos processos judiciais que versam sobre matéria trabalhista, os quais em 31 de dezembro de2013, representavam contingências relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é possível ou provável de, aproximadamente, R$ , dos quais R$ encontravam-se provisionados. Dentre as diversas ações de reclamações trabalhistas destacam-se 32 processos coletivos na empresa Escelsa, relativos a alterações realizadas no Plano de Cargos e Salários, entre os anos de 2002 e Em 30 de junho de 2013, foi celebrado acordo com 95% dos trabalhadores representados pelo Sindicato da categoria, no montante de R$21.583, homologado em julho de 2013 pela Juíza da 4º Vara dotrabalho de Vitória e liquidado em agosto de Em razão do referido acordo constituiu-se no exercício a provisão e pagamento no valor de R$ a débito da rubrica de gastos operacionais gerenciáveis - Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas. Adicionalmente, aguardam-se cálculos dos demais colaboradores que ainda não aderiram ao acordo, no montante estimado provisionado de R$420 em 31 de dezembro de De maneira geral, os processos trabalhistas em que nós e nossas controladas somos parte versam sobre horas extras, férias, Fundo de Garantia do Tempo de Serviço (FGTS), 13º salário, adicional de periculosidade, equiparação salarial, responsabilidade subsidiária envolvendo empresas prestadoras de serviços, planos de demissão voluntária e planos de aposentadoria, entre outros. Processo relevante na Escelsa Processo: a) Juízo Vara do Trabalho da comarca de Nova Venécia b) Instância 1ª Instância c) Data de instauração 13/11/2009 d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos f) Principais fatos Autor: Ministério Público do Trabalho Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A ESCELSA e Delta Eletrificações e Serviços Ltda. R$553 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 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 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. 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. Aguardando distribuição perante o TST. g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo Possível Pagamento de indenização a ser fixada. PÁGINA: 44 de 404

51 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: i) Valor provisionado, se houver Não há Processos Tributários O valor dos processos administrativos e judiciais, que versam sobre matéria tributária, totalizava, em 31 de dezembro de 2013, aproximadamente, R$1.583,4 milhões, segundo avaliação da Companhia, suas Controladas e seus assessores jurídicos, sendo que apenas R$4.792 referem-se a diversos processos classificados como perda provável e o restante a ações cuja probabilidade de perda é remota e possível. Para detalhamento das causas, foram adotados os seguintes critérios de relevância: (I) expectativa de perda possível e provável, destacam-se aquelas com valor de risco superior a R$10.000; (II) expectativa de perda remota, foram destacadas aquelas que possuem valor de risco superior a R$10.000, que representem individualmente montante superior a 5% (cinco por cento) da contingência fiscal e que versem sobre matéria com jurisprudência não pacificada favoravelmente aos contribuintes. Também foram considerados outros fatores que pudessem influenciar na decisão de investimento. Processos Judiciais EDP Bandeirante Processo: a) Juízo Tribunal Regional Federal 3ª Região b) Instância Segunda c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos 09/09/1999 Autoras: Bandeirante Energia S.A. e Eletropaulo Ré: União Federal R$ Risco remoto em 31/12/2013 R$ Risco possível em 31/12/2013 f) Principais fatos Garantia do direito à anistia concedida pelas Medidas Provisórias nºs e No curso do Mandado de Segurança nº (impetrado pela Bandeirante Energia e Eletropaulo, visando a discutir a constitucionalidade da COFINS), o Fisco Federal ajuizou as execuções fiscais nºs e , exigindo os valores relativos 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 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 PÁGINA: 45 de 404

52 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado idênticos ao caso. O restante do débito é classificado como perda 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. Não há. Processo: a) Juízo Judicial b) Instância Superior c) Data de 25/04/2011 instauração d) Partes do Autor: Sindicato da Indústria de Energia no Estado de São Paulo SINDIENERGIA processo Ré: Secretaria da Fazenda do Estado de São Paulo e) Valores, bens R$ em 31/12/2013 ou direitos envolvidos f) Principais fatos 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 Remota perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há. provisionado EDP Comercializadora Processo: a) Juízo 1ª Vara da Comarca de Belo Horizonte b) Instância Superior c) Data de 20/10/2008 instauração d) Partes do Autor: Fazenda do Estado de Minas Gerais processo Ré: EDP Comercializadora e) Valores, bens ou R$ em 31/12/2013 direitos envolvidos f) Principais fatos Execução Fiscal por meio da qual a Fazenda do Estado de Minas Gerais pretende a cobrança de créditos tributários consubstanciados no auto de infração n PÁGINA: 46 de 404

53 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes , 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. Não há EDP Escelsa Processo: a) Juízo 2ª Vara das Execuções Fiscais Federais da Seção Judiciária de Vitória b) Instância Primeira c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos 31/08/2009 Autora: União Federal Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A - ESCELSA R$ em 31/12/2013 f) Principais fatos Visa promover a cobrança de débitos de COFINS referente aos meses de março a outubro de 2001, os quais foram objeto de compensação com crédito advindo do recolhimento indevido de FINSOCIAL, conforme reconhecido à empresa na ação judicial nº e declarado nas respectivas DCTF s do período. Atualmente, o processo aguarda julgamento de Embargos à Execução. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há provisionado, se houver Processo: a) Juízo 2ª Vara das Execuções Fiscais Federais da Seção Judiciária de Vitória b) Instância Primeira c) Data de 01/02/2009 instauração d) Partes do Autora: União Federal processo Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A - ESCELSA e) Valores, bens R$ em 31/12/2013 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Visa promover à cobrança de débitos de PIS referente aos meses de fevereiro a julho de 2002, inscritos na dívida ativa sob o nº , bem como de débitos de COFINS referente aos meses de março a novembro de 2005, inscrito na dívida ativa PÁGINA: 47 de 404

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 i) Valor provisionado, se houver 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. Possível Pagamento do valor da contingência. Não há Processo: a) Juízo 1ª Vara das Execuções Fiscais Federais da Seção Judiciária de Vitória b) Instância Primeira c) Data de 20/07/2009 instauração d) Partes do Autora: União Federal processo Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A - ESCELSA e) Valores, bens R$ em 31/12/2013 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Visa promover a cobrança de débitos de COFINS, referente ao mês de dezembro de 2005, inscritos na dívida ativa sob o nº , bem como de débitos de PIS referente aos meses de dezembro de 2002, julho, agosto e setembro de 2003, inscritos na dívida ativa sob o nº , originados em razão do nãoprocessamento pelas autoridades fiscais das retificações das declarações fiscais da empresa, realizadas com o objetivo de refletir os ajustes na contabilização da receita decorrente da Recomposição Tarifária Extraordinária RTE, conforme Parecer COSIT nº 26/02. Atualmente, o processo aguarda julgamento de Embargos à Execução. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há provisionado, se houver Processos Administrativos EDP Energias do Brasil a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Primeira Processo: / c) Data de instauração d) Partes do processo 07/10/2006 Autora: Receita Federal do Brasil Ré: EDP Energias do Brasil S.A. PÁGINA: 48 de 404

55 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes e) Valores, bens ou R$ em 31/12/2013 direitos envolvidos f) Principais fatos Manifestação de Inconformidade apresentada contra o despacho decisório de não homologação de 25 (vinte e cinco) compensações tributárias efetuadas pela Magistra Participações S.A. (empresa incorporada pela EDP), utilizando-se de créditos de saldo negativo de IRPJ apurados nos anos-calendário de 1999 a Atualmente, o processo aguarda julgamento de recurso. g) Chance de perda Possível h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Pagamento do valor da contingência. Não há Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Primeira c) Data de 18/09/2009 instauração d) Partes do Autora: Receita Federal do Brasil processo Ré: EDP Energias do Brasil S.A. e) Valores, bens ou R$ em 31/12/2013 direitos envolvidos f) Principais fatos 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. Não há EDP Bandeirante Processo: AIIM a) Juízo TIT Tribunal de Impostos e Taxas b) Instância Segunda c) Data de 13/12/2007 instauração d) Partes do Autora: Fazenda do Estado de São Paulo processo Ré: Bandeirante Energia S.A. e) Valores, bens R$ em 31/12/2013 ou direitos envolvidos f) Principais fatos 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 PÁGINA: 49 de 404

56 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes fundamentação legal. Foi proferida nova decisão, desfavorável à Bandeirante. Em face da decisão, foi apresentado novo recurso ao Tribunal de Impostos e Taxas, que aguarda julgamento. g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Possível Pagamento do valor da contingência. Não há Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Segunda c) Data de 05/04/2007 instauração d) Partes do Autora: Bandeirante Energia S.A. processo Ré: Receita Federal do Brasil e) Valores, bens R$ em 31/12/2013 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05 de abril de 2007, em meio físico, como retificadora de outra DCOMP. Crédito: IRPJ pago em 31/1/2002. Débitos: Estimativas de IRPJ de jun/02, jul/02, set/02, nov/02, dez/02, fev/03, mar/03, jun/03, jul/03 e ago/03 O processo aguarda julgamento no Conselho Administrativo de Recursos Fiscais. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há. provisionado Processo: 38213/A a) Juízo Administrativo Municipal b) Instância Primeira c) Data de 29/10/2012 instauração d) Partes do Autora: Prefeitura Municipal de Itaquaquecetuba processo Ré: Bandeirante Energia S.A. e) Valores, bens R$ em 31/12/2013 ou direitos envolvidos f) Principais fatos 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 Possível perda PÁGINA: 50 de 404

57 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado Pagamento do valor da contingência. Não há. Processo: a) Juízo Administrativo Estadual b) Instância Segunda c) Data de 12/12/2012 instauração d) Partes do Autora: Secretaria da Fazenda do Estado de São Paulo processo Ré: Bandeirante Energia S.A. e) Valores, bens R$ em 31/12/2013 ou direitos envolvidos f) Principais fatos 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 Companhia, para cancelar integralmente a autuação. Atualmente o processo aguarda recurso em segunda instância. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há. provisionado Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Segunda c) Data de 05/04/2007 instauração d) Partes do Autora: Bandeirante Energia S.A. processo Ré: Receita Federal do Brasil e) Valores, bens R$ em 31/12/2013 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05 de abril de 2007, em meio físico, como retificadora De outra DCOMP. Crédito: CSLL paga em 28/02/2002. Débitos: Estimativa de dez/03. O processo aguarda julgamento de recurso no Conselho Administrativo de Recursos Fiscais. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há. provisionado PÁGINA: 51 de 404

58 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Segunda c) Data de 05/04/2007 instauração d) Partes do Autora: Bandeirante Energia S.A. processo Ré: Receita Federal do Brasil e) Valores, bens R$ em 31/12/2013 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05 de abril de 2007, em meio físico, como retificadora de outra DCOMP. Crédito: CSLL paga em 31/1/2002. Débitos: Estimativas de CSLL de jun/02, jul/02, set/02, dez/02, fev/03, mar/03, jun/03, jul/03 e ago/03. O processo aguarda julgamento no Conselho Administrativo de Recursos Fiscais. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há. provisionado Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Primeira c) Data de 25/04/2011 instauração d) Partes do Autora: Receita Federal do Brasil processo Ré: Bandeirante Energia S.A. e) Valores, bens R$ em 31/12/2013 ou direitos envolvidos f) Principais fatos 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 Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há. provisionado a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Segunda Processo: / c) Data de instauração 05/04/2007 PÁGINA: 52 de 404

59 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes d) Partes do Autora: Bandeirante Energia S.A. processo Ré: Receita Federal do Brasil e) Valores, bens R$ em 31/12/2013 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05 de abril de 2007, em meio físico, como retificadora de outra DCOMP. Crédito: IRPJ pago em 28/02/2002. Débito: Estimativa de CSLL de dez/03. O processo aguarda julgamento de recurso no Conselho Administrativo de Recursos Fiscais. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há. provisionado Processo: / a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Segunda c) Data de 05/04/2007 instauração d) Partes do Autora: Bandeirante Energia S.A. processo Ré: Receita Federal do Brasil e) Valores, bens R$ em 31/12/2013 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Trata o processo administrativo de Declaração de Compensação (DCOMP), formalizada em 05 de abril de 2007, em meio físico, como retificadora de outra DCOMP. Crédito: IRPJ pago em 28/02/2002. Débito: Estimativa de CSLL de dez/03. O processo aguarda julgamento de recurso no Conselho Administrativo de Recursos Fiscais. g) Chance de Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há. provisionado EDP Escelsa a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Primeira Processo: / c) Data de instauração d) Partes do processo 19/03/2008 Autor: Delegacia da Receita Federal de Vitória ES Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A ESCELSA PÁGINA: 53 de 404

60 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes e) Valores, bens R$ em 31/12/2013 ou direitos envolvidos f) Principais fatos Processo Administrativo que visa à cobrança de débitos de COFINS, referentes ao mês de janeiro/2005, em decorrência de apresentação 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 Possível perda h) Análise do Pagamento do valor da contingência. impacto em caso de perda do processo i) Valor Não há provisionado, se houver a) Juízo Administrativo Federal b) Instância Segunda Processo: / c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos 15/10/2001 Autora: Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - Escelsa Ré: Receita Federal do Brasil R$ em 31/12/2013 f) Principais fatos 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 h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Possível Pagamento do valor da contingência. Não há Processos e Inquérito Civil de Natureza Ambiental Em 31 de dezembro de 2013, 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. PÁGINA: 54 de 404

61 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processos Judiciais EDP Escelsa Processo: ( ) a) Juízo 3ª Vara Federal Cível da Seção Judiciária do Espírito Santo. b) Instância 2ª Instância - TRF 2ª Região. c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos 16/09/2003 Autor: Ministério Público Federal Ré: Espírito Santo Centrais Elétricas S/A ESCELSA Não Estimável f) Principais fatos Trata-se de Ação Civil Pública, com pedido de liminar, ajuizada pelo Ministério Público Federal em face da ESCELSA, pertinente ao atendimento dos pedidos de ligação de energia elétrica em áreas de proteção ambiental (terrenos de marinha em zona costeira). O Juiz deferiu o pedido liminar, para impor à ESCELSA a obrigação de consultar o GRSPU/ES antes de efetivar ligações de energia em unidades consumidoras que se localizem em áreas definidas como terrenos da marinha pela legislação de regência; Foram apresentados agravo de instrumento e defesa pela ESCELSA, impugnando todos os argumentos apresentados pelo Ministério Público Federal, inclusive, requerendo a revogação da liminar e a improcedência da ação, tendo em vista a inexistência de obrigação legal da concessionária de serviço público federal consultar a Secretaria de Patrimônio de União acerca da regularidade da ocupação dos imóveis dos consumidores de energia; Não foi obtido êxito pela ESCELSA no agravo de instrumento, eis que o Tribunal negou provimento ao referido recurso; Após a apresentação da defesa, o Juiz proferiu decisão revogando parcialmente a decisão liminar anteriormente deferida, para que dela passe a constar a determinação de que a ESCELSA deverá consultar a GRSPU/ES em todos os casos que o pedido de ligação for relativo a locais que se situem em zonas de Praia ou a menos de 33 metros do limite atual da linha do mar; Em sede de sentença, o Juiz julgou parcialmente procedente a pretensão autoral, sendo, ainda, mantida a antecipação dos efeitos da tutela, de forma que a GRSPU/ES terá prazo de 15 dias para responder à consulta da ESCELSA. Caso a GRSPU/ES informe que o requerente a instalação de energia em área irregularmente ocupada, a ESCELSA não efetivará a ligação, a menos que a GRSPU/ES a autorize expressamente. Caso seja ultrapassado o prazo de 15 dias sem resposta da GRSPU/ES, a ESCELSA poderá efetivar a ligação. A determinação não se aplica a cidade de Vitória e às cidades nas quais o GRSPU/ES delimitou os terrenos de marinha. Com relação a estas, a GRSPU/ES deverá fornecer à ESCELSA as plantas indicativas das áreas de marinha e somente poderá efetivar a ligação de energia elétrica no âmbito destas áreas caso o requerente apresente a autorização da União, nos termos do art. 29, II, da Resolução nº. 456/2000 da ANEEL; Interposto recurso de apelação pela ESCELSA, pleiteando a reforma da sentença proferida em 1ª Instância, reafirmando as razões apresentadas na defesa e no agravo de instrumento; Em virtude do Recurso de Apelação da ESCELSA ter sido recebido somente no efeito devolutivo, a ESCELSA está cumprimento a obrigação que lhe foi imposta através do presente processo. Aguardando o julgamento de recurso de apelação interposto pela ESCELSA. g) Chance de perda Remota h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Entendemos que o impacto do processo em tela se restringe ao eventual descumprimento da decisão acima referenciada, incidindo a multa especificada na decisão. Não há PÁGINA: 55 de 404

62 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes EDP Investco Processo: ( ) a) Juízo 1ª Vara da Justiça Federal de Palmas b) Instância 1º Instância c) Data de instauração d) Partes do processo e) Valores, bens ou direitos envolvidos 20/10/2003 Autor: Ministério Público Federal MPF Ré: Investco S/A; 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). f) Principais fatos Pretende o Ministério Público Federal 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 ainvestco alegou o cumprimento das obrigações ambientais decorrentes da formação do reservatório e convencionadas no âmbito licenciatório. Houve decisão judicial afastando aspreliminares 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. 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. 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: 56 de 404

63 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 Nós e nossas controladas não possuímos processos judiciais, administrativos ou arbitrais cujas partes contrárias sejam nossos administradores ou ex-administradores, controladores ou excontroladores ou investidores ou os de nossas controladas. PÁGINA: 57 de 404

64 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 não possui processos sigilosos relevantes em que a Companhia seja parte e que não tenham sido divulgados acima. PÁGINA: 58 de 404

65 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 a) Valores envolvidos: b) Valores provisionados: c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência: R$126,5 milhões R$35,9 milhões Destacam-se dentre os processos cíveis que envolvem a EDP Bandeirante os pedidos de restituição feitos à EDP Bandeirante dos valores pagos a título de majoração tarifária, efetuados pelos consumidores industriais em decorrência da aplicação das Portarias DNAEE n.º 38, de 27 de fevereiro de 1986 e n.º 45, de 4 de março de Plano Cruzado, que vigoraram de março a novembro daquele ano e seus reflexos. Os valores originais estão atualizados de acordo com a sistemática praticada no âmbito do Poder Judiciário. Processos Trabalhistas Processos Judiciais EDP Bandeirante a) Valores envolvidos: b) Valores provisionados: c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência: Neste momento não é possível a definição de valores para estes, tendo em vista os períodos postulados e as demais características individuais dos autores em relação às empresas. Não há Há processos trabalhistas ajuizados contra a EDP Bandeirante que envolvem sua responsabilidade por obrigações trabalhistas nos períodos posteriores a 1º de janeiro de 1998, conforme protocolo de cisão parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. e EBE - Empresa Bandeirante de Energia. Posteriormente, nos termos do Protocolo de Cisão Parcial da EBE - Empresa Bandeirante de Energia, ocorrida em 1º de outubro de 2001, a atual EDP Bandeirante e a CPFL Companhia Piratininga de Força e Luz, se tornaram responsáveis pelas obrigações correspondentes aos empregados alocados nas respectivas regiões assumidas pelas empresas, ao passo que as responsabilidades das ações corporativas são repartidas na proporção percentual determinada no respectivo protocolo de cisão. PÁGINA: 59 de 404

66 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto EDP Escelsa a) Valores envolvidos: b) Valores provisionados: c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência: R$ 0,42 Milhões R$ 0,42 Milhões Dentre as diversas ações trabalhistas destacam-se 32 processos coletivos, envolvendo diversos colaboradores, os quais questionam as alterações realizadas no Plano de Cargos e Salários, entre os anos de 2002 e Em 30 de junho de 2013, foi celebrado acordo com 95% dos trabalhadores representados pelo Sindicato da categoria, no montante de R$21.583, homologado em julho de 2013 pela Juíza da 4º Vara do Trabalho de Vitória e liquidado em agosto de Em razão do referido acordo constituiu-se no exercício a provisão e pagamento no valor de R$ a débito da rubrica de gastos operacionais gerenciáveis - Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas. Adicionalmente, aguardam-se cálculos dos demais colaboradores que ainda não aderiram ao acordo, no montante estimado provisionado de R$420 em 31 de dezembro de Processos Tributários EDP Bandeirante a) Valores envolvidos: b) Valores provisionados: c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência: R$ 201,9 milhões 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$ 18,3 milhões Não há 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: 60 de 404

67 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Processos Ambientais Processos Judiciais e Administrativos de cunho ambiental: 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). Enerpeixe a) Valores envolvidos: b) Valores provisionados: c) Prática da Companhia ou Controlada que causou tal contingência: Não estimável Não há provisão. 02 ações civis públicas ajuizadas pelo Ministério Público Federal e 01 Ação Civil Pública ajuizada pelo Ministério Público Estadual, objetivando de modo geral compensações ambientais e sociais decorrentes da implantação da Usina AHE Peixe- Angical. PÁGINA: 61 de 404

68 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 nós e o Grupo Rede (Rede Energia S.A. e a Rede Power do Brasil S.A., em conjunto) em 18 de junho de 2008, nós nos comprometemos a indenizar o Grupo Rede por quaisquer contingências judiciais que a Empresa Energética do Mato Grosso do Sul S.A. Enersul ( Enersul ) venha a assumir, referentes a fatos geradores ocorridos antes de 11 de setembro de 2008, data de fechamento da operação. Nossa responsabilidade é limitada quantitativamente a R$100 milhões e temporalmente às contingências concretizadas em até 10 anos contados do fechamento da operação. Não estão incluídas nas limitações contratuais de responsabilidade 11 demandas específicas, elencadas em anexo próprio do termo de permuta de ativos, em montante ainda a ser apurado nos processos. Na data deste Formulário de Referência, os valores envolvidos nas ações da Enersul sob nossa responsabilidade totalizavam R$ , dos quais R$ estavam provisionados. O principal processo envolvendo a Enersul é a ação civil pública ajuizada pelo Ministério Público Federal questionando os critérios utilizados na revisão tarifária de Pelo contrato de permuta firmado com Grupo Rede, somos obrigados a indenizar o Grupo Rede na hipótese de eventual condenação que a Enersul venha a sofrer nesta ação, bem como ressarcir o Grupo Rede caso tal decisão tenha como reflexo a redução de tarifas. O quadro abaixo lista os principais dados sobre essa ação: Processo: a) Juízo 4ª vara Federal da comarca de Campo Grande - MS b) Instância Segunda c) Data de 25/06/2003 instauração d) Partes do Autor: Ministério Público Federal processo Ré: Enersul - Empresa Energética de Mato Grosso do Sul e) Valores, bens R$ ou direitos envolvidos f) Principais fatos A ação civil pública objetiva o recálculo dos índices da revisão tarifária de 2003 e para tanto requer; I a anulação da Resolução ANEEL 167, de , a qual fixou o índice de reposicionamento tarifário da Enersul, fixando outro índice em seu lugar, utilizando-se de algum dos parâmetros arrolados na petição inicial; II condenar a União Federal a realizar auditoria especial, a ser feita pela ANEEL; III impedir que novo aumento tarifário seja autorizado pela ANEEL à Enersul, enquanto pendente a ação; IV proibir a ANEEL de utilizar-se no cálculo da tarifa de energia elétrica da Enersul custo de compra de energia elétrica de empresas do mesmo grupo econômico superiores aos menores valores pagos pela Enersul à empresas não relacionadas e V proibir que a ANEEL utilize no cálculo da tarifa o IGPM, quando este exceder em mais de um quarto a média da inflação extraída do IPC, INPC E IPCA, aplicando, nesse caso, referida média e por fim VI a condenação da Enersul a devolver a diferença, aos consumidores, eventualmente apurada. 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 PÁGINA: 62 de 404

69 4.7 - Outras contingências relevantes Processo: alegações finais. Atualmente, aguarda-se remessa dos autos à conclusão para a prolação de sentença. g) Chance de perda h) Análise do impacto em caso de perda do processo i) Valor provisionado, se houver Possível 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. Não há Processos e Inquérito Civil de Natureza Ambiental Também somos parte em diversos Inquéritos Civis instaurados pelo Ministério Público Federal e Estadual por suposto descumprimento de legislação ambiental. Esses inquéritos podem resultar no ajuizamento de outras Ações Civis Públicas ou poderão culminar na assinatura de Termos de Ajustamento de Conduta ( TAC ), nos quais a Companhia assume obrigações relacionadas à compensação ambiental do eventual dano causado. Os TACs podem ser onerosos e acarretar custos não previstos durante o seu cumprimento. PÁGINA: 63 de 404

70 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: 64 de 404

71 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 Nossa dívida consolidada está sujeita a variações na taxa de juros que podem elevar o nosso custo de financiamento. Em 31 de dezembro de 2013, o valor consolidado de nossa dívida (empréstimos, financiamentos e debêntures, de curto e longo prazo) era de R$ Desse montante, 13,7% estão indexados à TJLP, 80,2% à taxa dos Certificados de Depósitos Interbancários ( CDI ) e 6,1% a taxas pré-fixadas. Dessa forma, a elevação da Taxa de Juros de Longo Prazo ( TJLP ), ou do CDI pode elevar os encargos financeiros de nossa dívida. Risco de Taxas de Câmbio Em 31 de dezembro de 2013, a Companhia possuía R$2.381 em empréstimos e financiamentos de curto prazo e R$ em empréstimos e financiamentos de longo prazo, em moeda estrangeira. A totalidade da dívida da Companhia em moeda estrangeira está vinculada a contrato de swap para mitigar o risco cambial e de taxa de juros internacional (Libor). A Companhia não mantém quaisquer operações, contratos, obrigações passíveis de gerar um efeito relevante, presente ou futuro, na sua situação financeira e mudanças na sua situação financeira, receitas ou despesas, resultados operacionais, liquidez, gastos com capital ou recursos de capital, não registradas no balanço patrimonial. Risco de crédito O risco de crédito configura-se, principalmente pelas atividades desenvolvidas pelas nossas controladas Bandeirante Energia S.A. ( EDP Bandeirante ) e Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. Escelsa ( EDP Escelsa ), decorrente do faturamento a receber de consumidores. Adicionalmente, parte dos valores a receber relativos às transações de venda, compra de energia e encargos de serviço do sistema, realizados no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, está sujeita a modificação dependendo de decisão de processos judiciais em andamento, movidos por algumas empresas do setor, relativos à interpretação das regras do mercado. O acompanhamento dos processos judiciais é efetuado e gerenciado pela CCEE. O risco envolvido é de R$ , referente ao saldo da Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa em 31 de dezembro de O risco de crédito não impacta as demonstrações financeiras, mas 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. 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 significativa, 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, PÁGINA: 65 de 404

72 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado desvalorização da moeda, controles no fluxo de capital e determinados limites sobre as mercadorias e os serviços importados. Não temos controle e não podemos prever quais medidas ou políticas o Governo Federal poderá adotar no futuro. Nossos negócios, nossa condição financeira e os resultados das nossas operações podem ser adversamente afetados em razão de mudanças na política pública em nível federal, estadual e municipal, referentes a tarifas públicas e controles de câmbio, bem como de outros fatores, tais como: taxas de juros; controle no câmbio e restrições a remessas ao exterior; variações nas taxas de câmbio; inflação; liquidez no mercado doméstico financeiro e de capitais e mercado de empréstimos; política fiscal e regime tributário, incluindo alterações na legislação tributária e trabalhista; e medidas de cunho político, social e econômico que ocorram ou possam afetar o Brasil. A incerteza quanto à implementação de mudanças por parte do Governo Federal nas políticas ou normas que venham a afetar esses ou outros fatores no futuro pode contribuir para a incerteza econômica no Brasil. Sendo assim, tais incertezas e outros acontecimentos futuros na economia brasileira poderão prejudicar as nossas atividades e nossos resultados operacionais. Esforços do governo para combater a inflação podem retardar o crescimento da economia brasileira e prejudicar os nossos negócios. No passado, o Brasil sofreu taxas de inflação extremamente altas e, consequentemente, adotou políticas monetárias que resultaram 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, tiveram e podem voltar a ter efeitos consideráveis sobre a economia brasileira e sobre os nossos negócios. As rigorosas políticas monetárias com altas taxas de juros podem restringir o crescimento do Brasil e a disponibilidade de crédito. De modo inverso, políticas governamentais e monetárias mais brandas e a diminuição das taxas de juros podem desencadear aumentos das taxas inflacionárias e, em consequência, a volatilidade do crescimento e a necessidade de súbitos e significativos aumentos das taxas de juros. Além disso, podemos não ter condições de ajustar os preços praticados para compensar os efeitos da inflação na nossa estrutura de custos. Qualquer destes fatores poderia afetar negativamente os nossos negócios. A instabilidade cambial pode prejudicar a economia brasileira, bem como a nós. Durante as últimas décadas, a moeda brasileira teve frequentes e substanciais variações em relação ao dólar americano e a outras moedas estrangeiras. Diante deste cenário, considera-se que a Desvalorização do Real em relação ao Dólar poderia criar pressões inflacionárias no Brasil e causar o aumento das taxas de juros, o que, por sua vez, poderia afetar negativamente o crescimento da economia brasileira de modo geral e prejudicar tanto a nossa situação financeira como os nossos resultados operacionais, além de restringir o acesso aos mercados financeiros internacionais e determinar intervenções governamentais, inclusive por meio de políticas recessivas. Além disso, a desvalorização do Real em relação ao Dólar poderia, como no contexto da atual desaceleração da atividade econômica, levar à redução do consumo, a pressões deflacionárias e a um menor crescimento da economia de modo geral. Por outro lado, a valorização do Real em relação ao Dólar e a outras moedas estrangeiras poderia resultar na piora da balança comercial brasileira, bem como refrear o crescimento baseado nas exportações. Conforme indicado acima neste item, mantemos operações com base na variação cambial. Dependendo das circunstâncias, a desvalorização ou a valorização do Real frente ao Dólar poderia ter um efeito adverso relevante e negativo no crescimento da economia e indiretamente afetar negativamente os nossos negócios. PÁGINA: 66 de 404

73 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, indicando: (em milhares de reais, exceto quando indicado) Os principais riscos aos quais os nossos negócios e operações estão sujeitos são periodicamente mapeados, identificados e têm seu respectivo impacto mensurado com o apoio de metodologias e ferramentas desenvolvidas para cada tipo de risco. A partir desse diagnóstico, implementamos ações específicas para a sua mitigação ou eliminação, via mecanismos de defesa ou planos de contingência. Adotamos um modelo descentralizado de gestão, em que a prática de Gestão de Risco Corporativo faz a supervisão dos riscos corporativos, enquanto que os riscos das atividades rotineiras são monitorados pelos respectivos gestores. 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. 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 fazer as análises/revisões nos riscos corporativos. Nesta análise/revisão, cada fator de risco é documentado em uma ficha específica na qual são avaliados o impacto e a vulnerabilidade do risco. Nesta ficha, também são identificadas as formas de tratamento deste fator sejam por controles já existentes ou por planos de ação acordados com os respectivos responsáveis pelas áreas de abrangência dos riscos ( riskowners ) para mitigar a vulnerabilidade ao risco. a) Riscos para os quais se busca proteção Gerenciamento de riscos do setor elétrico Energético O cenário de oferta e demanda de energia nas diferentes regiões do País é avaliado pelas nossas Diretoria de Planejamento Energético e Gerência de Riscos Energéticos, que consideram um horizonte de cinco anos, além de analisar as variáveis macro e microeconômicas e as especificidades de cada mercado de atuação. Quando os riscos ultrapassam os limites definidos pela nossa política, preparamos um relatório de impactos e ações mitigadoras para avaliação de nossa diretoria. Esse processo é realizado com o apoio de softwares e modelos estatísticos desenvolvidos internamente. O modelo inclui a identificação, a parametrização, a avaliação e o controle do risco, com o objetivo de antecipar potenciais impactos sobre as áreas de distribuição, geração e comercialização, de forma a prepará-las para assegurar o fornecimento de energia, ampliar a receita e minimizar eventuais prejuízos. Regulatório Com atividades de distribuição e geração reguladas e fiscalizadas pela ANEEL, os principais riscos regulatórios são representados pelas revisões tarifárias e investimentos determinados pelo órgão regulador. Mantemos uma Diretoria de Estratégia Regulatória que centraliza o relacionamento com a ANEEL e acompanha o cumprimento das obrigações estabelecidas nos contratos de concessão e legislação pertinente. Hidrológicos Formados basicamente por hidrelétricas, os ativos de geração tem sua operação influenciada por condições de clima e regime de chuvas. Além disso, a receita da venda é vinculada à garantia física, cujo volume, 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. Gerenciamento de Riscos da Companhia Operacionais Implementamos um Comitê 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 Informaçāo, Infraestrutura, Jurídico, Gestāo de Capital Humano, Auditoria Interna e Comunicaçāo, além das áreas de negócio Geração, Distribuição e Comercialização de Energia. Suas responsabilidades incluem, dentre outras, transmitir a visão estratégica de segurança, avaliar a abrangência dos PÁGINA: 67 de 404

74 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado requisitos de segurança, garantir a conscientização das pessoas e analisar incidentes, dentre outras. Nas distribuidoras, os Centros de Operação de Sistema (COS) podem ser operados remotamente a partir de qualquer unidade, de forma a minimizar riscos operacionais. Tanto a EDP Bandeirante, quanto a EDP Escelsa têm implementado um Plano de Atendimento às Emergências (PAE) com medidas de prevenção e combate a incêndio, mitigação de impactos à segurança de pessoas e à integridade de máquinas e equipamentos, assim como prevenção ambiental. No âmbito do PSB (Plano de Segurança de Barragem), no qual está inserido o PAE, a Energest S.A., a Pantanal Energética, a Costa Rica Energética, a Santa Fé Energética, a Enerpeixe S.A., bem como a Investco S.A., se encontram atendidas, com um cronograma de adequação do PSB atualmente existente e já implantado, atendendo assim a nova lei em vigor. Essas atividades se iniciaram em 2012 e tem seu término previsto para Para tal estamos seguindo um cronograma encaminhado ao órgão regulador no ano de Financeiros As decisões sobre ativos e passivos financeiros são orientadas por uma Política de Gestão de Riscos Financeiros, que estabelece condições e limites de exposição a riscos de mercado, liquidez e crédito. A política determina níveis de concentração de aplicações em instituições financeiras de acordo com o rating do banco e o montante total das aplicações do Grupo EDP no Brasil, de forma a manter uma proporção equilibrada e menos sujeita a perdas. Nossa política de gestão de riscos financeiros nos proíbe de negociar contratos de derivativos além de valores relacionados a hedge de dívida em moeda estrangeira, para travar o risco de variações cambiais. Em 31 de dezembro de 2013, os compromissos em moeda externa referiamse basicamente a operação de empréstimo do BEI (contraído pela EDP Bandeirante e EDP Escelsa em 2012) e representavam 8,03% do nosso endividamento consolidado, sendo 100,0% protegido por contrato de swap. Essa política também prevê prazos para vencimento e liquidação de compromissos, evitando, assim, a concentração de compromissos em um mesmo período. Semanalmente, é apresentado à Diretoria um relatório sobre posição de caixa e aplicações financeiras, discriminando as operações de acordo com a política de riscos e as contrapartes. No gerenciamento desses riscos, utilizamos ferramentas como o RiskControl, para cadastro e monitoramento de todas as posições, e VaR (ValueatRisk) 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 exposição à oscilação de taxa de câmbio. Em 31 de dezembro de 2013 a totalidade da nossa dívida em moeda estrangeira estava hedgeada. Devido nossa exposição a dívida indexada além do Real ser majoritariamente hedgeada, o impacto direto em nossos negócios advindos de oscilações na paridade do Real com outra moeda é imaterial. Quanto à decisão do instrumento, consideramos: (i) a nossa situação de liquidez; (ii) nossa condição de crédito junto ao mercado financeiro; e (iii) o cenário de mercado. A cotação do hedge, independentemente do instrumento, ocorre levando-se sempre em conta os seguintes aspectos: (i) análise de crédito da contraparte; (ii) covenants existentes nos contratos financeiros celebrados por nós e por nossas controladas; e (iii) spread da instituição financeira. PÁGINA: 68 de 404

75 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado c) Instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge) Utilizamos os seguintes instrumentos: Swaps, Dólar Futuro, NDFs (Non DeliverableFowards), Calls, Puts, Collars e apólices de seguros. A EDP Bandeirante e a EDP Escelsa, empresas do nosso conglomerado, realizaram operações de hedge e swap de forma a mitigar o risco de variação de câmbio, sendo que o saldo da dívida consolidado com proteção cambial e juros internacionais totaliza R$ ou 100,0% da dívida da Companhia em moeda estrangeira está vinculada a contratos de hedge cambial e swap. Caso houvesse qualquer alteração nas taxas de câmbio, o valor do passivo sofreria alteração, porém, o fluxo de caixa está hedgeado contra variação cambial. 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 - Atualmente, nossas análises consideram os cenários de estresse da BM&FBOVESPA, atualizados mensalmente; Estabelecimento da periodicidade de avaliação de risco (semanal); e Avaliação anual de ativos para cobertura de seguros. e) Instrumentos financeiros operados pela Companhia com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge) e quais são os objetivos A Companhia não opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge). f) Estrutura organizacional de controle de gerenciamento de riscos A Companhia adota Política de Gestão de Riscos desde Dadas as melhores práticas de mercado, 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. Deve prover, de forma integrada, o monitoramento da gestão de riscos desenvolvida nas áreas corporativas e unidades de negócio, garantindo aderência dos processos e controles internos às normas nacionais e internacionais, e agregando valor aos negócios através da consolidação de políticas e estratégias alinhadas com o planejamento de nossos negócios. PÁGINA: 69 de 404

76 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Em 2013, a prática de Gestão de Risco Corporativo foi unificada a Diretoria de Planejamento e Gestão do Risco Energético (em específico à Gestão de Risco e Estudos Energéticos) de forma a se ter maior sinergia entre as práticas de gestão de risco, dessa forma passou a reportar funcionalmente à Vice-Presidência de Comercialização. Também possuímos e seguimos a Política de Gestão de Riscos Financeiros, que orienta em relação a transações e requer a diversificação de transações e contrapartidas. Nos termos dessa política, a natureza e a posição geral dos riscos financeiros é regularmente monitorada e gerenciada pela Diretoria Financeira, a fim de avaliar os resultados e o impacto financeiro no fluxo de caixa. Também são revistos, periodicamente, os limites de crédito e a qualidade do hedge das contrapartes. Nos termos dessa política, os riscos de mercado são protegidos quando é considerado necessário suportar a estratégia corporativa ou quando se deve manter o nível de flexibilidade financeira. Para mais informações, ver o subitem 5.2. a acima. g) adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política adotada Nosso sistema de controle interno abrange todos os processos que contribuem para assegurar razoavelmente: a confiabilidade e a integridade da informação produzida, utilizada e divulgada; o cumprimento da legislação e normas legais aplicáveis; o cumprimento das políticas, procedimentos e normas internas; a eficácia e a eficiência das operações; 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. Nossa área de Auditoria Interna está subordinada ao presidente da companhia, sendo supervisionada pelo Comitê de Auditoria do Grupo, ao qual comunica periodicamente o exercício de suas atividades de auditoria interna. Não tem qualquer vínculo hierárquico ou funcional com as unidades auditadas, mantendo, por isso, um relacionamento de total independência organizacional. A estrutura e dimensão da área são adequadas, para alcançar os objetivos propostos e o conhecimento técnico bem como o nível de experiência dos auditores internos é suficiente para o correto e apropriado desempenho das suas funções. Portanto, 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 2013, os serviços de auditoria prestados pelo auditor independente para nós contemplaram o exame da estrutura e ambiente de controles internos, que culminaram na emissão de certificação com opinião favorável e sem reservas quanto à eficácia dos nossos controles internos. PÁGINA: 70 de 404

77 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: 71 de 404

78 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: 72 de 404

79 6.1 / 6.2 / Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM Data de Constituição do Emissor 24/07/2000 Forma de Constituição do Emissor Constituída sob forma de sociedades por ações País de Constituição Brasil Prazo de Duração Prazo de Duração Indeterminado Data de Registro CVM 05/07/2005 PÁGINA: 73 de 404

80 6.3 - Breve histórico 6.3. Breve histórico da Companhia (em milhares de reais, exceto quando indicado) Somos uma sociedade de participações ( holding ), controlada pela EDP Energias de Portugal, conglomerado de empresas com portfólio diversificado e integrado que tem como atividades gerar, distribuir e comercializar energia elétrica (o Grupo EDP ). O Grupo EDP iniciou investimentos no Brasil em 1996, adquirindo participação minoritária na Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro CERJ (atualmente denominada Ampla Energia e Serviços S.A., ou Ampla ). Em 1997, o Grupo EDP adquiriu participação de 25% na Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães ( UHE Lajeado ) e, em 1998, adquiriu, em conjunto com a CPFL Energia S.A. ( CPFL ), o controle acionário da Bandeirante Energia S.A. ( EDP Bandeirante, então denominada EBE Empresa Bandeirante de Energia S.A.), a qual havia sido constituída no âmbito do Programa Estadual de Desestatização - PDE a partir da cisão da Eletropaulo. Em 1999, o Grupo EDP adquiriu participação no empreendimento de Lajeado, passando a deter 27,7% do capital votante da Investco S.A. ( Investco ) e direitos de comercialização de igual proporção da energia gerada pela Usina Hidrelétrica de Energia ( UHE ) Lajeado. Ainda em 1999, o Grupo EDP adquiriu 73,12% do capital total da Iven S.A. ( Iven ), sociedade detentora de 52,3% do capital da Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. ( EDP Escelsa ). A EDP Escelsa detinha então o controle acionário da Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. Enersul ( Enersul ). Em julho de 2000, fomos constituídos com a denominação de EDP Brasil S.A. Os investimentos do Grupo EDP no Brasil foram sendo gradativamente transferidos para nós, que passamos a atuar como holding detentora de todos os ativos do Grupo EDP no País, com exceção da participação na Ampla, que continuou sendo detida diretamente pela Energias de Portugal e foi alienada em Ainda em 2000, o Grupo EDP e a CPFL, então controladores da EDP Bandeirante, realizaram oferta pública para aquisição de ações da Companhia. As ações adquiridas na oferta pública, adicionadas a aquisições posteriores, elevaram a participação do Grupo EDP na Bandeirante para 54,0% do capital total. Cerca de um ano depois, o Grupo EDP participou de leilões de aproveitamento hidrelétrico, obtendo concessões para a construção de duas novas usinas: (a) Peixe Angical, localizada no Rio Tocantins, Estado do Tocantins, com capacidade instalada de 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. A concessão do Aproveitamento Hidrelétrico de Peixe Angical foi outorgada à nossa controlada integral Enerpeixe S.A. ( Enerpeixe ). Já a concessão do aproveitamento hidrelétrico de Couto Magalhães foi outorgada ao Consórcio Ener-Rede Couto Magalhães, no qual detemos participação de 49%. Os 51% remanescentes são detidos pelas empresas Rede Energia S.A. e Rede Power do Brasil S.A. ( Grupo Rede ). Em outubro de 2001, o Grupo EDP e a CPFL concluíram o processo de cisão da EDP Bandeirante, com vistas à segregação do controle da companhia. Como consequência desse processo, foi criada uma nova sociedade, a Companhia Piratininga de Força e Luz, a qual passou a ser controlada pela CPFL e a EDP Bandeirante pelo Grupo EDP. A EDP Bandeirante passou a deter somente os ativos de distribuição das áreas do Alto Tietê, Vale do Paraíba e Litoral Norte, no Estado de São Paulo, equivalente a 51,4% da sua área de concessão original. Ao adquirir o controle exclusivo da EDP Bandeirante (com 96,5% do capital total da companhia), o Grupo EDP pôde implementar na distribuidora paulista suas políticas de gestão. PÁGINA: 74 de 404

81 6.3 - Breve histórico Em outubro de 2002, após a conclusão de um processo de reestruturação societária, as seguintes empresas passaram para o nosso controle direto: Energest S.A. ( Energest ), EDP Comercializadora, Bandeirante Energia S.A., EDP Lajeado Energia S.A. ( EDP Lajeado ), Fafen Energia S.A. ( Fafen ) e Enerpeixe. Em outubro de 2003, assinamos um acordo com a Furnas Centrais Elétricas S.A. ( Furnas ), que, aliado à obtenção de um financiamento de R$670,0 milhões junto ao BNDES, permitiu a retomada das obras de Peixe Angical. Por meio do acordo, Furnas adquiriu 40% da Enerpeixe, detentora do empreendimento. Em 2004, foram investidos R$700,0 milhões na construção da Usina Peixe Angical, dos quais R$458,2 milhões provieram de financiamento obtido junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social ( BNDES ). Em dezembro de 2003, passamos a deter o controle direto da Iven, empresa que controlava a EDP Escelsa e a Enersul. Em 17 de dezembro de 2004, vendemos a participação de 80% que detínhamos na Fafen para a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, pelo valor de R$96,0 milhões. Em assembleia geral de acionistas realizada em 16 de março de 2005, nossos acionistas aprovaram a alteração da nossa denominação social, de EDP Brasil S.A. para EDP Energias do Brasil S.A. Em 20 de abril de 2005, a Assembleia Geral Extraordinária aprovou a incorporação da Iven e de todo o seu patrimônio, e sua consequente extinção, a cisão parcial da Companhia e incorporação do acervo cindido pela Escelsa. Além disso, foi aprovada também a incorporação das ações da EDP Escelsa e da EDP Bandeirante pela Companhia. Adicionalmente, a Companhia aderiu ao segmento do Novo Mercado da BM&FBOVESPA. Em 2008, criamos 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 referida Companhia, ainda em fevereiro de 2009, adquiriu 100% da Central Nacional de Energia Eólica S.A. ( CENAEEL ). Em 18 de junho de 2008, celebramos 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 então de nossa propriedade. Ainda em 2008, realizamos uma operação de permuta de ativos com a MPX Energia S.A. - MPX (atual Eneva S.A.), etapa preparatória para formalização da joint venture entre nós e aquela companhia. Por meio dessa operação, transferimos para a MPX a totalidade de nossa participação na empresa Diferencial Energia Empreendimentos e Participações Ltda., detentora do projeto UTE Maranhão, e recebemos em troca 50% das ações da Pecém Geração de Energia S.A. Em 29 de maio de 2009, foi aprovada a cisão parcial da nossa controlada indireta Castelo Energética S.A.( CESA ), tendo uma das concessões dessa sociedade sido transferida para a nossa controlada indireta Evrecy Participações Ltda. ( Evrecy ). Tanto a CESA quanto a Evrecy eram controladas diretamente pela nossa controlada Energest. Essa operação visou a gerar maior eficiência operacional, financeira, administrativa e econômica das sociedades. Em 30 de junho de 2009, alienamos para a NET Serviços de Comunicação S.A. a participação de 48,51% que detínhamos na ESC 90 Telecomunicações Ltda. PÁGINA: 75 de 404

82 6.3 - Breve histórico Em julho de 2009, foi concluída a aquisição da Elebrás Projetos Ltda., empresa que detém diversos projetos eólicos no Rio Grande do Sul, inclusive o parque eólico de Cidreira I em Tramandaí. Em 25 de novembro de 2009, realizamos uma oferta pública de distribuição secundária de ações mantidas em tesouraria, que foram alienadas por meio de uma oferta realizada no Brasil, em mercado de balcão não organizado, incluindo esforços de colocação das ações no exterior. O preço por ação foi de R$28,50, totalizando uma capitalização de R$ ,00. Após a dedução das comissões devidas por nós no âmbito da Oferta, 65% ou R$255,1 milhões dos recursos provenientes da Oferta foram utilizados para pagamento de dívidas e 35%, ou R$137,2 milhões, foram utilizados para aumento da flexibilidade financeira da Companhia. Em 30 de novembro de 2009, realizamos uma reorganização societária envolvendo a Lajeado Energia e a EDP Lajeado, bem como a Tocantins, que resultou na extinção da Tocantins e da EDP Lajeado, restando apenas a Lajeado Energia. Em 05 de fevereiro de 2010, a nossa controlada Investco recebeu a Licença de Operação nº 221/2010, do Instituto Natureza do Tocantins NATURATINS, relativa à Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães - Lajeado, com potência de 902,5 MW. Essa licença é vigente até o dia 08 de fevereiro de Em 22 de fevereiro de 2010, foi aprovada, em Reunião do Conselho de Administração, a celebração pela EDP Bandeirante do Quarto Termo Aditivo ao Contrato de Concessão para Distribuição de Energia Elétrica nº 202/1998 e pela EDP Escelsa do Terceiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão para Distribuição de Energia Elétrica nº 001/1995. O objeto dos respectivos aditivos é alterar os procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, visando a neutralidade dos encargos setoriais da Parcela A da receita anual da EDP Bandeirante e da EDP Escelsa. Em 22 de março de 2010, foi assinada a 1ª renovação da Licença de Operação nº 518/2006, do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis - IBAMA, renovando, por seis anos, a Licença de Operação da Usina Hidrelétrica Peixe Angical, com potência de 498,75 MW. Em outubro de 2010, iniciamos os procedimentos para a extinção Castelo Energética S.A. - Cesa ( CESA ), mediante incorporação por sua controladora direta Energest S.A. ( Energest ). Foram apresentados pedidos de anuência prévia para a realização da operação junto à Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES e ao Banco Santander Brasil S.A.. Em 10 de fevereiro de 2011, o Banco Santander Brasil S.A., deferiu integralmente o pedido de incorporação e extinção da CESA. Em 19 de abril de 2011, a ANEEL aprovou a transferência de todos os ativos de geração detidos pela CESA para a Energest S.A., mediante a Resolução Autorizativa nº Em 20 de junho de 2011, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES aprovou formalmente a operação. Dessa forma, em 31 de julho de 2011, a Assembleia Geral Extraordinária da CESA, deliberou a Incorporação da controlada CESA pela Energest. Em função da referida reorganização societária e consumadas as providências legais da incorporação, a CESA foi extinta de pleno direito e a Energest assumiu a responsabilidade ativa e passiva, passando a ser sucessora legal, para todos os efeitos. Em 03 de Novembro de 2010, celebramos contrato para a aquisição de 02 (dois) projetos no estado do Mato Grosso, pertencentes ao Grupo Bertin, totalizando 49,5 MW de capacidade instalada e 27,5 MW médios de energia assegurada. O projeto da PCH Cabeça de Boi tem 30 MW de capacidade instalada e o da PCH Fazenda, 19,5 MW. Ambos os projetos detém autorização da ANEEL para exploração, licenças de instalação já emitidas pela Secretaria Ambiental do Estado do Mato Grosso e prazos de concessão até 05 de agosto de O PÁGINA: 76 de 404

83 6.3 - Breve histórico fechamento definitivo da aquisição dos projetos depende do cumprimento de algumas condições precedentes, as quais ainda se encontram em aberto. Em 15 de junho de 2011, celebramos contrato para aquisição da ECE Participações S.A. ( ECE ), detentora de 90% do Consórcio Amapá Energia, a qual possui os direitos de exploração da Usina Hidrelétrica de Energia ( UHE ) Santo Antônio do Jari, na divisa dos Estados do Pará e Amapá. A participação remanescente de 10% do Consórcio Amapá Energia era detida pela Jari Energética S.A. ( JESA ), que possuía direito de venda conjunta da sua participação à Ipueiras Energia S.A., pelo mesmo preço e nas mesmas condições de pagamento (tag along). Em 13 de outubro de 2011, a EDP Energias do Brasil concluiu a aquisição da ECE Participações S.A.. A aquisição se deu por meio da controlada Companhia Energética do Jari - CEJA (atual denominação de Ipueiras Energia S.A.). Em 23 de dezembro de 2011, através da controlada indireta ECE Participações S.A., adquirimos os 10% remanescentes dos direitos de exploração da UHE Santo Antônio do Jari, nos tornando os únicos proprietários do projeto em construção. Posteriormente, a ANEEL anuiu a transferência integral destes direitos ao celebrar, em janeiro de 2012, o aditivo ao contrato de concessão. A UHE Santo Antônio do Jari possui 373,4 MW de capacidade instalada e 217,7 MW médios de energia assegurada (fator de capacidade ou load factor de 65%) já aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ), dos quais 190 MW médios foram vendidos no Leilão A-5 de dezembro de 2010 pelo período de 30 anos findo em 31 de dezembro de 2044, equivalente ao término da concessão e 20,9 MW médios foram vendidos no leilão A-5 de dezembro de 2012 pelo período de 28 anos. A licença de instalação emitida pelo IBAMA já contempla esta ampliação de capacidade. O início da construção se deu no 3º trimestre de 2011, sendo o Consórcio Construtor formado pela CESBE, Alstom e Areva Koblitz, com as quais a ECE já assinou Contrato de EPC turn key. A entrada em operação está prevista para janeiro de O investimento total previsto pode variar entre R$ 1,3 bilhão e R$ 1,4 bilhão. Neste montante estão inclusos o investimento na construção da usina (EPC) para a capacidade instalada de 373,4 MW, os dispêndios em programas ambientais, a conexão à linha de transmissão e o pagamento do projeto aos vendedores. Em 18 de julho de 2011, realizamos uma oferta pública de distribuição secundária de ações ordinárias de emissão da EDP Energias do Brasil de propriedade da EDP Portugal, em que o Grupo EDP reduziu a sua participação acionária na EDP Energias do Brasil, passando a deter (oitenta milhões, novecentas e noventa mil, seiscentas e cinquenta e cinco) ações, correspondente a 51% (cinquenta e um por cento) do capital social da EDP Energias do Brasil. Essa redução ocorreu em função da alienação, pela EDP Portugal, de ações, com preço de venda por ação de R$ 37,00, totalizando uma capitalização de R$ ,00, no âmbito da oferta. Do total de ações, após a oferta, encontra-se em circulação , o que representa 48,8% do capital social. Em 3 de outubro de 2011, nossa participada EDP Renováveis Brasil ( 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. PÁGINA: 77 de 404

84 6.3 - Breve histórico 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 EDP Energias do Brasil, de forma que cada ação ordinária passou a ser representada por 3 (três) ações de mesma espécie e com os mesmos direitos políticos e econômicos da ação desdobrada. A posição acionária considerada para o mencionado desdobramento de ações 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 EDP Energias do Brasil passou a ser dividido em (quatrocentos e setenta e seis milhões, quatrocentas e quinze mil e seiscentas e doze) ações ordinárias, todas nominativas, escriturais e sem valor nominal, sem que houvesse alteração do valor do capital social. Em dezembro de 2012 a EDP obteve a concessão da Central Hídrica de Cachoeira Caldeirão que será construída no Estado do Amapá, no rio Araguari com capacidade instalada de 219 MW. Em 06 de dezembro de 2013, comunicamos uma 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, assinamos nessa data Contratos de Compra e Venda e Acordos de Acionistas referentes às UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão ( empreendimentos ), os quais serão os primeiros projetos de investimento resultantes da parceria. A EDP venderá 50% de participação nos empreendimentos ( operações ). Nos termos dos Contratos de Compra e Venda, a conclusão das operações está sujeita à aprovação pela Agência Nacional de Energia Elétrica, Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social, órgãos reguladores Chineses e outras providências de natureza societária e contratuais necessárias à efetivação da alienação de controle das sociedades objeto das Operações, que estão previstas para o 1º semestre de Em 13 de dezembro de 2013, comunicamos que o Consórcio Terra Nova, constituído com a Companhia Furnas Centrais Elétricas S.A, sagrou-se vencedor no leilão A-5 realizado nesta data, 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, comunicamos que a sua coligada EDP Renováveis vendeu 45 MW médios por meio de quatro empreendimentos de geração eólica com capacidade instalada de 116 MW. Para informações detalhadas acerca das nossas controladas e coligadas e suas respectivas áreas de atuação, favor consultar os itens 7.1 e 9.1.c deste Formulário de Referência. PÁGINA: 78 de 404

85 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas 6.5. Principais eventos societários (evento; principais condições do negócio, sociedades envolvidas, efeitos resultantes da operação no quadro acionário e quadro societário antes e depois da operação) Evento Principais Condições do Negócio: Aquisição da ECE Participações S.A. ( ECE ) Usina Hidrelétrica de Energia ( UHE ) Santo Antônio do Jari Em 15 de junho de 2011, celebramos contrato para aquisição da ECE Participações S.A. ( ECE ), detentora de 90% do Consórcio Amapá Energia, a qual possui os direitos de exploração da Usina Hidrelétrica de Energia ( UHE ) Santo Antônio do Jari, na divisa dos Estados do Pará e Amapá. A participação remanescente de 10% do Consórcio Amapá Energia era detida pela Jari Energética S.A. ( JESA ), que possuía direito de venda conjunta da sua participação à Ipueiras Energia S.A., pelo mesmo preço e nas mesmas condições de pagamento (tagalong). Em 13 de outubro de 2011, a EDP Energias do Brasil concluiu a aquisição da ECE Participações S.A.. A aquisição se deu por meio da controlada Companhia Energética do Jari - CEJA (atual denominação de Ipueiras Energia S.A.). Em 23 de dezembro de 2011, por meio da controlada indireta ECE Participações S.A., adquirimos os 10% remanescentes dos direitos de exploração da UHE Santo Antônio do Jari, nos tornando os únicos proprietários do projeto em construção. Posteriormente, a ANEEL anuiu a transferência integral destes direitos ao celebrar, em janeiro de 2012, o aditivo ao contrato de concessão. A UHE Santo Antônio do Jari possui 300 MW de capacidade instalada e 196,1 MW médios de energia assegurada (loadfactor de 65%) já aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ), dos quais 190 MW médios foram vendidos no Leilão A-5 de dezembro de 2010 pelo período de 30 anos findo em 31 de dezembro de 2044, equivalente ao término da concessão. O projeto prevê ainda o acréscimo de 73,4 MW de capacidade instalada, já aprovado pela ANEEL. A licença de instalação emitida pelo IBAMA já contempla esta ampliação de capacidade. O início da construção se deu no 3º trimestre de 2011, sendo o Consórcio Construtor formado pela CESBE, Alstom e ArevaKoblitz, com as quais a ECE já assinou Contrato de EPC turnkey. A entrada em operação está prevista para janeiro de Em 14 de dezembro de 2012, no Leilão A-5, foi vendida a energia adicional da UHE Santo Antônio do Jari, aprovada pela ANEEL em julho de 2011, no Ambiente de Contratação Regulada - ACR de 20,09 MW médios. O início do Contrato de Comercialização CCEAR será em janeiro de 2017 pelo período de 28 anos. Sociedades Envolvidas EDP Energias do Brasil e a ECE Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Passamos a deter 100% dos direitos de exploração da UHE Santo Antônio do Jari por meio da controlada indireta ECE Participações S.A.. Quadro societário antes e depois da operação ECE Antes: ACIONISTA ON % PN % T O T A L % Acionistas Pessoa Física WALTER LUIZ TEIXEIRA 5 0,0001% 1 0,00001% 6 0% MIGUEL ETHEL SOBRINHO 5 0,0001% 1 0,00001% 6 0% PAULO CELSO GUERRA LAGE ,61200% % JOSÉ GUILHERME ANTLOGA DO NASCIMENTO ,77400% % MÁRCIO BARATA DINIZ ,77400% % Total Pessoa Física ,16002% % PÁGINA: 79 de 404

86 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Acionistas Pessoa Jurídica PARTICIPA EMPREENDIMENTOS IMOBILIÁRIOS E ,9999% ,33337% % PARTICIPAÇÕES S.A. G5 BR INFRA FUNDO DE INVESTIMENTOS EM ,50661% % PARTICIPAÇÕES Total Pessoa Jurídica ,9999% ,83998% % Total Geral % % % ECE Depois: ACIONISTA ON % PN % T O T A L % COMPANHIA ENERGÉTICA DO JARI CEJA % % % JARI ENERGÉTICA S.A % % % Total Geral % % % Evento Oferta Pública de Distribuição Secundária de Ações Ordinárias de emissão da EDP Energias Do Brasil S.A., de Propriedade da EDP Energias de Portugal, S.A. Principais Condições do Negócio Em 18 de julho de 2011, com a alienação de ações, ou seja, 14% (quatorze por cento) de sua participação, a EDP Energias de Portugal, S.A. reduziu sua participação acionária na EDP Energias do Brasil S.A., passando a deter (oitenta milhões, novecentas e noventa mil, seiscentas e cinquenta e cinco) ações, ou seja, o correspondente a 51 % (cinquenta e um por cento) do capital social da EDP Energias do Brasil S.A. Sociedades Envolvidas EDP Energias de Portugal S.A., Nós e terceiros adquirentes das ações alienadas, sendo que nenhum destes adquiriu/constituiu participação superior à 5% (cinco por cento). Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia A acionista EDP Energias de Portugal S.A., reduziu sua participação, passando a deter 51 % (cinquenta e um por cento) do capital social da EDP Energias do Brasil S.A. PÁGINA: 80 de 404

87 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Quadro societário antes e depois da operação EDP Energias do Brasil S.A. Antes: ACIONISTA ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, ,08 SOCIEDAD LIMITADA BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., ,70 SOC.UNIPESSOAL L.DA EDP - ENERGIAS DE PORTUGAL, S.A ,02 CONSELHEIROS 56 0, DIRETOR 1 0, AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") ,03 Total Geral % EDP Energias do Brasil S.A. Depois: ACIONISTA ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, ,08 SOCIEDAD LIMITADA BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., ,70 SOC.UNIPESSOAL L.DA EDP - ENERGIAS DE PORTUGAL, S.A ,23 CONSELHEIROS 56 0, DIRETOR 1 0, AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") ,82 Total Geral % O Capital social da Companhia é composto unicamente por ações Ordinárias. Evento Aquisição parques eólicos de Baixa do Feijão e de Aventura Principais Condições do Negócio Em 3 de outubro de 2011, nossa coligada EDP Renováveis Brasil ( EDPRB ) adquiriu os ativos pertinentes 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. Sociedades Envolvidas EDP Renováveis e Norvento Brasil Efeitos resultantes da operação no quadro Não houve. acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia PÁGINA: 81 de 404

88 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Quadro societário depois da operação: CENTRAL EÓLICA BAIXA DO FEIJÃO I S.A. ACIONISTA AÇÕES ON % EDP Renováveis Brasil S.A ,00 Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas 1 1,00 TOTAL GERAL CENTRAL EÓLICA BAIXA DO FEIJÃO II S.A. ACIONISTA AÇÕES ON % EDP Renováveis Brasil S.A ,00 Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas 1 1,00 TOTAL GERAL CENTRAL EÓLICA BAIXA DO FEIJÃO III S.A. ACIONISTA AÇÕES ON % EDP Renováveis Brasil S.A ,00 Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas 1 1,00 TOTAL GERAL CENTRAL EÓLICA BAIXA DO FEIJÃO IV S.A. ACIONISTA AÇÕES ON % EDP Renováveis Brasil S.A ,00 Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas 1 1,00 TOTAL GERAL Evento 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 EDP Energias do Brasil, de forma que cada ação ordinária passou a ser representada por 3 (três) ações de mesma espécie e com os mesmos direitos políticos e econômicos da ação desdobrada. A posição acionária considerada para o mencionado desdobramento de ações de emissão da Companhia teve como base a data de 10 de abril de Assim, os acionistas inscritos naquela data nos registros da Companhia tiveram direito ao recebimento das ações oriundas do desdobramento. Sociedades Envolvidas EDP Energias do Brasil S.A. Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Os acionistas inscritos em 10 de abril de 2012 nos registros da Companhia tiveram direito ao recebimento das ações oriundas do desdobramento, ou seja, suas posições acionárias foram multiplicadas por três (recebimento de duas ações para cada ação detida na data-base). PÁGINA: 82 de 404

89 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Quadro societário antes e depois da operação EDP Energias do Brasil S.A. Antes: ACIONISTA ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, , SOCIEDAD LIMITADA BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., , SOC.UNIPESSOAL L.DA EDP - ENERGIAS DE PORTUGAL, S.A , ADMINISTRADORES 57 0, AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") , Total Geral % EDP Energias do Brasil S.A. Depois: ACIONISTA ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, , SOCIEDAD LIMITADA BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., , SOC.UNIPESSOAL L.DA EDP - ENERGIAS DE PORTUGAL, S.A , ADMINISTRADORES 171 0, AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") , Total Geral % O Capital social da Companhia é composto unicamente por ações Ordinárias. Evento Alienação de participação societária na controlada Evrecy Participações Ltda. Principais Condições do Negócio Em 28 de maio de 2012, a EDP Energias do Brasil 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 ( 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 Espírito Santo Centrais Elétricas 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 emitida a 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 Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista, sido concluída por operação societária ocorrida em 21 de dezembro de Por esta operação a EDP Energias do Brasil recebeu o montante de R$ 63,1 milhões, contabilizando um efeito positivo de R$ 31,5 milhões no EBITDA em PÁGINA: 83 de 404

90 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Quadro societário antes e depois da operação: EVRECY Antes: EDP Energias do Brasil e Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista - CTEEP Alienamos a nossa participação na EVRECY. QUOTISTAS QUOTAS % EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A ,00 ANTÓNIO MANUEL BARRETO PITA DE ABREU 1 0,00 TOTAL ,00 EVRECY Depois: QUOTISTAS QUOTAS % Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista - CTEEP ,00 TOTAL ,00 Evento 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 - Consultadoria 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. Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia Energias de Portugal Investments and Services, Sociedad Ltda. EDP - Energias de Portugal, S.A. EDP Energias do Brasil S.A. As participações acionárias na EDP BR antes detidas diretamente pela EDP PT passam a ser detidas pela EDP PT através de sua controlada EDP I&S, a qual será titular de ações, representativas de 35,30% do Capital da EDP BR. Quadro societário antes e depois da operação Referida alteração da participação societária não visa, nem resulta, em qualquer alteração do controle acionário da EDP BR, uma vez que a EDP PT mantém-se como controladora da EDP BR, mantendo participação total indireta de 51,0% do seu capital social votante e total. PÁGINA: 84 de 404

91 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Quadro societário antes e depois da operação EDP Energias do Brasil S.A. Antes: Quadro societário antes e depois da operação EDP Energias do Brasil S.A. Antes: ACIONISTA ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, , SOCIEDAD LIMITADA BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., , SOC.UNIPESSOAL L.DA EDP - ENERGIAS DE PORTUGAL, S.A , ADMINISTRADORES 171 0, AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") , Total Geral % EDP Energias do Brasil S.A. Depois: ACIONISTA ON % ENERGIAS DE PORTUGAL INVESTMENTS AND SERVICES, , SOCIEDAD LIMITADA BALWERK - CONSULT. ECONÔMICA E PARTICIP., , SOC.UNIPESSOAL L.DA ADMINISTRADORES 48 0, AÇÕES EM TESOURARIA , OUTROS ("Ações em Circulação") , Total Geral % Evento Concessão da Central Hídrica de Cachoeira Caldeirão Principais Condições do Negócio Em 12 de dezembro de 2012, a EDP Energias do Brasil 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 será recebida na Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A., subsidiária da EDP - Energias do Brasil S.A., cujos documentos já 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 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. PÁGINA: 85 de 404

92 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia A Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A., apresenta-se como subsidiária integral da EDP - Energias do Brasil S.A. Quadro societário antes e depois da operação Quadro societário depois da operação Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. ACIONISTA AÇÕES ON % EDP ENERGIA DO BRASIL S.A TOTAL GERAL Evento 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 adquiri 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 está sujeita a um conjunto de condições precedentes, de entre as quais se destaca a aprovação do CADE - Conselho Administrativo de Defesa Econômica, após as quais, a Companhia e a MPX poderão 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 perfomance 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.; Tecnimont do Brasil Construção e Administração de Projetos LTDA. ; e Efacec do Brasil LTDA. Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia A 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. PÁGINA: 86 de 404

93 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Quadro societário antes e depois da operação 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 % EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A MPX ENERGIA S.A. (atual Eneva S.A.) Total Geral Evento Distrato ao acordo de acionista da Terra Verde e entrega de Projeto Básico Principais Condições do Negócio 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 no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia A EDP Energias do Brasil adquiriu as ações detidas pela Investimento Verde e pelos Srs. Alexandre Lopes Kireeff e Marcelo Paes Barreto de Souza Quadro societário antes e depois da operação 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 % PÁGINA: 87 de 404

94 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas 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 % Evento Concessão da Central Hídrica de São Manoel Principais Condições do Negócio Em 13 de dezembro de 2013, a EDP Energias do Brasil sagrou-se vencedor no leilão A-5 realizado pela ANEEL com o Consórcio Terra Nova, constituído com a Companhia Furnas Centrais Elétricas S.A, 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, podendo a CWE Investment Corporation compor referido consórcio, conforme comunicado em fevereiro de A Companhia informou em 07 de fevereiro de 2014, aos seus acionistas e ao mercado em geral que, no contexto da parceria entre a EDP Brasil, a CWE Investment Corporation ( CWEI ) e a CWEI (Brasil) Participações ( CWEI Brasil ), companhias controladas integralmente pela China Three Gorges ( CTG ), entraram em 06 de dezembro para co-investimento no mercado brasileiro de energia, onde a EDP Brasil assinou o Contrato de Compra e Venda para alienar 33,3% dos direitos de construção da hidrelétrica São Manoel para a CWEI Brasil. A CWEI Brasil reembolsará os custos incorridos pela EDP Brasil e assumirá futuros compromissos de capital até o final da construção, riscos e benefícios do projeto na proporção da participação adquirida. 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. Sob os termos do Contrato, a conclusão da transação está sujeita à aprovação prévia da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, órgãos regulatórios chineses e demais medidas de natureza corporativa e contratual necessárias para a eficácia da transferência de controle dos objetos da transação das companhias, esperado para ocorrer no segundo semestre de 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 O financiamento do projeto considera a obtenção de dívida de longo prazo com alavancagem estimada de até 66%. PÁGINA: 88 de 404

95 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia EDP Energias do Brasil e Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. A Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A., apresenta-se como subsidiária integral da EDP - Energias do Brasil S.A. Quadro societário antes e depois da operação ACIONISTA AÇÕES ON % TOTAL EDP Energias do Brasil S.A % 67% Furnas Centrais Eletricas S.A % 33% TOTAL GERAL % 100% Evento Principais Condições do Negócio Venda de Participação Acionária CEJA e Cachoeira Caldeirão 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 ( 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 ( Empreendimentos ), onde a EDP venderá 50% de participação nos Empreendimentos ( Operações ). No caso de Cachoeira Caldeirão, o custo da entrada da CWEI Brasil corresponderá ao reembolso dos custos incorridos pela EDP e à assunção de compromissos dos aportes de capital até o final da construção (estimados em R$ 294 milhões), riscos e benefícios do empreendimento na proporção da participação adquirida. A participação de 50% em Santo Antônio do Jari teve como valor de transação R$ 490 milhões (data base: junho/2013). Adicionalmente, a CWEI Brasil assumirá o compromisso dos aportes de capital até o final da construção, estimado em R$ 81 milhões. Principais Características do projeto: Nos termos dos Contratos de Compra e Venda, a conclusão das Operações está sujeita à aprovação pela Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES, órgãos reguladores Chineses e outras providências de natureza societária e contratuais necessárias à efetivação da alienação de controle das sociedades objeto das Operações, que estão previstas ocorrerem no 1º semestre de Informou também que, após as aprovações mencionadas acima, os Empreendimentos serão contabilizados no resultado da Companhia em equivalência patrimonial e devem resultar em um ganho de capital estimado no lucro líquido em 2014 de R$ 165 milhões. PÁGINA: 89 de 404

96 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Sociedades Envolvidas Efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente, sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia EDP Energias do Brasil Cachoeira Caldeirão CEJA CWEI Brasil Após as aprovações dos órgãos competentes a Companhia que antes detinha 100% de participação acionária na CEJA e Cachoeira Caldeirão, passará a ter 50% de participação acionária. Quadro societário antes da operação CEJA ACIONISTA AÇÕES ON % TOTAL ANA MARIA MACHADO FERNANDES 1 0, ,000005% MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS 1 0, ,000005% LUIZ OTAVIO ASSIS HENRIQUES 1 0, ,000005% EDP Energias do Brasil S.A , , TOTAL GERAL % 100% Cachoeira Caldeirão ACIONISTA AÇÕES ON % TOTAL EDP Energias do Brasil S.A % TOTAL GERAL % 100% CEJA Quadro societário depois da operação ACIONISTA AÇÕES ON % TOTAL ANA MARIA MACHADO FERNANDES 1 0, ,000005% MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS 1 0, ,000005% LUIZ OTAVIO ASSIS HENRIQUES 1 0, ,000005% EDP Energias do Brasil S.A , , CWEI Brasil , , TOTAL GERAL % 100% Cachoeira Caldeirão ACIONISTA AÇÕES ON % TOTAL EDP Energias do Brasil S.A % CWEI Brasil % TOTAL GERAL % 100% PÁGINA: 90 de 404

97 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: 91 de 404

98 6.7 - Outras informações relevantes 6.7. Outras informações que a Companhia julga relevantes Todas as informações relevantes relacionadas a esta Seção 6 foram descritas nos itens anteriores. PÁGINA: 92 de 404

99 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 sustentada e sustentável, reforçada pela experiência do nosso acionista controlador nestes segmentos de negócio em outras geografias. Nossa atuação consubstanciase no investimento em geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, numa estratégia de abordagem integrada e de gestão de risco. O segmento de distribuição de energia elétrica, onde foi realizado o investimento inicial do Grupo EDP no mercado brasileiro, realiza investimentos para atender à demanda de consumo dos seus clientes, ao crescimento da base de clientes, e garantir a respectiva qualidade do serviço prestado. Como forma de atendimento aos diferentes tipos de clientes de energia elétrica, cativos e livres, criamos a área de comercialização de energia. Procurando cobrir as necessidades de compra de energia para atender aos clientes da distribuição e comercialização de energia elétrica, e às necessidades decorrentes do crescimento da demanda de energia elétrica no Brasil, efetuamos investimentos em ativos de geração, onde se perspectiva a continuidade de novos investimentos, em diversas tecnologias de geração, no sentido de atenuar os riscos de dependência de uma só tecnologia. Atualmente, possuímos operações com base em tecnologia hídrica, eólica e térmica, e investimentos em curso em tecnologia eólica e hídrica, previstas para entrada em operação a partir de 2015 até GERAÇÃO Investco S.A. ( Investco ) A Investco detém a concessão para exploração do aproveitamento hidrelétrico da usina hidrelétrica de energia ( UHE ) Luiz Eduardo Magalhães, localizada no Estado do Tocantins ( UHE Lajeado ). A usina tem capacidade instalada de 902,5 MW, distribuída em cinco unidades geradoras com capacidade instalada de 180,5 MW cada e está localizada no Rio Tocantins, nos municípios de Lajeado e Miracema do Tocantins, Estado do Tocantins. De acordo com o artigo 3º do estatuto social, a Investco tem por objeto (a) a participação em empreendimentos no setor elétrico, especificamente na da construção e exploração da Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães (Lajeado), nos termos do Contrato de Concessão nº 05/97 ANEEL; (b) estudos, planejamentos, projetos, constituição e exploração dos sistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comércio de energia elétrica, bem como os serviços correlatos que lhe tenham sido ou venham a ser concedidos, por qualquer título de direito, podendo administrar e/ou incorporar outros sistemas de energia, prestar serviços técnicos de sua especialidade, organizar subsidiárias, ou incorporar outras empresas e praticar os demais atos necessários à consecução de seu objetivo; (c) o desenvolvimento das atividades consideradas de interesse da Amazônia Legal, nos termos da legislação em vigor; a participação em outras sociedades, comerciais ou civis, como sócia, acionista ou quotista. Lajeado Energia S.A. ( Lajeado Energia ) A Lajeado Energia é nosso veículo de investimento da Companhia na Investco, a qual, conforme descrito acima, detém a concessão para exploração do Aproveitamento Hidrelétrico da UHE Lajeado. Nossa participação no consórcio, somada à participação no capital social da Investco, nos confere direito a 73% de toda energia produzida pela UHE Lajeado. A divisão do PÁGINA: 93 de 404

100 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas montante de energia elétrica comercializada se dá em proporção à participação no capital votante. De acordo com o artigo 4º do estatuto social, a Lajeado tem por objeto a geração e a comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza. Poderá, para tanto, elaborar estudos de viabilidade e projetos, promover a construção, a operação, a manutenção de usinas de geração e, bem assim, a realização de quaisquer outros serviços afins ou complementares relacionados ao seu objeto social. A Sociedade poderá ainda participar de outras empresas, negócios e empreendimentos voltados à atividade energética. Enerpeixe S.A. ( Enerpeixe ) A Enerpeixe, constituída em maio de 2001, é responsável pela operação da UHE Peixe Angical, localizada na cidade de Peixe, Tocantins, com 499 megawatts de capacidade instalada. A Enerpeixe é resultado de uma parceria da Companhia com Furnas Centrais Elétricas S.A., que detém os 40% restantes do capital social da Enerpeixe. De acordo com o artigo 4º do estatuto social, a Enerpeixe tem por objeto estudar, planejar, projetar, construir, operar, manter e explorar os sistemas de produção, transmissão, transformação e comércio de energia elétrica, bem como serviços correlatos que lhe tenham sido ou venham a ser concedidos, por qualquer título de direito, exclusivamente em relação ao Aproveitamento Hidrelétrico composto pela Usina Peixe Angical, com potência instalada mínima de 499,0 MW, bem como das respectivas Instalações de Transmissão de Interesse Restrito à Central Geradora, nos termos do Contrato de Concessão nº 130/2001 ANEEL, em 7 de novembro de 2001, e seus aditamentos posteriores. Energest S.A. ( Energest ) A Energest é uma holding que detém controle direto de parte dos ativos de geração de energia elétrica da Companhia, detendo 12 usinas em operação, com capacidade instalada de 392,8 MW. As usinas estão localizadas nos Estados do Espírito Santo (324,0 MW de capacidade instalada) e Mato Grosso do Sul (68,8 MW de capacidade instalada). As suas controladas são a Pantanal Energética Ltda. ( Pantanal ), Costa Rica Energética Ltda. ( Costa Rica ) e Santa Fé Energia S.A. ( Santa Fé ). De acordo com o artigo 4º do estatuto social, a Energest tem por objeto: (a) as atividades de geração, transmissão e comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza; (b) estudar, planejar, desenvolver e implantar projetos de geração de energia, em suas diversas formas e modalidades; (c) gerir ativos de geração de energia, produzir e consolidar toda a informação de controle de gestão relevante; (d) implementar os meios necessários à operação, manutenção e exploração de projetos de geração de energia, em suas diversas formas e modalidades; (e) participar em outras sociedades, como sócia, acionista ou quotista, bem como em negócios e empreendimentos do setor energético, no Brasil e/ou no exterior; e, (f) prestar serviços de assessoria, consultoria, engenharia, gerenciamento de projetos, operação e manutenção na área de energia, a clientes no Brasil e/ou no exterior. Companhia Energética do Jari ( CEJA ) A CEJA é uma sociedade que tem por objeto as atividades de geração, transmissão e a comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza. Podendo, para tanto, estudar, planejar, desenvolver estudos de viabilidade e projetos de geração de energia, promovendo, ainda, a construção, a operação, a manutenção de usinas de geração e, bem assim, a realização de quaisquer outros serviços afins ou complementares relacionados ao seu objeto social. A Companhia poderá ainda participar de outras empresas, detendo, atualmente, a totalidade da participação societária na ECE Participações S.A. PÁGINA: 94 de 404

101 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas ECE Participações S.A. ( ECE PARTICIPAÇÕES ) A ECE PARTICIPAÇÕES, subsidiária integral da CEJA, tem por objeto social o propósito específico de, direta ou indiretamente, implantar e explorar o potencial hidráulico da Usina Hidrelétrica Santo Antônio do Jari e comercializar a energia elétrica nela gerada, podendo ainda exercer outras ações que possam, no todo ou em parte, ser vinculadas ao seu propósito específico. Enercouto S.A. ( Enercouto ) A Enercouto tem por objeto estudar, planejar, projetar, construir, operar, manter e explorar os sistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comércio de energia elétrica, bem como serviços correlatos que lhe tenham sido ou venham a ser concedidos, por qualquer título de direito, exclusivamente em relação ao aproveitamento hidrelétrico designado como o conjunto composto pela Usina Hidrelétrica Couto Magalhães e pelas Instalações de Transmissão de Interesse Restrito à Central Geradora. Pantanal Energética Ltda. A Pantanal, subsidiária integral da Energest é uma sociedade constituída que tem por objeto a realização das atividades de geração, transmissão e comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza; bem como a elaboração de estudos de viabilidade e projetos, aliados à promoção da construção, operação, manutenção de usinas de geração e linhas de transmissão, bem como a realização de outros serviços afins ou complementares a estes relacionados; e a participação em outras sociedades, negócios e empreendimentos voltados à atividade energética. Costa Rica Energética Ltda. A Costa Rica, subsidiária integral da Energest é uma sociedade constituída que tem por objeto a operação comercial e exploração dos serviços de energia elétrica gerada pela Pequena Central Hidrelétrica ( PCH ) Costa Rica. Santa Fé Energia S.A. A Santa Fé Energia, subsidiária integral da Energest é uma sociedade constituída com o objetivo: (a) realizar de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção, bem como a exploração do potencial hidráulico da Pequena Central Hidrelétrica Santa Fé PCH Santa Fé, localizada no Município de Alegre, Estado do Espírito Santo, a comercialização da energia gerada por esse empreedimento, bem como a prática de atos de comércio em geral, relacionados a essas atividades; (b) participar em outras sociedades, como sócia, acionista ou quotista, bem como em negócios e empreendimentos do setor energético, no Brasil e/ou no exterior. Couto Magalhães Energia S.A. ( Couto Magalhães ) A Couto Magalhães Energia, subsidiária não integral da Enercouto é uma sociedade constituída com o objetivo de estudar, planejar, projetar, construir, operar, manter e explorar os sistemas de produção, transmissão, transformação, distribuição e comércio de energia elétrica, bem como serviços correlatos que lhe tenham sido ou venham a ser concedidos, por qualquer título de direito, exclusivamente em relação ao Aproveitamento Hidrelétrico composto pela Usina Hidrelétrica Couto Magalhães, com potência instalada mínima de 150,0 Mw, bem como das respectivas Instalações de Transmissão de Interesse Restrito à Central Geradora, nos termos do Contrato de Concessão nº 021/2002 ANEEL AHE COUTO MAGALHÃES. Em 2009, o IBAMA, por meio do Ofício nº 892/11, informou o indeferimento em definitivo do pedido de Licença Ambiental. Assim, em 5 de setembro de 2013, a Diretoria da ANEEL em sua Reunião Pública Extraordinária, aprovou a extinção da concessão da UHE Couto Magalhães. Na PÁGINA: 95 de 404

102 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas sequência, o processo seguiu para o MME, o qual convocou as Concessionárias para assinarem o Distrato do Contrato de Concessão nº 021/2002 em 27 de novembro de Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. A Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. constituída com o objeto de realização de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção, a exploração do potencial da UHE Cachoeira Caldeirão, a comercialização da energia gerada por esse empreendimento, bem como a realização de quaisquer outros serviços afins ou complementares relacionados ao seu objeto social. A Companhia poderá ainda participar de outras empresas, negócios e empreendimentos voltados à atividade energética. Empresa de Energia São Manoel S.A. A Sociedade tem como objeto planejar, construir, operar, manter e explorar as instalações da Usina Hidrelétrica São Manoel, no rio Teles Pires, localizada entre os estados do Mato Grosso e do Pará (incluindo as respectivas instalações de transmissão de interesse restrito à central geradora), nos termos do Leilão de Geração 10/2013 ANEEL e executar outras atividades correlatas à exploração da referida Usina. Porto de Pecém Geração de Energia S.A. ( Porto de Pecém ) A Porto de Pecém é resultado de uma parceria da Companhia com a MPX para a exploração da Usina Termelétrica Porto do Pecém. Localizada em São Gonçalo do Amarante, no Estado do Ceará, a Porto Pecém, quando concluída em 2012, terá capacidade instalada de 720 MW por meio da utilização de carvão mineral. De acordo com o artigo 4º do estatuto social, a Porto do Pecém tem por objeto a realização de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção e exploração da usina térmica denominada Pecém I (UTE Pecém I), localizada no Estado do Ceará, e a prática de atos de comércio em geral, relacionados a essas atividades, incluindo a geração e a comercialização de energia e capacidade elétrica, a intermediação na compra e venda de energia e capacidade elétrica, seja no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE ou de outro foro regulamentado por lei, a transmissão de energia elétrica, assessoria em projetos de geração, transmissão, comercialização e distribuição de energia, a compra e venda, importação e exportação de equipamento e maquinário ligado à geração de energia elétrica, a exportação genérica de bens, equipamentos e produtos, bem como a operação portuária de descarga/carga de granéis, o transporte dos mesmos através de correia(s) transportadora(s) no Complexo Industrial e Portuário do Pecém, incluindo, sem limitação a aquisição, construção, instalação, operação e manutenção de um sistema de descarregamento de granéis constituído de descarregadores e correia(s) transportadora(s). A Sociedade tem ainda como objeto social a participação no capital social de outras sociedades simples ou empresárias, qualquer que seja o objeto social. Para atender ao objeto social da Sociedade, esta poderá constituir subsidiárias sob qualquer forma societária. TRANSMISSÃO Evrecy Participações Ltda. ( Evrecy ) A Evrecy é sociedade que tinha por objeto a realização de estudos, de projetos, construção, instalação, operação e exploração de linhas de transmissão de energia elétrica, bem como a prática de atos de comércio em geral, relacionados a essas atividades. A referida empresa não mais compõe o Grupo EDP desde 21 de dezembro de 2012 PÁGINA: 96 de 404

103 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas DISTRIBUIÇÃO Bandeirante Energia S.A. ( EDP Bandeirante ) A EDP Bandeirante é uma das principais concessionárias de distribuição de energia elétrica do Estado de São Paulo segundo a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica ( Abradee ), e a maior da Companhia. A EDP Bandeirante possui o seguinte Objeto Social: (a) a exploração de serviços públicos de energia elétrica, podendo estudar, planejar, projetar, desenvolver, construir e explorar os respectivos sistemas, bem como prestar serviços correlatos que lhe tenham sido ou venham a ser delegados, e praticar os demais atos necessários à consecução dos seus objetivos; (b) gerir ativos de distribuição de energia, em suas diversas formas e modalidades, bem como estudar, planejar, desenvolver e implantar projetos de distribuição de energia; (c) prestar quaisquer serviços, de natureza pública ou privada, correlatos à gestão de ativos de distribuição de energia, em suas diversas formas e modalidades; e (d) contribuir para a preservação do meio ambiente no âmbito de suas atividades, bem como participar em programas sociais de interesse comunitário. Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. ( EDP Escelsa ) A EDP Escelsa é a principal concessionária de distribuição de energia elétrica do Estado do Espírito Santo, segundo a Abradee. A EDP Escelsa possui o seguinte objeto social: (a) a exploração de serviços públicos de energia elétrica, podendo estudar, planejar, projetar, desenvolver, construir e explorar os respectivos sistemas, bem como prestar serviços correlatos que lhe tenham sido ou venham a ser delegados, e praticar os demais atos necessários à consecução dos seus objetivos; (b) gerir ativos de distribuição de energia, em suas diversas formas e modalidades, bem como estudar, planejar, desenvolver e implantar projetos de distribuição de energia; (c) prestar quaisquer serviços, de natureza pública ou privada, correlatos à gestão de ativos de distribuição de energia, em suas diversas formas e modalidades; e (d) contribuir para a preservação do meio ambiente no âmbito de suas atividades, bem como participar em programas sociais de interesse comunitário. COMERCIALIZAÇÃO EDP - Comercialização e Serviços de Energia Ltda. ( EDP Comercializadora ) A EDP Comercializadora 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. A EDP Comercializadora possui o seguinte objeto social: (a) a atividade de comercialização de energia elétrica, compreendendo a compra, a importação, a exportação e a venda de energia elétrica a outros comercializadores, a consumidores que tenham livre opção de escolha do fornecedor ou a outros agentes permitidos pela legislação; (b) comprar e vender energia nas diferentes formas e modalidades, participando de todos os segmentos dos mercados especializados; (c) desenvolver todas as atividades e prestar todos os serviços associados ou necessários às atividades de comercialização de energia, em todas as formas e modalidades, no âmbito do setor elétrico brasileiro e/ou de outros países, considerados os aspectos físico, operacional e financeiro de tais atividades e suas repercussões, com vistas a criar, viabilizar e concretizar negócios que resultem em contratos; (d) gerenciar os riscos inerentes às atividades de comercialização, de geração e de distribuição de energia elétrica em nome de empresas do setor elétrico, através de todas as formas e modalidades, inclusive por meio de contratos de prestação de serviços, de contratos de compra e venda, de cessão de contratos de compra e venda, de contratos de garantia de remuneração, de operações estruturadas e de operações com derivativos; (e) prestar serviços de assessoria e consultoria técnica a consumidores de energia em suas diferentes formas e modalidades, bem como a outros clientes, no Brasil e/ou no exterior; (f) desenvolver todas as atividades e prestar todos os serviços associados ou PÁGINA: 97 de 404

104 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas relacionados à eficiência energética, em suas diferentes formas e modalidades, com vistas a criar, viabilizar, gerenciar e concretizar negócios; (g) prestar serviços de consultoria em gestão empresarial, incluindo a gestão de empreendimentos relacionados a energia elétrica, no Brasil e/ou exterior; (h) prestar serviços de cobrança à terceiros, serviços comerciais, bem como serviços de gerenciamento de assinaturas; (i) realizar parcerias comerciais; (j) prestar serviços de consultoria, em especial na comercialização de créditos de carbono, bem como na intermediação de operações envolvendo créditos de carbono, no Brasil e/ou no exterior; (k) prestar serviços de execução, por administração, empreitada, ou subempreitada, de obras de construção civil, elétrica e de outras obras semelhantes, inclusive escavação, drenagem, terraplanagem, pavimentação, concretagem e a instalação e montagem de produtos, peças e equipamentos, quando destinadas ao setor elétrico; (l) prestar serviços de elaboração de planos diretores, de estudos de viabilidade, de estudos organizacionais e outros relacionados com obras e serviços de engenharia; elaboração de anteprojetos, projetos básicos e executivos para trabalhos de engenharia, no âmbito do setor elétrico; (m) prestar serviços de construção, manutenção e conservação de imóveis e/ou equipamentos fixos à estruturas previamente edificadas, incluindo os serviços de acompanhamento e fiscalização da execução de obras de engenharia arquitetura e urbanismo, quando relacionadas as atividades do setor elétrico, (n) participar da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, bem como de qualquer entidade, associação ou órgão relacionado à comercialização de energia em suas diferentes formas e modalidades, representando a si, e/ou sócios e terceiros, observada a regulamentação pertinente; (o) participar em outras sociedades, como sócia, acionista ou quotista, no Brasil e/ou no exterior; e (p) divulgar por quaisquer meios as informações e conhecimentos produzidos por si ou por terceiros, correlatos às suas atividades. OUTRAS EMPRESAS INTEGRANTES DO NOSSO PORTFÓLIO EDP GRID Gestão de Redes Inteligentes de Distribuição S.A. ( EDP GRID ) Sociedade constituída com o fim específico de prestação e exploração de serviços de telecomunicações; celebrar, acordos, contratos e convênios com outras empresas exploradoras de serviços de telecomunicações ou quaisquer pessoas ou entidades objetivando assegurar a operação dos serviços, sem prejuízo das suas atribuições e responsabilidades; 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, gestão de projetos e serviços de telecomunicações. Resende Engenharia e Assessoria Ltda. ( Resende ) Trata-se de sociedade destinada à prestação de serviços de engenharia, serviços de telecomunicações e construção civil, administração e incorporação de imóveis, desenvolvimento de sistemas de informação, assessoria e consultoria na área de energia, intermediação e comercialização de energia elétrica e a participação em outras sociedades, independentemente de seu tipo jurídico. Terra Verde Bioenergia Participações S.A. ( Terra Verde ) A sociedade tem por objeto a participação como acionista em sociedades de propósito específico constituídas para explorar empreendimentos de produção de etanol e de energia elétrica, bem como atividades correlatas e complementares. Atualmente, a Terra Verde se encontra em fase de liquidação. PÁGINA: 98 de 404

105 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Porto de Pecém Transportadora de Minérios S.A. ( PPTM ) A PPTM presta serviço de transporte de carvão mineral no Porto do Pecém, Ceará, onde leva minério para siderúrgica a ser instalada no Município de São Gonçalo do Amarante e para a Usina Termelétrica Energia Pecém (UTE Pecém). Localizada em São Gonçalo do Amarante, no Estado do Ceará. Pecém Operação e Manutenção de Unidades de Geração Elétrica S.A. ( PO&M ) A PO&M tem por objeto a prestação de serviços de Operação e Manutenção de Unidades de Geração de Energia Elétrica, de carga/ descarga de granéis, incluindo, sem limitação, sistemas de descarregamento de granéis constituídos de descarregadores e correrias de transportadoras e, ainda, a participação e outras sociedades. Localizada em São Gonçalo do Amarante, no Estado do Ceará. EDP Renováveis Brasil S.A. ( EDPRB ) A EDP Renováveis Brasil S.A. é companhia que tem por objeto social: (a) as atividades de geração, transmissão e comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza, e em particular as de regime especial, incluindo entre elas, apenas como exemplos, as de produção hidráulica ou mini-hidráulica, eólica, solar, solar térmica, fotovoltaica, biomassa e resíduos; (b) a identificação, o estudo, o planejamento, o desenvolvimento e a implantação de projetos de geração de energia, em suas diversas formas e modalidades, dentre elas as de regime especial, tais como, sem limitação, as de produção hidráulica ou mini-hidráulica, eólica, solar, solar térmica, fotovoltaica, biomassa e resíduos; (c) a gestão de ativos de geração de energia, a produção e a consolidação de toda a informação de controle de gestão relevante; (d) a implementação dos meios necessários à operação, à manutenção e à exploração de projetos de geração de energia, em suas diversas formas e modalidades, dentre elas as de regime especial, tais como, sem limitação, as de produção hidráulica ou mini-hidráulica, eólica, solar, solar térmica, fotovoltaica, biomassa e resíduos; (e) a participação em outras sociedades, como sócia e/ou acionista, ainda que tenham objeto social distinto do da Companhia bem como em negócios e empreendimentos do setor energético, no Brasil ou em outro país da América do Sul; e (f) a prestação de serviços de assessoria, consultoria, engenharia, gerenciamento de projetos, operação e manutenção na área de energia, a clientes no Brasil ou em outro país da América do Sul. As diferentes atividades do objeto social acima descritas poderão ser desenvolvidas pela Companhia de forma direta ou indireta, total ou parcialmente, mediante a contratação de outras sociedades ou ainda a participação em sociedades tanto no Brasil como em outro país da América do Sul. Elebrás Projetos S.A. ( Elebrás ) A Elebrás é sociedade constituída com o objetivo de realizar de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção, bem como a exploração do potencial do Parque Eólico Cidreira I, localizado no Município de Tramandaí, Estado do Rio Grande do Sul, e a comercialização da energia gerada por esse empreendimento. CENAEEL Central Nacional de Energia Eólica S.A. ( CENAEEL ) O CENAEEL é sociedade constituída com o objetivo de produzir energia elétrica, bem como realizar a sua transmissão e distribuição, além da realização de projetos de usinas eólicas e hidrelétricas de pequeno, médio e grande porte. Central Eólica Baixa do Feijão I S.A. ( Baixa do Feijão I ) A Baixa do Feijão I é sociedade constituída com o objeto de realização de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção, e a exploração do potencial da Central Eólica Baixa do Feijão I, bem como a comercialização da energia gerada por esse empreendimento. PÁGINA: 99 de 404

106 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. ( Baixa do Feijão II ) A Baixa do Feijão II é sociedade constituída com o objeto de realização de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção, e a exploração do potencial da Central Eólica Baixa do Feijão II, bem como a comercialização da energia gerada por esse empreendimento. Central Eólica Baixa do Feijão III S.A. ( Baixa do Feijão III ) A Baixa do Feijão III é sociedade constituída com o objeto de realização de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção, e a exploração do potencial da Central Eólica Baixa do Feijão III, bem como a comercialização da energia gerada por esse empreendimento. Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A. ( Baixa do Feijão IV ) A Baixa do Feijão IV é sociedade constituída com o objeto de realização de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção, e a exploração do potencial da Central Eólica Baixa do Feijão IV, bem como a comercialização da energia gerada por esse empreendimento. Central Eólica Aventura I S.A. ( Aventura I ) A Aventura I é uma sociedade constituída com o objeto de realização de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção, a exploração do potencial eólico do Projeto Aventura e a comercialização da energia gerada por esses empreendimentos. Central Eólica Jaú S.A. ( Jaú ) A Jaú é uma sociedade constituída com o objeto de realização de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção, a exploração do potencial eólico dos Projetos Jericó, Aroeira e Umbuzeiros e a comercialização da energia gerada por esses empreendimentos. PÁGINA: 100 de 404

107 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 ATIVIDADES DE DISTRIBUIÇÃO O segmento de distribuição concentra as principais atividades do Grupo EDP possuem forte presença no Estado de São Paulo e presença dominante no Estado do Espírito Santo, nos quais atuamos por meio de nossas distribuidoras, EDP Bandeirante e EDP Escelsa, respectivamente. EDP Bandeirante A EDP Bandeirante conta atualmente com uma base de 1,7 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 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 aproximadamente 12,0 mil indústrias e mais de 113,3 mil estabelecimentos comerciais em 31 de dezembro de EDP Escelsa A EDP Escelsa 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 11,8 mil indústrias e mais de 117,0 mil estabelecimentos comerciais em 31 de dezembro de Balanço Energético O total de energia elétrica requerida pelo sistema de distribuição das concessionárias da Companhia totalizou GWh em Desse montante, 58,3% referem-se à EDP Bandeirante e 41,7% à EDP Escelsa. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, o total foi de GWh, distribuídos pela EDP Bandeirante e pela EDP Escelsa à proporção de 59,3% e 40,7%, respectivamente. A seguir, segue o balanço energético consolidado do exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 das distribuidoras da Companhia relativo aos volumes, em MWh, com suas entradas e saídas de energia, assim como a perda decorrente do processo. Exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013: PÁGINA: 101 de 404

108 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais No gráfico acima, dos nossos requerimentos de energia (entradas de energia): Itaipu significa energia comprada da usina hidrelétrica de Itaipu, usina detida em partes iguais pelo Brasil e pelo Paraguai, ressaltando-se que o volume de compra de energia é referenciado à própria usina, justificando-se assim as Perdas de Itaipu decorrentes do transporte de sua energia, da SE Foz do Iguaçu até o centro de gravidade, constituídas pelas perdas elétricas no Tronco de Itaipu (corrente contínua) e perdas no conjunto de linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos com tensão igual ou superior a 230 kv e instalações definidas pela ANEEL ( Rede Básica ). O centro de gravidade é o ponto virtual onde as perdas entre os Produtores e Consumidores se igualam e onde são consideradas todas as vendas e compras de energia; PROINFA compreende a energia adquirida compulsoriamente do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica, criado pela Lei nº /02, revisado pela Lei nº /03, que tem por objetivo a diversificação da matriz energética nacional através da produção de energia de fontes eólica, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas ( PCH ); Bilaterais são contratos de compra e venda de energia, negociados livremente entre duas partes, e firmados antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico; Leilões significa a energia comprada em Leilões do Ambiente de Contratação Regulada ( ACR ), estabelecido pela /04, que criou o Novo Modelo do Setor Elétrico ( Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ); Compras Curto Prazo e Vendas Curto Prazo retrata a posição de déficit ou sobra no Mercado de Curto Prazo segmento da CCEE onde são comercializadas as diferenças entre os montantes de energia contratados e os montantes de geração ou consumo efetivamente verificados; e Energia em Trânsito significa a energia que os consumidores livres ou outras concessionárias adquirem de outros supridores e que transitam pela rede das distribuidoras da Companhia. A energia em trânsito se repete no item de entradas e saídas tendo em vista que ela representa apenas o uso da rede de distribuição, não fazendo parte do faturamento das distribuidoras. Fornecimento significa distribuição ao mercado. Suprimento compreende pequenos intercâmbios de energia, vendida por nossas distribuidoras a outras concessionárias e distribuição. Perdas na Distribuição significam perdas de energia ocorridas no sistema de distribuição. PÁGINA: 102 de 404

109 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Sistema de Distribuição As distribuidoras da Companhia possuem uma ampla rede de distribuição, composta predominantemente por linhas de transmissão aéreas e subestações com níveis de tensão variados. Os consumidores são classificados por nível de tensão, com base na carga instalada e/ou demanda contratada. Grandes consumidores industriais e comerciais recebem energia elétrica em níveis de tensão elevados (até 138 kv), enquanto consumidores industriais e comerciais menores e residenciais recebem energia elétrica em níveis de tensão mais baixos (iguais ou inferiores a 69 kv). O quadro a seguir apresenta a evolução dos principais componentes do sistema de distribuição da Companhia para os períodos indicados. Distribuição Item 31/12/ /12/ /12/2011 Km de Linha de Distribuição/ Transmissão (maior ou igual a 69 kv) Km de Média Tensão (entre 1kv e 69kv) Km de Baixa Tensão (menor ou igual a 1kv) N de Postes de Rede de Distribuição N de Transformadores de Distribuição Item BAND ESCE Total Km de Linha de Distribuição/ Transmissão (maior ou igual a 69 kv) Km de Média Tensão (entre 1kv e 69kv) Km de Baixa Tensão (menor ou igual a 1kv) 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 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 abaixo 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) BAND 8,08 5,51 (9,36/8,07) 9,42 6,03 (9,57/8,37) 9,67 6,29 (9,7/8,42) ESCE 9,67 5,78 (10,42/8,13) 9,88 6,37 (10,78/8,51) 10,48 6,38 (11,18/8,98) PÁGINA: 103 de 404

110 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Perdas de Energia Os resultados financeiros das distribuidoras da Companhia são afetados por perdas de energia elétrica, uma vez que essa energia poderia de outra forma ter sido distribuída a consumidores finais ou outras concessionárias, reduzindo as necessidades de compra de energia para revenda. As perdas de energia estão divididas em duas categorias básicas: perdas técnicas, que são inerentes ao fluxo de energia elétrica através do sistema de distribuição e perdas não técnicas, que são as que resultam de conexões ilegais, fraudes, erros de medição e de faturamento. Cabe salientar que as perdas técnicas são intrínsecas ao transporte de energia, podendo ocorrer tanto na transmissão quanto na distribuição de energia, na medida em que estão associadas à dissipação da energia ocorrida na rede elétrica. Portanto, trata-se de quantidade de energia não consumida pelos clientes. As perdas não técnicas consistem na quantidade de energia efetivamente consumida pelos clientes, mas não convertida em receita de venda de energia, em decorrência de ligações clandestinas, medidores fraudados ou defeituosos, entre outros. As perdas de energia elétrica, expressas como um percentual do total da energia requerida no período, caiu 0,3 p.p no ano de 2013 em relação aos níveis verificados em dezembro de As perdas totais em 2013 foram de 11,4%. Em 2013, as perdas totais da EDP Escelsa foram de 13,2% e as perdas totais da EDP Bandeirante foram de 9,9%. Em 2013, a EDP Bandeirante e a EDP Escelsa desembolsaram R$ 59,7 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos, R$ 30,6 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 29,1 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). Em 2012, EDP Bandeirante e EDP Escelsa desembolsaram um total de R$ 40,5 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos direcionados a esses programas, R$ 20,2 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 20,3 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). Em 2011, EDP Bandeirante e EDP Escelsa desembolsaram um total de R$ 36,5 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos direcionados a esses programas, R$ 12,2 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 24,2 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). Programa de Combate às Perdas (R$ MM) Investimentos Operacionais 30,6 20,2 12,2 Despesas Gerenciáveis 29,1 20,3 24,2 Total 59,7 40,5 36,5 Em 2013, nossas concessionárias realizaram aproximadamente 173,7 mil inspeções, 23,8 mil regularizações de ligações clandestinas e foram retiradas 106,8 mil ligações irregulares que resultaram na recuperação de receitas de cerca de R$ 13,6 milhões. PÁGINA: 104 de 404

111 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Perdas Técnicas e Comerciais 5,5 5,5 5,5 7,4 7,7 7,8 4,7 4,7 4,3 5,4 6,0 5,4 Band 2011 Band 2012 Band 2013 Escelsa 2011 Escelsa 2012 Escelsa 2013 Perdas Comerciais (%) Perdas Técnicas (%) ATIVIDADES DE GERAÇÃO Esclarecemos que o valor referente ao lucro líquido do segmento Geração constante neste Formulário é diferente do respectivo valor constante em nossas Demonstrações Financeiras, porque se encontra deduzido do valor correspondente à participação dos acionistas não controladores, ao passo que em nossas Demonstrações Financeiras essa participação dos acionistas não controladores está na coluna de eliminações. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, o volume de energia gerada pelas usinas hídricas do Grupo EDP, descontando o consumo interno, alcançou GWh, 12,6% inferior ao volume registrado no mesmo período de 2012 devido principalmente ao cenário hidrológico desfavorável. O volume de energia vendida totalizou GWh, redução de 0,5% em comparação aos GWh de A receita líquida do negócio de geração, desconsiderando as eliminações de consolidação, totalizou R$ 1.323,7 milhões, crescimento de 10,6% na comparação com o período de 2012, quando havia alcançado R$ 1.196,9 milhões. O lucro líquido totalizou R$ 204,3 milhões, excluindo a participação de não controladores. No período de 31 de dezembro de 2013, a segunda e última unidade geradora da Usina Termelétrica Energia Pecém I entrou em operação, com energia gerada de GWh e a energia vendida de GWh. A receita líquida de Pecém no período foi de R$ 493,9 milhões com lucro líquido negativo de R$ 141,2 milhões. O volume de energia vendida pelas usinas do Grupo totalizou GWh em 31 de dezembro de 2013, 15,3% acima do registrado em 2012, devido, principalmente, a entrada em operação da segunda e última unidade geradora da Usina Termelétrica Energia Pecém I. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, o volume de energia gerada pelas usinas hídricas do Grupo EDP, descontando o consumo interno, alcançou GWh, 4,0% superior ao volume registrado no mesmo período de O volume de energia vendida pelas usinas hídricas do Grupo totalizou GWh em 31 de dezembro de 2012, uma redução de 1,6% do que foi registrado em A receita líquida do negócio de geração, desconsiderando as eliminações de consolidação, totalizou R$ 1.196,9 milhões, crescimento de 9,2% na comparação com O lucro líquido reduziu 39,7%, totalizando R$ 170,4 milhões. Além das usinas hídricas, o período foi marcado pela entrada em operação da primeira unidade geradora da Usina Termelétrica Energia Pecém I. O volume de energia vendida foi de GWh, com receita líquida de R$ 167,3 milhões e lucro líquido negativo de R$ 103,8 milhões. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011, o volume de energia gerada pelas usinas do Grupo EDP, descontando as perdas do sistema elétrico, alcançou GWh, 8,4% superior ao volume registrado no mesmo período de O volume de energia vendida PÁGINA: 105 de 404

112 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais totalizou GWh, aumento de 1,0% em comparação aos GWh de A receita líquida do negócio de geração, desconsiderando as eliminações de consolidação, totalizou R$ 1.096,4 milhões, crescimento de 9,2% na comparação entre os dois períodos. O lucro líquido aumentou 42,1%, totalizando R$ 282,6 milhões. A energia elétrica produzida pelo Grupo EDP é essencialmente de origem hidrelétrica. A energia produzida é transmitida por sistemas próprios ou de terceiros às distribuidoras, que levam a energia até ao cliente final. Sob a perspectiva da comercialização, as geradoras da Companhia vendem a sua garantia física, conforme determinada pela ANEEL, a comercializadoras ou distribuidoras de energia elétrica. Principal vetor estratégico para o crescimento dos negócios da EDP Energias do Brasil, a área de geração encerrou o ano de 2013 com capacidade instalada de MW. O crescimento em relação aos MW de capacidade instalada em 2012 deveu-se à entrada em operação comercial da segunda e última unidade geradora da UTE Porto do Pecém I (180 MW, proporcional à participação de 50% da Companhia), e à finalização da repotenciação da UHE Mascarenhas (4,5 MW). Em 1 de setembro de 2013 foram vendidos 1.7 MW referentes a 3 Centrais de Geração Hidrelétrica CGHs (São João I e II e Coxim) da empresa Pantanal Energética Ltda. A tabela abaixo apresenta uma breve descrição dos nossos ativos de geração, com dados relativos a 2013: Usinas em Construção Capacidade Instalada MW Garantia Física MWmédio ECE 186,7 108,9 UHE Santo Antônio do Jari (2) 186,7 108,9 EECC 109,5 64,9 UHE Cachoeira Caldeirão (2) 109,5 64,9 EESM 233,3 140,6 UHE São Manoel (4) 233,3 140,6 C.E. BAIXA DO FEIJÃO 54,0 25,7 EOL Baixa do Feijão (1) 54,0 25,7 TOTAL 583,5 340,0 Usinas em Homologação / Adjudicação Capacidade Instalada MW Garantia Física MWmédio C.E. AVENTURA I 11,7 4,7 EOL Aventura I (1) 11,7 4,7 C.E. JAU 40,5 16,0 EOL Jericó, Aroeira, Umbuzeiro (1) 40,5 16,0 TOTAL 52,2 20,7 PÁGINA: 106 de 404

113 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Usinas em Operação Capacidade Instalada MW Garantia Física MWmédio 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 299,5 191,7 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 ENERGIA 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 (1) - Eólica 6,2 1,5 EOL Água Doce (1) 4,1 1,1 EOL Horizonte (1) 2,2 0,5 ELEBRAS (1) - Eólica 31,5 10,9 EOL Tramandaí (Cidreira I) (1) 31,5 10,9 PECÉM ENERGIA 360,1 315,5 UTE PORTO DE PECEM I (2)(3) 360,1 315,5 TOTAL 2.194, ,6 (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 33,33% da EDP Energias do Brasil. PÁGINA: 107 de 404

114 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Evolução da Capacidade Instalada (MW) Fonte Hídrica Lajeado e Investco (1) 902,5 902,5 902,5 Enerpeixe (2) 498,8 498,8 498,8 Energest 299,5 295,0 290,5 Santa Fé 29,0 29,0 29,0 Pantanal (3) 51,1 52,8 52,8 Costa Rica 16,0 16,0 16,0 Fonte Térmica Porto Pecém I (4) 360,1 180,1 Fonte Eólica Cenaeel (5) 6,2 6,2 6,2 Elebrás (5) 31,5 31,5 31,5 Total 2.194, , ,2 Evolução da Garantia Física (MW médio) Fonte Hídrica Lajeado e Investco (1) 526,6 526,6 526,6 Enerpeixe (2) 280,5 280,5 280,5 Energest 191,7 191,1 189,3 Santa Fé 16,4 16,4 16,4 Pantanal (3) 33,5 34,8 34,8 Costa Rica 11,1 11,7 12,3 Fonte Térmica Porto Pecém I (4) 315,5 157,8 Fonte Eólica Cenaeel (5) Elebrás (5) Total 1.375, , ,9 (1) A Companhia possui 73% de participação na usina. (2) A Companhia detêm60% 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. (5) Valores correspondentes a 45% da Companhia na EDP Renováveis. Cenaeel e Elebrás não possuem garantia física, sendo remuneradas pela geração efetiva. Enerpeixe S.A. ( Enerpeixe ) A Companhia participa com 60% do capital na usina hidrelétrica Peixe Angical, localizada no Rio Tocantins, construída em parceria com Furnas Centrais Elétricas. 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 Usina Hidrelétrica Peixe Angical iniciou suas atividades em 27 de junho de 2006, com a operação comercial da Unidade Geradora n.º 1. Em 29 de julho e 16 de setembro de 2006, iniciaram-se as operações comerciais das Unidades Geradoras n.º 2 e 3, respectivamente. PÁGINA: 108 de 404

115 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais A concessão para exploração da Usina de Peixe Angical, válida pelo período de 35 anos, foi outorgada pela União, em 28 de junho de 2001, à Enerpeixe, empresa vencedora do processo licitatório. Atualmente, a Enerpeixe possui como acionistas a Companhia, de capital privado com 60% das ações, e Furnas Centrais Elétricas S.A., de capital estatal com 40% das ações. A energia elétrica produzida é comercializada pela Enerpeixe, na condição de Produtor Independente, nos termos do contrato de concessão. Energest S.A. ( Energest ) Controla 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, a Costa Rica e Pantanal Energia, 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 vendidas. Lajeado Energia, S.A. ( 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 Usina tem capacidade instalada de 902,5 MW, distribuída em cinco unidades geradoras com capacidade de 180,5 MW cada. Usina Hidrelétrica de Lajeado A Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães, localizada no Rio Tocantins, no Estado do Tocantins ( UHE Lajeado ), iniciou suas operações comerciais em dezembro de 2001, com a entrada em operação da primeira turbina. Em 2002, a usina atingiu sua condição de operação plena, com cinco turbinas, cada uma com capacidade de geração de 180,5 MW, totalizando a capacidade instalada de 902,5 MW. A concessão para a exploração da UHE Lajeado, válida pelo prazo de 35 anos, foi outorgada pela União Federal, em 16 de dezembro de 1997, ao consórcio vencedor do processo licitatório. Após a reorganização societária superveniente à permuta de ativos com o Grupo Rede, conforme indicado no item 6.5 deste Formulário de Referência, a Companhia passou a deter 47,23% do capital total da Rede Lajeado. Por sua vez, a Companhia passou a deter 73% do capital votante (controle) da Investco, através da Lajeado Energia. 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 Energia comercializa a energia proveniente da UHE Lajeado com empresas do Grupo EDP. Para possibilitar aos acionistas da Investco a exploração da UHE Lajeado, na proporção de suas respectivas participações na Concessão, a Investco, como proprietária dos ativos de geração de energia existentes na UHE Lajeado, e cada um dos acionistas da Investco, como titulares, coletivamente, de 99% da Concessão, celebraram, em julho de 2001, conforme aditados em 23 de junho de 2009, contratos de arrendamento ( Contratos de Arrendamento ) da fração ideal dos ativos de geração existentes na UHE Lajeado, correspondente à participação de cada acionista da Investco na Concessão. PÁGINA: 109 de 404

116 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais 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. 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. ( PECÉM ) A Companhia participa com 50% do capital na Usina Termelétrica Porto do Pecém I, localizada no estado do Ceará, construída em parceria com a MPX Pecém Geração de Energia S.A. (atual 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 O correspondente acréscimo na Garantia Física está em sendo pleiteado junto ao MME. A UTE, 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. Em 12 de julho de 2012, devido às dificuldades encontradas na entrada em operação comercial, foi solicitado à ANEEL que o artigo 3º da Resolução Normativa nº 165/05 fosse integralmente afastado e autorizado o pagamento mensal do menor valor entre: (i) o contrato de compra de energia celebrado pela usina para lastrear sua venda no Ambiente de Contratação Regulada, e; (ii) o preço da energia no contrato de venda original entendido, para os CCEARs por disponibilidade, como o custo que o consumidor teria caso a usina estivesse em operação comercial. Em 5 de março de 2013 a ANEEL, por meio do Despacho nº 643, determinou que, enquanto permanecer em vigor a Resolução Normativa nº 165/05, seja considerado, na recomposição de lastro efetuada pela Porto do Pecém I, para fins de repasse aos contratos originais e, consequentemente, às tarifas dos consumidores finais, o menor valor entre: (i) o valor da energia do contrato de recomposição de lastro; e (ii) o Índice de Custo Benefício ICB da UTE Porto do Pecém I, atualizado nos termos do Despacho nº 1.203/09-SEM/SRG. 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. EDP Renováveis Brasil A Companhia detêm 45% de participação na EDP Renováveis Brasil, sendo os restantes 55% da EDP Renováveis S.A. (EDP Espanha). A EDP Renováveis Brasil inclui nos seus ativos a participação totalitária nas empresas Cenaeel e Elebrás. PÁGINA: 110 de 404

117 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Cenaeel Foi adquirida em 16 de fevereiro de 2009e 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 A Elebrás Projetos S.A. 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 UHE Santo Antônio do Jari Em 13 de outubro de 2011, a EDP Energias do Brasil concluiu a aquisição da ECE Participações S.A., 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 Companhia Energética do Jari - CEJA (atual denominação de Ipueiras Energia S.A.). Em 23 de dezembro de 2011, por meio de sua controlada indireta ECE Participações S.A., 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. O investimento total previsto para o projeto pode variar entre R$ milhões e R$ milhões. Neste montante estão inclusos o investimento na construção da usina (EPC) para a capacidade instalada de 373,4 MW, os dispêndios em programas ambientais, a conexão à linha de transmissão e o pagamento do projeto aos vendedores. A UHE Jari celebrou um contrato de EPC (Engineering Procurement and Construction) na modalidade turn-key pleno com um consórcio constituído pelas empresas CESBE S.A Engenharia e Empreendimentos, Alstom Brasil Energia e Transporte Ltda e Areva Koblitz S.A.. Em dezembro de 2010, a UHE Jari vendeu 190 MW médios por um prazo de 30 anos em contratos regulados no Leilão A-5 ao preço de R$ 104,00/MWh (base: dez/2010). Em dezembro de 2012, foram comercializados 20,9 MW médios no Leilão A-5, ao preço de R$ 82,00/MWh (base: dez/2012). A Licença de Instalação do projeto foi emitida em junho de 2011 e as obras foram iniciadas em agosto de 2011 com conclusão prevista para o final de Em 6 de dezembro de 2013, a EDP Energias do Brasil S.A. comunicou ao mercado que estabeleceu uma parceria com a CWE Investment Corporation ( CWEI ) e CWEI (BRASIL) Participações ( CWEI Brasil ), subsidiárias controladas integralmente pela China Three Gorges ( CTG ), para investimentos, em conjunto, no mercado de energia brasileiro. No âmbito da parceria, foram assinados nesta data Contratos de Compra e Venda e Acordos de Acionistas referentes às Centrais Hídricas Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão, os quais serão os primeiros projetos de investimento resultantes da parceria. A EDP vendeu 50% de participação nos Empreendimentos. PÁGINA: 111 de 404

118 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais A participação de 50% em Santo Antônio do Jari teve como valor de transação R$ 490 milhões (data base: junho/2013). Adicionalmente, a CWEI Brasil assumirá o compromisso dos aportes de capital até o final da construção, estimado em R$ 81 milhões. Em 11 de fevereiro de 2014 foi anuída pela ANEEL a transferência de controle societário da UHE Santo Antônio do Jari e da UHE Cachoeira Caldeirão S.A. de 100% EDP - Energias do Brasil S.A. para o controle compartilhado 50% EDP, 50% CWEI Brasil. O Ato que concedeu a anuência foi retificado em 2 de abril de 2014, para correção de errata. UHE Cachoeira Caldeirão Em 14 de dezembro de 2012 a Companhia, no leilão A-5 realizado pela ANEEL, obteve a concessão da Usina Hidrelétrica de Cachoeira Caldeirão que será construída 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$95,31/MWh (data base: Dez/2012) atualizado pelo IPCA, com início da entrega da energia em Janeiro de 2017, pelo prazo de 30 anos. Em 15 de fevereiro de 2013 a Companhia foi habilitada para o leilão e em 8 de março o resultado foi homologado e adjudicado. A concessão foi recebida na Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A., subsidiária da EDP - Energias do Brasil S.A., cujos documentos já foram aprovados em 5 de abril de A assinatura do Contrato de Concessão ocorreu em 29 de maio de O investimento total estimado é de R$ 1,1 bilhões e o início das obras ocorreu em Conforme descrito no item acima, a EDP Energias do Brasil S.A. alienou 50% de sua participação neste investimento para a CWEI Brasil. O custo da entrada da CWEI Brasil corresponderá ao reembolso dos custos incorridos pela EDP e à assunção de compromissos dos aportes de capital até o final da construção (estimados em R$ 294 milhões), riscos e benefícios do empreendimento na proporção da participação adquirida. UHE São Manoel A conquista da Usina Hidrelétrica São Manoel no Leilão A-5, ocorrido em 13 dezembro de 2013, em parceria de Furnas Centrais Elétrica S.A. (33,33%), reforçou a estratégia de crescimento em ativos de geração da Companhia, permitindo agregar mais 700 MW a capacidade instalada aos atuais MW, 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, negociou 409,5 MW médios no Ambiente de Contratação Regulada - 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. Fortes esforços têm sido envidados com ênfase na antecipação do início das obras, motivados pela necessidade de início das obras na próxima janela hidrológica período de estiagem a partir de maio de 2014, necessário para a instalação das primeiras estruturas do empreendimento o que permitirá a busca pela antecipação do início do suprimento, com benefício para todo o Sistema Interligado Nacional. Em 7 de fevereiro de 2014, a Companhia comunicou ao mercado a entrada da CWEI Brasil no projeto da UHE, com participação de 33,33%. A CWEI Brasil reembolsará os custos incorridos pela EDP Brasil e assumirá futuros compromissos de capital até o final da construção, riscos e benefícios do projeto na proporção da participação adquirida. 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. PÁGINA: 112 de 404

119 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais Em 27 de fevereiro de 2014 a Companhia foi habilitada para o leilão e em 11 de março o resultado foi homologado e adjudicado. A concessão foi recebida na Empresa de Energia São Manoel S.A., detida por EDP Brasil e Furnas 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 Parques Eólicos de Baixa do Feijão A EDP Renováveis Brasil S.A., empresa em que a EDP Energias do Brasil detém 45% de participação, vendeu 57,2 MW médios de energia nova no Leilão A-5, realizado em 30 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%. Parques Eólicos Aventura I, Jericó, Aroeira e Umbuzeiro A EDP Renováveis Brasil S.A., empresa em que a EDP Energias do Brasil detém 45% de participação, 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%. Repotenciações Em 2011 a unidade geradora UG3 da UHE Mascarenhas foi repotenciada, adicionando 8,5 MW de capacidade instalada e 7,7 MW médios de garantia física. Em 2012, foi concluída a repotenciação da unidade geradora UG1 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. Em 2013, a capacidade instalada de geração da EDP Energias do Brasil foi ampliada em 184,6 MW, e sofreu uma redução de 1,7 MW com a venda das 3 CGHs da Pantanal Energética Ltda., alcançando o montante total de 2.194,7 MW. O aumento da capacidade instalada deveu-se aos seguintes eventos: Entrada em operação comercial da unidade geradora UG2 da UTE Porto do Pecém I: acréscimo de180,1 MW (Capacidade proporcional à participação de 50% detida pela Companhia. Capacidade total da usina: 720,3 MW); Repotenciação da UHE Mascarenhas: acréscimo de 4,5 MW totalizando 198,0 MW; Até 2018, com a entrada em operação da UHE Santo Antônio do Jari (186,7 MW em 2015, capacidade proporcional à participação de 50% da Companhia), dos quatro parques eólicos PÁGINA: 113 de 404

120 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais de Baixa do Feijão (54 MW em 2016, capacidade proporcional à participação de 45% da Companhia), da UHE Cachoeira Caldeirão (109,5 MW em 2017, capacidade proporcional à participação de 50% da Companhia), da UHE São Manoel (233,3 MW em 2018, capacidade proporcional à participação de 33,33% da Companhia) e dos parques eólicos Aroeira, Jericó, Umbuzeiros e Aventura I (52,2 MW em 2018, capacidade proporcional à participação de 45% da Companhia) a capacidade instalada prevista atingirá MW. Nota: O gráfico considera a Capacidade Instalada na proporção da participação da Companhia em cada empreendimento. ATIVIDADES DE 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 2013 com 144 clientes finais, aumento de 18,03% em comparação ao ano anterior. Além de contratos com consumidores livres, a EDP Comercializadora mantém também relações comerciais com outras comercializadoras, Produtores Independentes, Autoprodutores e Geradores. Em volume anual de venda de energia, a EDP Comercializadora é a terceira maior comercializadora privada do setor elétrico brasileiro, de acordo com os registros da CCEE. O volume de energia comercializada em 2013 totalizou GWh, um aumento de 10.1% em relação ao ano anterior, em que foram comercializados GWh. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011 o volume de energia comercializada totalizou GWh. O objetivo da comercializadora é garantir margem, e portanto sujeita-se às condições de mercado, o que pode significar uma redução ou aumento dos volumes vendidos, objetivando o crescimento da remuneração da carteira global de contratos. Durante o ano de 2013, o crescimento no volume foi impulsionado principalmente pela intensificação das negociações de longo prazo que, comparadas a 2012, subiram 37,3%. Desde 2010, buscando oferecer serviços diferenciado 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. PÁGINA: 114 de 404

121 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais A tabela abaixo apresenta o volume de energia comercializado pela EDP Comercializadora nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011: Exercício Social encerrado em (Em GWh) (Em GWh) (Em GWh) Venda de Energia 1) Terceiros Empresas do Conglomerado EDP Total Compra de Energia 1) Terceiros Lajeado Total 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. Abaixo, segue descrição das subsidiárias da Companhia que desempenham outras atividades no Grupo EDP: Energest: sociedade que concentra a gestão dos ativos de geração existentes e futuros da Companhia. EDP GRID: EDP GRID Gestão de Redes Inteligentes de Distribuição S.A., sociedade que realiza serviços de Tecnologia da Informação e Internet exclusivamente para as empresas do Grupo EDP. b) Receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia Geração No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, as geradoras registraram uma receita operacional líquida de R$ , o que representou cerca de 17,6% da receita líquida total da Companhia. No exercício social findo em 31 de dezembro de 2012, as geradoras registraram uma receita operacional líquida de R$ , o que representou cerca de 17,7% da receita líquida total da Companhia. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011, as geradoras da Companhia registraram uma receita operacional líquida de R$ , o que representou cerca de 18,4% de sua receita líquida total. (Não considera as eliminações intragrupo e holding). Distribuição No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, as distribuidoras da Companhia registraram uma receita operacional líquida de R$ , o que representou cerca de 57,3% da receita líquida da Companhia. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, distribuidoras da Companhia registraram uma receita operacional líquida de R$ , o que representou cerca de 62,4% da receita líquida total da Companhia. Em 31 de dezembro de PÁGINA: 115 de 404

122 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais 2011, distribuidoras da Companhia registraram uma receita operacional líquida de R$ , cerca de 66,1% da receita líquida total. (Não considera as eliminações intragrupo e holding). Comercialização As atividades de comercialização tem atuação direcionada, sobretudo, no atendimento de consumidores livres no Brasil, tanto nas áreas de concessão das distribuidoras da Companhia, como também em outras áreas de concessão. No exercício social findo em 31 de dezembro de 2013, a receita operacional líquida gerada pela EDP Comercializadora foi de R$ , o que representou cerca de 25,1% da receita líquida total da Companhia. Em 31 de dezembro de 2012, a EDP Comercializadora registrou uma receita operacional líquida de R$ , o que representou cerca de 20,0% da receita líquida total da Companhia. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011, a receita operacional líquida totalizou R$ , o que representou cerca de 15,5% da receita líquida total da Companhia. (Não considera as eliminações intragrupo e holding) c) Lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia Exercícios encerrados em 31 de dezembro de: Participação no lucro líquido 2013 % 2012 % 2011 % Atividades de Geração ,7% ,0% ,1% Atividades de Distribuição ,8% ,4% ,6% Atividades de Comercialização ,6% ,6% ,8% Atividades de Transmissão ,9% Outros ,5% Resultado Consolidado % ,0% ,0% (1) Outros: corresponde às eliminações intrassegmentos, além das atividades da Holding e das controladas EDP GRID e Resende que não possuem receita líquida e da participação de não controladores da atividades de Geração. PÁGINA: 116 de 404

123 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: ANEEL, posição em 06 de maio de Fonte de Energia Situação Capacidade Associada (kw) 186 empreendimento(s) de fonte Eólica outorgada empreendimento(s) de fonte Eólica em construção empreendimento(s) de fonte Eólica em operação empreendimento(s) de fonte Fotovoltaica em operação empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica outorgada empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica em construção empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica em operação empreendimento(s) de fonte Maré outorgada empreendimento(s) de fonte Termelétrica outorgada empreendimento(s) de fonte Termelétrica em construção empreendimento(s) de fonte Termelétrica em 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. Remuneração das Geradoras Ao contrário das distribuidoras, as geradoras não têm, em seus Contratos de Concessão, a fixação de tarifas, tampouco mecanismos de reajuste e revisão. Anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras comercializavam a sua energia por meio de contratos iniciais, os quais tinham tarifas fixadas pela ANEEL, conforme previsto na Lei do Setor Elétrico ou por meio de contratos bilaterais cujos preços eram livremente negociados entre as partes. Desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente podem vender sua energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e operacionalizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. No Ambiente de Contratação Livre - ACL, as geradoras podem vender sua energia a preços livremente PÁGINA: 117 de 404

124 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais negociados às comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500GWh/ano e Consumidores Livres. Nos contratos bilaterais firmados e homologados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, os preços negociados entre as geradoras e distribuidoras eram, geralmente, influenciados pela limitação de repasse dos custos de aquisição de energia às tarifas cobradas pelas distribuidoras de seus consumidores finais. O repasse de energia adquirida por meio desses contratos é limitado por um valor estabelecido pela ANEEL chamado de valor normativo. Essas limitações ao repasse pelas distribuidoras dos custos de aquisição de energia acabam influenciando os preços de energia ofertados pelas geradoras, uma vez que estes devem ser inferiores ao Valor de Referência Anual para serem competitivos e passíveis de aprovação pela ANEEL. As geradoras contam, ainda, com o MRE para mitigar o risco de variações hidrológicas e tornar o resultado do negócio mais estável. Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) Em 2002, o PROINFA foi estabelecido pelo governo para criar incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, PCHs e projetos de Biomassa. Nos termos do PROINFA, a Eletrobrás compra a energia gerada por estas fontes alternativas por um período de 20 anos e a repassa para os consumidores livres e distribuidoras, as quais se incumbem de incluir os custos do programa em suas tarifas para todos os consumidores finais da área de concessão, à exceção dos consumidores classificados como baixa renda. Projetos que buscavam qualificar-se para os benefícios oferecidos pelo PROINFA deviam estar totalmente operacionais até 31 de dezembro de O BNDES aprovou a abertura de uma linha de crédito específica para projetos incluídos no PROINFA, podendo financiar até 80% dos custos de construção das usinas inseridas no programa. Este programa tem como objetivo a inclusão de energia renovável no parque energético nacional em dois momentos: Em 3 anos, a partir de 2004, o total de MW de energia renovável (Fonte: Lei /2002) MW através da energia eólica, MW através da Biomassa, e MW, através de PCHs) deverá fazer parte do parque energético nacional; e Até 2020 a geração oriunda das usinas incentivadas pelo PROINFA deverá atender 15% do crescimento anual da carga. De acordo com a apresentação do MME entitulada Proinfa: Política Pública de Energia Renovável, realizada em Fortaleza, 18 de setembro de 2006, em 20 anos, a energia renovável deverá representar ao menos 10% de toda a energia produzida no Brasil. A Resolução Normativa ANEEL n 127, de 6 de dezembro de 2004, estabeleceu os procedimentos para o rateio do custo PROINFA, bem como para definição das respectivas cotas de energia elétrica a serem adquiridas pelos Consumidores Livres e distribuidoras, nos termos do Decreto n 5.025, de 30 de março de Mecanismo de Realocação de Energia MRE O MRE é desenvolvido por um processo de 5 etapas que examinam, primeiramente, a capacidade das usinas dentro da mesma região de satisfazer os níveis de garantia física e, a seguir, o compartilhamento da geração excedente entre as diferentes regiões. As etapas estão detalhadas abaixo: (i) (ii) aferição se a produção total líquida de energia dentro do MRE alcança os níveis totais de Garantia física dos membros do MRE como um todo; aferição se alguma geradora gerou volumes acima ou abaixo de seus volumes de garantia física, conforme determinados pelo ONS; PÁGINA: 118 de 404

125 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais (iii) (iv) (v) caso determinadas 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, designada energia otimizada, é feita, primeiramente, entre as geradoras dentro de uma mesma região e, depois, entre as diferentes regiões, de forma a assegurar que todos os membros do MRE atinjam seus respectivos níveis de garantia física; se, após a etapa (3) acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de garantia física (ou sua energia contratada, para aqueles membros do MRE que não tiverem contratado 100% de sua garantia física), e houver saldo de energia produzida, o adicional da geração regional líquida, designada energia secundária, deve ser alocado entre as geradoras das diferentes regiões. A energia será negociada pelo preço CCEE prevalecente na região em que tiver sido gerada; e se, após a etapa (3) ou (4) acima, todos os membros do MRE não tiverem atingido o nível de garantia física total do MRE, a energia faltante será paga pelos membros do MRE com base no preço de liquidação de diferenças - PLD. Energia Otimizada As geradoras, membros do MRE, que produziram energia além de seus níveis de garantia física são compensados por custos variáveis de Operação e Manutenção - O&M e custos com o pagamento de royalties pelo uso da água. As geradoras do MRE que não tiverem gerado seus níveis de garantia física devem pagar custos de Operação e Manutenção - O&M e custos com os royalties pelo uso da água às geradoras que produziram acima de seus respectivos níveis de garantia física durante o mesmo período. Atualmente, a TEO Tarifa de Energia de Otimização paga pelas geradoras que recebem alocação de energia do MRE é de R$9,58/MWh para todas as geradoras que forneceram seu adicional de energia gerada ao MRE (conforme determinado na Resolução Homologatória da ANEEL nº 1246 de 13/12/2011. 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. DISTRIBUIÇÃO Até meados da década de 1990, o segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil era explorado em sua quase totalidade por empresas estatais. Nos dias de hoje, após diversos processos licitatórios, é bastante fragmentado, operando com 63 distribuidoras em todo território nacional, das quais as 10 maiores representaram 63% da energia vendida. Atualmente, as distribuidoras só podem oferecer serviços a seus clientes cativos dentro das respectivas áreas de concessão, sob condições e tarifas reguladas pela ANEEL. Em 2013, o segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil demandou GWh, dos quais 26,9% foram para clientes residenciais, 39,8 % para clientes industriais, 18,1% para clientes comerciais e 15,2% para outros tipos de clientes. O número total de clientes residenciais, em 31 de dezembro de 2013, era de aproximadamente 63,9 milhões. A distribuição é efetuada por 63 concessionárias, sendo 23 empresas públicas (37%), 21 privatizadas (33%), 4 municipais (6%), 8 estaduais (12%) e 7 federais (11%), conforme mapa e gráfico abaixo: PÁGINA: 119 de 404

126 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica O mecanismo de controle tarifário foi, historicamente, uma forma de incentivar a substituição de outras fontes de energia pela hidrelétrica. No entanto, as altas taxas de juros e o uso das tarifas como instrumento de controle inflacionário, iniciado na década de 80, reduziram o incentivo a investir em geração, aumentando a possibilidade de um racionamento. Em 1997, após a criação da ANEEL a agência passou a regular as tarifas praticadas pelas distribuidoras, tendo por base o contrato de concessão que estabelece, dentre outros, as tarifas a serem praticadas e os respectivos critérios de reajuste/revisão. Nesse ambiente regulatório, a tarifa é diferenciada de acordo com o tipo de consumidor (classe de consumo) e a tensão do fornecimento (grupo/subgrupo). A estrutura da tarifa de distribuição é composta por custos de compra de energia, distribuição, transmissão, tributos, encargos setoriais e sociais. Destaca-se que a distribuidora é o agente que arrecada e repassa estes custos para todos os setores. As distribuidoras da Companhia operam com tarifas reguladas e seus resultados dependem em parte de atos regulatórios. Seus respectivos contratos de concessão definem reajustes anuais, revisões tarifárias periódicas e a possibilidade de revisões tarifárias extraordinárias. Na revisão tarifária periódica, a ANEEL determina a receita requerida pelas distribuidoras da Companhia, de forma a cobrir as denominadas Parcelas A e B. São componentes da Parcela A, os custos de compra de energia para seu mercado consumidor, os custos de transporte de energia e os encargos setoriais. Os componentes da Parcela B são os custos de capital, considerados como tal a remuneração e a quota de reintegração e os custos de operação. No caso das distribuidoras da Companhia, a revisão tarifária periódica ocorre a cada três anos para a EDP Escelsa e a cada quatro anos para a EDP Bandeirante. Todavia, a receita destas distribuidoras pode sofrer impacto da inflação, de modo que o reajuste tarifário anual pretende oferecer às distribuidoras a perspectiva de que, no período entre revisões, não ocorra este impacto inflacionário. PÁGINA: 120 de 404

127 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Para tanto, quando do reajuste anual, sobre as Parcelas A e B aplica-se o Índice de Reajuste Tarifário ( IRT ), por meio do qual são reconhecidas variações reais de custos da Parcela A e variações do IGPM para a Parcela B, sendo que para esta última o valor do IRT é ajustado por um fator chamado de Fator X, um componente que busca repassar aos consumidores, os ganhos de produtividade de distribuidores. A partir de 2002, foi introduzido o instrumento Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A ( CVA ), o qual complementa o IRT de forma a reconhecer variações positivas e negativas de determinados componentes de custos da Parcela A, com períodos inferior a um ano. O estabelecimento desse mecanismo foi para assegurar que os reposicionamentos tarifários reflitam de uma maneira mais efetiva as alterações nos custos não gerenciáveis das concessionárias e também em um intervalo de tempo menor a partir da ocorrência da alteração. Para fechar os mecanismos tarifários previstos nos contratos de concessão, há a revisão tarifária extraordinária que pode ser solicitada a qualquer tempo pelas concessionárias sempre que determinado evento caracterizado como gerado por fatores alheios ao controle da concessionária, inclusive alteração de tributos, provoque comprovado desequilíbrio econômicofinanceiro da concessão. As revisões tarifárias extraordinárias são eventos raros com motivação associada a causas alheias à capacidade de gestão das companhias. Como exemplos, houve: (i) a ocorrência do reconhecimento de variações de custos por força da crise cambial de 1999; e (ii) a decretação de racionamento em 2001/2002, cujo entendimento para apuração de custos foi consubstanciado no Acordo Geral do Setor de Reajustes e Revisões Tarifárias Os valores das tarifas de energia elétrica (uso da rede e fornecimento) são reajustadas anualmente pela ANEEL (reajuste periódico anual), revistas periodicamente (revisão tarifária periódica) a cada 3 ou 4 anos, dependendo do contrato de concessão, e, por fim, podem ser revistos em caráter extraordinário (revisão tarifária extraordinária). A ANEEL, para fins de reposicionamento tarifário, divide a receita das distribuidoras em duas parcelas correspondentes aos seguintes custos: (i) custos não gerenciáveis pela distribuidora, chamados custos da Parcela A; e (ii) custos gerenciáveis pela distribuidora, ou custos da Parcela B. Os custos da Parcela A incluem os seguintes itens: (i) (ii) (iii) (iv) (v) (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 PÁGINA: 121 de 404

128 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais entre o último reajuste e o que está em processamento, ou seja, a Parcela B é obtida residualmente. O reajuste periódico anual das tarifas baseia-se em uma fórmula paramétrica, definida no contrato de concessão. Nele, os custos da Parcela A são em geral integralmente repassados às tarifas. Os custos da Parcela B, por sua vez, são corrigidos de acordo com a variação do IGP-M, ajustado por um elemento chamado fator X (componente que repassa aos consumidores, o ganho de produtividade previsto para o Período Tarifário). O resultado é o Índice de Reajuste Tarifário - IRT. A revisão tarifária periódica ocorre a cada 3, 4 ou 5 anos (cada contrato tem um período distinto). Essas revisões são realizadas pela ANEEL tendo como princípios: (i) as alterações na estrutura de custos e produtos (Números de Unidades Consumidoras, Extensão das Redes e Mercado) da concessionária; (ii) os investimentos realizados pela concessionária no período entre ciclos de revisões; e (iii) os estímulos à eficiência e a modicidade das tarifas. Desta forma, nos processos de revisão tarifária periódica implementados pela ANEEL, todos os custos da Parcela B são recalculados com vistas a assegurar que a Parcela B seja suficiente para: (i) a cobertura dos custos operacionais eficientes; (ii) a remuneração adequada dos investimentos prudentes considerados essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora; e (iii) determinar fator X. A definição dos custos operacionais está dividida em duas etapas. Na primeira, serão atualizados os custos operacionais definidos no ciclo anterior, considerando o crescimento dos produtos (Números de Unidades Consumidoras, Extensão das Redes e Mercado) e os ganhos médios de produtividade, e na segunda etapa, 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, estabelecer uma trajetória na definição dos custos operacionais regulatórios; e (iii) Componente Q, 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. Ademais, as distribuidoras têm direito a revisão tarifária extraordinária, caso a caso, de maneira a assegurar o equilíbrio financeiro de seus contratos de concessão e a compensação por custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos. Reajustes e revisões aplicados às distribuidoras da Companhia Conforme mencionado, a ocorrência de revisões tarifárias periódicas respeita ciclos estipulados no contrato de concessão: (i) a EDP Bandeirante teve 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: PÁGINA: 122 de 404

129 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Reajustes Tarifários 2011 e Escelsa Em 2 de agosto de 2011, a ANEEL, em Reunião Pública, aprovou o reajuste tarifário anual médio de 6,89%, aplicado às tarifas da Companhia, a partir de 7 de agosto de 2011, dos quais 4,47% relativos ao reajuste tarifário anual econômico e 2,42% referentes aos componentes financeiros pertinentes. Considerando-se os ajustes financeiros já incluídos nas tarifas da Companhia, associados à recuperação relativa a períodos passados, o efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos é de 2,97%. No processo de reajuste tarifário, a ANEEL considera a variação de custos que as empresas experimentaram no decorrer de doze meses anteriores. A fórmula de cálculo inclui custos gerenciáveis (Parcela B), sobre os quais incide o IGP-M ajustado pelo Fator X e custos não gerenciáveis (Parcela A), como energia comprada de geradoras, Conta de Consumo Combustível (CCC), Reserva Global de Reversão (RGR), taxa de fiscalização e encargos de transmissão, além de ajustes financeiros reconhecidos pela ANEEL na Conta de Variação de Itens da Parcela A (CVA) e outros instrumentos. Na composição do reajuste, aplicado em 2011 para a Companhia, destacam-se os componentes da Parcela A, a Parcela B e os ajustes financeiros, conforme demonstrado no quadro a seguir: - 0,43 % Compra de Energia Repasse da Variação da Parcela A e B + 4,47 % + 2,47% + 0,24 % Encargos Setoriais Encargos de Transmissão Parcela A % Reajuste Tarifário + 6,89 % + 2,19 % Parcela B Parcela B % Variação nas Contas de Natureza Financeira (*) + 2,42 % - 0,95 % + 3,37 % Saldo CVA Outros ajustes Financeiros * Correspondentes principalmente ao saldo da Conta de Variação de Itens da Parcela A (CVA) e aos demais itens financeiros previstos em regulamentação. 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. Na composição do reajuste, aplicado em 2012 para a Companhia, destacam-se os componentes da Parcela A, a Parcela B e os ajustes financeiros, conforme demonstrado no quadro a seguir: PÁGINA: 123 de 404

130 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Revisão Tarifária Escelsa No processo de Revisão Tarifária Periódica de 2013, que se dá a cada três anos na EDP Escelsa, a ANEEL recalcula os custos regulatórios passíveis de gerenciamento pela distribuidora (Parcela B) que incluem: (i) os custos operacionais; e (ii) os custos do capital (remuneração e depreciação). Já os custos não gerenciáveis (Parcela A), que englobam a energia comprada de geradoras, o transporte da energia, os encargos setoriais e os ajustes financeiros são atualizados com base na variação de preços verificada nos doze meses anteriores. 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 companhia no período de maio de 2012 a abril de Além deste montante a EDP Escelsa ainda receberá 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. 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 Remuneração Regulatória homologada. A Base de Remuneração Bruta é de R$ 2,758 bilhões e a Base de Remuneração Líquida é 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 e a análise do recurso administrativo interposto pela EDP Escelsa referente à Base de Remuneração da EDP Escelsa (6ª Revisão Tarifária Periódica), a ANEEL reconheceu a incorporação R$ 32 milhões à BRR Bruta e R$ 24 milhões à BRR Líquida por meio do Despacho 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 PÁGINA: 124 de 404

131 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Revisão tarifária 2011 Bandeirante O reposicionamento tarifário é de -1,85%, sendo -2,22% relativo ao reposicionamento econômico e 0,37% referente aos componentes financeiros pertinentes. Considerando-se os ajustes financeiros já incluídos nas tarifas da controlada Bandeirante, associados à recuperação relativa a períodos anteriores a outubro de 2011, o efeito médio aos consumidores cativos é de -2,25%, sendo -0,79% o efeito médio para os consumidores de alta e média tensão e -3,64% o efeito médio para os consumidores de baixa tensão. No processo de revisão tarifária periódica, que se dá a cada quatro anos na EDP Bandeirante, a ANEEL recalcula os parâmetros dos custos gerenciados pela Companhia (Parcela B) que incluem os custos operacionais, avalia os investimentos realizados (Base de Remuneração Regulatória - BRR) e a remuneração do capital. Os custos não gerenciáveis (Parcela A), como energia comprada de geradoras, encargos de transporte de energia e encargos setoriais, a exemplo da Conta de Consumo Combustível (CCC), Reserva Global de Reversão (RGR) e taxa de fiscalização, além de ajustes financeiros reconhecidos pela ANEEL na Conta de Variação de Itens da Parcela A (CVA) e outros ajustes financeiros, são considerados tomando-se por base a variação de preços nos doze meses imediatamente 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 1,08%; T 0,0% e Q a ser apurado a partir do reajuste tarifário de Na composição do reposicionamento tarifário de 2011, objeto da Audiência Pública nº 055/12, destacam-se os componentes: Remuneração do Capital e Quota de Reintegração Regulatória, derivados da Base de Remuneração Regulatória homologada. A Base de Remuneração Bruta é de R$3,0 bilhões e a Base de Remuneração Líquida é de R$1,545 bilhão. Reajuste tarifário 2012 e 2013 Bandeirante A ANEEL, em reunião pública ordinária da diretoria ocorrida em 16 de outubro de 2012, aprovou o reajuste tarifário anual de 2012 da Companhia, aplicado a partir de 23 de outubro de O reajuste tarifário é de 11,45%, sendo 7,60% relativo ao reposicionamento econômico e 3,85% referente aos componentes financeiros pertinentes. Em relação à tarifa praticada atualmente, homologada no reajuste tarifário anual de 2010, o efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos, já considerando a revisão tarifária de 2011 e o reajuste tarifário de 2012, é de 7,29%, sendo 7,82% o efeito médio para os consumidores de alta e média tensão e 6,82% o efeito médio para os consumidores de baixa tensão. O ajuste financeiro relativo à postergação da Revisão Tarifária Periódica de 2011 da controlada Bandeirante, no valor total de R$ , será dividido em três parcelas anuais, estando incluída a primeira nesse reajuste e as demais nos reajustes subsequentes. No processo de reajuste tarifário, a ANEEL considera a variação dos custos verificada nos doze meses anteriores, ou seja, de outubro de 2011 a setembro de A fórmula de cálculo inclui custos gerenciáveis (Parcela B), sobre os quais incide o IGP-M ajustado pelo Fator X e custos não gerenciáveis (Parcela A), como energia comprada de geradoras, encargos de transporte de energia, encargos setoriais, além de ajustes financeiros reconhecidos pela ANEEL, a exemplo da Conta de Variação de Itens da Parcela A (CVA) e outros ajustes financeiros. PÁGINA: 125 de 404

132 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A seguir demonstra-se o resumo dos valores aprovados, destacando-se os componentes da Parcela A, a Parcela B e os ajustes financeiros: 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 o 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 inclui 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 companhia no período de agosto de 2012 a julho de Deste montante, a EDP Bandeirante receberá 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: 126 de 404

133 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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. Desde 2010, buscando oferecer serviços diferenciado 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. c) Características dos mercados de atuação, em especial: (i) a participação em cada um dos mercados Participação na Distribuição A distribuição de energia elétrica dá-se em ambiente de monopólio natural conforme contrato de concessão e regulamento ANEEL, sendo os serviços de rede remunerados por meio da TUSD e tarifa de fornecimento de energia ao mercado de consumidores cativos. A TUSD e a tarifa de fornecimento de energia são calculadas e estabelecidas pela ANEEL dentro dos parâmetros contidos nos contratos de concessão, legislação e regulamento do setor de elétrico. A receita de Uso do Sistema de Distribuição é obtida pela aplicação da TUSD às demandas dos consumidores e é composta por parcela destinada a recompor o custo do serviço e a remuneração dos ativos vinculados ao serviço de distribuição. A tarifa de fornecimento aplicada aos consumidores cativos considera em sua formação os custos de distribuição, remuneração dos ativos e custos de compra de energia. Participação na Geração No caso da geração, a receita é estabelecida pela venda aos preços estabelecidos em leilões e em contratos bilaterais. Com o vencimento dos contratos de compra e venda de energia elétrica existentes das geradoras, a energia liberada poderá ser comercializada em leilões regulados para atender às demandas das distribuidoras como energia existente e/ou negociada no Ambiente de Contratação Livre ( ACL ) para consumidores livres, outros geradores ou ainda comercializadores. Participação na Comercialização A comercialização de energia elétrica acontece em mercado que reúne geradores e consumidores livres. Nesse mercado os preços são estabelecidos em negociações bilaterais de preços e condições. Os participantes desse mercado são os consumidores elegíveis que optaram por deixar o mercado cativo. Esses consumidores têm restrições legais para retornar ao mercado cativo das distribuidoras. PÁGINA: 127 de 404

134 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Participação na Transmissão O segmento de transmissão de energia elétrica é regulado pela ANEEL e formado por concessões obtidas através de licitação ou da segregação das instalações de transmissão de concessões verticalizadas, como é o caso da empresa de transmissão do nosso grupo. As linhas de transmissão compõem a Rede Básica e são operadas pelo Operador Nacional do Sistema - ONS, que contrata os proprietários das linhas através do Contrato de Prestação de Serviço de Transmissão - CPST. Os proprietários das Linhas de Transmissão são responsáveis por mantê-las disponíveis ao ONS. A legislação estabelece o direito ao livre acesso a rede aos consumidores livres, geradores e distribuidores, mediante pagamento de tarifa de transmissão. Os custos de toda a Rede Básica são rateados entre os geradores, distribuidores e consumidores livres conectados diretamente à Rede e pagam tarifa regulada pela ANEEL. Com a alienação da Evrecy em 2011, a Companhia não mais atua no segmento de Transmissão de energia elétrica. (ii) as condições de competição no mercado Competição na Distribuição Os clientes localizados nas áreas de concessão das distribuidoras, tanto cativos como livres, utilizam a rede de distribuição para ter acesso à energia elétrica vendida pelas distribuidoras ou negociadas no mercado livre. Em cada área de concessão uma única distribuidora de energia elétrica atua e não há concorrência. As distribuidoras contratam o suprimento de energia para atender suas necessidades nos leilões regulados pela ANEEL. Sobre a compra de energia para suprir o mercado cativo, a legislação atual não permite a contratação da compra de energia pelas distribuidoras diretamente das geradoras do mesmo grupo econômico. 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 com prazo entre 15 e 30 anos. No ACL, a comercialização de energia elétrica ocorre por meio de livre negociação de preços e condições entre as partes. Nesse ambiente, a competição é exercida entre os geradores e as comercializadoras. PÁGINA: 128 de 404

135 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Competição na Comercialização A comercializadora compete na aquisição de energia das várias fontes, em ambiente de livre negociação e também na compra e venda de energia elétrica para os consumidores livres, em condições livremente negociadas. Competição na Transmissão A competição na transmissão acontece no momento das licitações das concessões pela ANEEL quando os empreendedores competem pela implantação da linha de transmissão e vence quem se dispuser construir pela menor receita. A prestação do serviço é regulada e não há competição. Com a alienação da Evrecy em 2011, a Companhia não mais atua no segmento de Transmissão de energia elétrica. d) Eventual sazonalidade As distribuidoras de energia elétrica da Companhia não apresentam sazonalidade relevante, pois as características econômicas dos mercados que atendem, industrial, residencial e comercial, sejam de mercados cativos, sejam de consumidores livres, proporcionam uma compensação, mantendo relativamente uniforme o fluxo total de receitas ao longo de todo o ano. Ademais, a infra-estrutura de transmissão e distribuição de energia elétrica não apresenta nenhuma característica estrutural ou operacional que a sujeite a ajustes sazonais. Em 2010, por exemplo, a máxima e a mínima receita bruta mensal foram equivalentes a 106% e a 96% da receita bruta média mensal do ano. A receita e os resultados das distribuidoras da Companhia são influenciados de forma mais significativa pelo desempenho da economia regional de suas áreas de concessão. As unidades de geração de energia hidrelétrica das controladas da Companhia são ligadas ao SIN, que possui reservatórios desenvolvidos para regularizar a vazão e a operação do sistema elétrico como um todo, por meio de um mecanismo denominado MRE Mecanismo de Realocação de Energia Assegurada. A função deste mecanismo é o suporte mútuo e solidário à produção da energia das unidades credenciadas. Assim, ainda que a produção de energia hidrelétrica esteja ligada a fatores climáticos e hidrológicos, em condições usuais, o sistema possui mecanismos para mitigar os efeitos desses fatores. e) principais insumos e matérias primas, informando: i. descrição das relações mantidas com fornecedores, se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável: Todo o faturamento da energia adquirida pela distribuidora segue o estabelecido nos respectivos contratos, sendo estes homologados pela ANEEL e estão sujeitos à fiscalização deste órgão. ii. dependência de poucos fornecedores: Com as diretrizes do Novo Modelo do Setor Elétrico, desde 2004, as distribuidoras compram energia nos leilões do ACR, firmando Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado ( CCEAR ), com todos os geradores que ofertaram energia no certame. Assim, é grande o número de fornecedores de energia da Companhia, sendo que para participar do leilão todos os vendedores foram, previamente, habilitados e qualificados pela ANEEL. PÁGINA: 129 de 404

136 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Sendo o parque gerador do Grupo EDP predominantemente hídrico, ou seja, não dependente de matéria prima onerosa para a geração do insumo energia, os fornecedores desse ramo de atividade são os relacionados à operação e manutenção do empreendimento. iii. volatilidade dos preços: Os contratos de compra de energia das distribuidoras da Companhia são reajustados anualmente, na data base do reajuste/revisão tarifária, sendo que 54,7% das despesas estão indexadas pelo IPCA e 23,9% pelo IGP-M. Os 21,4% restantes são referentes à compra de Itaipu que tem preço fixado em dólar, sofrendo o impacto da variação cambial a cada mês. As despesas com a compra de energia compõem a Parcela A e são repassadas à tarifa de fornecimento da distribuidora. Os contratos de venda de energia das geradoras da Companhia são reajustados anualmente, e estão indexados pelo IGP-M ou IPCA. Quando a venda é realizada para uma concessionária de distribuição de energia a data do reajuste é concatenada à data base do reajuste/revisão tarifária da compradora. PÁGINA: 130 de 404

137 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 (em milhares de reais, exceto quando indicado) Não possuímos nenhum cliente que responda, individualmente, por mais de 10% de nossa receita líquida total. No entanto, a prestação do serviço de distribuição de energia elétrica compreende o atendimento a um mercado que se divide entre clientes cativos, os quais adquirem a energia suprida pela distribuidora conjuntamente ao serviço de uso da rede, e os clientes de uso de rede, os quais adquirem exclusivamente o serviço de uso da rede de distribuição e escolhem outro supridor de energia. Os clientes cativos das 2 distribuidoras da Companhia são classificados em cinco classes de consumo principais: industriais, residenciais, comerciais, rurais e outros (os quais incluem instituições governamentais e de serviços públicos). As tabelas abaixo apresentam, de forma consolidada, o número de clientes, volume de energia vendida e distribuída e a receita bruta por classe de consumo de clientes finais para o período de 2012 a 2013 das distribuidoras. Clientes residenciais. No exercício social encerrado em encerrado em 31 de dezembro de 2013, os clientes residenciais responderam por 37,3% do volume total de energia vendida (a clientes finais) da EDP Bandeirante e 34,9% da EDP Escelsa. Clientes industriais. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, os clientes industriais responderam por 29,3% do volume total de energia vendida (a clientes finais) pela EDP Bandeirante e 19,4% da energia vendida pela EDP Escelsa. Conjuntamente, correspondem a 28,9% da receita líquida da atividade de distribuição da Companhia. Clientes comerciais. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, os clientes comerciais responderam por 22,4% do volume total de energia vendida (a clientes finais) pela EDP Bandeirante e 22,8% pela EDP Escelsa. Conjuntamente, correspondem a 23,2% da receita líquida da atividade de distribuição da Companhia. Clientes rurais. No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, os clientes rurais responderam por 0,9% do volume total de energia vendida (a clientes finais) pela EDP Bandeirante e 11,5% pela EDP Escelsa. Conjuntamente, correspondem a 3,1% da receita líquida da atividade de distribuição da Companhia. PÁGINA: 131 de 404

138 7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total Na atividade de geração Companhia, a energia elétrica produzida é transmitida por sistemas próprios ou de terceiros às distribuidoras, que levam a energia até ao cliente final. Sob a perspectiva da comercialização, as geradoras da Companhia vendem a sua energia assegurada, conforme determinada pela ANEEL, a comercializadora ou distribuidoras de energia elétrica. PÁGINA: 132 de 404

139 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 7.5. Descrever os efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia, comentando especificamente: (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 algumas de nossas empresas de geração, possuem a necessidade de solicitar autorizações da ANEEL para atividades entre partes relacionadas, de modo que a Agência possa verificar as condições dos contratos, principalmente no que se refere à prática de preços de mercado e ao princípio da mutualidade. Historicamente, temos obtido sucesso na aprovação destas autorizações, de modo que nossas operações não têm sido atrasadas ou impedidas de se realizarem. Há aprovações que não são diretas e resultam de processos relativamente longos em que a empresa, pautada em argumentos técnicos e jurídicos, busca o reconhecimento de seus pleitos, tais como o Despacho nº 4.088, de 24/12/2012. 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. Além destes aspectos, as empresas sujeitam-se à legislação superior que trata do regime das concessões, da forma com que a energia pode ser adquirida pelas distribuidoras, etc. Estes aspectos são descritos com mais detalhes a seguir, no tópico Ambiente Regulatório. AMBIENTE REGULATÓRIO Concessões A Constituição Brasileira prevê que o desenvolvimento de instalações para produção, distribuição e transporte de energia elétrica, assim como a sua comercialização, podem ser efetuados diretamente, pelo Governo Federal, ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. As companhias ou consórcios que pretenderem construir ou operar instalações de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica no Brasil deverão solicitar a outorga de concessão, permissão ou autorização, conforme o caso, ao MME ou à ANEEL, na posição de representantes do Governo Federal. As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica durante um período determinado. Tal período é, geralmente, de 30 a 35 anos para novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões distribuição. Abaixo, encontra-se uma breve descrição dos contratos de concessão, portarias e resoluções que outorgam concessão, autorização e registro às empresas do conglomerado EDP Brasil para construção ou operação de unidades de geração, distribuição, ou comercialização de energia no Brasil: Distribuição Empresa Geradora CNPJ Matriz Cidade Estado Status Modalidade Tipo_ Outorga Contrato Concessão Bandeirante Energia S.A / municípios SP Operação Serviço Público Concessão 202/1998 Espírito Santos Centrais Contrato Concessão / municípios ES Operação Serviço Público Concessão Elétricas S.A. - ESCELSA 001/1995 Doc_Outorga Início Vigência 23/10/ /10/ /07/ /07/2025 PÁGINA: 133 de 404

140 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Geração Empresa Geradora CNPJ Matriz Tipo Usina Cidade Estado Status Modalidade Tipo_ Outorga Doc_Outorga Início Vigência UHE Mascarenhas Baixo Guandu/ Aimorés UHE Suiça Santa Leopoldina ES Operação PCH PCH Viçosa Fruteiras Conceição do Castelo Castelo/ Conceição do Castelo Cachoeiro do Itapemirim ES/MG Operação Serviço Público Concessão ES ES Operação PCH São João ES Operação Energest S.A (incorporou em as usinas da / PCH Alegre Alegre ES Operação CESA) Pantanal Energética Ltda. (ex- Ochola Participações Ltda.) Operação PCH Jucu Domingos Martins ES Operação PCH Rio Bonito Santa Maria de Jetibá ES Operação Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente 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 Contrato Concessão 002/ /07/ /07/2025 Concessão Contrato Concessão 002/ /07/ /07/2025 Concessão Contrato Concessão 002/ /07/ /07/2025 Concessão Contrato Concessão 002/ /07/ /07/2025 UHE Fumaça Alegre ES Desativada Serviço Público Concessão Contrato Concessão 002/ /07/ /07/2025 UHE Assis Chateaubriand (Mimoso) Ribas do Rio Pardo MS Operação / PCH Paraíso I Costa Rica MS Operação Produtor Independente Produtor Independente Concessão Contrato Concessão 002/97 04/12/ /12/2027 Autorização Resolução 358/ /12/ /12/2029 CGH Cassilândia Cassilândia MS Desativada Serviço Público Registro Despacho 973/ /12/1997 Indefinida Santa Fé Energia S.A / PCH Francisco Gros Alegre ES Operação Costa Rica Energética / PCH Costa Rica Costa Rica MS Operação Ltda. Lajeado Energia S.A / Luiz Eduardo Palmas/ Miracema UHE TO Operação Investco S.A / Magalhães do Tocantins Peixe/ São Enerpeixe S.A / UHE Peixe Angical TO Operação Salvador Santo Antonio do Laranjal do ECE Participações S.A / UHE PA/AP Construção Jari Jari/Almeirim Empresa de Energia / UHE Cachoeira Caldeirão Ferreira Gomes AP Construção Cachoeira Caldeirão S.A. Empresa de Energia São / UHE São Manoel Jacareacanga PA Construção Manoel S.A. Porto do Pecém Geração São Gonçalo do / UTE Porto do Pecém I CE Operação de Energia S.A. Amarante Cenaeel - Central Nacional de Energia Eólica S.A. UEE Horizonte Água Doce SC Operação / UEE Água Doce Água Doce SC Operação Elebrás Projetos Ltda / UEE Elebrás Cidreira I (Tramandaí) Tramandaí RS Operação Central Eólica Baixa do Feijão I S.A / UEE Baixa do Feijão I Jandaíra/Parazinho RN Construção Central Eólica Baixa do Feijão II S.A / UEE Baixa do Feijão II Parazinho RN Construção Central Eólica Baixa do Feijão III S.A / UEE Baixa do Feijão III Jandaíra/Parazinho RN Construção Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A / UEE Baixa do Feijão IV Jandaíra/Parazinho RN Construção Central Eólica Aventura I Homologado/Adjudica / UEE Aventura I João Câmara RN S.A. do Leilão A-5/13 Central Eólica JAU S.A / UEE Aroeira Jandaíra RN Homologado/Adjudica do Leilão A-5/13 Central Eólica JAU S.A / UEE Umbuzeiros Jandaíra RN Homologado/Adjudica do Leilão A-5/13 Central Eólica JAU S.A / UEE Jericó Jandaíra RN Homologado/Adjudica do Leilão A-5/13 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 Produtor Independente Produtor Independente Produtor Independente Autorização Resolução 482/ /11/ /11/2031 Autorização Resolução 468/ /11/ /11/2031 Concessão Contrato de Concessão 005/1997 Concessão Contrato de Concessão 130/2001 Concessão Contrato de Concessão 04/2002 Concessão Contrato de Concessão 01/ MME Concessão Contrato de Concessão 02/ MME 15/01/ /01/ /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 Autorização Autorização Autorização A Lei de Concessões estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá cumprir na prestação de serviços de energia elétrica, os direitos dos consumidores de energia elétrica, bem como as obrigações da concessionária e do Poder Concedente. Ademais, a concessionária deverá cumprir com o regulamento vigente do setor elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões são: Serviço adequado: A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer parâmetros de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação, modicidade nas tarifas e acesso ao serviço. Servidões: O Poder Concedente pode declarar quais são os bens necessários à execução de serviço ou obra pública de necessidade ou utilidade pública, nomeando-os de servidão administrativa, em benefício de uma concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da concessionária. Responsabilidade objetiva: A concessionária é a responsável direta por todos os danos que sejam resultantes da prestação de seus serviços, independentemente de culpa. Mudanças no controle societário: O Poder Concedente deverá aprovar qualquer mudança direta ou indireta no controle societário da concessionária. PÁGINA: 134 de 404

141 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Intervenção do Poder Concedente: O Poder Concedente poderá intervir na concessão com o fim de assegurar a adequação na prestação do serviço, bem como o fiel cumprimento das normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes, caso a concessionária falhe com suas obrigações. Extinção antes do termo contratual: A extinção do Contrato de Concessão poderá ser determinada por meio de encampação, caducidade, rescisão, anulação do processo licitatório que conferiu a concessão, falência ou extinção da concessionária. A concessionária tem o direito à ampla defesa no procedimento administrativo que declarar a caducidade da concessão e poderá recorrer judicialmente contra tal ato. A concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados nos bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados. Nos casos de caducidade, deverão ser descontados da indenização os valores das multas contratuais e dos danos por ela causados. Termo contratual: Quando do advento do termo contratual, todos os bens, direitos e privilégios transferidos à concessionária que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de energia elétrica, serão revertidos ao Poder Concedente. Após o advento do termo contratual, a concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados em bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados. Com vistas a equacionar a questão do vencimento das outorgas previstas para o período de 2013 a 2017 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 a 13 de fevereiro de 1995 (art. 19 da Lei nº 9.074/1995). Dados disponíveis indicam que ,8 MW de capacidade instalada estão atingidas pela Lei, dentre eles, Cesp (4.995,2 MW), Furnas (3.248 MW) e Cemig (2.598,7 MW). As concessionárias de geração com contratos a vencer entre 2013 e 2017 puderam renovar as 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, fato que transformou o escopo da concessão em um operador do empreendimento, encerrando a atividade de comercialização da energia produzida. Já as concessionárias de transmissão com contratos a vencer entre 2013 e 2017 puderam renovar as suas concessões, considerando para fins de definição das novas tarifas a partir de janeiro de 2013, que os ativos vinculados à prestação do serviço de transporte de energia elétrica estavam totalmente amortizados, passando a ser considerado apenas os custos de operação e manutenção para fins de cálculo da Receita Anual Permitida (RAP). A partir do ano de 2015, vencem os prazos de vigência de significativa parcela dos contratos de concessão dos serviços de energia elétrica, como se pode ver no quadro abaixo: SEGMENTOS GERAÇÃO TRANSMISSÃO QUANTIDADE DE CONCESSÕES 58 Unidades Geradoras Km de Linhas de Transmissão MONTANTE SOBRE O TOTAL 21,5 GW equivalente a 12,9 GW médios (20% da geração de energia elétrica do País) 83% da Rede Básica do SIN DISTRIBUIÇÃO 41 Concessionárias 30% do Mercado de Distribuição As concessões 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 8.987, não são abrangidas pelas mudanças regulatórias introduzidas. Ainda assim, estas mudanças influenciarão as regras que serão aplicadas às prorrogações destas concessões no futuro, conforme as seguintes condições: A Lei no que se refere aos Encargos Setoriais, as cotas da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e a Reserva Global de Reversão (RGR) deixarão de PÁGINA: 135 de 404

142 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades ser cobradas dos consumidores, e a Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) será inicialmente reduzida em 75% de seu valor atual. O Decreto nº de 23 de janeiro de 2013 estabeleceu uma maior abrangência para a aplicação dos recursos da CDE, os quais poderão ser utilizados para subsidiar os descontos tarifários previstos em lei, como a tarifa social baixa renda, rural, água, esgoto e saneamento, irrigantes, entre outros. Desse modo, a diferença auferida de receita, devido aos descontos concedidos, não será mais ressarcida por meio das tarifas dos demais consumidores. Em 24 de janeiro de 2013 a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL aprovou a Revisão Tarifária Extraordinária RTE, específica para o ajuste dos custos de energia, custos de transmissão e encargos setoriais, de todas as distribuidoras de energia. Assim, simultaneamente serão reduzidos os custos não gerenciáveis e as tarifas de fornecimento, não havendo impactos na margem das distribuidoras. Estes efeitos foram percebidos pelos consumidores a partir do final de janeiro de A distribuição das quotas de garantia física oriundas das renovações das concessões e o Leilão de Energia Existente, foram insuficientes para atender as necessidades das distribuidoras, fazendo com que as concessionárias ficassem expostas, involuntariamente, ao Preço de Liquidação das Diferenças do Mercado de Curto Prazo. Diante desse fato, de modo a evitar um risco de exposição financeira que, em 07 de março de 2013, foi publicado o Decreto nº autorizando o repasse de recursos da CDE às distribuidoras, com o intuito de cobrir compra de energia no mercado de curto prazo em função da exposição involuntária e despacho de usinas termelétricas acionadas em razão de segurança energética. A Eletrobrás, empresa gestora dos fundos setoriais, dentre eles a CDE, foi responsável por transferir mensalmente às concessionárias de distribuição os custos relacionados com: a geração alocada no âmbito do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE (Risco Hidrológico das Cotas); o montante de reposição não coberto pelas cotas (Exposição Involuntária) e o custo adicional relativo à ativação de centrais termoelétricas fora da ordem de mérito (ESS - Segurança Energética), ocorridos de Janeiro a Dezembro de 2013 e os montantes anuais homologados pela ANEEL para cobrir, total ou parcialmente, o resultado positivo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A - CVA, decorrentes do custo de aquisição de energia eléctrica e encargos de Serviços do Sistema - ESS. Aspectos Institucionais Em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei do Setor Elétrico, que dispôs, dentre outras, sobre as seguintes matérias: (i) criação de um órgão autorregulador responsável pela operação do mercado atacadista de energia e pela determinação dos preços de energia no mercado spot, substituído pela CCEE em 2004; (ii) exigência de que as distribuidoras e geradoras firmassem os contratos iniciais, normalmente compromissos de take-or-pay (pegue ou pague), com preços e quantidades aprovados pela ANEEL (a principal finalidade dos Contratos Iniciais era assegurar que as distribuidoras tivessem acesso ao fornecimento estável de energia elétrica por preços que garantissem uma taxa de retorno fixa às geradoras durante o período de transição para o novo modelo ( )); (iii) criação do ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), entidade responsável pela execução das atividades de coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica no SIN (Sistema Interligado Nacional); e (iv) separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização (desverticalização). Em 2000, o Decreto n 3.371, de 24 de fevereiro, instituiu o Programa Prioritário de Termeletricidade PPT, com a finalidade de diversificar a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência das usinas hidrelétricas. Os benefícios conferidos às usinas termelétricas nos termos do PPT incluíam: (i) fornecimento garantido de gás durante 20 anos; (ii) garantia do repasse de seu custo de aquisição pelas distribuidoras, até o limite do valor normativo, de acordo com a regulamentação da ANEEL; e (iii) acesso garantido ao programa de financiamento especial do BNDES para o setor elétrico. Ainda em 2000, a Lei n 9.991, de 24 de julho de 2000, estabeleceu obrigações a concessionárias do serviço público de geração, PÁGINA: 136 de 404

143 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades transmissão e distribuição de energia elétrica no sentido de que passassem a aplicar, anualmente, determinados percentuais das respectivas receitas operacionais líquidas em P&D (pesquisa e desenvolvimento) e programas de eficiência energética. Em 2001, em consequência de grave crise energética enfrentada no País, que perdurou até o final de fevereiro de 2002, o Governo Federal implementou medidas que incluíram: (i) a instituição do Programa de Racionamento nas regiões mais afetadas pela escassez de energia elétrica, a saber, as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil; e (ii) a criação da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica GCE, que aprovou uma série de medidas de emergência prevendo metas de redução do consumo de energia elétrica para consumidores residenciais, comerciais e industriais situados nas regiões afetadas pelo racionamento, por meio da introdução de regimes tarifários especiais que incentivavam a redução do consumo de energia elétrica. As metas para redução do consumo das classes residenciais e industriais chegavam a 20%. Tais medidas foram suspensas em março de 2002, em razão do aumento da oferta (graças à elevação significativa dos níveis dos reservatórios) e da redução moderada da demanda. Em abril de 2002, o Governo Federal promulgou novas medidas, tais como o estabelecimento da RTE, com vistas a ressarcir as distribuidoras pelas perdas incorridas durante o Programa de Racionamento, bem como a criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - PROINFA (O PROINFA é um programa do Governo Federal, destinado a municípios, que objetiva contribuir para a melhoria da qualidade de vida nas cidades mediante a reestruturação de sua infraestrutura urbana), visando incentivar o desenvolvimento de fontes alternativas de geração. O Governo Federal estabeleceu, ainda, regras para universalização do serviço público de distribuição de energia elétrica, o qual consiste no atendimento a todos os pedidos de fornecimento, inclusive aumento de carga, sem qualquer ônus para o consumidor solicitante, desde que atendidas às condições regulamentares exigidas. A ANEEL estabeleceu as condições gerais para elaboração dos planos de universalização de energia elétrica, prevendo as metas de universalização até 2014 e estipulando multas no caso de descumprimento destas por parte da distribuidora. Os recursos provenientes das multas impostas serão aplicados prioritariamente no desenvolvimento da universalização do serviço público de energia elétrica, na forma da regulamentação da ANEEL. Finalmente, em março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em um esforço para reestruturar o setor, tendo por meta principal proporcionar aos consumidores fornecimento seguro de energia elétrica com modicidade tarifária. Novo Modelo do Setor Elétrico Desde 1995, o Governo Federal adotou inúmeras medidas para reformar o setor elétrico brasileiro. Em 15 de março de 2004, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi promulgada com o intuito de garantir aos consumidores um abastecimento seguro de energia elétrica a uma tarifa justa, por meio de incentivos a empresas privadas e públicas visando a construção e manutenção da capacidade geradora do País. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi implementada pelo Decreto n.º 5.163, promulgado em 30 de julho de De maneira geral, o modelo do setor elétrico foi concebido para atender à preocupação de estabelecer um marco regulatório estável de forma a atrair investimentos na expansão do sistema de geração, garantir níveis confiáveis de suprimento e proporcionar modicidade tarifária, alicerçada por um processo licitatório competitivo. O Novo Modelo obriga os agentes de consumo regulados (distribuidores) a preverem suas necessidades para um horizonte relativamente longo, de cinco anos. Essas previsões servem para sinalizar a necessidade de construção de usinas, em tempo hábil para que esses empreendimentos possam ser licitados e construídos, a partir de processo licitatório público, em que o vencedor é o agente que ofertar a menor tarifa. Os agentes de geração obtêm, além do direito de explorar comercialmente o empreendimento a ser construído, contratos de longo prazo (mínimo de quinze anos), celebrados com os agentes de distribuição e que podem ser utilizados como garantia na busca de financiamento para execução da obra através dos Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado, ( CCEAR ). PÁGINA: 137 de 404

144 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades No ambiente livre, onde transacionam energia os agentes geradores, os comercializadores e os grandes consumidores, a duração dos contratos, os volumes contratados, o momento de início da entrega da energia e, principalmente, o preço, são livremente pactuados entre os agentes intervenientes. Há também um mercado de diferenças, ou mercado spot, onde são contabilizadas e liquidadas as diferenças entre quantidades efetivamente geradas/consumidas e as quantidades contratadas. O preço de liquidação é chamado de PLD (Preço de Liquidação de Diferenças), que é produzido por uma cadeia de modelos de simulação, com representação estocástica das afluências naturais aos reservatórios das centrais hidrelétricas e a consideração do despacho termelétrico por mérito econômico, função de seu custo variável de operação. De forma concisa, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico regula, entre outras disposições, normas relativas: (i) a procedimentos de leilão; (ii) a forma de contratos de compra e venda de energia elétrica; e (iii) o método de repasse de custos aos consumidores finais. Os principais dispositivos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelecem: (i) (ii) (iii) (iv) criação de dois ambientes para comercialização de energia elétrica: um mercado regulado, o ACR (Ambiente de Contratação Regulada), em que participam os consumidores cativos representados pelas distribuidoras de energia elétrica, e um mercado especificamente destinado aos consumidores livres e agentes comercializadores, denominado ACL (Ambiente de Contratação Livre); restrições a determinadas atividades das distribuidoras, de forma a exigir que estas se concentrem em seu negócio essencial de distribuição de energia, para promover serviços mais eficientes e confiáveis a consumidores cativos; eliminação da possibilidade de self-dealing (contratação direta de empresa do mesmo Grupo empresarial), de forma a incentivar as distribuidoras a comprar energia elétrica pelos menores preços disponíveis ao invés de adquirir energia elétrica de partes relacionadas; e respeito aos contratos firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, de forma a garantir a segurança jurídica às operações realizadas antes da sua promulgação. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico também excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Programa Nacional de Desestatização, programa originalmente criado pelo Governo Federal em 1990, com o objetivo de promover o processo de privatização de empresas estatais. Ainda, segundo as diretrizes do novo modelo, todos os agentes compradores de energia elétrica devem contratar a totalidade de sua demanda de energia elétrica. Por seu lado, os agentes vendedores de energia elétrica devem apresentar o correspondente lastro físico da energia que pretendam comercializar através de contratos. Os agentes que descumprirem tais exigências ficarão sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL. A partir de 2005, todos os agentes distribuidores, vendedores, autoprodutores e consumidores livres deverão notificar o MME, até 1º de agosto de cada ano, a respeito de sua previsão de mercado ou carga, conforme o caso, para cada um dos 5 (cinco) anos subsequentes. Adicionalmente, cada agente de distribuição deverá notificar o MME, até 60 (sessenta) dias antes de cada leilão de energia, a respeito dos montantes de energia que deverá contratar nos leilões. Baseado nessa informação, o MME deve estabelecer a quantidade total de energia a ser contratada no ACR e a lista dos projetos de geração que poderão participar dos leilões. As distribuidoras também deverão especificar a parcela de contratação que pretendem dedicar ao atendimento a consumidores potencialmente livres. Ambientes para Comercialização de Energia Elétrica Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia elétrica são realizadas em dois diferentes ambientes de comercialização: (i) o Ambiente de Contratação Regulada - ACR, que prevê a compra pelas distribuidoras, por meio de leilões, de toda a energia elétrica que for necessária para fornecimento aos seus consumidores; e (ii) o Ambiente de Contratação Livre - ACL, que compreende a compra de energia elétrica por agentes não-regulados (como consumidores livres e comercializadores de energia elétrica). PÁGINA: 138 de 404

145 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Distribuidoras de energia elétrica cumprem suas obrigações de atender à totalidade de seu mercado principalmente por meio de leilões públicos. Além dos leilões regulados, as distribuidoras podem comprar energia elétrica proveniente de geração distribuída, que pode ser contratada através de processo de Chamada Pública conduzido pela própria distribuidora, com volume máximo limitado a 10% do mercado cativo atendido. No que respeita aos contratos de energia existente, cabe destacar que a energia elétrica gerada por Itaipu continua a ser vendida pela Eletrobrás às concessionárias de distribuição que operam no SIN Sul/Sudeste/Centro-Oeste, embora nenhum contrato específico tenha sido firmado por tais concessionárias. O preço pelo qual a energia elétrica gerada em Itaipu é comercializada é denominado em dólar e estabelecido de acordo com tratado celebrado entre o Brasil e Paraguai. Em consequência, o preço da energia elétrica de Itaipu aumenta ou diminui de acordo com a variação da taxa de câmbio entre o Real e o dólar. As alterações no preço de venda da energia elétrica gerada em Itaipu estão sujeitas, no entanto, ao mecanismo de recuperação dos custos da Parcela A. Ambiente de Contratação Regulada ACR O Ambiente de Contratação Regulada é destinado à comercialização de energia elétrica de agentes geradores, importadores de energia, ou comercializadores para os distribuidores, que adquirem energia visando atender à carga dos Consumidores Cativos. Conforme a Lei nº /04, no ACR a energia pode ser adquirida da seguinte forma: Contratos provenientes dos Leilões promovidos pela ANEEL, os CCEARs; Geração distribuída, por meio de chamada pública, limitado a 10% da carga da distribuidora; Contratos do PROINFA; Contratos de Itaipu; Contratos firmados antes da promulgação da Lei nº /04; e Contratos provenientes de Angra 1 e 2: compra obrigatória a partir de 01/01/2013 (incluído pela Lei n /09); e 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 (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 esquema de leilões públicos teve início no final de 2004 e que não substitui diretamente os contratos já estabelecidos entre as empresas de produção e distribuição. As compras de energia elétrica através de Leilões de Energia Nova dão origem a dois tipos de contratos bilaterais distintos: (1) Contratos de Quantidade de Energia; e (2) Contratos de Disponibilidade de Energia. Nos Contratos de Quantidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a fornecer certa quantidade de energia elétrica e assume o risco de ocorrência de condições hidrológicas e baixo nível dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam acarretar uma energia alocada ao empreendimento abaixo do compromisso de contrato, caso em que resulta a obrigação de compra no mercado de curto prazo para atender o montante contratado. Nos Contratos de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a disponibilizar certa capacidade ao ACR. Neste caso, a receita da unidade geradora está garantida e as distribuidoras em conjunto enfrentam o risco hidrológico. Em conjunto, esses contratos constituem os CCEARs. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras de energia elétrica terão direito de repassar a seus respectivos consumidores os custos relacionados à energia PÁGINA: 139 de 404

146 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades elétrica adquirida por meio de leilões públicos, bem como quaisquer impostos e encargos do setor. Com relação à outorga de novas concessões, os regulamentos recém promulgados exigem que as licitações para novas instalações de geração hidrelétricas incluam, entre outras coisas, a porcentagem mínima de energia elétrica a ser fornecida ao ACR. Ambiente de Contratação Livre - ACL No mercado livre, a eletricidade é comercializada entre concessionárias de produção, produtores independentes de energia, 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 (Decreto nº 5.163/04). O ACL também incluirá contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras até a data de expiração, após a qual tais contratos deverão ser celebrados de acordo com os termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Os consumidores potencialmente livres que, por definição, são 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 mudar por fornecedor de energia elétrica. Para tanto, deverão comunicar formalmente à distribuidora responsável pelo seu atendimento o interesse pela não prorrogação do Contrato de Compra de Energia no Ambiente Regulado - CCER, respeitado o prazo de denúncia pactuado 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 voltar para o sistema regulado se notificar o seu distribuidor local com cinco anos de antecedência, ficando estipulado que a distribuidora poderá reduzir esse prazo a seu critério. Consumidores 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) centrais geradoras hidrelétricas com capacidade entre kw e kw, (ii) centrais geradoras com capacidade limitada a kw, (iii) centrais geradoras baseadas em fontes alternativas de energia com capacidade limitada a 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 180 (cento e oitenta) dias em relação à data do início do fornecimento, formalize sua intenção à distribuidora. O prazo poderá ser reduzido, a critério da distribuidora. As geradoras estatais poderão vender energia elétrica aos Consumidores Livres por meio de processo de leilão, diferentemente das geradoras privadas. Leilões no ACR Os leilões de compra de energia elétrica para novos projetos de geração em andamento são realizados: (i) cinco anos antes da data de início da entrega da energia (denominados leilões A-5 ); e (ii) três anos antes da data de início da entrega (denominados leilões A-3 ). Leilões de compra de energia provenientes de empreendimentos de geração existentes ocorrem (a) no ano anterior ao de início da entrega da energia (denominados leilões A-1 ); e (b) aproximadamente quatro meses antes da data de entrega (denominados ajustes de mercado ). Os editais dos leilões são elaborados pela ANEEL, com observância das diretrizes estabelecidas pelo MME, notadamente a utilização do critério de menor tarifa no julgamento do vencedor do leilão. Cada empresa de geração participante de um leilão firma um contrato para compra e venda de energia elétrica com cada distribuidora, em proporção à respectiva estimativa de necessidade das distribuidoras. A única exceção a esta regra se refere ao leilão de ajuste de mercado, em que os contratos são específicos entre agente vendedor e agente de distribuição. Os CCEARs provenientes tanto dos leilões A-5 como A-3 tem prazo de 15 a 35 anos, enquanto que os CCEARs provenientes dos leilões A-1 têm prazo de 3 a 15 anos. Os contratos provenientes do leilão de ajuste de mercado têm o prazo máximo de dois anos. A quantidade PÁGINA: 140 de 404

147 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades total de energia contratada em tais leilões de ajuste de mercado não pode exceder 1,0% da quantidade total de energia contratada por cada distribuidor, exceto para leilões ocorridos em 2008 e 2009, em que a quantidade total de energia contratada não pode exceder 5,0%. Em relação aos CCEARs decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos de geração existentes, há três possibilidades de redução permanente das quantidades contratadas, quais sejam: (i) compensação pela saída de consumidores potencialmente livres do ACR; (ii) redução, a critério da distribuidora, de até 4,0% ao ano do montante anual contratado para adaptar-se aos desvios do mercado face às projeções de demanda, a partir do segundo ano 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 anteriormente a 17 de março de Como regra geral, os contratos celebrados no âmbito do leilão têm os seguintes prazos: (i) de 15 a 35 anos contados a partir do início do fornecimento em caso de novos projetos de geração; (ii) de 3 a 15 anos contados a partir do ano subsequente ao do leilão em caso de usinas geradoras de energia existentes; e (iii) de 10 a 30 anos contados a partir do início do fornecimento em caso de projetos de geração de energia alternativa. Após a conclusão do leilão, geradoras e distribuidoras firmam o CCEAR, no qual as partes estabelecem o preço e a quantidade de energia contratados no leilão. O CCEAR estabelece que o preço seja corrigido anualmente pela variação do IPCA. As distribuidoras oferecem garantias financeiras para as geradoras (principalmente valores a receber do serviço de distribuição) para garantir suas obrigações de pagamento nos termos do CCEAR. Repasse dos Custos de Aquisição de Energia A regulamentação estabeleceu, ademais, um mecanismo, o Valor Anual de Referência, que limita os montantes de custos que podem ser repassados aos consumidores finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada dos preços de energia elétrica nos leilões A-5 e A-3, calculada para o conjunto de todas as distribuidoras. O Valor Anual de Referência cria um incentivo para que as distribuidoras contratem suas necessidades de energia elétrica previstas pelo preço mais baixo nos leilões A-5 e A-3. As distribuidoras que comprarem energia elétrica por preço inferior ao Valor Anual de Referência nesses leilões poderão repassar integralmente o Valor Anual de Referência aos consumidores durante três anos. O Valor Anual de Referência também é aplicado nos primeiros três anos dos contratos de compra de energia dos novos projetos de geração de energia. Após o quarto ano, os custos de aquisição de energia elétrica desses projetos podem ser inteiramente repassados. O regulamento estabelece os seguintes limites à capacidade das distribuidoras de repassar custos aos consumidores: (i) (ii) (iii) (iv) nenhum repasse de custos para as compras de energia elétrica que excedam 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 ; repasse limitado dos custos de aquisição de energia elétrica dos novos projetos de geração de energia elétrica, se o volume contratado nos termos dos novos contratos relacionados às instalações de geração existentes for inferior a 96,0% do volume de energia elétrica previsto no contrato por vencer; e total repasse dos custos relativos às compras de energia elétrica das instalações existentes no leilão A-1 estarão limitadas a 1,0% da carga verificada no ano anterior à notificação do distribuidor relativa à estimativa de demanda de eletricidade para o MME. Se a energia elétrica adquirida no leilão A-1 exceder a carga de 1,0%, o repasse de custos estará limitado a 70,0% do valor médio dos custos de aquisição de geração existente. Tarifas de energia elétrica As tarifas praticadas pelas distribuidoras da EDP na cobrança dos serviços de distribuição de energia elétrica são rigorosamente as publicadas nas resoluções da ANEEL, a quem compete a PÁGINA: 141 de 404

148 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades fixação de tais tarifas, conforme estabelecido na Lei n.º 9.427, de 26 de dezembro de Os processos de reajuste e revisão tarifários são efetuados em obediência ao disposto nos contratos de concessão celebrados entre as concessionárias e a União, segundo os ditames legais do país. O regime tarifário vigente para os serviços de distribuição de energia elétrica é o de serviço pelo preço (em substituição ao serviço pelo custo, que vigia anteriormente), conforme estabelece a Lei 8.987, de 13 de fevereiro de 1995: Art. 9º A tarifa do serviço público concedido será fixada pelo preço da proposta vencedora da licitação e preservada pelas regras de revisão previstas nesta Lei, no edital e no contrato. Os processos de reajuste e revisão tarifária de todas as concessionárias de distribuição de energia elétrica são efetuados segundo metodologia elaborada e publicada pela ANEEL e submetidas previamente ao escrutínio público. Para maiores informações sobre o processo de revisão e reajuste tarifário, vide item 7.3 deste Formulário de Referência. Regras de Concentração Em um esforço para promover o aumento da concorrência, a ANEEL, em março de 1998, estabeleceu limites à concentração de certos serviços e atividades do setor elétrico. Esses limites foram atualizados em 19 de julho de 2000, por meio da Resolução Normativa ANEEL nº 278/00. A referida resolução estabelecia limites com relação à participação de geradoras, distribuidoras e comercializadoras no setor. No entanto, esta foi alterada pelas Resoluções Normativas ANEEL n.º 252/07 e 299/08 e, atualmente, o limite existente é denominado limite à auto contratação. De acordo com tal limite, no âmbito do Sistema Interligado Nacional, uma empresa concessionária ou permissionária de distribuição somente poderá adquirir energia elétrica de empresas a ela vinculadas ou destinar energia por ela mesma produzida para atendimento de seus consumidores cativos até o limite de 30% da energia comercializada com esses consumidores. As distribuidoras poderão, no entanto, comprar energia elétrica de partes relacionadas quando participarem dos processos licitatórios para compra de energia elétrica no ACR e a geradora vencedora do leilão for uma parte relacionada da distribuidora. Desverticalização O art. 4º da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995, alterado pelo art. 8º da Lei nº , de 15 de março de 2004, estabelece a obrigatoriedade da segregação das atividades de distribuição e de geração de energia elétrica relativas às pessoas jurídicas concessionárias, permissionárias e autorizadas. A obrigação de separação das atividades de distribuição daquelas de geração e transmissão deveria ser cumprida até 16 de setembro de 2005, prazo esse prorrogado para 16 de março de As distribuidoras que detinham geração distribuída tinham a obrigação de realizar contratos de compra e venda de energia elétrica de suas respectivas unidades geradoras, até o final do período de concessão. De acordo com as regras de desverticalização, as concessionárias distribuidoras, no âmbito do SIN, também não poderiam ter participação em outras sociedades, de forma direta ou indireta, ou ainda manter atividades não compatíveis com o objeto se sua concessão de distribuição de energia elétrica. 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 PÁGINA: 142 de 404

149 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. Os principais órgãos de proteção ambiental aos quais as atividades da Companhia estão condicionadas são o IBAMA e os órgãos estaduais de proteção ambiental integrantes do Sistema Nacional do Meio Ambiente - SISNAMA, além dos órgãos e agências de recursos hídricos nos âmbitos estaduais e federal. Os Ministérios Públicos Federal e Estaduais agem como órgãos fiscalizadores do cumprimento da legislação ambiental vigente, podendo propor Ação Civil Pública para os casos de descumprimento desta legislação. Questões Ambientais na Distribuição No ano de 2012 o investimento total em meio ambiente realizado pelas distribuidoras da Companhia foi aproximadamente de R$11,3 milhões, sendo R$8,3 milhões na EDP Bandeirante e R$ 3 milhões na EDP Escelsa. Em 2013 destaca-se a continuidade na participação da equipe especializada de meio ambiente da EDP Bandeirante no acompanhamento técnico das obras de construção da Linha de Transmissão de Itapeti São José para avaliar e minimizar o respectivo impacto nos recursos naturais e nas populações de entorno. Destaca-se a emissão da Licença Ambiental de Instalação n 2227, emitida em 06/09/2013. Em paralelo, a EDP Bandeirante manteve as suas atividades de manutenção do sistema de gestão ambiental, assegurando a recertificação de três subestações em 2013 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 2013 foi a assinatura de 13 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 a EDP Bandeirante coloca à disposição das prefeituras equipamentos para viveiros e sementes destinadas à produção de mudas de espécies florestais nativas. Em 2013, a EDP Escelsa passou pela 1ª e 2ª Auditoria Externa de Manutenção, alcançando, ao fim, um excelente resultado com a manutenção da certificação na norma internacional ISO Resultado este que fundamenta, mais uma vez, o primor do sistema de gestão ambiental aplicado às subestações Manguinhos e Goiabeiras e ao Centro Operativo Carapina (COC). No dia 21 de setembro Dia da Árvore ocorreu a distribuição, no COC, de 1000 mudas de árvores nativas entre os colaboradores. Dentre as 1000 mudas, foram distribuídas quatro espécies diferentes: Ipê Rosa, Ipê Amarelo, Paineira Rosa e Pau-Brasil. Em Novembro, foi realizado o Workshop de Meio Ambiente, que teve como objetivo apresentar os impactos legais e ambientais, decorrentes de nossas atividades, bem como ações preventivas e mitigatórias, de acordo com a legislação e convênios vigentes, contando com a presença das áreas de meio ambiente e jurídica, além de colaboradores e prestadores de serviços diretamente ligados ao assunto. 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 XXIV edição e apresenta à sociedade um PÁGINA: 143 de 404

150 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades leque de atividades técnico-educativo-informativo-cultural ligados ao meio ambiente. 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. Questões Ambientais na Geração Similarmente às distribuidoras, as empresas da área de geração vêm empreendendo esforços significativos para o uso racional dos recursos naturais e para a conscientização dos colaboradores, fornecedores e comunidades em relação à necessidade de se proteger o meio ambiente. O investimento total das empresas de geração em ações relacionadas com o meio ambiente nos empreendimentos hidrelétricos em exploração e em fase de construção, no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 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 à construção da Usina Hidrelétrica Santo Antônio do Jari, no rio Jari, na divisa dos Estados do Pará e Amapá. A construção do empreendimento está em fase final. O empreendimento possui 39 programas ambientais, que têm como objetivo amenizar e compensar os impactos ambientais causados pela construção do empreendimento. A Licença de Instalação 798/2011, emitida pelo IBAMA, autorizou a construção do empreendimento. Em outubro de 2013 foi solicitado ao IBAMA a Licença de Operação, com os requerimentos da Licença de Instalação e os programas ambientais atendidos. Em maio de 2014 o IBAMA emitiu a Licença de Operação. Outra usina em implantação é a Usina Hidrelétrica Cachoeira Caldeirão, localizada no rio Araguari, no estado do Amapá. Sua Licença de Instalação 556/2013 foi emitida pelo IMAP em 05/08/2013, autorizando o início de implantação do empreendimento que atualmente encontra-se em fase inicial das obras. Os 56 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 último empreendimento em fase inicial é a Usina Hidrelétrica de São Manoel que se localiza na divisa dos estados do Pará e Mato Grosso, sua Licença Prévia 473/2013 foi emitida pelo IBAMA em 29/11/13 e, no momento, é aguardada a emissão da Licença de Instalação para dar início às obras. O empreendimento, além de possuir o Plano Básico Ambiental PBA com 52 programas elaborados para mitigar e compensar impactos ambientais da construção da obra, possui um PBAI elaborado exclusivamente para as comunidades indígenas que vivem na região. Com previsão de resposta em maio de 2014, aguarda-se aprovação do PBA e do PBAI pelo IBAMA e pela FUNAI, respectivamente, para em seguida ser obtida a Licença de Instalação do empreendimento e se iniciarem as obras de implantação. 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, cuja emissão da outorga cabe à Agência Nacional de Águas ANA, enquanto que, para os demais cursos d água, a autoridade para emitir a outorga é conferida aos órgãos estaduais de recursos hídricos. Os empreendimentos das empresas do grupo que fazem uso de recursos hídricos estão devidamente autorizados ao uso de recursos hídricos. Também com o objetivo de sistematizar a gestão de meio ambiente e de saúde e segurança, a Companhia decidiu implementar um sistema de gestão integrada de meio ambiente, saúde ocupacional e segurança no trabalho, designado por SGIS (Sistema Integrado de Gestão para Sustentabilidade). O SGIS esta a ser implantado de forma progressiva nas varias unidades de geração do Grupo, tendo sido obtida já a certificação para as usinas de Peixe Angical e Lajeado (ISO e OHSAS ) e nas PCHs de Paraíso e São João (ISO ). PÁGINA: 144 de 404

151 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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: 145 de 404

152 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Ativos Geração Espírito Santo Início Validade Vencimento PCH Rio Bonito ENERGEST 22,00 Operação LO-GCA.SAIA.Nº Classe IV 22/03/ /03/2017 PCH Fruteiras ENERGEST 8,74 Operação LO-GCA.SAIA.Nº Classe I 17/08/ /08/2016 PCH Jucu ENERGEST 4,84 Operação LO-GCA.SAIA.Nº Classe I 15/06/ /06/2014 PCH Alegre* ENERGEST 2,06 Operação LO - GCA.SAIA.Nº Classe II 19/06/ /06/2013 PCH Viçosa ENERGEST 4,50 Operação LO-GCA.SAIA.Nº Classe I 03/10/ /10/2016 PCH São João * ENERGEST 25,00 Operação LO-GCA.SAIA.Nº Classe II 14/02/ /02/2011 PCH Francisco Gros* SANTA FÉ 29,00 Operação LO-GCA.SAIA.Nº Classe IV 20/04/ /05/2013 UHE Mascarenhas ENERGEST 189,00 Operação LO GCA.SAIA.Nº Classe III 20/05/ /05/2015 UHE Suíça ENERGEST 34,00 Operação LO-GCA.SAIA.Nº Classe I 13/12/ /11/2016 Mato Grosso do Sul UHE Mimoso * PANTANAL 29,50 Operação Nº /02/ /02/2011 PCH Costa Rica* COSTA RICA 16,00 Operação Nº /07/ /07/2012 PCH Paraíso * PANTANAL 21,60 Operação Nº /12/ /12/2007 UTE Coxim* PANTANAL - Desativação Licença de Operação nº /05/ /08/2009 UTE Corumbá* PANTANAL 8,50 Desativação Licença de Operação nº /10/ /08/2009 Tocantins UHE Lajeado INVESTCO 902,50 Operação LO SICAM nº /02/ /02/2015 AHE Peixe Angical ENERPEIXE 498,75 Operação LO Nº 518/2006-1º Renovação 22/03/ /03/2016 Ceará Prazo das Licenças Ambientais - Unidade de Negócio de Geração EDP Empresa Potência (MW) Status UTE Porto Pecém PECÉM 720,00 Operação LO nº /12/ /12/2015 Santa Catarina UEE Horizonte CENAEEL 4,80 Operação LO Nº 7715/ /11/ /11/2015 UEE Água Doce CENAEEL 9,00 Operação LO Nº 3140/ /01/ /01/2015 Rio Grande do Sul UEE Elebrás Cidreira (Tramandaí) ELEBRÁS 70,00 Operação LO Nº 140/ DL 19/01/ /01/2015 Obs.: * Ativos encontram-se com os prazos das licenças ambientais ou com prazo de solicitação regimentar vencidos, entretanto, foi providenciada a instrução do processo de regularização, previamente ao vencimento dos prazos. Estamos no aguardo da manifestação do Órgão Ambiental. 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 Santo Antônio do Jari, 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. c) dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes para o desenvolvimento das atividades. Marcas No Brasil, a propriedade de uma marca adquire-se somente pelo registro validamente expedido pelo Instituto Nacional de Propriedade Industrial ( INPI ), órgão responsável pelo registro de marcas e patentes, sendo então assegurado ao titular seu uso exclusivo em todo o território nacional por um prazo determinado de 10 anos, passível de sucessivas renovações. Durante o processo de registro, o depositante tem apenas uma expectativa de direito para utilização das marcas depositadas, aplicadas para a identificação de seus produtos ou serviços. Nosso Grupo tem por política proteger suas marcas e possui aproximadamente 60 marcas registradas ou em processo de registro junto ao INPI, em diversas classes relacionadas às nossas atividades. Nossas principais marcas envolvem o nome do nosso conglomerado, bem como tratam dos nomes das empresas do nosso conglomerado, dentre as quais destacamos: EDP, Energias do Brasil, EDP Bandeirante, EDP Escelsa, EDP Comercializadora e Energest. Atualmente, todas as marcas que são relevantes para a nossa Companhia encontram-se devidamente registradas ou em processo de registro perante o INPI. A Companhia não acredita Licença PÁGINA: 146 de 404

153 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades que o indeferimento do registro de qualquer das suas marcas possa impactar negativamente em suas operações e resultados. Não há eventos que podem causar a perda dos direitos relativos às marcas registradas em nome da Companhia, além daqueles legalmente previstos. Todos os objetos dos pedidos de registro de marcas patente formulados pela Companhia foram desenvolvidos para melhoria do próprio desempenho das suas atividades, não havendo atualmente intenção na comercialização dos mesmos. Patentes Não aplicável, pois não possuímos nenhuma patente em seu nome, bem como nenhum pedido de concessão de patentes pendente. Licenças Não aplicável, pois não possuímos licenças. Concessões A extinção antecipada de nossos contratos de concessão, assim como a imposição de penalidades associadas a tal extinção, pode gerar significativos impactos em nossos resultados e afetar nossa capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras. Para informações acerca da nossa dependência de nossas concessões, consultar a Seção 4 deste Formulário de Referência, em especial o fator de risco A perda das nossas concessões pode gerar prejuízos em nossos resultados. Franquias Não aplicável, pois não possuímos franquias. Contratos de Royalties Não aplicável, pois não celebramos contratos de royalties. PÁGINA: 147 de 404

154 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. Nossa receita operacional líquida, excluindo a receita de construção, totalizou R$ no exercício social findo em 31 de dezembro de 2013, considerando as eliminações entre as empresas do Grupo, R$ no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 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: 148 de 404

155 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. Nossas atividades e receitas estão restritas ao território nacional. PÁGINA: 149 de 404

156 7.8 - Relações de longo prazo relevantes 7.8. Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia (em milhares de reais, exceto quando indicado) A EDP 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. O Grupo 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 EDP, a fim que se cumpra a sua visão, ser uma empresa global de energia, líder em criação de valor, inovação e sustentabilidade. Assim, a EDP assumiu o compromisso de conduzir seus negócios de forma sustentável e inovadora, fundamentado nos princípios de desenvolvimento sustentável do Grupo, seguindo padrões internacionais que norteiam a Companhia nas melhores práticas sobre o tema, como os princípios do Pacto Global da ONU e as diretrizes da Global Reporting Initiative (GRI). A adoção de medidas sólidas em inovação e sustentabilidade contribui para colocar a EDP em posição privilegiada para enfrentar os desafios do setor nas próximas décadas gerando valor compartilhado para as suas principais partes interessadas: acionistas, colaboradores, clientes, fornecedores, e sociedade. O resultado efetivo do compromisso da EDP com o desenvolvimento sustentável reflete-se no fato das ações da Companhia integrarem pelo 8º ano consecutivo o Índice de Sustentabilidade Empresarial (ISE) da Bolsa de Valores de São Paulo. A Companhia publica o seu Relatório Anual de Sustentabilidade desde 2006, elaborado de acordo com as diretrizes da Global Reporting Initiative (GRI). Esse documento inclui informações sobre a caracterização do negócio, o modelo de gestão integrado com os Princípios de Desenvolvimento Sustentável do Grupo EDP e o desempenho de sustentabilidade da EDP, o qual encontra-se disponível no site do Grupo ( e no site da CVM ( No relatório são descritas as práticas de sustentabilidades das empresas do Grupo, alinhadas com os compromissos estabelecidos nas Políticas Corporativas EDP (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 EDP: Emissões diretas (escopo1) 6.202,41 tco2e; Emissões indiretas (escopo 2) ,35 tco2e; Consumo de eletricidade ,63 GJ; Consumo de água m 3 ; Taxa de frequência 1,78. Investimento social Os investimentos sociais da EDP são focados nas comunidades localizadas no entorno dos ativos do Grupo 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. O 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. A EDP por meio do Instituto promove atividades de educação, formação profissional, desenvolvimento local, fortalecimento comunitário e voluntariado. No cultural e no esporte, apoia projetos que visam o desenvolvimento humano e social e que proporcionam acesso às PÁGINA: 150 de 404

157 7.8 - Relações de longo prazo relevantes manifestações artísticas e à prática esportiva. Os investimentos da EDP 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 com as suas comunidades são: EDP Solidária, que financia projetos socioambientais com foco na educação, no desenvolvimento comunitário e na conservação ambiental, e o EDP nas Escolas, que durante 12 anos vem fortalecendo a qualidade de vida dos alunos de escolas públicas das comunidades de entorno. Em 2013, esses investimentos somaram R$ 4.770, sendo R$ relativos a investimentos incentivados. No capítulo Impacto Social e Engajamento de Comunidades do RAS 2013, disponível no site são apresentadas mais informações sobre a estratégia e projetos do Instituto EDP. Controle de impactos Todas as atividades de Geração e Distribuição de energia da EDP Energias do Brasil 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 holding. Esse processo não é aplicado em comercialização, pois essa atividade não tem impacto direto sobre comunidades e meio ambiente. As ações desenvolvidas pela EDP em áreas ambientalmente sensíveis e a mitigação dos impactos socioambientais decorrentes das operações da Empresa 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 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 EDP 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. 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 Proteção Ambiental do RAS 2013, disponível no site estão descritas mais informações sobre a estratégia e práticas da empresa relativas ao controle de impactos das suas atividades. PÁGINA: 151 de 404

158 7.9 - Outras informações relevantes 7.9. Outras informações relevantes (em milhares de reais, exceto quando indicado) Somos uma holding de um grupo de empresas com portfólio diversificado que tem como atividades gerar, distribuir e comercializar energia elétrica no mercado brasileiro. Controlamos empreendimentos de geração, tais como a Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães e Usina Hidrelétrica Peixe Angical, que, em conjunto com outros empreendimentos de geração hidrelétrica, termelétrica e eólica, nos conferiam, em 31 de dezembro de 2013, uma capacidade instalada de MW. Considerando a entrada em operação da UHE Santo Antônio do Jarí e da UHE Cachoeira Caldeirão (com capacidade proporcional à participação de 50% detida pela Companhia), dos quatro parques eólicos de Baixa do Feijão e dos parques Aventura I, Aroeira, Umbuzeiros e Jericó (com capacidade proporcional à participação de 45% detida pela Companhia) e da UHE São Manoel (com capacidade proporcional à participação de 33,33% detida pela Companhia) a capacidade instalada prevista atingirá MW até Nossas distribuidoras, a EDP Bandeirante e a EDP Escelsa, atendem a aproximadamente 3 milhões de clientes, com concentração nos segmentos residencial e industrial, localizados em 98 municípios, 28 dos quais no Estado de São Paulo e 70 no do Espírito Santo, com uma população total de aproximadamente 8 milhões de habitantes. A área total de concessão de distribuição abrange Km 2. A EDP Comercializadora, comercializou um total de GWh no exercício de Ressaltamos nossa posição de destaque, como operador integrado, no mercado brasileiro de energia elétrica: (i) segundo a EPE Empresa de Pesquisa Energética, por meio de nossos ativos de distribuição, somos o quarto grupo privado no Brasil, em termos de energia vendida em 2012; (ii) segundo a ANEEL, por meio de nossos ativos de geração, somos o quinto grupo privado no Brasil, em termos de capacidade instalada em 31 de dezembro de Desde a realização de nossa abertura de capital, em 2005, desenvolvemos projetos significativos e concluímos operações relevantes que comprovam a capacidade da nossa administração de promover o crescimento das nossas atividades. Dentre elas, estão: (i) a conclusão das obras e início de operações da Usina Peixe Angical, com 498,75 MW de capacidade instalada; (ii) a Permuta Lajeado, uma transação de permuta de ativos entre a Companhia e o Grupo Rede, que teve como objeto a transferência de nossa participação de 100% na Enersul em troca de participações diretas e indiretas na Usina Hidrelétrica Luís Eduardo Magalhães, elevando a nossa participação de 27,7% para 77,15% do capital votante desta usina; (iii) a joint venture com a empresa Eneva S.A. (antiga MPX) para o desenvolvimento conjunto do projeto UTE Porto do Pecém I; (iv) a aquisição da UHE Santo Antônio do Jari; (v) aquisição de Baixa do Feijão; (vi) a aquisição da UHE Cachoeira Caldeirão; (vii) aquisição dos parques eólicos Aventura I, Aroeira, Umbuzeiros e Jericó; e (viii) aquisição da UHE São Manoel. Desde 2005, nossa capacidade instalada de geração evoluiu de 530 MW para MW. Vantagens Competitivas Acreditamos que nossas principais vantagens competitivas são as seguintes: Atuação Integrada nos Segmentos de Distribuição, Geração e Comercialização Atuamos de forma integrada nos segmentos de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica. Nossas distribuidoras e nossa comercializadora, a EDP Comercializadora, atuam em áreas com forte concentração de clientes nos segmentos industrial e residencial. A EDP Bandeirante e a EDP Escelsa atuam em áreas altamente desenvolvidas e industrializadas, sendo o Estado de São Paulo, área de atuação da EDP Bandeirante, o principal centro industrial do Brasil, respondendo por cerca de 32,6% do PIB brasileiro, segundo IBGE em Contas Regionais do Brasil A EDP Escelsa atua no Estado do Espírito Santo, cuja base econômica diversificada PÁGINA: 152 de 404

159 7.9 - Outras informações relevantes movimenta negócios das cadeias produtivas do petróleo e gás, siderurgia e mineração, celulose e rochas ornamentais. Em 2008, inauguramos nossa atuação no mercado eólico brasileiro, por meio de uma parceria com a EDP Renováveis. Ativos com concessão e contratos de longo prazo atrelados à inflação Temos parcela significativa de nossas receitas lastreadas em concessões de distribuição e geração de energia elétrica, que são ativos com vida útil elevada e destinam-se a serviços essenciais à sociedade, assegurando assim sua perenidade. Não possuímos concessões a vencer nos próximos anos, de modo que variações de receitas podem decorrer somente das próprias regras e riscos inerentes ao negócio. No caso da distribuição, as receitas são reajustadas anualmente a partir de índices de inflação descontada da produtividade de cada concessão e com revisões de tarifas a cada período de 3 anos (EDP Escelsa) ou 4 anos (EDP Bandeirante) que atualizam as tarifas considerando a evolução dos custos 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 do Grupo EDP mundialmente e a experiência que adquirimos no Brasil no desenvolvimento e na operação de projetos de geração, tais como a Usina Hidrelétrica 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, ainda, que temos capacidade para formar parcerias estratégicas com empresas relevantes no setor elétrico brasileiro, à semelhança do projeto de Peixe Angical, no qual temos parceria com Furnas, Porto do Pecém I, no qual temos parceria com a Eneva (antiga MPX), Cachoeira Caldeirão e Santo Antônio do Jarí, no qual temos parceria com a CTG, 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, através de controle compartilhado em empreendimentos com contratos de venda de energia. Esta estratégia visa à mitigação de eventuais riscos associados à obtenção de licenças e financiamentos, à implantação dos projetos e à gestão dos Epecistas ou os relacionados à operação e à manutenção dos projetos. Estrutura de Capital, Histórico de Pagamento de Dividendos e Capacidade Creditícia 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 2006 e 2013, os dividendos distribuídos tiveram um crescimento médio anual composto (CAGR) de 11,8%. O saldo de nossa dívida líquida (empréstimos e debêntures de curto e longo prazo menos caixa e equivalentes de caixa) em 31 de dezembro de 2013 era de R$ 2.335,3 milhões, 1,4 vezes nosso EBITDA de R$1.656,7 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. Segundo os relatórios da Moody s de 17 de junho de 2013 (EDP Bandeirante), 12 de junho de 2013 (EDP Escelsa) e de 16 de abril de 2014 (Energest), os ratings de grau de investimento das nossas distribuidoras e de uma de nossas companhias da geração, tanto em escala local quanto em escala global, demonstra nossa capacidade de crédito, obtida por meio da melhora gradual e consistente em uma base consolidada nos nossos indicadores. Na holding do Grupo, em 6 de junho de 2013, a Moody s atribuiu a nota Aa2 em escala local e Ba1 em escala global. Já pela agência Standard & Poor s, nossas distribuidoras obtiveram manutenção dos ratings de crédito, divulgados em 13 de fevereiro de 2014, nos quais o rating da EDP Escelsa em escala local foi mantido em AA+, com perspectiva estável, e o rating em escala global foi mantido em BB+, enquanto que o rating da EDP Bandeirante foi reafirmado em AA+ em escala local e a perspectiva foi mantida em PÁGINA: 153 de 404

160 7.9 - Outras informações relevantes 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. 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 Somos controlados pelo Grupo EDP, um sólido grupo global com vasta experiência nas áreas de geração, distribuição e comercialização de energia, que trata-se do quarto maior grupo ibérico no setor de energia e um dos maiores grupos privados portugueses (em valor de mercado), o Grupo EDP agrega-nos valor e credibilidade, com um histórico de comprometimento de longo prazo com o Brasil, onde está presente há quase 15 anos. O Grupo EDP diferencia-se por ter uma posição mundial de destaque na energia eólica e políticas sociais e ambientais internacionalmente reconhecidas (a melhor utility no Índice Down Jones de Sustentabilidade em 2010). Adicionalmente, possuímos uma administração com significativa experiência no setor elétrico, altamente focada na gestão eficiente de nossos ativos, redução de custos, criação de valor para nossos acionistas e guiada pelos mais altos padrões de governança corporativa. Estratégia O nosso principal objetivo é criar valor para os acionistas, principalmente por meio do crescimento sustentado nos mercados de geração, distribuição e comercialização de energia elétrica no Brasil. Para alcançar esse objetivo, fundamentamos nossas ações nos seguintes pilares estratégicos: Ampliar a Atuação em Geração Acreditamos que a área de geração de energia representa um relevante potencial de crescimento no mercado brasileiro e que nossa vasta experiência no desenvolvimento e no gerenciamento de projetos de geração (na data base deste Formulário de Referência possuímos 18 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 2022 (Fonte: PDE 2022). Acreditamos que as principais oportunidades de crescimento estarão nos seguintes segmentos: Segmento de energia hidrelétrica: (i) participação em leilões de novos aproveitamentos hidrelétricos; (ii) desenvolvimento de estudos de viabilidade em andamento, com foco em hidrelétricas de médio porte e PCHs; e (iii) aquisição de ativos de energia hidrelétrica já existentes. Segmento de energia termoelétrica: em atendimento às demandas do País de ampliar sua capacidade energética para garantir, de forma segura, o crescimento econômico; e Segmento de energia eólica: como reflexo da crescente demanda por energia limpa, pretendemos, em parceria com a EDP renováveis, (i) concluir a construção do empreendimento Baixa do Feijão com 120MW de capacidade instalada, que já possuem terrenos arrendados, pontos de conexão definidos e energia vendida no leilão A-5/2011; (ii) iniciar a construção dos empreendimentos eólicos Aventura I, Aroeira, Umbuzeiros e Jericó com 116MW de capacidade instalada; e (iii) analisar novos projetos eólicos. PÁGINA: 154 de 404

161 7.9 - Outras informações relevantes 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. Seguros O Grupo EDP Energias do Brasil S.A. mantêm apólices de seguros vigentes na modalidade responsabilidade civil por danos materiais e danos pessoais causados a terceiros. Os contratos de seguros estabelecidos pelo Grupo EDP Energias do Brasil S.A. são estabelecidos com 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 S.A., estando, portanto, dentro dos padrões do mercado segurador. A Companhia contratou companhias 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. 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. PÁGINA: 155 de 404

162 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. 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. PÁGINA: 156 de 404

163 8.1 - Descrição do Grupo Econômico (b) Controladas e coligadas Distribuição Denominação Social Sociedade Participação da Companhia em 31/12/2013 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 Lajeado Energia S.A. Controlada 55,86 Companhia Energética do Jari Controlada 100,00 ECE Participações S.A. Controlada 100,00 Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. Controlada 100,00 Investco S.A. Controlada 40,78 Enerpeixe S.A. Controlada 60,00 EDP Renováveis Brasil S.A. Coligada 45,00 Elebrás Projetos S.A. Coligada 45,00 Central Nacional de Energia Eólica S.A. Coligada 45,00 Central Eólica Baixa do Feijão I S.A. Coligada 45,00 Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. Coligada 45,00 Central Eólica Baixa do Feijão III S.A. Coligada 45,00 Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A. Coligada 45,00 Central Eólica Aventura I S.A. Coligada 45,00 Central Eólica Jaú S.A. Coligada 45,00 Empresa de Energia São Manoel S.A. Controlada 66,66 Comercialização EDP Comercialização e Serviços de Energia Ltda. Controlada 100,00 Outras Enercouto S.A. Controlada 100,00 EDP GRID Gestão de Redes Inteligentes de Distribuição S.A. Controlada 100,00 Resende Engenharia e Assessoria Ltda. Controlada 100,00 (*) A Evrecy Participações Ltda. foi alienada e não mais compõem o Grupo EDP desde 21 de dezembro de (**) A Terra Verde Bioenergia Participações S.A. encontra-se em fase de liquidação desde dezembro de PÁGINA: 157 de 404

164 8.1 - Descrição do Grupo Econômico (c) participações de nossa Companhia em sociedades do grupo Exceto pela participação nas controladas e coligadas descrita acima, a Companhia não mantém participação em sociedades do conglomerado EDP. (d) participações de sociedades do grupo em nossa Companhia Nenhuma outra sociedade do grupo detém participação em nosso capital social. (e) sociedades sob controle comum Denominação Social Porto de Pecém Geração de Energia S.A. Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A. Pecém Operação e Manutenção de Unidades de Geração Elétrica S.A. Sociedade Controlada em conjunto Controlada em conjunto Controlada em conjunto Participação da Companhia em 31/12/ % do capital total 50% do capital total 50% do capital total PÁGINA: 158 de 404

165 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: PÁGINA: 159 de 404

166 8.3 - Operações de reestruturação Justificativa para o não preenchimento do quadro: As operações de reestruturação, fusões, cisões, incorporações de ações, alienações e aquisições do controle societário e aquisições e alienações de ativos importantes encontram-se descritas no item 6.5 deste Formulário de Referência. PÁGINA: 160 de 404

167 8.4 - Outras informações relevantes 8.4. Outras informações que a Companhia julga relevantes Adicionalmente às informações prestadas acima, entendemos não haver informações relevantes e/ou adicionais que devem ser prestadas neste item do Formulário de Referência. PÁGINA: 161 de 404

168 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes - outros 9.1. Descrição dos bens do ativo não-circulante relevantes para o desenvolvimento das atividades da companhia, indicando: a) ativos imobilizados, inclusive aqueles objeto de aluguel ou arrendamento, identificando a sua localização; b) patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia; e c) as sociedades em que o emissor tenha participação e a respeito delas informar. Além dos ativos descritos nos itens 9.1 (a), (b) e (c) e da tabela de concessões, autorizações e permissões inserida no item 7.5 (a) não há outros bens relevantes do ativo não-circulante a serem mencionados. PÁGINA: 162 de 404

169 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.a - Ativos imobilizados Descrição do bem do ativo imobilizado País de localização UF de localização Município de localização Tipo de propriedade UHE Mascarenhas Brasil ES Baixo Guandu Própria UHE Suiça Brasil ES Santa Leopoldina Própria UHE Mimoso (Assis Chateaubriand) Brasil MS Ribas do Rio Pardo Própria PCH Viçosa Brasil ES Conceição do Castelo Própria PCH São João Brasil ES Castelo/ Conceição do Castelo PCH Alegre Brasil ES Alegre Própria PCH Fruteiras Brasil ES Cachoeiro do Itapemirim Própria PCH Jucu Brasil ES Domingos Martins Própria PCH Rio Bonito Brasil ES Santa Maria de Jetibá Própria PCH Costa Rica Brasil MS Costa Rica Própria UHE Luiz Eduardo Magalhães Brasil TO Palmas/ Miracema do Tocantins UHE Peixe Angical Brasil TO Peixe/ São Salvador Própria PCH Francisco Gros Brasil ES Alegre Própria UTE Porto do Pecém I Brasil CE São Gonçalo do Amarante Própria UEE Horizonte Brasil SC Água Doce Própria UEE Água Doce Brasil SC Água Doce Própria UEE Elebrás Cidreira I (Tramandaí) Brasil RS Tramandaí Própria PCH Paraíso I (Pantanal) Brasil MS Costa Rica Própria Própria Própria PÁGINA: 163 de 404

170 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Marcas Marcas Marcas Marcas Marca "ESCELSA Brasil ENERGIAS DO BRASIL" ( ) Classe NCL (8) 39 ESCELSA ENERGIAS DO BRASIL Marca "ENERSUL Brasil ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 40 ENERSUL ENERGIAS DO BRASIL Marca "EDP" ( ) classe NCL(7 ) 42 em nome de EDP. Marca "EDP" ( ) classe NCL(7 ) 39 em nome de EDP. Brasil Brasil Marca "ESCELSA Brasil ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 35 em nome de ESCELSA Energias Brasi válido até 19/02/2018 válido até 29/01/2018 válido até 06/03/2017 válido até 12/02/2018 válido até 19/02/2018 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 164 de 404

171 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Marcas Marcas Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Marca "GRUPO Brasil EDP - EDP BRASIL" ( ), classe NCL (8 ) 39 em nome GRUPO EDP - EDP BRASIL Marca: ENERSUL ENERGIAS DO BRASIL ( ) classe NCL(8) 37 em nome de ENERSUL ENERGIAs Marca: ESCELSA ENERGIAS DO BRASIL ( ) classe NCL(8) 37 em nome de ESCELSA ENERGIAS BRASIL Brasil Brasil institutoedp.com.br Não Aplicável institutoenergiasdo brasil.com.br Não Aplicável válido até 22/03/2015 Válido até 29/01/2018 válido até 19/02/2018 Válido até 15/09/2015 Válido até 24/06/2015 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 165 de 404

172 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia luzportatil.org.br Não Aplicável Válido até 03/10/2014 portablelight.org.br Não Aplicável uhesantoantoniod ojari.com.br edpsolidaria.com.b r Não Aplicável Não Aplicável Válido até 03/10/2014 Válido até 26/08/2016 Válido até 05/12/2016 enbr.com.br Não Aplicável Válido até 15/01/2015 enercorp.com.br Não Aplicável Válido até 04/04/2015 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 166 de 404

173 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Contrato de transferência de tecnologia Marcas Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Marcas energiasbrasil.com.br Marca "GRUPO Brasil EDP - EDP BRASIL" ( ), classe NCL (8 ) 42 en nome de GRUPO EDP - EDP BRASIL. bandeirante.com.b r coocreation.com.b r Marca "ENERDIST" ( ) classe NCL(7 ) 36 em nome de ENERDIST Não Aplicável Não Aplicável Não Aplicável Brasil Válido até 01/06/2018 válido até 22/03/2015 Valido até 29/05/2014 cenaeel.com.br Não Aplicável Válido até 29/06/2015 Válido até 12/12/2014 válido até 07/04/2019 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 167 de 404

174 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Contrato de transferência de tecnologia Marcas Marcas Contrato de transferência de tecnologia Marcas Marca "ENERDIST" ( ) classe NCL(7 ) 35 em nome Enerdist. voluntariadoedp.or g.br Marca "EDP" ( ) classe NCL(7 ) 36 em nome de EDP Marca "EDP" ( ) classe NCL(7 ) 37 em nome de EDP. Marca "EDP" ( ) classe NCL(7 ) 40 em nome de EDP. Brasil Não Aplicável Brasil Brasil Brasil válido até 07/04/2019 Válido até 05/02/2015 Válido até 06/03/2017 válido até 06/03/2017 edpjari.com.br Não Aplicável Válido até 20/10/2014 Válido até 06/03/2017 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 168 de 404

175 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Marcas Marcas Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Marca "ENERDIST" ( ) classe NCL(7 ) 39 em nome de ENERDIST edpgeracao.com.b r Brasil Marca "GRUPO Brasil EDP - EDP BRASIL" ( ) classe NCL(7 ) 40 em nome de GRUPO EDP - EDP BRASIL Marca "ENERDIST" ( ) classe NCL(7 ) 42 em nome ENERDIST. Brasil Não Aplicável válido até 07/04/2019 válido até 10/10/2016 válido até 07/04/2019 coegv.com.br Não Aplicável Válido até 24/04/2017 Válido até 15/09/2015 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 169 de 404

176 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Marcas Marcas Marca "EDB - ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8 ) 36 em nome de EDB - ENERGIAS DO BRASIL Brasil Contrato de transferência de tecnologia Marca "GRUPO EDP ENERDIST" ( ) classe NCL(7 ) 39 em nome de GRUPO EDP ENERDIST Marca "GRUPO EDP ENERDIST" ( ) classe NCL(7 ) 36 em nome de GRUPO EDP ENERDIST Brasil Brasil Marcas Marca "EDB - ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8 ) 37 em nome de EDB - ENERGIAS DO BRASIL Brasil válido até 10/10/2016 válido até 10/10/2016 válido até 13/11/2017 válido até 13/11/2017 energest.com.br Não Aplicável Válido até 26/11/2014 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 170 de 404

177 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Marcas "EDB - ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8 ) 42 em nome de EDB - ENERGIAS DO BRASIL Brasil Contrato de transferência de tecnologia Marcas Marcas Marcas edpgrid.com.br Não Aplicável Válido até 28/03/2015 Marca "GRUPO Brasil EDP - EDP BRASIL" ( ) classe NCL(7 ) 36 em nome de GRUPO EDP - EDP BRASIL Marca GRUPO EDP - EDP BRASIL ( ) classe NCL(7 ) 42 em nome de GRUPO EDP - EDP BRASIL Marca "GRUPO EDP ENERDIST" ( ) classe NCL(7 ) 35 em nome de GRUPO EDP ENERDIST Brasil Brasil válido até 13/11/2017 válido até 10/10/2016 válido até 10/10/2016 válido até 10/10/2016 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 171 de 404

178 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Marca "EDB - ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL (8) 40 em nome de EDB - ENERGIAS DO BRASIL Brasil Marcas Marca "EDP ENERGIAS DO BRASIL" classe NCL(8) 39 em nome de EDP ENERGIAS DO BRASIL Contrato de transferência de tecnologia Marcas edpenernova.com. br Brasil Marca "GRUPO Brasil EDP - EDP BRASIL" ( ), classe NCL (8 ) 37 em nome GRUPO EDP - EDP BRASIL Marcas Marca "EDP - ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 42 em nome de EDP - ENERGIAS DO BRASIL Brasil Não Aplicável válido até 13/11/2017 válido até 13/11/2017 Válido até 15/09/2015 Válido até 22/03/2015 válido até 13/11/2017 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 172 de 404

179 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Marca "GRUPO Brasil EDP - EDP BRASIL" ( ) classe NCL(7 ) 35 em nome de GRUPO EDP - EDP BRASIL Marcas Marac "EDB - ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8 ) 39 em nome de EDB - ENERGIAS DO BRASIL Brasil Marcas Marca "EDP ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 35 em nome de EDP ENERGIAS DO BRASIL Brasil Marcas Marcas Marca "GRUPO EDP ENERDIST" ( ) classe NCL(7 ) 40 em nome de GRUPO EDP ENERDIST Marca "EDP" ( ) classe NCL(7 ) 35 em nome de EDP Brasil Brasil válido até 10/10/2016 válido até 13/11/2017 válido até 13/11/2017 válido até 10/10/2016 válido até 06/03/2017 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 173 de 404

180 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Marca " EDP ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 40 em nome de EDP ENERGIAS DO BRASIL Brasil Marcas Marcas Marcas Contrato de transferência de tecnologia Marca ENERGIA DO BRASIL ( ) classe NCL(8) 42 em nome de ENERGIA DO BRASIL Marca "ENERDIST" ( ) classe NCL(7 ) 40 em nome de ENERDIST. Marca "ENERDIST" ( ) classe NCL(7 ) 37 em nome de ENERDIST Brasil Brasil Brasil válido até 13/11/2017 válido até 13/11/2017 válido até 07/04/2019 válido até 07/04/2019 enerdist.com.br Não Aplicável Válido até 04/04/2015 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 174 de 404

181 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Marca "EDP ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 37 em nome de EDP ENERGIAS DO BRASIL Brasil Marcas Marca "EDP ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 36 em nome de EDP ENERGIAS DO BRASIL Brasil Marcas Contrato de transferência de tecnologia Marcas Marca "GRUPO EDP ENERDIST" ( ) classe NCL(7 ) 37 em nome de GRUPO EDP ENERDIST Brasil edplajeado.com.br Não Aplicável Marca Brasil "ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 40 em nome de ENERGIAS DO BRASIL válido até 13/11/2017 válido até 13/11/2017 válido até 10/10/2016 Válido até 15/09/2015 válido até 13/11/2017 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 175 de 404

182 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Marcas Marcas Contrato de transferência de tecnologia Marca "ENERSUL Brasil ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 35 em nome ENERSUL ENERGIAS BRASIL Marca ENERSUL ENERGIAS DO BRASIL ( ) classe NCL(8) 42 em nome de ENERSUL ENERGIAS Marca: ESCELSA ENERGIAS DO BRASIL ( ) classencl(8) 40 em nome de ESCELSA ENERGIAS DO BRASIL edprenovaveis.co m.br Brasil Brasil Não Aplicável válido até 29/01/2018 válido até 29/01/2018 válido até 19/02/2018 Válido até 15/09/2015 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 176 de 404

183 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Contrato de transferência de tecnologia Marcas Marcas Marcas Marcas institutoedp.org.br Não Aplicável Válido até 10/06/2015 Marca "GRUPO EDP- ENERDIST" ( ) classe NCL(7 ) 42 em nome de GRUPO EDP-ENERDIST Brasil Marca Brasil "ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 35 em nome de ENERGIAS DO BRASIL Marca Brasil "ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 36 em nome de "ENERGIAS DO BRASIL Marca Brasil "ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 39) em nome de ENERGIAS DO BRASIL válido até 10/10/2016 válido até 13/11/2017 válido até 13/11/2017 válido até 13/11/2017 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 177 de 404

184 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Marcas Marcas Marca Brasil "ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 37 em nome de ENERGIAS DO BRASIL Marca "ENERSUL Brasil ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 39 em nome da ENERSUL Energias Brasi Marca "ESCELSA Brasil ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8) 42 ESCELSA ENERGIAS DO BRASIL Marcas Marca "EDB - ENERGIAS DO BRASIL" ( ) classe NCL(8 ) 35 Brasil válido até 13/11/2017 válido até 29/01/2018 válido até 19/02/2018 válido até 13/11/2017 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 178 de 404

185 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Marcas Marcas Marcas Marca: ENERSUL ENERGIAS DO BRASIL ( ) classe:ncl(8) 36 em nome de ENERSUL ENERGIAS DO BRASIL Marca: BANDEIRANTE ENERGIAS DO BRASIL ( ) classe NCL(8) 39 em nome de BANDEIRANTE ENERGIAS Marca: BANDEIRANTE ENERGIAS DO BRASIL ( ) classe NCL(8) 40 em nome de BANDEIRANTE ENERGIAS Marca GRUPO EDP - EDP BRASIL ( ), classe NCL (8 ) em nome de GRUPO EDP - EDP BRASIL Brasil Brasil Brasil Brasil válido até 06/05/2018 válido até 29/01/2018 válido até 29/01/2018 válido até 22/03/2015 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 179 de 404

186 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Marcas Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia ebe.com.br Não Aplicável Válido até 20/01/2015 edp.com.br Não Aplicável Válido até 16/04/2015 edpbandeirante.co m.br Marca: ESCELSA ENERGIAS DO BRASIL ( ) classe NCL(8) 36 em nome da ESCELSA ENERGIAS BRASIL Não Aplicável Brasil Válido até 15/09/2015 válido até 26/12/2017 edpbr.com.br Não Aplicável Válido até 28/01/2015 edpbrasil.com.br Não Aplicável Válido até 04/04/2015 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 180 de 404

187 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia edpceja.com.br Não Aplicável Válido até 20/10/2014 edpenergest.com. br edpenergiasdobra sil.com.br edpescelsa.com.br Não Aplicável edpinvestco.com.b r energiasdobrasil.c om.br Não Aplicável Não Aplicável Não Aplicável Não Aplicável Válido até 15/09/2015 Válido até 15/09/2015 Válido até 15/09/2014 Válido até 15/09/2015 Válido até 16/03/2014 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 181 de 404

188 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia Contrato de transferência de tecnologia enerprev.com.br Não Aplicável Válido até 15/01/2017 enertrade.com.br Não Aplicável Válido até 04/04/2014 escelsa.com.br Não Aplicável Válido até 29/10/2014 governancaedp.co m.br Não Aplicável Válido até 28/08/2014 Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Eventos que podem causar a perda dos Direitos no item 9.2. Consequência da perda dos direitos Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes aos Consequência da perda dos Direitos no item 9.2. PÁGINA: 182 de 404

189 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades Razão social CNPJ Código CVM Tipo sociedade País sede UF sede Município sede Descrição das atividades desenvolvidas Exercício social Valor contábil - variação % Valor mercado - variação % Bandeirante Energia S.A / Controlada Brasil SP São Paulo Distribuição de energia elétrica 100, /12/ , , ,77 Valor contábil 31/12/ ,66 31/12/2012-1, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Montante de dividendos recebidos (Reais) 31/12/2011-3, , ,00 Castelo Energética S.A / Controlada Brasil ES Serra Geradora de Energia Elétrica 100, Data Valor mercado 31/12/2013 0,00 Valor (Reais) Participação do emisor (%) Valor mercado 31/12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/2013 0,00 31/12/2012 0, , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Cenaeel - Central Nacional de Energia Elétrica Eólica / Coligada Brasil SC Santa Catarina Geradora de Energia Elétrica 45, Valor mercado 31/12/2013-2, , ,59 Valor contábil 31/12/ ,82 31/12/2012-6, , ,00 31/12/2011-1, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Central Eólica Aventura S.A / Coligada Brasil SP São Paulo Geradora de energia elétrica 45, Valor mercado 31/12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/ ,00 31/12/2012 0, , ,00 PÁGINA: 183 de 404

190 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades Razão social CNPJ Código CVM Tipo sociedade País sede UF sede Município sede Descrição das atividades desenvolvidas Exercício social Valor contábil - variação % Valor mercado - variação % Montante de dividendos recebidos (Reais) 31/12/2011 0, , ,00 Data Valor (Reais) Participação do emisor (%) Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Central Eólica Baixa do Feijão I S.A / Coligada Brasil SP São Paulo Geradora de energia elétrica 45, Valor mercado 31/12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/ ,44 31/12/2012 0, , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Central Eólica Baixa do Feijão II S.A / Coligada Brasil SP São Paulo Geradora de energia elétrica 45, Valor mercado 31/12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/ ,04 31/12/2012 0, , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Central Eólica Baixa do Feijão III S.A / Coligada Brasil SP São Paulo Geradora de energia elétrica 45, Valor mercado 31/12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/ ,19 31/12/2012 0, , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A / Coligada Brasil SP São Paulo Geradora de energia elétrica 45, PÁGINA: 184 de 404

191 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades Razão social CNPJ Código CVM Tipo sociedade País sede UF sede Município sede Descrição das atividades desenvolvidas Exercício social Valor contábil - variação % Valor mercado - variação % Montante de dividendos recebidos (Reais) Valor mercado Data Valor (Reais) Participação do emisor (%) 31/12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/ ,89 31/12/2012 0, , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Companhia Energética do Jari - CEJA / Controlada Brasil SP São Paulo Geração de energia elétrica 100, Valor mercado 31/12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/2013 0,00 31/12/2012 0, , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Costa Rica Energética Ltda / Controlada Brasil MS Costa Rica Geradora de Energia Elétrica 51, Valor mercado 31/12/2013-9, , ,64 Valor contábil 31/12/ ,31 31/12/2012-0, , ,00 31/12/2011 1, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos ECE Participações S.A / Controlada Brasil PA Almerim - Laranjal do Jari Geradora de energia elétrica 100, Valor mercado 31/12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/2013 0,00 31/12/2012 0, , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação PÁGINA: 185 de 404

192 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades Razão social CNPJ Código CVM Tipo sociedade País sede UF sede Município sede Descrição das atividades desenvolvidas Exercício social Valor contábil - variação % Valor mercado - variação % Rentabilidade dos investimentos Montante de dividendos recebidos (Reais) Data Valor (Reais) Participação do emisor (%) EDP-GRID Gestão de Redes Inteligentes de Distribuição S.A / Controlada Brasil ES Serra Serviços de engenharia 100, Valor mercado 31/12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/ ,70 31/12/ , , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos EDP Comercialização e Serviços de Energia Ltda / Controlada Brasil SP São Paulo Comércio atacadista de energia elétrica 100, Valor mercado 31/12/2013 5, , ,97 Valor contábil 31/12/ ,50 31/12/ , , ,00 31/12/ , , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade de investimentos EDP Renováveis do Brasil S.A / Coligada Brasil SP São Paulo Geradora de Energia Elétrica 45, Valor mercado 31/12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/ ,36 31/12/ , , ,00 31/12/2011-0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Elebras Projetos S.A / Coligada Brasil RS Palmares do Sul Geração de Energia Elétrica 45, Valor mercado PÁGINA: 186 de 404

193 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades Razão social CNPJ Código CVM Tipo sociedade País sede UF sede Município sede Descrição das atividades desenvolvidas Exercício social Valor contábil - variação % Valor mercado - variação % Montante de dividendos recebidos (Reais) 31/12/ , , ,00 Valor contábil 31/12/ ,55 Data Valor (Reais) Participação do emisor (%) 31/12/ , , ,00 31/12/ , , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A / Controlada Brasil AP Ferreira Gomes Geradora de energia elétrica 100, Valor mercado 31/12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/2013 0,00 31/12/2012 0, , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Enercouto S.A / Controlada Brasil MT Santa Rita do Araguaia/ Alto Araguaia Valor mercado Geração de energia elétrica 100, /12/2013-2, , ,00 Valor contábil 31/12/ ,03 31/12/2012 5, , ,00 31/12/2011-3, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Energest S.A / Controlada Brasil ES Baixo Guandu Holdings de instituições não-financeiras e geração de energia elérica Valor mercado 100, /12/2013 8, , ,63 Valor contábil 31/12/ ,95 31/12/2012-3, , ,00 31/12/ , , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação PÁGINA: 187 de 404

194 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades Razão social CNPJ Código CVM Tipo sociedade País sede UF sede Município sede Descrição das atividades desenvolvidas Exercício social Valor contábil - variação % Valor mercado - variação % Rentabilidade dos investimentos Montante de dividendos recebidos (Reais) Data Valor (Reais) Participação do emisor (%) Enerpeixe S.A / Controlada Brasil TO Peixe/ São Salvador Geração de energia elétrica 60, Valor mercado 31/12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/ ,60 31/12/2012-0, , ,00 31/12/2011 9, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA / Controlada Brasil ES Serra Distribuição de energia elétrica 100, Valor mercado 31/12/2013 0,00 31/12/2013 8, , ,00 Valor contábil 31/12/ ,32 31/12/ , , ,00 31/12/ , , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Evrecy Participações Ltda / Controlada Brasil SP São Paulo Transmissora de Energia Elétrica 100, Valor mercado 31/12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/2013 0,00 31/12/2012 0, , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Investco S.A / Controlada Brasil TO Palmas Geração de energia elétrica 40, Valor mercado 31/12/2013 0,00 31/12/2013 0, , ,67 Valor contábil 31/12/ ,19 PÁGINA: 188 de 404

195 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades Razão social CNPJ Código CVM Tipo sociedade País sede UF sede Município sede Descrição das atividades desenvolvidas Exercício social Valor contábil - variação % Valor mercado - variação % Montante de dividendos recebidos (Reais) 31/12/2012 2, , ,22 Data Valor (Reais) Participação do emisor (%) 31/12/2011 6, , ,60 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Lajeado Energia S.A / Controlada Brasil TO Palmas/ Miracema do Tocantins Valor mercado Geração de energia elétrica 55, /12/ , , ,57 Valor contábil 31/12/ ,31 31/12/ , , ,00 31/12/2011-3, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade de investimentos Mabe Construção e Administração de Projetos LTDA / Coligada Brasil CE Fortaleza Construção de estações e redes de distribuição de energia elétrica Valor mercado 50, /12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/2013 0,00 31/12/2012 0, , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Pantanal Energética Ltda / Controlada Brasil MS Costa Rica Geradora de Energia Elétrica 100, Valor mercado 31/12/ , , ,79 Valor contábil 31/12/ ,75 31/12/2012 5, , ,95 31/12/ , , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos PÁGINA: 189 de 404

196 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades Razão social CNPJ Código CVM Tipo sociedade País sede UF sede Município sede Descrição das atividades desenvolvidas Exercício social Valor contábil - variação % Valor mercado - variação % Porto do Pecém Geração de Energia S.A / Coligada Brasil CE São Gonçalo do Amarante Geradora de energia elétrica 50, /12/2013-5, , ,00 Valor contábil 31/12/ ,10 31/12/ , , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Montante de dividendos recebidos (Reais) 31/12/ , , ,00 Valor mercado Data Valor (Reais) Participação do emisor (%) Porto do Pecém Operação e Manutenção de Geração Elétrica S.A / Coligada Brasil CE São Gonçalo do Amarante Manutenção de geração elétrica 50, Valor mercado 31/12/ , , ,00 Valor contábil 31/12/ ,26 31/12/ , , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A / Coligada Brasil CE São Gonçalo do Amarante Transporte de minérios 50, Valor mercado 31/12/ , , ,00 Valor contábil 31/12/ ,23 31/12/ , , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimento Resende Engenharia e Assessoria LTDA / Controlada Brasil SP São Paulo Serviços de engenharia 100, Valor mercado PÁGINA: 190 de 404

197 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades Razão social CNPJ Código CVM Tipo sociedade País sede UF sede Município sede Descrição das atividades desenvolvidas Exercício social Valor contábil - variação % Valor mercado - variação % Montante de dividendos recebidos (Reais) 31/12/2013-0, , ,00 Valor contábil 31/12/ ,24 Data Valor (Reais) Participação do emisor (%) 31/12/ , , ,00 31/12/ , , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Santa Fé Energia S/A / Controlada Brasil ES Alegre Geradora de Energia Elétrica 100, Valor mercado 31/12/2013 0, , ,18 Valor contábil 31/12/ ,75 31/12/2012 2, , ,04 31/12/2011 8, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos Terra Verde Bioenergia Participações S.A / Controlada Brasil MS Nova Andradina Outras sociedades de participação, exceto holdings Valor mercado 100, /12/2013 0, , ,00 Valor contábil 31/12/ ,39 31/12/2012 2, , ,00 31/12/2011 0, , ,00 Razões para aquisição e manutenção de tal participação Rentabilidade dos investimentos PÁGINA: 191 de 404

198 9.2 - Outras informações relevantes 9.2. Outras informações que a Companhia julga relevantes Breve comentário sobre a Marca EDP no Brasil e no mundo Em Julho de 2011 a marca EDP entrou numa nova fase da sua história para representar um Grupo Empresarial que, com orgulho olha, sobretudo, para o futuro. Nesse sentido, foi lançada uma nova marca que conta histórias, comunica de forma clara, envolve pessoas, aproxima países, projeta valores, transmite emoções e inova todos os dias. Na essência da nova marca utilizada pelo Grupo EDP estão três valores principais: Humanização, Sustentabilidade e Inovação. Estas são características duradouras que permanecem atemporais e verdadeiras, independentemente de quaisquer inovações de produto ou alterações competitivas elas ajudam a dar forma à marca e orienta nossa forma de comunicar. Abaixo segue descrição de nossos valores: Humanização: Acima de tudo, somos uma marca que depende e está intimamente ligada às pessoas. Construímos relações sólidas e genuínas, envolvendo os nossos clientes, parceiros e as comunidades que servimos. A EDP é uma marca transparente e aberta, com um forte compromisso de satisfação das necessidades individuais e na procura do bem-estar social. Sustentabilidade: A EDP está fortemente comprometida com uma abordagem ambientalmente consciente em todos os processos e com a manutenção de práticas de negócio sustentáveis, transversais a toda a organização. Nós acreditamos que o futuro pertence não só a quem tem uma perspectiva responsável sobre o planeta, mas também a quem proporciona essa capacidade a outras pessoas. Também investimos na sociedade e na cultura procurando apoiar causas sociais em que acreditamos melhorar questões sociais como a pobreza e a educação infantil, e por fim providenciar assistência a instituições sociais e culturais. Inovação: A nossa marca orienta-se pela excelência e dedica-se a uma inovação constante, em todos os níveis da organização. A EDP esforça-se por ser um grupo com uma postura positiva e criativa, do qual se podem esperar soluções tecnicamente avançadas e tecnologias direcionadas para o futuro. Não possuímos nenhuma licença, franquia, nem tampouco celebramos contratos de transferência de tecnologia. Considerações a cercados itens pertinentes ao Item 9 Item 9.1.a Ativos imobilizados Descrição do bem do ativo Imobilizado Neste item destacamos as usinas de propriedade do Grupo EDP, dentro da proporcionalidade em que participamos nos investimentos, conforme descrito no item 8.1.(b) deste relatório. Ressaltamos que as usinas UHE Santo Antônio do Jarí, UHE Cachoeira Caldeirão, UHE São Manoel e as centrais eólicas Baixa do Feijão I, II, III e IV estão em fase de construção. Item 9.1.b Patentes, Marca e Licenças Contratos de transferência de tecnologia Os domínios detidos por nós e pelas demais empresas do nosso grupo foram listadas como contratos de transferência de tecnologia uma vez que o sistema Empresas.Net não possui uma categoria específica para domínios no campo tipo de ativo. Os contratos de domínio são válidos por 3 anos e mensalmente são reavaliados para manutenção ou cancelamento das assinaturas com base nas necessidades do negócio e de novos desenvolvimentos tecnológicos. Baseado neste procedimento está mitigado o risco de cancelamento indevido dos domínios do PÁGINA: 192 de 404

199 9.2 - Outras informações relevantes Grupo EDP Energias do Brasil S.A. Eventos que podem causar a perda dos direitos A perda dos direitos relativos a tais ativos está relacionada à: (i) falta de pagamento da manutenção do domínio; (ii) constatação, no ato do registro ou posteriormente, da utilização de CNPJ, CPF, razão social ou nome falso, inválido, incorreto ou desatualizado; (iii) não atendimento, em tempo hábil, da apresentação de documentos; (iv) pedido de registro formulado por detentor de pedido de marca ou marca registrada relacionada ao domínio, com direito de preferência ao antigo titular do domínio em caso de disputa entre detentores de pedidos de marcas ou marcas registradas de classes diferentes; e (v) por ordem judicial; ou expressa solicitação do requerente do registro do domínio. Consequência da perda dos direitos Não há como quantificar o impacto. Em caso de perda do nome de domínio, deveremos cessar a utilização do nome de domínio. Marcas Eventos que podem causar a perda dos direitos Os pedidos de registro ainda não concedidos pelo INPI podem ser indeferidos. Os registros de marca já concedidos podem ser contestados, como por exemplo, por meio de processos de nulidade, na hipótese de um registro ter sido concedido em desacordo com a Lei 9.279/96 ou, ainda, através de requerimentos de caducidade, parcial ou total, na hipótese da marca não estar sendo utilizada tal e qual concedida e para assinalar todos os produtos ou serviços contidos no certificado de registro. No âmbito judicial, embora a Companhia seja titular do registro de diversas de suas marcas, não é possível assegurar que terceiros não venham a alegar que a Companhia está violando seus direitos de propriedade intelectual e eventualmente obtenham alguma vitória. A manutenção dos registros de marcas é realizada através do pagamento periódico de retribuições ao INPI. O pagamento das devidas taxas é imprescindível para evitar a extinção dos registros e a consequente cessação dos direitos do titular. Consequência da perda dos direitos Não há como quantificar o impacto. A perda dos direitos sobre as marcas implica a impossibilidade de impedir terceiros de utilizar marcas idênticas ou semelhantes para assinalar, inclusive, serviços ou produtos concorrentes, uma vez que o titular deixa de deter o direito de uso exclusivo sobre o sinal. Existe ainda, a possibilidade do titular sofrer demandas judiciais na esfera penal e cível, por uso indevido em caso de violação de direitos de terceiros podendo resultar na impossibilidade de utilizar as marcas na condução de suas atividades. Concessões Decidimos por não incluir nossas "Concessões" no quadro 9.1 (b), pois pode não ser possível inserir todas as informações que julgamos relevantes para este assunto. Conforme descrito na tabela constante do item 7.5 (a), possuímos concessões, autorizações e registros. Caso incluíssemos apenas as "concessões" no quadro 9.1 (b), estaríamos deixando de tratar de algumas das nossas PCHs, UHEs, térmica e eólicas que funcionam com base em autorizações e registros, e que, ao nosso entender, devem ser analisadas em conjunto com as nossas concessões. Por outro lado, não teríamos como incluir nossas autorizações e registros no quadro 9.1 (b), exceto se as classificássemos erroneamente como "Concessões". PÁGINA: 193 de 404

200 9.2 - Outras informações relevantes Definimos a seguir os diferentes tipos de outorga que temos: (i) Concessão: Delegação do uso de bem público ou prestação de serviço público de energia elétrica, mediante licitação; (ii) Autorização: Determinação do Poder Concedente, sem licitação, para empresa estabelecer-se como agente de atividade regulada, neste caso geração de energia elétrica e (iii) Registro: Determinação do Poder Concedente, sem licitação, para a empresa estabelecer-se como agente de atividade regulada, porém de forma precária. Item 9.1.c Participação em sociedades No item 9.1. c as Companhias com registro na CVM (Bandeirante, Escelsa e Investco) não possuem ações negociadas em mercados organizados de valores mobiliários. Sendo assim não informamos o Valor de Mercado na data base de assim como não apresentamos a variação do valor de mercado nos anos comparativos. Além dos ativos descritos nos itens 9.1 (a), (b) e (c) e da tabela de concessões, autorizações e permissões inserida no item 7.5 (a) não há outros bens relevantes do ativo não-circulante a serem mencionados. As empresas Porto do Pecém Geração de Energia S.A., Porto do Pecém Operação e Manutenção de Geração Elétrica S.A. e Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A. são empresas Controladas em Conjunto, conforme descrito no Item 8.1 (e) deste Formulário de Referência. As empresas Companhia Energética do Jari CEJA, ECE Participações S.A. e Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. deixaram de apresentar o seu valor contábil em 31/12/2013 uma vez que estão classificadas nas Demonstrações Financeiras da Companhia como Ativos não-circulantes mantidos para a venda devido à alienação de 50% da sua participação acionária. Após a conclusão do processo de alienação, que está pendente de aprovação de diversos órgãos, a participação remanescente de 50% voltará a ser considerada como Participações Societárias. PÁGINA: 194 de 404

201 Condições financeiras e patrimoniais gerais Comentários dos nossos Diretores sobre: (em milhares de reais, exceto quando indicado) Comentários dos Diretores da EDPBR sobre: a. condições financeiras e patrimoniais gerais Somos uma holding detentora de um portfólio diversificado e integrado de sociedades que atuam nas áreas de geração, distribuição e comercialização de energia elétrica no mercado brasileiro. Nossa receita operacional líquida no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 foi 9,9% maior do que a nossa receita operacional líquida no exercício de 2012, passando de R$6.454,5 milhões para R$7.096,5 milhões. No período de 12 meses findo em 31 de dezembro de 2012, nossa receita operacional líquida no exercício social encerrado foi 13,1% maior do que a nossa receita operacional líquida no exercício de 2011, que foi de R$5.705,4 milhões. Nossos ativos de distribuição, comercialização e geração responderam, respectivamente, por 58,0%, 18,4% e 23,6% da nossa receita líquida em 2013 desconsiderando eliminações. Em 2012, responderam da seguinte maneira: 61,9% da distribuição, 19,2% da geração e 18,8% da comercialização. Nosso lucro líquido no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, ajustado das participações dos não controladores, foi de R$ 375,8 milhões, enquanto que em 2012 foi de R$343,5 milhões, comparado a um lucro líquido, sendo de R$492,4 milhões no exercício de Nossos diretores entendem que possuímos liquidez satisfatória, com nosso capital circulante líquido de R$108,9 milhões em 31 de dezembro de 2013, consequência da situação temporal que vivem as distribuidoras não só do grupo EDP como também as de todo o Brasil, em virtude dos custos adicionais com a compra de energia principalmente de origem térmica que possui custo maior do que as fontes usuais (hídricas). O impacto das distribuidoras foi atenuado por recebimento de recursos da CDE, além da venda de participação de 50% nos empreendimentos de Cachoeira Caldeirão e Santo Antônio do Jari, informados com mais detalhes no item Nossos índices de liquidez corrente de 1,02 em 31 de dezembro de 2013 e 0,87 em 31 de dezembro de 2012 refletem esse movimento. O capital circulante líquido corresponde à diferença entre o ativo circulante e o passivo circulante e o índice de liquidez corrente ao índice obtido pela divisão do ativo circulante pelo passivo circulante, representando condições adequadas para cumprir as nossas obrigações operacionais de curto prazo. Nossos Diretores acreditam que nossas condições financeiras e patrimoniais são suficientes para mantermos nosso plano de negócios, desenvolvermos nossas atividades e cumprirmos com nossas obrigações de curto e médio prazo. b. estrutura de capital e possibilidade de resgate de ações ou quotas, indicando: (i) hipóteses de resgate; (ii) fórmula de cálculo do valor de resgate Segue abaixo, quadros resumos com os principais indicadores que compõem nossa dívida líquida e estrutura de capital: PÁGINA: 195 de 404

202 Condições financeiras e patrimoniais gerais Endividamento Total (R$ mil) Empréstimos e Financiamentos de Curto Prazo Debêntures de Curto Prazo Empréstimos e Financiamentos de Longo Prazo Debêntures de Longo Prazo Total do Endividamento Patrimônio Líquido* Índice de Endividamento Total sobre Endividamento Total mais Patrimônio Líquido 34,8% 41,0% 41,6% Disponibilidades Endividamento Líquido Endividamento Líquido sobre Patrimônio Líquido 35,3% 56,6% 51,1% Participação do Capital Capital Próprio 46,1% 41,0% 36,7% Capital de Terceiros 53,9% 59,0% 63,3% 100,0% 100,0% 100,0% * Correspondente ao Patrimônio Líquido não considerando a participação dos não controladores Nosso capital social é de R$3.182,7 milhões, representado por ações ordinárias, todas nominativas e sem valor nominal, totalmente subscrito e integralizado. O nosso Conselho de Administração está autorizado a aumentar o capital social até o limite de (duzentos milhões) de ações ordinárias, independentemente de reforma estatutária. Nosso capital social não sofreu alteração nos últimos 3 exercícios sociais. Nosso estatuto social não prevê hipóteses de resgate das ações de emissão da EDPBR ou uma fórmula de cálculo do valor de resgate, devendo ser observadas as disposições da Lei das Sociedades por Ações. Não houve nenhum resgate de ações e não existe qualquer intenção para realização de tal evento. c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos Nossos Diretores acreditam que estamos em nível confortável de alavancagem. Nossa dívida bruta consolidada, que considera a Dívida Total do Grupo, que totalizou R$ 3.259,4 milhões em dezembro de 2013 e R$ 3.088,5 milhões em dezembro Para dezembro de 2013 não foram consolidadas as dívidas da UHE Jari (R$ 900,5 milhões) e UHE Cachoeira Caldeirão (R$ 659,7 milhões). Nossa dívida líquida considera nossa dívida bruta, conforme definida no item 10.1(b), menos a rubrica de Disponibilidades, composta por Caixa e Equivalentes de Caixa. A dívida líquida consolidada atingiu R$ 2.335,3 milhões em 2013 e R$ 2.517,2 milhões em dezembro Em dezembro de 2013 não foram consolidados os empreendimentos UHE Jari e UHE Cachoeira Caldeirão as disponibilidades somaram em R$502,8 milhões em Assim, a relação dívida líquida/ebitda encerrou o ano em 1,41 vezes, 1,77 vezes em dezembro de 2012 e 1,05 vezes em dezembro de 2011, o que é considerado pelos nossos Diretores como sendo ainda um nível confortável de alavancagem. Em 31 de dezembro de 2013, as controladas se encontram em pleno atendimento de todas as cláusulas restritivas ( covenants ) previstas nos respectivos contratos. Somos avaliados pelas agências de classificação de risco (ratings) Moody s e Standard & Poors. PÁGINA: 196 de 404

203 Condições financeiras e patrimoniais gerais Segue abaixo os ratings da EDP Energias do Brasil e de suas distribuidoras: d. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes utilizadas A Companhia capta recursos por meio de contratos financeiros principalmente para fins de capital de giro e financiamento de seus investimentos. Os contratos financeiros celebrados possuem cláusulas usuais de rescisão e vencimento antecipado, inclusive determinadas covenants financeiras que impõem à Companhia obrigações relacionadas à manutenção do equilíbrio financeiro. Para financiamento de capital de giro e investimentos em projetos de geração de energia elétrica, a EDPBR realizou duas emissões de debêntures entre 2012 e 2013 totalizando R$ 950 milhões, conforme descritas abaixo. Em 28 de agosto de 2012, a EDPBR realizou sua primeira emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, com garantia fidejussória, em série única, para distribuição pública com esforços restritos. Foi emitido o total de (quarenta e cinco mil) debêntures, de valor nominal unitário de R$ 10 mil, com subscrição integral no valor de R$ 450 milhões com vigência até 28 de fevereiro de 2014 e pagamento de juros remuneratório na data de vencimento. A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures, incidem juros remuneratórios correspondentes a 105,0% do CDI. Em 11 de abril de 2013, a EDPBR realizou a segunda emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, com garantia fidejussória, em série única, para distribuição pública com esforços restritos. Foi emitido o total de (cinquenta mil) debêntures, de valor nominal unitário de R$ 10 mil, com subscrição integral no valor de R$ 500 milhões com vigência até 11 de abril de 2016, com amortizações em duas parcelas iguais em abril de 2015 e no vencimento, sendo o pagamento de juros remuneratório semestral. A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures, incidem juros remuneratórios correspondentes a 0,55% acima do CDI. Dentre os contratos de financiamento, destacam-se o contrato de abertura de limite de crédito ( CALC ) celebrado com o Banco Nacional do Desenvolvimento ( BNDES ) em 2009, no montante de R$900 milhões. Serão utilizados os recursos desse CALC primordialmente para financiamento dos investimentos de nossas distribuidoras (EDP Bandeirante e EDP Escelsa), bem PÁGINA: 197 de 404

204 Condições financeiras e patrimoniais gerais como para construção de Pequenas Centrais Hidrelétricas ( PCHs ) e para repotenciação de usinas existentes. Para o investimento na construção da UHE Santo Antônio do Jari ( UHE JARI ), operação descrita com mais detalhes no quadro 6.5, a ECE possui um limite de crédito de R$360 milhões junto ao Banco do Brasil, onde possui R$305 milhões em saldo remanescente da Cédula de Crédito Bancário. Essa linha serve como empréstimo ponte para implementação da Usina. Em dezembro de 2012, foi assinado o contrato de financiamento de longo prazo para a UHE Santo Antônio do Jari com o BNDES. O financiamento totaliza R$ 736,8 milhões, com prazo de 18,5 anos sendo 16 anos para amortização e carência para início de pagamento até 15 de junho de 2015, com taxa de juros de TJLP + 1,86% a.a. No final de dezembro de 2012, foi efetuado o primeiro desembolso no total de R$ 300,0 milhões, que foi utilizado para a liquidação do empréstimo ponte contatado junto ao Banco do Brasil. Para a aquisição da ECE Participações, a CEJA, atual denominação de Ipueiras Energia S.A., contratou linha de crédito em 11 de outubro de 2011 no valor de R$300 milhões, com vencimento para 45 dias, a taxas de 110,5% e 113,0% do CDI. O financiamento foi liquidado em 21 de novembro de Em 24 de outubro de 2011, a CEJA realizou a primeira emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, com garantia fidejussória, em série única, para distribuição pública com esforços restritos. Foi emitido o total de 300 (trezentas) debêntures, de valor nominal unitário de R$ 1 milhão, com subscrição integral no valor total de R$ 300 milhões com vigência até 11 de outubro de 2013, pagamento de juros remuneratórios na data de vencimento. A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures, incidem juros remuneratórios correspondentes a 110,50% do CDI. Em 7 de outubro de 2013, a CEJA realizou a sua 2ª emissão de debêntures simples no valor total de R$ O objetivo da emissão foi para o alongamento do perfil da dívida. A operação foi fechada ao custo de 113,6% do CDI, com pagamento de juros semestrais e amortizações em três parcelas nos meses de outubro de 2016, 2017 e A EDP - Energias do Brasil é fiadora da operação. e. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes que pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez As necessidades de financiamento de CAPEX de manutenção estão asseguradas pelas linhas pré-aprovadas do BNDES e do Banco Europeu de Investimento ( BEI ), além da geração própria de caixa. Nossos Diretores acreditam que em função de nossa geração de caixa, não precisamos utilizar de forma recorrente linhas de financiamento para a cobertura de nossas necessidades de capital de giro, além do que é necessário para financiar nosso CAPEX de manutenção. A necessidade por eventual captação fora destas linhas é, em geral, para alongar o perfil de endividamento e manter os níveis de alavancagem que, de acordo com nossos Diretores, são adequados tanto para nossos acionistas quanto para nossos credores. Caso nossa capacidade de geração de caixa não seja suficiente para cobrir eventuais deficiências de liquidez, nossos Diretores acreditam que conseguiremos saná-las por meio de novas linhas de financiamento. Na contratação de novos financiamentos, nossos Diretores buscam analisar as opções disponíveis naquele momento, considerando das condições de mercado e almejando sempre o prazo médio máximo para taxas de juros condizentes. f. níveis de endividamento e as características de tais dívidas Nossos Diretores acreditam que nosso nível de endividamento vem se mantendo em um patamar condizente com nosso fluxo de caixa. No entendimento de nossos Diretores, a composição do nosso endividamento também demonstra a boa saúde financeira do grupo. O prazo médio de nossa Dívida Bruta em dezembro de 2013 era de 2,45 anos, frente a 2,73 anos em dezembro de Nossa Dívida Bruta é preponderantemente atrelada aos indexadores TJLP e CDI, que representavam, PÁGINA: 198 de 404

205 Moeda estrangeira BEI - Banco Europeu de Investimento (-) BEI - Custo da transação Empresa EDP Bandeirante EDP Bandeirante Valor contratado Data da contratação Valor liberado EUR /02/2012 EUR (110) 17/02/2012 (110) BEI - Banco Europeu de Investimento EDP Escelsa EUR /02/2012 EUR Moeda nacional Banco do Brasil e Santander - Cédula de Crédito Bancário Banco do Brasil - Nota de Crédito Comercial BNDES - BB/CALC EDP Bandeirante EDP Bandeirante EDP Bandeirante /12/ /06/ /01/ BNDES - BB/CALC EDP Escelsa /01/ (-) BNDES -CALC - Custos de transação EDP Escelsa (205) 29/01/2009 (205) Eletrobrás LPT - ECFS 106/05 EDP Escelsa /11/ Eletrobrás LPT - ECFS 181/07 EDP Escelsa /06/ Banco do Brasil e Santander - Cédula de Crédito Bancário EDP Escelsa /02/ Banco do Brasil - Nota de Crédito Comercial EDP Escelsa /06/ Banco do Brasil - Nota de Crédito Comercial EDP Escelsa /05/ (-) Banco do Brasil - Nota de Crédito Comercial - Custos de Transação Vigência do contrato Finalidade Covenants Custo da dívida Forma de pagamento Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante 19/02/2012 a 17/02/ /02/2012 a 17/02/ /02/2012 a 17/02/ /06/2007 a 05/12/ /06/2011 a 06/06/ /02/2010 a 17/06/ /02/2010 a 15/05/ /02/2010 a 15/05/ /05/2008 a 30/04/ /04/2010 a 30/04/ /08/2007 a 10/02/ /11/2010 a 29/05/ /05/2011 a 9/05/2014 Ampliação e reforço da rede elétrica da área de distribuição da Bandeirante, para manutenção e melhoria da qualidade do abastecimento e para a redução das perdas no sistema. Dívida bruta em relação ao EBITDA menor ou igual a 3,5. Libor + 1,2750% a.a. 0,00 0,00 0,00 Ampliação e reforço da rede elétrica da área de distribuição da Escelsa, para manutenção e melhoria da qualidade do abastecimento e para a redução das perdas no sistema. Capital de Giro Dívida bruta em relação ao EBITDA menor ou igual a 3,5. Dívida bruta em relação ao EBITDA menor ou igual a 3,5. Libor + 1,2750% a.a. 105% do CDI Capital de Giro 0,00 100% do CDI Programas de investimentos nos segmentos de geração, distrbuição e transmissão de energia elétrica. Programas de investimentos nos segmentos de geração, distrbuição e transmissão de energia elétrica. Dívida bruta em relação ao EBITDA menor ou igual a 3,5. Dívida bruta em relação ao EBITDA menor ou igual a 3,5. 4,5% a.a. e de 1,81% a 3,32% a.a. acima da TJLP 4,5% a.a. e de 1,81% a 3,32% a.a. acima da TJLP 0,00 0,00 0,00 Principal no final do contrato e Juros semestral Amortização mensal do custo de transação Principal no final do contrato e Juros semestral Principal anual e Juros semestral Principal e juros em parcela única no final (75) (75) - (93) (93) Principal e juros mensal Principal e juros mensal Amortização mensal do custo de transação (22) (22) (44) (30) (45) (75) Programa Luz para Todos 0,00 5% a.a. + 1,5% a.a (tx.adm.) Principal e juros mensal Programa Luz para Todos 0,00 5% a.a. + 1,5% a.a (tx.adm.) Principal e juros mensal Capital de Giro Capital de Giro Dívida bruta em relação ao EBITDA menor ou igual a 3,5. Dívida bruta em relação ao EBITDA menor ou igual a 3,5. 105% do CDI 100% do CDI Capital de Giro 0,00 100% do CDI Principal anual e Juros semestral Principal e juros em parcela única no final Principal e juros em parcela única no final EDP Escelsa (2.025) 24/06/2010 (2.025) 29/05/2015 0,00 0,00 0,00 Custo (392) (517) (909) Banco do Brasil - Cédula de Crédito Bancário EDP Escelsa /10/ Banco do Brasil - Cédula de Crédito Bancário 21/ EDP Escelsa /02/ (-) Custo de transação EDP Escelsa /02/ Banco do Brasil - Cédula de Crédito Bancário Energest /02/ /10/2012 a 24/09/ /02/2013 a 03/02/ /02/2013 a 03/02/ /02/2011 a 20/02/2015 Financiamento para comercialização de energia elétrica para a atividade agropecuária. 0,00 98,5% do CDI Capital de Giro 0, % e 98,5% do CDI Implantação da pequena central hidrelétrica Santa Fé. Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 0,00 0,00 0,00 Dívida bruta em relação ao EBITDA menor ou igual a 3,5. 106,6% do CDI Principal ao final do contrato e juros semestrais Principal e juros em parcela única ao final do contrato Amortização mensal do custo de transação Principal anual e Juros semestral Consolidado 31/12/ /12/2012 Encargos e Principal Encargos e Principal Total (718) (718) Formulário de Referência EDP ENERGIAS DO BRASIL S/A Versão : Condições financeiras e patrimoniais gerais respectivamente, 14% e 80% de nossa Dívida Bruta em dezembro de 2013 e 29,1% e 63,4% de nossa Dívida Bruta em dezembro de 2012, coerente com a estratégia do grupo. (i) contratos de empréstimo e financiamento A tabela abaixo apresenta todas as características de nossos contratos financeiros relevantes nos períodos indicados: PÁGINA: 199 de 404

206 Empresa Valor contratado Data da contratação Valor liberado BNDES Enerpeixe /05/ Banco Itaú Enerpeixe /05/ Bradesco Enerpeixe /05/ Banco Itaú Enerpeixe /05/ Banco do Brasil Enerpeixe /05/ BNDES - Banco do Brasil Santa Fé /05/ Vigência do contrato Finalidade Covenants Custo da dívida Forma de pagamento Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante 17/03/2008 a 15/01/ /03/2008 a 15/01/ /03/2008 a 15/01/ /03/2008 a 15/01/ /03/2008 a 15/01/ /04/2010 a 15/02/2024 Implantação da Usina Hidrelétrica Peixe Angelical. Implantação da Usina Hidrelétrica Peixe Angelical. Implantação da Usina Hidrelétrica Peixe Angelical. Implantação da Usina Hidrelétrica Peixe Angelical. Implantação da Usina Hidrelétrica Peixe Angelical. Implantação da pequena central hidrelétrica Santa Fé i. Índice de Cobertura do Serviço da Dívida maior ou igual a 1,3. ii. Restrição de pagamento de dividendos. i. Índice de Cobertura do Serviço da Dívida maior ou igual a 1,3. ii. Restrição de pagamento de dividendos. i. Índice de Cobertura do Serviço da Dívida maior ou igual a 1,3. ii. Restrição de pagamento de dividendos. i. Índice de Cobertura do Serviço da Dívida maior ou igual a 1,3. ii. Restrição de pagamento de dividendos. i. Índice de Cobertura do Serviço da Dívida maior ou igual a 1,3. ii. Restrição de pagamento de dividendos. i. Índice de cobertura do serviço da dívida maior ou igual a 1,2. ii. Índice de cobertura de capital próprio maior ou igual a 30%. iii. Restrição de pagamento de Ações recebíveis cumulativa Investco 0,00 0,00 0,00 0,00 Ações preferenciais resgatáveis A, B e C 0,00 8,70% a.a. BNDES (-) BNDES - Custos de Transação Resultados do Swaps Goldman Sachs ECE Participações ECE Participações EDP Bandeirante Goldman Sachs EDP Escelsa /12/ (1.474) 13/12/2012 (1.474) Proteção de VC e taxa de juros da dívida junto ao BEI Proteção de VC e taxa de juros da dívida junto ao BEI 09/02/2012 0,00 09/02/2012 0,00 13/12/2012 a 15/05/ /12/2012 a 15/05/ /02/2012 a 17/02/ /02/2012 a 17/02/2018 Implementação do projeto de construção da UHE Jari. dividendos. i. Índice de Cobertura do Serviço da Dívida maior ou igual a 1,20 durante período de amortização. ii. Índice de Capital Próprio: Patrimônio líquido sobre Ativo total igual ou superior a 25%. 4,5% a.a. acima da TJLP Principal e juros mensal ,5% a.a. acima da TJLP Principal e juros mensal ,5% a.a. acima da TJLP Principal e juros mensal ,5% a.a. acima da TJLP Principal e juros mensal ,5% a.a. acima da TJLP Principal e juros mensal ,90% a.a. acima da TJLP Principal e juros mensal ,86% acima da TJLP 0,00 0,00 0,00 Dividendos anuais e pagamento do principal Principal e Juros mensais a partir de 15/06/2015. Amortização mensal do custo de transação Consolidado 31/12/ /12/2012 Encargos e Principal Encargos e Principal (1.460) (1.460) Hedge frente ao financiamento do BEI. 0,00 93,40% do CDI Juros semestral Hedge frente ao financiamento do BEI. 0,00 93,40% do CDI Juros semestral Total dos Empréstimos e financiamento relevantes Total geral dos empréstimos e financiamentos Total Formulário de Referência EDP ENERGIAS DO BRASIL S/A Versão : Condições financeiras e patrimoniais gerais PÁGINA: 200 de 404

207 Condições financeiras e patrimoniais gerais Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas Consolidado 31/12/ /12/2011 Encargos e Principal Encargos e Principal Valor Data da Vigência Forma de Não Não contratado Empresa contratação Valor liberado do contrato Utilização Covenants Custo da dívida pagamento Circulante circulante Total Circulante circulante Total Moeda estrangeira BID - Banco Interamericano de Porto do USD Índice de cobertura da dívida maior ou Libor + 3% a.a. a 17/10/2007 USD /02/2026 Implantação da usina termelérica Pecém I. Custo Desenvolvimento Pecém igual a 1,30. 3,50% a.a Porto do (-) Custo de Captação - - Implantação da usina termelérica Pecém I. - Custo (1.807) (10.390) (12.197) - (12.503) (12.503) Pecém Ampliação e reforço da rede elétrica da área de Principal no final do 19/02/2012 a distribuição da Bandeirante, para manutenção e Dívida bruta em relação ao EBITDA Libor + 1,2750% BEI - Banco Europeu de Investimento Bandeirante EUR /02/2012 EUR contrato e Juros /02/2018 melhoria da qualidade do abastecimento e para a menor ou igual a 3,5. a.a. semestral redução das perdas no sistema. Amortização 19/02/2012 a (-) BEI - Custo da transação Bandeirante (110) 17/02/2012 (110) - - mensal do custo de - (93) (93) /02/2018 transação Ampliação e reforço da rede elétrica da área de Principal no final do 19/02/2012 a distribuição da Escelsa, para manutenção e Dívida bruta em relação ao EBITDA Libor + 1,2750% BEI - Banco Europeu de Investimento Escelsa EUR /02/2012 EUR contrato e Juros /02/2018 melhoria da qualidade do abastecimento e para a menor ou igual a 3,5. a.a. semestral redução das perdas no sistema Moeda nacional Banco do Brasil e Santander - Cédula 05/06/2007 a Dívida bruta em relação ao EBITDA Principal anual e Bandeirante /12/ Capital de Giro 105% do CDI de Crédito Bancário 05/12/2013 menor ou igual a 3,5. Juros semestral Principal e juros em Banco do Brasil - Nota de Crédito 22/06/2011 a Bandeirante /06/ Capital de Giro - 100% do CDI parcela única no Comercial 06/06/2014 final Programas de investimentos nos segmentos de 4,5% a.a. e de 17/02/2010 a Dívida bruta em relação ao EBITDA Principal e juros BNDES - BB/CALC Bandeirante /01/ geração, distrbuição e transmissão de energia 1,81% a 3,32% /06/2019 menor ou igual a 3,5. mensal elétrica. a.a. acima da TJLP Programas de investimentos nos segmentos de 4,5% a.a. e de 17/02/2010 a Dívida bruta em relação ao EBITDA Principal e juros BNDES - BB/CALC Escelsa /01/ geração, distrbuição e transmissão de energia 1,81% a 3,32% /05/2017 menor ou igual a 3,5. mensal elétrica. a.a. acima da TJLP Amortização (-) BNDES -CALC - Custos de 17/02/2010 a Escelsa (205) 29/01/2009 (205) - - mensal do custo de (30) (45) (75) (37) (75) (112) transação 15/05/2017 transação 30/05/2008 a 5% a.a. + 1,5% Principal e juros Eletrobrás LPT - ECFS 106/05 Escelsa /11/ Programa Luz para Todos /04/2018 a.a (tx.adm.) mensal 30/04/2010 a 5% a.a. + 1,5% Principal e juros Eletrobrás LPT - ECFS 181/07 Escelsa /06/ Programa Luz para Todos /04/2020 a.a (tx.adm.) mensal 30/01/2012 a 5% a.a. + 1,5% Principal e juros Eletrobrás LPT - ECFS 258/09 Escelsa /08/ Programa Luz para Todos /12/2021 a.a (tx.adm.) mensal Banco do Brasil e Santander - Cédula 09/08/2007 a Dívida bruta em relação ao EBITDA Principal anual e Escelsa /02/ Capital de Giro 105% do CDI de Crédito Bancário 10/02/2014 menor ou igual a 3,5. Juros semestral Principal e juros em Banco do Brasil - Nota de Crédito 29/11/2010 a Dívida bruta em relação ao EBITDA Escelsa /06/ Capital de Giro 100% do CDI parcela única no Comercial 29/05/2015 menor ou igual a 3,5. final Principal e juros em Banco do Brasil - Nota de Crédito 27/05/2011 a Escelsa /05/ Capital de Giro - 100% do CDI parcela única no Comercial 9/05/2014 final PÁGINA: 201 de 404

208 Condições financeiras e patrimoniais gerais Consolidado 31/12/ /12/2011 Encargos e Principal Encargos e Principal Valor Não Não Forma de Vigência Data da circulante Total circulante Total Circulante pagamento Circulante do contrato Utilização Covenants Custo da dívida contrata-ção Valor liberado contratado Empresa (-) Banco do Brasil - Nota de Crédito Escelsa (2.025) 24/06/2010 (2.025) 29/05/ Custo (392) (517) (909) (414) (909) (1.323) Comercial - Custos de Transação Principal ao final do Financiamento para comercialização de energia 04/10/2012 a Banco do Brasil - Cédula de Crédito contrato e juros - 98,5% do CDI Escelsa /10/ elétrica para a atividade agropecuária. 24/09/2014 Bancário semestrais Amortização 04/10/2012 a Banco do Brasil - Cédula de Crédito (842) (637) (1.479) mensal do custo de - Escelsa (1.689) 4/10/2012 (1.689) 24/09/2014 Bancário - Custos de Transação transação Principal anual e Dívida bruta em relação ao EBITDA Implantação da pequena central hidrelétrica Santa 20/02/2011 a Banco do Brasil - Cédula de Crédito ,6% do CDI Energest /02/ Juros semestral menor ou igual a 3,5. Fé. 20/02/2015 Bancário Principal ao final do contrato e juros no 12/02/2009 a Capital de Giro - 113,50% do CDI Santander - CDI Energest /02/ momento da 05/03/2012 repactuação i. Índice de Cobertura do Serviço da Principal e juros 4,5% a.a. acima Dívida maior ou igual a 1,3. 17/03/2008 a Implantação da Usina Hidrelétrica Peixe Angelical. BNDES Enerpeixe /05/ mensal da TJLP ii. Restrição de pagamento de 15/01/2016 dividendos. i. Índice de Cobertura do Serviço da Principal e juros 4,5% a.a. acima Dívida maior ou igual a 1,3. 17/03/2008 a Implantação da Usina Hidrelétrica Peixe Angelical. Banco Itaú Enerpeixe /05/ mensal da TJLP ii. Restrição de pagamento de 15/01/2016 dividendos. i. Índice de Cobertura do Serviço da Principal e juros 4,5% a.a. acima Dívida maior ou igual a 1,3. 17/03/2008 a Implantação da Usina Hidrelétrica Peixe Angelical. Bradesco Enerpeixe /05/ mensal da TJLP ii. Restrição de pagamento de 15/01/2016 dividendos. i. Índice de Cobertura do Serviço da Principal e juros 4,5% a.a. acima Dívida maior ou igual a 1,3. 17/03/2008 a Implantação da Usina Hidrelétrica Peixe Angelical. Unibanco Enerpeixe /05/ mensal da TJLP ii. Restrição de pagamento de 15/01/2016 dividendos. i. Índice de Cobertura do Serviço da Principal e juros 4,5% a.a. acima Dívida maior ou igual a 1,3. 17/03/2008 a Implantação da Usina Hidrelétrica Peixe Angelical. Banco do Brasil Enerpeixe /05/ mensal da TJLP ii. Restrição de pagamento de 15/01/2016 dividendos. 2,77% a.a. acima Índice de Cobertura do Serviço da Porto do Custo /06/ Implantação da usina termelérica Pecém I. BNDES da TJLP Dívida maior ou igual a 1,20. Pecém Porto do - 10/06/ Implantação da usina termelérica Pecém I. - Custo (802) (4.842) (5.644) - (6.428) (6.428) (-) Custo de Transação Pecém i. Índice de cobertura do serviço da dívida maior ou igual a 1,2. Principal e juros 1,90% a.a. acima ii. Índice de cobertura de capital Implantação da pequena central hidrelétrica Santa 15/04/2010 a BNDES - Banco do Brasil Santa Fé /05/ mensal da TJLP próprio maior ou igual a 30%. Fé/ES. 15/02/2024 iii. Restrição de pagamento de dividendos. Ajuste a valor presente das ações preferenciais A, - 8,70% a.a. Dividendos anuais Ações recebíveis cumulativa Investco B e C conforme item 19 do CPC 39 i. Indice de Capital Próprio: Patrimônio Líquido sobre Ativo Total igual ou Principal e juros 4,00% a.a. acima Implantação da Usina Hidrelétrica Luis Eduardo 15/01/2001 a superior a 30%. BNDES e outros bancos Investco /09/ mensal da TJLP Magalhães - Lajeado 15/10/2012 ii. Manutenção de caixa mínimo de R$ 3 milhões Principal e juros em Implementação do projeto de construção da UHE 26/10/2011 a ECE Banco do Brasil - Cédula de Crédito parcela única no - 109% do CDI /10/ Jari. 13/10/2013 Participações Bancário final. i. Índice de Cobertura do Serviço da Dívida maior ou igual a 1,20 durante Principal e Juros 1,86% acima da período de amortização. Implementação do projeto de construção da UHE 13/12/2012 a ECE mensais a partir de /12/ BNDES TJLP ii. Indice de Capital Próprio: Patrimônio Jari. 15/05/2031 Participações 15/06/2015. líquido sobre Ativo total igual ou superior a 25%. Amortização 13/12/2012 a ECE - (1.460) (1.460) mensal do custo de (1.474) 13/12/2012 (1.474) (-) BNDES - Custos de Transação 15/05/2031 Participações transação Resultado dos Swaps Porto do - - Hedge frente ao financiamento do BID. - USD 1,8138 MtM Citibank Pecém EUR/USD 1,4040; Porto do MtM EUR/R$ 2,73; - - Hedge frente ao financiamento do BID. - Pactual Pecém USD/R$ 1,9678 Proteção de VC e 19/02/2012 a taxa de Hedge frente ao financiamento do BEI. - 93,40% do CDI Juros semestral /02/ Goldman Sachs Bandeirante 17/02/2018 juros da dívida junto ao BEI Proteção de VC e 19/02/2012 a taxa de Hedge frente ao financiamento do BEI. - 93,40% do CDI Juros semestral /02/ Goldman Sachs Escelsa 17/02/2018 juros da dívida junto ao BEI Total dos Empréstimos e financiamento relevantes Total geral dos empréstimos e financiamentos PÁGINA: 202 de 404

209 Agente Fiduciário Empresa Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários Quantidade de títulos Valor unitário Valor total Data da emissão EDP Escelsa /07/2007 Vigência do contrato Finalidade 02/07/2007 a 02/07/2014 Alongamento da dívida. Pagamento das Senior Notes com vencimento em 15/07/2007. Custo da dívida 105,0% do CDI Forma de pagamento Circulante Circulante Principal anual e juro semestral Não circulante Total Circulante Não circulante Circulante Não circulante Total Circulante Não circulante Circulante 0, , ,00 0, (-) Custos de emissão EDP Escelsa 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Amortização mensal 0,00 (45) 0,00 (45) 0,00 0,00 (136) (45) (181) (227) (181) (408) SLW Corretora de Valores e Câmbio Ltda. (-) Custos de emissão EDP Bandeirante EDP Bandeirante /07/2010 Oliveira Trust Energest /07/2010 a 30/06/2016 Recomposição de caixa ao pagamento de dívidas e ao financiamento de capital de giro. CDI + 1,50% Principal anual e juro semestral ,00 0, ,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Amortização mensal 0,00 (483) (322) (805) (535) 0,00 0,00 (805) (1.340) (535) (1.450) (1.985) 1ª emissão em 23/04/ /04/2012 a 23/04/2017 Alongamento da dívida, financiamento de capital de giro e financiamento de CAPEX. CDI + 0,98% Principal anual a partir de abril/2016 e juro semestral , ,00 0, (-) Custos de emissão Energest 0,00 0,00 (635) 0,00 0,00 0,00 0,00 Amortização mensal 0,00 0,00 (400) (400) 0,00 0,00 0,00 (541) (541) - Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários EDPE ª emissão em 28/08/ /08/2012 a 28/02/2014 Investimentos em ativos de geração de energia 105,0% do CDI Principal e juro em parcela única no final , , , (-) Custos de emissão EDPE 0,00 0,00 (530) 0,00 0,00 0,00 0,00 Amortização mensal 0,00 (58) 0,00 (58) 0,00 0,00 0,00 (412) (412) - Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários EDPE ª emissão em 11/04/ /04/2013 a 11/04/2016 Investimentos gerais pela Companhia CDI + 0,55% Juro semestral e amortização em duas parcelas iguais em abril/15 e abril/ , ,00 0,00 0,00 0, (-) Custos de emissão EDPE 0,00 0,00 (500) 0,00 0,00 0,00 0,00 Amortização mensal 0,00 0,00 (355) (355) 0,00 0,00 0,00 0, Oliveira Trust CEJA ª emissão em 24/10/ /10/2011 a 11/10/2013 Alongamento da dívida. Liquidação das CCBs utilizadas na aquisição da UHE Jari. 110,5% do CDI Principal e juro em parcela única no final 0,00 0,00 0, , , (-) Custos de emissão CEJA 0,00 0,00 (83) 0,00 0,00 0,00 0,00 Amortização mensal 0,00 0,00 0,00-0,00 0,00 (37) 0,00 (37) - Pentágono S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários (-) Custos de emissão Laejado Energia Laejado Energia /11/2013 a 25/11/2019 Pagamento aos acionistas a título de reembolso das ações decorrente da redução de capital social ocorrida em 03/05/2013 CDI + 1,20% Principal anual e juro semestral Encargos Principal 31/12/ /12/ , ,00 0,00 0,00 0, ,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Amortização mensal 0,00 0,00 (3.016) (3.016) 0,00 0,00 0,00 0, Total Consolidado Encargos Principal 31/12/2011 Encargos Principal Não circulante Total Formulário de Referência EDP ENERGIAS DO BRASIL S/A Versão : Condições financeiras e patrimoniais gerais ii) Debêntures PÁGINA: 203 de 404

210 Condições financeiras e patrimoniais gerais (iii) grau de subordinação entre as dívidas Não existe grau de subordinação contratual entre nossas dívidas quirografárias. As nossas dívidas que são garantidas com garantia real contam com as preferências e prerrogativas previstas em lei. (iv) eventuais restrições impostas à EDPBR, em especial, em relação a limites de endividamento e contratação de novas dívidas, à distribuição de dividendos, à alienação de ativos, à emissão de novos valores mobiliários e à alienação de controle societário Na data deste Formulário de Referência, nossas controladas atendiam aos índices estipulados nas covenants financeiras a que estavam sujeitas. O descumprimento de qualquer dessas covenants pode resultar na antecipação do vencimento dos contratos de financiamento das nossas controladas. Nossas controladas Enerpeixe e Santa Fé são partes de contratos de financiamento que incluem covenants que limitam a capacidade dessas companhias de pagarem dividendos: Enerpeixe (i) Por força do contrato de financiamento celebrado com o BNDES em 21 de maio de 2004, a Enerpeixe somente poderá distribuir dividendos em montante superior ao mínimo obrigatório caso obtenha a prévia autorização do BNDES e dos agentes financeiros (Banco do Brasil, Banco Bradesco S/A, Banco Itaú Unibanco S.A.. (ii) Nos termos do Contrato de Suporte dos Acionistas, datado de 21 de maio de 2004, nos comprometemos a somente aceitar ou receber qualquer distribuição de lucros (a título de dividendo ou juros sobre capital próprio) da Enerpeixe: (a) caso o BNDES e o Banco do Brasil tenham sido notificados da intenção de tal distribuição com pelo menos 15 dias de antecedência, e a tenham aprovado expressamente e por escrito; (b) caso não tenha havido nenhum descumprimento sob os termos dos contratos de financiamento com o BNDES; e (c) caso os saldos das aplicações financeiras para reserva do serviço da dívida decorrente dos contratos financeiros com o BNDES estejam conforme exigidos nos contratos. Santa Fé Por força do contrato de financiamento celebrado com o BNDES em 11 de maio de 2009, a Santa Fé somente poderá distribuir dividendos em montante superior ao mínimo obrigatório caso obtenha a prévia autorização do BNDES e do Banco do Brasil. Nossos contratos apresentam cláusulas prevendo rescisão nas seguintes hipóteses. As principais cláusulas dos contratos prevendo rescisão estão descritas abaixo. A totalidade das cláusulas podem ser consultadas nos prospectos das respectivas emissões: (i) descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação prevista na Escritura de Emissão, não sanada no período estipulado pela Escritura de Emissão; (ii) descumprimento, de qualquer obrigação referente ao principal e/ou à remuneração, não sanadas no período estipulado; (iii) cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma relevante de reorganização societária que implique na alienação do controle acionário da Emissora, conforme definido no artigo 116 da Lei das Sociedades por Ações, exceto (i) se a referida alienação for para outra empresa do mesmo grupo econômico da Emissora; ou (ii) tenha sido obtida anuência prévia de Debenturistas titulares de Debêntures que representem 2/3 das Debêntures em Circulação; ou (iii) nas hipóteses de cisão, fusão e incorporação seja assegurado o direito previsto no parágrafo 1º do artigo 231 da Lei nº 6.404; (iv) Aplicável para Bandeirante, Escelsa e Energest: descumprimento pela Emissora da manutenção do índice financeiro de relação Dívida Bruta em relação ao EBITIDA, PÁGINA: 204 de 404

211 Condições financeiras e patrimoniais gerais (v) (vi) (vii) (viii) (ix) (x) (xi) (xii) (xiii) não superior a 3,5 nas datas de apuração, quais sejam 30 de junho e 31 de dezembro de cada ano; pedido de auto-falência; liquidação, dissolução ou decretação de falência; se a Emissora propuser plano de recuperação extrajudicial a qualquer credor ou classe de credores, independentemente de ter sido requerida ou obtida homologação judicial do referido plano; perda da concessão, desde que tal perda possa prejudicar o fiel cumprimento das obrigações; notificação de senteça condenatória final transitada em julgado em ação judicial cujo valor individualmente seja superior a R$ na CEJA, a R$ na Energest, e a R$ na Energias do Brasil, desde que tal sentença possa colocar em risco o fiel cumprimento das obrigações; e aplicável à Bandeirante e à Escelsa: vencimento antecipado ou inadimplemento no pagamento de quaisquer obrigações pecuniárias a que esteja sujeita a Emissora, no mercado local ou internacional em que valor unitário ou cumulativo ultrapasse R$40.000, que possa, de forma comprovada, prejudicar o fiel cumprimento das obrigações da companhia na Escritura de Emissão; aplicável à Bandeirante e à Escelsa: cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma relevante de reorganização societária que implique na alienação do controle acionário da Emissora, conforme definido no artigo 116 da Lei das Sociedades por Ações, exceto (i) se a referida alienação for para outra empresa do mesmo grupo econômico da Emissora; ou (ii) tenha sido obtida anuência prévia de Debenturistas titulares de Debêntures que representem 2/3 das Debêntures em Circulação, ou (iii) nas hipóteses de cisão, fusão e incorporação seja assegurado o diretio previsto no parágrafo 1º do artigo 231 da Lei 6.404/76; aplicável à Bandeirante e à Escelsa: protestos de títulos contra a Emissora, cujo valor unitário ou cumulativo ultrapasse R$ , exceto se (i) o protesto tiver sido efetuado por erro ou má-fé de terceiros, desde que validamente comprovado pela Emissora, (ii) o protesto for cancelado, em qualquer hipótese, ou (iii) se tiver sido apresentada garantia em juízo, aceita pelo Poder Judiciário; e aplicável à Bandeirante e à Escelsa: alienação de controle acionário direto da EDP Energias do Brasil S.A. que acarrete uma redução da classificação de risco (rating) corporativo da Emissora, exceto se a EDP Energias de Portugal S.A., direta ou indiretamente remanescer como detentora do maior número de ações com direito a voto da EDPBR e mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros acionistas, a maioria do Conselho de Administração da EDPBR com direito a voto da EDPBR, ou (ii) tenha sido obtida anuência prévia de Debêntures titulares de Debêntures que representem 2/3 das Debêntures em Circulação. Em 31 de dezembro de 2013, a Companhia e as controladas EDP Bandeirante, EDP Escelsa, Energest e CEJA, encontram-se em pleno atendimento de todas as obrigações previstas no contrato de emissão de debêntures. g. limites de utilização dos financiamentos já contratados Não existiam, em 31 de dezembro de 2013, empréstimos e financiamentos com limites a serem utilizados. h. alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras A discussão a seguir sobre a situação financeira e o resultado das operações da EDPBR reflete o entendimento dos nossos Diretores e deverá ser lida junto com as demonstrações financeiras da EDPBR relativa aos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011, e respectivas notas explicativas, bem como com as informações constantes dos demais itens da Proposta da Administração. PÁGINA: 205 de 404

212 Condições financeiras e patrimoniais gerais Resultados operacionais em 2013 e 2012 A tabela abaixo apresenta os valores relativos à demonstração de resultados consolidada e as variações ocorridas nos períodos apresentados. Ressaltamos que os valores relativos ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 refletem os dados reapresentados das demonstrações financeiras para fins de comparação com as demonstrações financeiras relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, respectivamente, decorrente dos pronunciamentos técnicos emitidos pelo CPC. Demonstração do Resultado do Exercício 31/12/2012 AV (1) 31/12/2013 AV (1) 12/12-12/13 Variação (%) Receita operacional líquida 6.454,5 100,0% 7.096,5 100,0% 9,9% Custo do serviço de energia elétrica Custo com energia elétrica (4.043,7) -62,6% (4.109,5) -57,9% 1,6% Energia elétrica comprada para revenda (3.436,1) -53,2% (3.799,9) -53,5% 10,6% Encargos de uso da rede elétrica (607,6) -9,4% (309,6) -4,4% -49,1% Custo de operação (697,2) -10,8% (806,0) -11,4% 15,6% Pessoal (188,8) -2,9% (217,0) -3,1% 14,9% Materiais e serviços de terceiros (230,2) -3,6% (220,6) -3,1% -4,2% Depreciações e amortizações (271,2) -4,2% (337,9) -4,8% 24,6% Outros custos de operação (7,0) -0,1% (30,5) -0,4% 333,0% Custo do serviço prestado a terceiros (243,5) -3,8% (332,2) -4,7% 36,4% Lucro operacional bruto 1.470,1 22,8% 1.848,8 26,1% 25,8% Despesas operacionais (387,1) -6,0% (595,7) -8,4% 53,9% Despesas com vendas (11,8) -0,2% (52,4) -0,7% 343,4% Despesas gerais e administrativas (291,4) -4,5% (444,6) -6,3% 52,6% Depreciações e amortizações (66,4) -1,0% (64,7) -0,9% -2,6% Outras despesas operacionais (17,5) -0,3% (34,0) -0,5% 94,1% Resultado do serviço 1.083,0 16,8% 1.253,1 17,7% 15,7% Resultado das participações societárias (106,7) -1,7% (140,4) -2,0% 31,6% Receitas financeiras 195,8 3,0% 182,1 2,6% -7,0% Despesas financeiras (393,2) -6,1% (481,2) -6,8% 22,4% Resultado financeiro (197,4) -3,1% (299,1) -4,2% 51,5% Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 778,9 12,1% 813,6 11,5% 4,5% Imposto de renda e contribuição social correntes (146,3) -2,3% (254,0) -3,6% 73,6% Imposto de renda e contribuição social diferidos (97,2) -1,5% (5,5) -0,1% -94,3% Lucro líquido antes da participação minoritária 535,4 8,3% 554,1 7,8% 3,5% Participações dos não controladores (191,9) -3,0% (178,3) -2,5% -7,1% Lucro Líquido do exercício/trimetre 343,5 5,3% 375,8 5,3% 9,4% Lucro por Ação (em Reais) 0,72 0,79 Receita operacional líquida O total da receita operacional líquida verificada no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 atingiu um valor de R$7.096,5, o que representa um aumento de 9,9% em relação ao mesmo período do exercício social anterior, quando o valor foi de R$6.454,5. Os principais determinantes da variação da receita líquida em 2012 foram: Na geração: (i) Principalmente pelo reajuste das tarifas das geradoras e aumento das vendas de energia em contratos de curta duração Na distribuição: (i) Aumento de 2,2% no volume de energia vendida a clientes finais; (ii) Aumento de 6,4% no volume de energia em trânsito no sistema de distribuição (USD); (iii) Aumento de outras receitas operacionais reflexo das subvenções da CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) às distribuidoras, provendo recursos para compensar os descontos para as tarifas de baixa renda, atividade rural, tratamento de água, esgoto, saneamento e irrigantes; (iv) Redução das tarifas de energia das distribuidoras (Lei nº /2013) e redução das tarifas aplicadas nas revisões e reajustes tarifários; e (vi) Aumento de 10,1% no volume de vendas de energia no mercado livre com preços mais altos. Em 2013, as tarifas foram em média 17,3% superiores às de PÁGINA: 206 de 404

213 Condições financeiras e patrimoniais gerais Na comercialização: Aumento de 10,1% no volume de vendas de energia no mercado livre e são reflexo da estratégia de negociações de curto e longo prazo e sazonalização concentrada no primeiro semestre de 2013, no qual a Comercializadora beneficiou-se do incremento médio do PLD no 1T13 (média de R$ 326,3/MWh). Custo com energia elétrica O custo com energia elétrica no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 foi de R$4.109,5, o que representou um aumento de 1,6% em relação ao exercício social anterior, quando o valor foi de R$4.043,7. As principais variações se referem aos custos com aquisição de Energia elétrica comprada para revenda que aumentarem 10,6%, devido ao início de suprimento de energia de dois novos produtos adquiridos nos leilões de energia nova, necessários ao atendimento do crescimento do mercado, ao acréscimo no preço médio da compra de energia, reajustado pela variação do IPCA, ao acréscimo no valor da energia comprada de ITAIPU e ao PLD que permaneceu num patamar elevado, refletindo em maior despacho das usinas térmicas no período. Os custos com Encargos de Uso da Rede Elétrica decresceram 49,1% na comparação com o exercício anterior devido à redução, principalmente os encargos com CDE (redução de 25% em relação ao valor cobrado durante 2012) e CCC (que foi zerada em relação ao ano de 2012), conforme resolução. Custo de operação Os custos de operação no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 foram de R$806,0, o que representa um aumento de 15,6% em relação ao ano anterior, quando o valor foi de R$697,2, devido aos seguintes fatores: Pessoal: Os custos com pessoal aumentaram 14,9%, atingindo R$217,0 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 contra R$188,8 no exercício social anterior, devido: (i) Reajuste salarial de 6,5% em cumprimento ao acordo coletivo, resultando em encargos adicionais sobre folha de pagamento; (ii) Aumento do quadro de pessoal do Grupo, sobretudo, em função da primarização de mão de obra na EDP Bandeirante, EDP Escelsa, Enerpeixe e Energest; (iii) Reestruturação organizacional da Unidade de Negócio da Distribuição; (iv) Efeitos não recorrentes ocorridos no 2T12 e 4T12 referentes ao crédito SAT (Seguro de Acidente de Trabalho) relativo aos anos de e na EDP Escelsa devido a pagamentos a maior em períodos anteriores, que teve impacto positivo em 2012 e impacta na comparação com o ano de Materiais e serviços de terceiros: Os custos com materiais e serviços de terceiros diminuíram 4,2%, atingindo R$220,6 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 contra R$230,2 no exercício social anterior. Na conta materiais, deve-se aos maiores gastos com combustível e material de manutenção de veículos, e no item serviços de terceiros, deve-se, em parte, aos repasses dos reajustes contratuais inferiores aos índices de inflação por parte dos nossos prestadores de serviços, e decréscimo dos gastos com conservação e reparação do sistema elétrico, sobretudo devido à primarização na EDP Bandeirante, com redução das equipes prestadoras de serviço e redução de atividades de manutenção de rede e volume de podas. Depreciações e amortizações: As depreciações e amortizações atingiram R$337,9 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 contra R$271,2 no exercício social anterior, devido à provisão de ajuste de inventário decorrente do levantamento físico executado para atendimento à Resolução Aneel nº 367/2009 (+R$ 33,5 milhões na EDP Bandeirante e +R$ 26,2 milhões na EDP Escelsa). PÁGINA: 207 de 404

214 Condições financeiras e patrimoniais gerais Custo dos serviços prestados a terceiros Principalmente, corresponde à variação dos custos com construção da infraestrutura das distribuidoras. Lucro operacional bruto O lucro operacional bruto teve uma variação de 25,8% no período, atingindo R$1.848,8 em 31 de dezembro de 2013, contra um montante de R$1.470,1 em 31 de dezembro de 2012, em virtude do acima exposto. Despesas operacionais Nossas despesas operacionais aumentaram 53,9%, atingindo R$595,7 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, contra R$387,1 no exercício social anterior, devido aos seguintes fatores: Despesa com vendas: As despesas com vendas aumentaram 343,4%, atingindo R$52,4 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 contra R$11,8 milhões no exercício social anterior, principalmente à reversão de PDD no ano de 2012, em função do acordo entre EDP Comercialização e a Ampla Energia para o fim da disputa judicial entre as companhias referente à sentença arbitral proferida pela Câmara FGV de Conciliação e Arbitragem. Despesas gerais e administrativas: As despesas gerais e administrativas aumentaram 52,6%, atingindo R$ 444,6 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 contra R$ 291,4 no exercício social anterior, devido basicamente à: (i) Reajuste salarial de 6,5% em cumprimento ao acordo coletivo, resultando em encargos adicionais sobre folha de pagamento; (ii) (iii) Apuração do resultado da venda da Evrecy Participações Ltda à CTEEP, ocorrido em 2012,que prejudica a comparação com o ano de Depreciações e amortizações: A variação de -2,6% no período deve-se, principalmente, a uma base menor de ativos a ser depreciados no período, principalmente de itens do imobilizado não relacionados diretamente a operação. Outras despesas (receitas) operacionais: Os outros custos operacionais aumentaram 94,1%, atingindo R$34,0 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 contra R$ 17,5 no exercício social anterior, devido basicamente: (i) Efeito positivo contabilizado em 2012, do Valor Novo de Reposição dos ativos de distribuição em R$ 102,4 milhões (R$ 24,5 milhões na EDP Bandeirante e R$ 77,9 milhões na EDP Escelsa) - Conforme definido na Medida Provisória nº 579; (iii) perdas na desativação e alienação de bens do ativo imobilizado das distribuidoras. Resultado do serviço O resultado do serviço aumentou 15,7%, atingindo R$1.253,1 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, contra R$1.083,0 no exercício social anterior, principalmente em virtude do acima exposto nas rubricas de receita operacional, custos com energia elétrica e de operação, além das despesas operacionais. Resultado das participações societárias O resultado das participações societárias aumentou 31,6%, atingindo um valor negativo de R$140,4 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, contra valor negativo de R$106,7 no exercício social anterior, principalmente em virtude do resultado negativo de nossa controlada em conjunto Porto do Pecém. Resultado financeiro líquido O resultado financeiro líquido da EDPBR no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 aumentou 51,5% e atingiram R$299,1 negativos, contra um montante de R$197,4 negativos em 31 de dezembro de O montante de receitas financeiras apresentou variação de -7,0%, essa variação decorre principalmente ao menor saldo de caixa e consequente menor receita sobre aplicações financeiras. Já o montante de despesas financeiras apresentou variação de 22,4%, sendo que a variação decorre principalmente aos encargos sobre dívida captada nas distribuidoras do grupo, além da própria Holding, para fazer frente a investimentos e capital de PÁGINA: 208 de 404

215 Condições financeiras e patrimoniais gerais giro das distribuidoras, além das despesas de atualização financeira sobre a parcela de benefício pós-emprego, principalmente da controlada EDP Escelsa. Imposto de renda e contribuição social As despesas com imposto de renda e contribuição social no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013 foram de R$259,5, variação de 6,6% em relação ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, quando foram de R$243,5. As principais variações são em decorrência de: (i)imposto de renda e contribuição social correntes: apresentou variação de 73,6% atingindo um montante de R$254,0 em 2013 contra R$146,3 milhões em 2012, em virtude, principalmente do maior lucro tributável das distribuidoras EDP Bandeirante e EDP Escelsa; e (ii) imposto de renda e contribuição social diferidos: apresentou decréscimo de 94,3% em virtude da realização de créditos tributários das distribuidoras. Participação dos não controladores A participação dos não controladores no resultado consolidado atingiu R$ 178,3 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013, representando uma redução de 7,1% na comparação com o exercício social anterior, quando foi de R$191,9. Tal variação se deu principalmente pela redução da conta Reserva de Investimentos, via distribuição para os controladores da controlada Lajeado Energia. Lucro líquido Em função dos efeitos analisados, o lucro líquido consolidado alcançou R$375,8 em 2013, 9,4% superior ao exercício de 2012, quando foi de R$343,5. A variação se deu, principalmente, pelos impactos positivos no lucro operacional bruto, explicado acima. Resultados operacionais em 2012 e 2011 A tabela abaixo apresenta os valores relativos à demonstração de resultados consolidada e as variações ocorridas nos períodos apresentados. Ressaltamos que os valores relativos ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011 refletem os dados reapresentados das demonstrações financeiras para fins de comparação com as demonstrações financeiras relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, respectivamente, decorrente dos pronunciamentos técnicos emitidos pelo CPC. Demonstração do Resultado do Exercício 31/12/2011 AV (1) 31/12/2012 AV (1) 12/11-12/12 Variação (%) Receita operacional líquida 5.705,4 100,0% 6.454,5 100,0% 13,1% Custo do serviço de energia elétrica Custo com energia elétrica (2.954,2) -51,8% (4.043,7) -62,6% 36,9% Energia elétrica comprada para revenda (2.392,3) -41,9% (3.436,1) -53,2% 43,6% Encargos de uso da rede elétrica (561,9) -9,8% (607,6) -9,4% 8,1% Custo de operação (687,9) -12,1% (697,2) -10,8% 1,3% Pessoal (167,6) -2,9% (188,8) -2,9% 12,7% Materiais e serviços de terceiros (223,1) -3,9% (230,2) -3,6% 3,2% Depreciações e amortizações (261,2) -4,6% (271,2) -4,2% 3,8% Outros custos de operação (36,1) -0,6% (7,0) -0,1% -80,5% Custo do serviço prestado a terceiros (309,3) -5,4% (243,5) -3,8% -21,3% Lucro operacional bruto 1.754,0 30,7% 1.470,1 22,8% -16,2% Despesas operacionais (552,8) -9,7% (387,1) -6,0% -30,0% Despesas com vendas (41,8) -0,7% (11,8) -0,2% -71,7% Despesas gerais e administrativas (301,4) -5,3% (291,4) -4,5% -3,3% Depreciações e amortizações (84,3) -1,5% (66,4) -1,0% -21,2% Outras despesas operacionais (125,3) -2,2% (17,5) -0,3% -86,0% Resultado do serviço 1.201,2 21,1% 1.083,0 16,8% -9,8% Resultado das participações societárias (39,6) -0,7% (106,7) -1,7% 169,3% Receitas financeiras 207,3 3,6% 195,8 3,0% -5,5% Despesas financeiras (443,1) -7,8% (393,2) -6,1% -11,3% Resultado financeiro (235,9) -4,1% (197,4) -3,1% -16,3% Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 925,7 16,2% 778,9 12,1% -15,9% Imposto de renda e contribuição social correntes (234,6) -4,1% (146,3) -2,3% -37,6% Imposto de renda e contribuição social diferidos 2,1 0,0% (97,2) -1,5% - Lucro líquido antes da participação minoritária 693,3 12,2% 535,4 8,3% -22,8% Participações dos não controladores (200,9) -3,5% (191,9) -3,0% -4,5% Lucro Líquido do exercício/trimetre 492,3 8,6% 343,5 5,3% -30,2% Lucro por Ação (em Reais) 1,03 0,72 PÁGINA: 209 de 404

216 Condições financeiras e patrimoniais gerais Receita operacional líquida O total da receita operacional líquida verificada no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 atingiu um valor de R$6.454,5, o que representa um aumento de 13,1% em relação ao mesmo período do exercício social anterior, quando o valor foi de R$5.705,4. Os principais determinantes da variação da receita líquida em 2012 foram: Na geração: (i) Lajeado Energia: Maior venda de energia no Curto Prazo nos primeiros 9 meses do ano reflexo da estratégia de sazonalização e do quadro hidrológico favorável no período; (ii) Energest: Aumento no volume de energia comercializada, decorrente do incremento da Garantia Física da UHE Mascarenhas e do aumento do nível de contratação da geradora. Esse acréscimo de energia foi comercializado em operações de curto prazo, favorecidas pelo preço alto do preço líquido das diferenças (PLD); (iii) Enerpeixe: A variação de preço médio de venda de energia é decorrente da variação do IGPM associado aos reajustes contratuais ao longo do ano. Na distribuição: (i) Aumento de 2,9% no volume de energia vendida a clientes finais, impulsionado, principalmente, pelo aumento no consumo das classes residencial, comercial e rural; (ii) Redução de 1,2% do volume de energia distribuído a clientes livres em 2012 frente a 2011, devido ao desempenho dos setores de Extrativismo Mineral (-4,5%) e Químico (-5,9%), e redução do contrato de dois grandes clientes (unidades Gerdau -8GWh), retorno ao mercado cativo da Nobrecel (-6GWh) e retomada da autoprodução dos clientes Revap e Fibria (-14 GWh); (iii) Impacto das novas regras instituídas com os procedimentos da revisão tarifária relativas à receita de multas por Ultrapassagem de Demanda e consumo de Energia Reativa Excedente (PRORET 2.7) que passaram a ser contabilizadas como Obrigações Especiais em Curso, a partir da data contratual de revisão tarifária do 3º Ciclo de Revisões. Desse modo, a EDP Bandeirante provisionou o montante de R$ 50,1 milhões referente ao período de 23 de outubro de 2011 a 31 de dezembro de 2012, reduzindo a Receita Operacional. Quando do início do 4º Ciclo de Revisões Tarifárias, o valor acumulado nessa subconta receberá o tratamento usual de depreciação dos ativos alocados como investimentos originários dessas Obrigações Especiais; (iv) Reajuste tarifário anual médio na EDP Escelsa de 14,29% a partir de 07 de agosto de 2012 com efeito médio percebido pelos consumidores cativos de 11,33%, considerando os ajustes financeiros referentes a períodos anteriores. Revisão e Reajuste Tarifário na EDP Bandeirante de - 1,85% e 11,45%, respectivamente. O efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos, já considerando a revisão tarifária de 2011 e o reajuste tarifário de 2012, foi de 7,29%, aplicado a partir de 23 de outubro de 2012; e (v) Atraso na finalização da metodologia do 3º ciclo de revisão tarifária, a ANEEL manteve congeladas as tarifas da EDP Bandeirante, homologadas em outubro de 2010, até 23 de outubro de Na comercialização: A receita líquida apresentou crescimento de 47,0% em 2012 em comparação ao ano anterior, em decorrência, principalmente, do aumento de 13,7% no volume comercializado, reflexo da intensificação das negociações de curto e longo prazo e das vendas do 13º leilão de ajuste, além do aumento de 29,0% no preço médio de venda em relação a Custo com energia elétrica O custo com energia elétrica no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 foi de R$4.043,7, o que representou um aumento de 36,9% em relação ao exercício social anterior, quando o valor foi de R$2.954,2. O aumento do custo é devido aos fatores abaixo descritos: Energia elétrica comprada para revenda: Os custos com aquisição de energia elétrica para revenda aumentaram 43,6%, atingindo R$3.436,1 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 contra R$2.392,3, devido: (i) Início de suprimento de energia de dois novos produtos em 2012, adquiridos nos leilões de energia nova, necessários ao atendimento do crescimento do mercado; (ii) Acréscimo no preço médio da compra de energia, reajustado pela variação do IPCA; (iii) Acréscimo no valor da energia comprada de ITAIPU, em 2012, devido ao aumento de 17% no dólar do período. PÁGINA: 210 de 404

217 Condições financeiras e patrimoniais gerais Encargos de uso da rede elétrica: Os custos com encargos de uso da rede elétrica subiram em 8,1% na comparação com o exercício de 31 de dezembro de 2011, devido do reajuste das tarifas de uso do sistema de transmissão, além do acréscimo nas distribuidoras proveniente dos encargos de energia de reserva em função de início de suprimento de energia elétrica proveniente de fonte eólica, objeto do 2º Leilão de Energia de Reserva, com o início do suprimento em Julho de Custo de operação Os custos de operação no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 foram de R$697,2 o que representa um aumento de 1,3% em relação ao ano anterior, quando o valor foi de R$687,9, devido aos seguintes fatores: Pessoal: Os custos com pessoal aumentaram 12,7%, atingindo R$188,8 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 contra R$167,6 no exercício social anterior, devido: (i) Reajuste salarial médio de 6,7% em cumprimento ao acordo coletivo, resultando em encargos adicionais sobre folha de pagamento; (ii) Aumento do quadro de pessoal do Grupo, sobretudo, em função da primarização de mão de obra na EDP Bandeirante; (iii) Reestruturação organizacional da Unidade de Negócio da Distribuição; (iv) Efeitos não recorrentes ocorridos no 2T12 e 4T12 referentes ao crédito SAT (Seguro de Acidente de Trabalho) relativo aos anos de e na EDP Escelsa devido a pagamentos a maior em períodos anteriores. Materiais e serviços de terceiros: Os custos com materiais e serviços de terceiros aumentaram 3,2%, atingindo R$230,2 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 contra R$223,1 no exercício social anterior. Na conta materiais, deve-se aos maiores gastos com combustível e material de manutenção de veículos, e no item serviços de terceiros, deve-se, em parte, aos repasses dos reajustes contratuais por parte dos nossos prestadores de serviços, e decréscimo dos gastos com conservação e reparação do sistema elétrico, sobretudo devido à primarização na EDP Bandeirante, com redução das equipes prestadoras de serviço e redução de atividades de manutenção de rede e volume de podas. Depreciações e amortizações: As depreciações e amortizações atingiram R$271,2 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 contra R$261,2 milhões no exercício social anterior, devido principalmente a menor utilização de crédito de PIS e COFINS sobre a depreciação das distribuidoras e geradoras da EDPBR, compensado pela revisão das taxas de depreciação que aumentou a vida útil dos bens relacionados à concessão. Outros custos de operação: Os outros custos de operação diminuíram 80,5%, atingindo R$7,0 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 contra R$36,1 milhões no exercício social anterior, devido principalmente ao ajuste da conciliação contábil referentes a passivos constituídos para serviços provisionados e não realizados. Custo dos serviços prestados a terceiros Principalmente, corresponde à variação dos custos com construção da infraestrutura das distribuidoras. Lucro operacional bruto O lucro operacional bruto teve uma variação -16,2% no período, atingindo R$1.470,1 em 31 de dezembro de 2012, contra um montante de R$1.754,0 em 31 de dezembro de 2011, em virtude do acima exposto. Despesas operacionais Nossas despesas operacionais diminuíram 30,0%, atingindo R$387,1 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, contra R$552,8 no exercício social anterior, devido aos seguintes fatores: Despesa com vendas: As despesas com vendas diminuíram -71,7%, atingindo R$11,8 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 contra R$41,8 no exercício social anterior, PÁGINA: 211 de 404

218 Condições financeiras e patrimoniais gerais principalmente à reversão de PDD em função do acordo entre EDP Comercialização e a Ampla Energia para o fim da disputa judicial entre as companhias referente à sentença arbitral proferida pela Câmara FGV de Conciliação e Arbitragem. O acordo firmado prevê a manutenção do contrato de comercialização de energia celebrado em 26 de junho de 2002, com validade até Despesas gerais e administrativas: As despesas gerais e administrativas diminuíram 3,3%, atingindo R$ 291,4 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 contra R$ 301,4 no exercício social anterior, devido basicamente à: (i) Reajuste salarial médio de 6,7% em cumprimento ao acordo coletivo, resultando em encargos adicionais sobre folha de pagamento; (ii) Gastos com padronização e melhoria das instalações da sede administrativa em São Paulo; (iii) Apuração do resultado da venda da Evrecy Participações Ltda à CTEEP; (iv) Pagamento de honorário de êxito referente ao processo SAT na EDP Escelsa; e (v) Gastos de Consultoria referente ao Inventário de Ativos nas Distribuidoras (Demanda Regulatória). Depreciações e amortizações: A variação de -21,2% no período deve-se, principalmente, pela depreciação dos ativos da controlada Terra Verde, ocorrida em 2011, que não se repetiu em Outras despesas (receitas) operacionais: Os outros custos operacionais diminuíram -86,0%, atingindo R$17,5 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 contra R$ 125,3 no exercício social anterior, devido basicamente: (i) Valor Novo de Reposição dos ativos de distribuição em R$ 102,4 milhões (R$ 24,5 milhões na EDP Bandeirante e R$ 77,9 milhões na EDP Escelsa) - Conforme definido na Medida Provisória nº 579; (ii) Efeito não recorrente, no 2T11, em função de mudança de classificação de risco de perda de possível para provável do litígio em curso entre as empresas EDP Bandeirante e White Martins S.A., referente ao aumento das tarifas no período de vigência do Plano Cruzado; (iii) menores perdas na desativação e alienação de bens do ativo imobilizado das distribuidoras. Resultado do serviço O resultado do serviço decresceu 9,8%, atingindo R$1.083,0 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, contra R$1.201,2 no exercício social anterior, principalmente em virtude do acima exposto nas rubricas de receita operacional, custos com energia elétrica e de operação, além das despesas operacionais. Resultado das participações societárias O resultado das participações societárias aumentou 169,3%, atingindo um valor negativo de R$106,7 no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, contra valor negativo de R$39,6 no exercício social anterior, principalmente em virtude do resultado negativo de nossa controlada em conjunto Porto do Pecém. Resultado financeiro líquido O resultado financeiro líquido negativo da EDPBR no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 diminuiu 16,3% atingindo R$197,4 negativos, contra um montante de R$235,9 negativos em 31 de dezembro de Contribuíram para este resultado as seguintes variações: Receitas financeiras: O montante de receitas financeiras apresentou variação negativa de 5,5%, atingindo R$195,8 em 2012 contra um montante de R$207,3 em A redução de R$11,5 corresponde principalmente ao menor saldo de caixa e consequente menor receita sobre aplicações financeiras. Despesas financeiras: O montante de despesas financeiras apresentou variação negativa de 11,3%, atingindo R$393,2 em 2012 contra um montante de R$443,1 em A variação corresponde principalmente a atualização monetária em 2011 das contingências judiciais, da distribuidora Bandeirante quanto ao processo judicial da White Martins no montante de R$55 milhões. PÁGINA: 212 de 404

219 Condições financeiras e patrimoniais gerais Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social O lucro antes do imposto de renda e da contribuição social apresentou variação negativa de 15,9%, atingindo em 2012 o montante de R$778,9 contra um montante de R$925,7 em 2011, influenciado pelo aumento do PLD e despacho das Usinas Térmicas, gerando maior gasto com a compra de energia, principalmente nas distribuidoras, conforme já explicado acima. Imposto de renda e contribuição social As despesas com imposto de renda e contribuição social no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012 foram de R$243,5, variação de 4,8% em relação ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011, quando foram de R$232,4. As principais variações são em decorrência de: (i)imposto de renda e contribuição social correntes: apresentou variação negativa de 37,6% atingindo um montante de R$146,3 milhões em 2012 contra R$234,6 milhões em 2011, em virtude, principalmente do menor lucro tributável das distribuidoras EDP Bandeirante e EDP Escelsa; e (ii) imposto de renda e contribuição social diferidos: apresentou montante negativo de R$97,2 em 2012 contra R$2,1 positivos em 2011 em função de ajustes nas ações preferenciais da EDP Investco. Lucro líquido antes da participação minoritária O lucro líquido, antes da participação minoritária, totalizou em 31 de dezembro de 2012 R$535,4, redução de 22,8% em relação ao ano de 2011, principalmente pelo aumento do gasto com a compra de energia, compensados em parte pela redução no Resultado Financeiro negativo, já detalhados anteriormente. Participação dos não controladores A participação dos não controladores no resultado consolidado atingiu R$ 191,9 milhões no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, representando uma redução de 4,5% na comparação com o exercício social anterior, quando foi de R$200,9 milhões. Tal variação se deu pelo maior resultado de nossas controladas Lajeado Energia e Enerpeixe, compensado pelo ajuste dos minoritários de nossa controlada Investco. Lucro líquido Em função dos efeitos analisados, o lucro líquido consolidado alcançou R$343,5 em 2012, 30,2% inferior ao de A redução se deu, principalmente, pelo maior gasto com a compra de energia explicado no respectivo item. FONTES E USOS DE RECURSOS A EDPBR conta, principalmente, com o fluxo de caixa das suas operações e com recursos captados de terceiros por meio de contratos de financiamento para custear suas atividades operacionais e investimentos. Os recursos da EDPBR são utilizados principalmente para investimentos nas suas distribuidoras de energia, buscando manter a qualidade do serviço prestado e suportar o aumento natural de carga inerente às concessões. Na geração, visando ampliação da capacidade instalada e consequentemente aumentando a participação deste negócio no portfólio do Grupo. PÁGINA: 213 de 404

220 Condições financeiras e patrimoniais gerais Balanço Patrimonial As tabelas abaixo apresentam os Balanços Patrimoniais consolidados levantados nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2013, 2012 e 2011: Balanços Patrimoniais 31/12/2011 AV (1) 31/12/2012 AV (1) 31/12/2013 AV (1) 12/11-12/12 12/12-12/13 Variação Variação (%) (%) Ativo Circulante 2.166,2 18,2% 2.179,4 17,1% 4.706,9 33,3% 0,6% 116,0% Caixa e equivalentes de caixa 834,0 7,0% 571,4 4,5% 924,1 6,5% -31,5% 61,7% Títulos a receber 4,2 0,0% 4,5 0,0% 5,0 0,0% 8,8% 9,6% Ativo financeiro indenizável 0,8 0,0% - 0,0% - 0,0% - - Consumidores e concessionárias 963,2 8,1% 1.252,6 9,8% 1.126,5 8,0% 30,0% -10,1% Impostos e contribuições sociais 240,6 2,0% 166,1 1,3% 195,3 1,4% -31,0% 17,6% Partes relacionadas - 0,0% 0,7 0,0% 12,4 0,1% - - Estoques 41,2 0,3% 40,6 0,3% 19,6 0,1% -1,6% -51,7% Cauções e depósitos vinculados 1,7 0,0% 24,2 0,2% 4,6 0,0% - -80,8% Despesas pagas antecipadamente 4,3 0,0% 0,7 0,0% 0,2 0,0% -83,4% -77,4% Ativos não circulantes mantidos para venda - 0,0% - 0,0% 2.327,6 16,5% - - Rendas a receber 4,8 0,0% 6,2 0,0% 4,8 0,0% 27,5% -22,6% Ativos financeiros disponíveis para venda 33,0 0,3% 19,8 0,2% 11,0 0,1% -40,0% -44,3% Outros créditos 38,4 0,3% 92,7 0,7% 75,8 0,5% 141,8% -18,2% Não circulante 9.720,0 81,8% ,0 82,9% 9.434,6 66,7% 8,5% -10,6% 1.506,4 12,7% 1.849,6 14,5% 1.933,1 13,7% 22,8% 4,5% Títulos a receber 23,9 0,2% 21,3 0,2% 17,0 0,1% -10,8% -20,0% Ativo financeiro indenizável 482,3 4,1% 690,3 5,4% 779,4 5,5% 43,1% 12,9% Consumidores e concessionárias 63,7 0,5% 40,3 0,3% 54,9 0,4% -36,7% 36,3% Impostos e contribuições sociais 30,0 0,3% 55,5 0,4% 55,3 0,4% 84,8% -0,3% Imposto de renda e contribuição social diferidos 618,6 5,2% 615,0 4,8% 552,6 3,9% -0,6% -10,1% Partes relacionadas 2,4 0,0% 136,2 1,1% 171,1 1,2% - - Cauções e depósitos vinculados 245,6 2,1% 244,7 1,9% 242,7 1,7% -0,4% -0,8% Outros créditos 39,8 0,3% 46,3 0,4% 60,1 0,4% 16,4% 29,7% Investimentos 400,8 3,4% 708,7 5,6% 672,3 4,8% 76,8% -5,1% Propriedades para investimentos 4,2 0,0% 4,1 0,0% 13,6 0,1% -1,4% 229,1% Imobilizado 4.236,3 35,6% 4.554,3 35,8% 4.026,2 28,5% 7,5% -11,6% Intangível 3.572,5 30,1% 3.433,3 27,0% 2.789,3 19,7% -3,9% -18,8% Total do Ativo ,2 100,0% ,4 100,0% ,5 100,0% 7,1% 11,1% Balanços Patrimoniais 31/12/2011 AV (1) 31/12/2012 AV (1) 31/12/2013 AV (1) 12/11-12/12 12/12-12/13 Variação Variação (%) (%) Passivo Circulante 2.085,9 17,5% 2.512,9 19,7% 4.598,0 32,5% 20,5% 83,0% Fornecedores 619,7 5,2% 912,2 7,2% 802,1 5,7% 47,2% -12,1% Impostos e contribuições sociais 274,7 2,3% 278,3 2,2% 351,5 2,5% 1,3% 26,3% Dividendos 192,6 1,6% 201,5 1,6% 160,7 1,1% 4,6% -20,2% Debêntures 107,9 0,9% 435,5 3,4% 699,1 4,9% 303,6% 60,5% Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 359,5 3,0% 269,2 2,1% 432,9 3,1% -25,1% 60,8% Benefícios pós-emprego 30,0 0,3% 35,5 0,3% 24,7 0,2% 18,3% -30,5% Passivos não circulantes mantidos para venda - 0,0% - 0,0% 1.878,5 13,3% - - Obrigações estimadas com pessoal 57,3 0,5% 65,0 0,5% 65,4 0,5% 13,5% 0,5% Encargos regulamentares e setoriais 154,7 1,3% 106,2 0,8% 74,9 0,5% -31,4% -29,5% Uso do bem público 20,2 0,2% 22,0 0,2% 23,7 0,2% 8,8% 8,1% Provisões 155,2 1,3% 53,5 0,4% 21,0 0,1% -65,5% -60,7% Outras contas a pagar 114,0 1,0% 133,9 1,1% 63,5 0,4% 17,5% -52,6% Não circulante 3.272,3 27,5% 3.884,2 30,5% 3.290,3 23,3% 18,7% -15,3% Impostos e contribuições sociais 136,8 1,2% 111,9 0,9% 88,3 0,6% -18,2% -21,1% Imposto de renda e contribuição social diferidos 375,4 3,2% 387,3 3,0% 173,7 1,2% 3,2% -55,1% Debêntures 860,6 7,2% 1.052,6 8,3% 1.377,9 9,7% 22,3% 30,9% Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas 1.123,1 9,4% 1.331,1 10,5% 749,5 5,3% 18,5% -43,7% Benefícios pós-emprego 292,2 2,5% 518,3 4,1% 432,1 3,1% 77,4% -16,6% Encargos regulamentares e setoriais 7,0 0,1% 17,1 0,1% 12,9 0,1% 142,7% -24,6% Uso do bem público 239,2 2,0% 251,2 2,0% 253,9 1,8% 5,0% 1,1% Provisões 180,7 1,5% 180,4 1,4% 173,7 1,2% -0,1% -3,7% Provisão para passivo a descoberto 1,6 0,0% 1,5 0,0% 0,0 0,0% -8,3% -99,4% Reserva para reversão e amortização 17,2 0,1% 17,2 0,1% 17,2 0,1% 0,0% 0,0% Outras contas a pagar 38,5 0,3% 15,6 0,1% 11,0 0,1% -59,6% -29,5% Patrimônio líquido 4.585,5 38,6% 4.445,7 34,9% 4.573,2 32,3% -3,0% 2,9% Capital social 3.182,7 26,8% 3.182,7 25,0% 3.182,7 22,5% 0,0% 0,0% Reservas de capital 95,6 0,8% 144,5 1,1% 142,9 1,0% 51,2% -1,1% Reservas de lucros 1.507,7 12,7% 1.479,6 11,6% 1.500,1 10,6% -1,9% 1,4% Outros resultados abrangentes (174,3) -1,5% (336,9) -2,6% (245,9) -1,7% 93,3% -27,0% Ações em tesouraria (6,6) -0,1% (6,6) -0,1% (6,6) 0,0% 0,0% 0,0% Lucros (Prejuízos) acumulados (19,5) -0,2% (17,7) -0,1% - 0,0% - - Participações não controladores 1.942,5 16,3% 1.886,7 14,8% 1.680,0 11,9% -2,9% -11,0% Total do patrimônio líquido e partições não 6.528, , ,2 controladores Total do passivo e patrimônio líquido ,2 100,0% ,4 100,0% ,5 100,0% 7,1% 11,1% PÁGINA: 214 de 404

221 Condições financeiras e patrimoniais gerais Comparação das Principais Contas Patrimoniais em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2013 Ativo Ativo Circulante Caixa e equivalentes de caixa Em 31 de dezembro de 2013, o saldo da conta era de R$ 924,1, ou 61,7% superior a 31 de dezembro de Esta variação ocorreu devido, principalmente, às atividades operacionais, principalmente das distribuidoras do Grupo, em virtude dos recebimentos provenientes da CDE, para compensação dos gastos com a compra de energia, superiores aqueles cobertos pelas tarifas de energia das distribuidoras, compensadas pelas atividades de investimento da EDPBR. A conta representava 6,5% do ativo da EDPBR em 31 de dezembro de 2013, em comparação com 4,5% em 31 de dezembro de Consumidores e concessionárias Em 31 de dezembro de 2013, a rubrica era de R$1.126,5, 10,1% inferior a 31 de dezembro de Esta variação ocorreu em virtude, principalmente da redução no prazo médio de recebimento dos clientes das distribuidoras (nas classes Residencial, Industrial e Comercial, com destaque maior para os Clientes Livres). Na composição do ativo da EDPBR, a conta representou 8,0% em 31 de dezembro de 2013 e 9,8% em 31 de dezembro de Impostos e contribuições sociais Em 31 de dezembro de 2013, impostos e contribuições sociais eram de R$ 195,3, 17,6% superior a 31 de dezembro de Esta variação ocorreu principalmente devido aos maiores desembolsos com antecipações de Imposto de Renda e Contribuição Social, em virtude lucros tributáveis maiores em 2013 do que aqueles ocorridos em 2012, principalmente na distribuidora EDP Escelsa. Na composição do ativo da EDPBR, a conta representou 1,4% em 31 de dezembro de 2013 e 1,3% em 31 de dezembro de Partes relacionadas Em 31 de dezembro de 2013, a conta possuía um saldo de R$12,4, relativo a empréstimos de recursos a controlada em conjunto Porto do Pecém. Na composição do ativo da EDPBR, a conta não teve representatividade em 31 de dezembro de 2012 e 0,1% em 31 de dezembro de Estoques Em 31 de dezembro de 2013, os estoques da EDPBR eram de R$19,6, 51,7% inferior a 31 de dezembro de Em 2013, as distribuidoras EDP Bandeirante e EDP Escelsa realizaram um estudo nos estoques de equipamentos de medição que haviam sido retirados das unidades consumidoras no período de 2009 a 2012, por questões operativas. Após esse estudo constatouse que esses equipamentos não tinham condições operacionais de serem reaplicados em novas unidades consumidoras, levando as distribuidoras a decidir pela alienação desses equipamentos. Adicionalmente, realizaram uma revisão em sua política de estoques, visando uma melhor performance dos seus fornecedores (pontualidade) e melhor planejamento das demandas de mercado, o que permitiu melhorar aproveitamento dos estoques existentes e reduzir os volumes de compras, maximizando assim o giro dos estoques. Na composição de ativo, a conta representou 0,1% em 31 de dezembro de 2013 e 0,3% em 31 de dezembro de Cauções e depósitos vinculados Em 31 de dezembro de 2013, a conta de cauções e depósitos vinculados possuía um saldo de R$4,6, 80,8% inferior a 31 de dezembro de Esta variação ocorreu principalmente pela transferência dos recursos da conta reserva utilizada como garantia dos empréstimos da controlada Enerpeixe para a conta de Caixa e Equivalentes de caixa. Como o saldo de Empréstimos e Financiamentos da controlada Enerpeixe está sendo liquidado, os recursos da PÁGINA: 215 de 404

222 Condições financeiras e patrimoniais gerais conta reserva podem ser utilizados para outros fins. Na composição do ativo da EDPBR, a conta não teve representatividade em 31 de dezembro de 2013 e 0,2% em 31 de dezembro de Ativos não circulantes mantidos para venda Em 31 de dezembro de 2013, a conta possuía um saldo de R$2.327,6, relacionados a venda de participação de 50% nos empreendimentos Cachoeira Caldeirão e UHE Santo Antonio do Jari. Na composição do ativo da EDPBR, a conta não teve representatividade em 31 de dezembro de 2012 e 16,5% em 31 de dezembro de Ativos financeiros disponíveis para venda Em 15 de setembro de 2011, foi exercida a opção de conversão, resultando na transferência das ações detidas pela Companhia sobre a Denerge para as ações da Rede Energia S.A., tendo sido reconhecida perda de marcação a mercado contra o resultado daquele exercício no montante de R$12.808, por contrapartida dos Outros resultados abrangentes. O saldo da conta, em 31 de dezembro de 2013, era de R$11,0, 44,3% inferior a 31 de dezembro de Esta variação ocorreu principalmente pela variação da marcação a mercado no valor da ação da Rede Energia. Na composição do nosso ativo, a conta representou 0,1% em 31 de dezembro de 2013 e 0,2% em 31 de dezembro de Outros créditos O saldo em 31 de dezembro de 2013 era de R$75,8 milhões, 18,2% inferior a 31 de dezembro de Esta variação ocorreu principalmente pelo saldo de bens destinados a alienação da controlada EDP Escelsa terem se realizado no decorrer do ano de Na composição do nosso ativo, a conta representou 0,5% em 31 de dezembro de 2013 e 0,7% em 31 de dezembro de Ativo Não Circulante Títulos a receber O saldo em 31 de dezembro de 2013 era de R$17,0, 20,0% inferior a 31 de dezembro de 2012 que era de R$21,3 milhões. Esta variação se deve a atualização financeira e amortização do contrato de Cessão de Crédito firmado entre a controlada Lajeado Energia e a Tangará Energia S.A. A conta representou 0,1% em 31 de dezembro de 2013 e 0,2% em 31 de dezembro de Ativo financeiro indenizável Esses ativos financeiros refletem o saldo remanescente dos ativos intangíveis das distribuidoras Bandeirante e Escelsa não amortizáveis até o final do prazo de concessão e não recuperados por meio da prestação de serviços relacionados à concessão. Em 31 de dezembro de 2013, o ativo financeiro era de R$779,4, 12,9% superior a 31 de dezembro de 2012 que era de R$690,3. Tal variação se deve às adições do período e a atualização financeira pelo Valor Novo de Reposição. A conta representou 5,5% em 31 de dezembro de 2013 e 5,4% em 31 de dezembro de Consumidores e concessionárias Em 31 de dezembro de 2013, o saldo da conta era de R$54,9, 36,3% superior ao saldo de 31 de dezembro de 2012, em virtude dos valores negociados com clientes inadimplentes das distribuidoras terem aumentado no decorrer do ano. Na composição do ativo da EDPBR, a conta representou 0,4% em 31 de dezembro de 2013 e 0,3% em 31 de dezembro de PÁGINA: 216 de 404

223 Condições financeiras e patrimoniais gerais Impostos e contribuições sociais Em 31 de dezembro de 2013, impostos e contribuições sociais no longo prazo eram de R$55,3, praticamente em linha com o saldo do ano anterior. Na composição dessa conta estão os créditos de ICMS sobre as aquisições de ativos imobilizados e que são utilizados no abatimento do ICMS a pagar sobre o fornecimento de energia a consumidores finais das controladas EDP Bandeirante e EDP Escelsa. Na composição de nosso ativo, a conta representou 0,4% em 31 de dezembro de 2013 e em 31 de dezembro de Imposto de renda e contribuições social diferidos Em 31 de dezembro de 2013, o saldo da conta era de R$552,6, 10,1% inferior a 31 de dezembro de 2012, compostos em sua maioria por IRPJ e CSLL sobre as adições temporárias da provisão sobre os benefícios pós-emprego, principalmente das distribuidoras. A variação do período é relacionada à diminuição no saldo a pagar da controlada EDP Bandeirante. Na composição de nosso ativo, a conta representou 3,9% em 31 de dezembro de 2013 e 4,8% em 31 de dezembro de Partes relacionadas Em 31 de dezembro de 2013, a conta possuía um saldo de R$171,1, 25,6% superior ao saldo de 31 de dezembro de A composição da conta é relacionada, principalmente, a empréstimos de recursos a controlada em conjunto Porto do Pecém. Na composição do ativo da EDPBR, a conta representava 1,2% em 31 de dezembro de 2013 e 1,1% em 31 de dezembro de Cauções e depósitos vinculados Em 31 de dezembro de 2013, a conta possuía um saldo de R$242,7, praticamente em linha com o saldo de 31 de dezembro de 2012, que era de R$244,7. A variação da conta considera os depósitos judiciais liquidados no período com as respectivas contingências trabalhistas, fiscais e cíveis, além dos saldos remanescentes das garantias que as empresas Enerpeixe, Energest e Santa Fé têm depositadas face empréstimos devidos junto ao BNDES e das operações de curto prazo na CCEE. Na composição de nosso ativo, a conta representou 1,7% em 31 de dezembro de 2013 e 1,9% em 31 de dezembro de Outros créditos O saldo da conta em 31 de dezembro de 2013 era de R$60,1, variação de 29,7% em relação ao saldo de R$46,3 de 31 de dezembro de Esta variação ocorreu devido à: i) Saldo a receber dos clientes de Baixa Renda; ii) Diminuição no montante de Serviços prestados a terceiros. Na composição de nosso ativo, a conta representou 0,4% em 31 de dezembro de 2013 e em 31 de dezembro de Investimentos Em 31 de dezembro de 2013, a conta investimentos possuía um saldo de R$672,3, saldo 5,1% inferior aos R$708,7 de 31 de dezembro de A composição corresponde, basicamente, aos investimentos em empresas controladas em conjunto Porto do Pecém e EDP Renováveis. A variação dessa conta se dá pelos aportes efetuados pela EDPBR juntamente com a variação do resultado do exercício dessas controladas. Em 2013, houve aportes em Porto do Pecém, no montante de R$98,6 e um prejuízo do exercício no montante de R$141,2. A conta de investimentos representou 4,8% de nosso ativo total em 31 de dezembro de 2013 e 5,6% em 31 de dezembro de Imobilizado Em 31 de dezembro de 2013, a conta possuía um saldo de R$4.026,2, 11,6% inferior ao saldo de 31 de dezembro de Essa variação é decorrente das adições ao imobilizado dos negócios recorrentes das distribuidoras e geradoras, principalmente, e dos projetos da UHE Santo Antônio do Jari e UHE Cachoeira Caldeirão, que em dezembro de 2013, tiveram seus saldos reclassificados para a conta Ativos não circulantes mantidos para venda. A conta de imobilizado representou 28,5% do ativo da EDPBR total em 31 de dezembro de 2013 e 35,8% em 31 de dezembro de PÁGINA: 217 de 404

224 Condições financeiras e patrimoniais gerais Intangível Em 31 de dezembro de 2013, a conta possuía um saldo de R$2.789,3, 18,8% inferior ao saldo de 31 de dezembro de 2012, composto na sua maioria pelo Direito de Concessão de infraestrutura (em grande parte das distribuidoras), Uso do Bem Público das geradoras, além da variação do período decorrente principalmente das amortizações dos ativos relacionados à concessão e ao Uso do Bem Público. Em dezembro de 2013, os valores relacionados a Cachoeira Caldeirão e UHE Jari foram transferidos para a conta Ativos não circulantes mantidos para venda. A conta representou 19,7% do ativo da EDPBR total em 31 de dezembro de 2013 e 27,0% em 31 de dezembro de Passivo Passivo circulante Fornecedores Em 31 de dezembro de 2013, o saldo de fornecedores era de R$ 802,1, ou 12,1% inferior a 31 de dezembro de Essa variação deve-se principalmente pela redução no prazo médio de pagamento, principalmente das faturas de compras de energia das distribuidoras do grupo. A conta representava 5,7% do passivo da EDPBR em 31 de dezembro de 2013, e 7,2% em 31 de dezembro de Impostos e contribuições sociais O saldo da conta de impostos e contribuições sociais, em 31 de dezembro de 2013, era de R$ 351,5, apresentando um aumento de 26,3% em comparação com o saldo de 31 de dezembro de 2012, em decorrência, basicamente, do aumento no IRPJ e CSLL a pagar, pelo aumento do lucro tributável do período. Com relação ao total do passivo, impostos e contribuições sociais representavam, respectivamente 2,5% e 2,2%, em 31 de dezembro de 2013 e em 31 de dezembro de Dividendos Em 31 de dezembro de 2013, o saldo da conta de dividendos era de R$160,7, demonstrando uma redução de 20,2% quando comparado a 31 de dezembro de 2012, basicamente devido à destinação do dividendo mínimo obrigatório de 25% sobre o lucro líquido distribuível. A conta representava 1,1% do passivo total em 31 de dezembro de 2013 e 1,6% em 31 de dezembro de Debêntures Em 31 de dezembro de 2013, o saldo da conta de debêntures era de R$699,1 demonstrando um aumento de 60,5% quando comparado a 31 de dezembro de 2012, basicamente devido à transferência do passivo não circulante para o passivo circulante de parcelas vencíveis em 2014 da das controladoras EDP Escelsa além da EDPBR. A conta representava 4,9% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2013 e 3,4% em 31 de dezembro de Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas O saldo da conta em 31 de dezembro de 2013 era de R$432,9, demonstrando um aumento de 60,8% quando comparado a 31 de dezembro de 2012, principalmente em decorrência das amortizações da dívida das controladas Enerpeixe, Pantanal e Santa Fé, além das transferências do passivo não circulante para o passivo circulante de parcelas vencíveis em 2014, das controladas EDP Escelsa, EDP Bandeirante e da própria EDPBR. Empréstimos e financiamentos representavam 3,1% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2013 e 2,1% em 31 de dezembro de Benefícios pós-emprego O saldo da conta Benefícios pós-emprego, em 31 de dezembro de 2013, era de R$24,7, 30,5% inferior ao saldo de 31 de dezembro de A variação é explicada pela atualização das PÁGINA: 218 de 404

225 Condições financeiras e patrimoniais gerais premissas constantes do laudo atuarial. A conta representava 0,2% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2013 e 0,3% em 31 de dezembro de Passivos não circulantes mantidos para venda Em 31 de dezembro de 2013, a conta possuía um saldo de R$1.878,5, relacionados à venda de participação de 50% nos empreendimentos Cachoeira Caldeirão e UHE Santo Antonio do Jari. Na composição do passivo da EDPBR, a conta não teve representatividade em 31 de dezembro de 2012 e 13,3% em 31 de dezembro de Obrigações estimadas com pessoal O saldo da conta em 31 de dezembro de 2013 era de R$65,4, praticamente em linha com saldo no exercício anterior. A variação dessa conta se dá em decorrência, principalmente das provisões de férias e respectivos encargos, além da participação nos lucros e resultados do período. A conta representava 0,5% do passivo total em 31 de dezembro de 2013 e em 31 de dezembro de Encargos regulamentares e setoriais O saldo da conta em 31 de dezembro de 2013 era de R$ 74,9, comparado com R$106,2 em 31 de dezembro de 2012, demonstrando uma redução de 29,5%, principalmente em decorrência da conta de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética, que varia de acordo com a receita líquida das distribuidoras, além da realização dos projetos vinculados e autorizados pela ANEEL, além de menores encargos RGR, CCC e CDE, que diminuíram em relação a Encargos regulamentares e setoriais representavam 0,5% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2013 e 0,8% em 31 de dezembro de Uso do Bem Público Em 31 de dezembro de 2013, o saldo da conta era de R$23,7, 8,1% superior ao saldo de 31 de dezembro de 2012 que era de R$22,0, em virtude da atualização financeira do saldo total e da liquidação das parcelas no período. A conta representava 0,2% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2013 e em 31 de dezembro de Provisões A conta de provisões engloba as provisões para contingências cíveis, fiscais, trabalhistas além das provisões para licenças ambientais e a contraprestação contingente após a aquisição da UHE JARI. Em 31 de dezembro de 2013, possuía um saldo de R$21,0, 60,7% inferior a 31 de dezembro de Os saldos relacionados à contraprestação contingente pela aquisição da UHE Santo Antonio do Jari foram quitados o que explica, principalmente, a redução no saldo da conta em Na composição do passivo total da EDPBR, a conta representou 0,1% em 31 de dezembro de 2013 e 0,4% em 31 de dezembro de Outras contas a pagar O saldo da conta em 31 de dezembro de 2013 era de R$63,5, redução de 52,6% quando comparado a 31 de dezembro de 2012, principalmente em decorrência da liquidação dos adiantamentos recebidos pela controlada Escelsa, para fins de alienação de bens e direitos. Outras contas a pagar representavam 0,4% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2013 e 1,1% em 31 de dezembro de Passivo Não Circulante Impostos e contribuições sociais Em 31 de dezembro de 2013, a conta apresentava um saldo de R$88,3, 21,1% inferior a 31 de dezembro de Tal variação decorreu da transferência para o passivo circulante das parcelas vencíveis num período inferior a 12 (doze) meses. Na composição do passivo da EDPBR, a conta representou 0,6% em 31 de dezembro de 2013 e 0,9% em 31 de dezembro de Imposto de renda e contribuição social diferidos Em 31 de dezembro de 2013, a conta apresentava um saldo de R$173,7, 55,1% inferior a 31 de dezembro de Tal variação decorreu, principalmente, da reclassificação dos valores PÁGINA: 219 de 404

226 Condições financeiras e patrimoniais gerais relativos à UHE Santo Antônio do Jari e UHE Cachoeira Caldeirão para a conta Passivos não circulantes mantidos para venda. Na composição do passivo da EDPBR, a conta representou 1,2% em 31 de dezembro de 2013 e de 3,0% em 31 de dezembro de Debêntures Em 31 de dezembro de 2013, o saldo da conta era de R$1.377,9, um aumento de 30,9% quando comparado a 31 de dezembro de 2012, basicamente devido à emissão de debêntures na controlada Lajeado Energia, no montante de R$ 450,0, compensada pela transferência para o passivo circulante e conseqüente pagamento de debêntures das distribuidoras. A conta representava 9,7% do passivo da EDPBR total em 31 de dezembro de 2013 e 8,3% em 31 de dezembro de Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas O saldo da conta em 31 de dezembro de 2013 era de R$749,5, uma redução de 43,7% se comparado com 31 de dezembro de 2012, principalmente em decorrência das captações ocorridas nas controladas Escelsa, Bandeirante e ECE Participações, para fazer frente aos investimentos na melhoria da rede da distribuição e no empreendimento UHE Santo Antonio do Jari. Em contra partida, os saldos das controladas UHE Santo Antonio do Jari e UHE Cachoeira Caldeirão foram transferidos para a conta Passivos não circulantes mantidos para venda. O saldo da conta representava 5,3% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2013 e 10,5% em 31 de dezembro de Benefícios pós-emprego O saldo da conta benefícios pós-emprego, em 31 de dezembro de 2013, era de R$432,1, redução de 16,6% em relação a 31 de dezembro de 2012, em decorrência de atualização das premissas constantes do laudo atuarial e transferências para o passivo circulante das parcelas inferiores a 1 ano. A conta representava 3,1% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2013 e 4,1% em 31 de dezembro de Encargos regulamentares e setoriais O saldo da conta de encargos regulamentares e setoriais representava 0,1% do passivo total em 31 de dezembro de 2013 e em 31 de dezembro de 2012, cujos montantes eram respectivamente de R$12,9 e R$17,1. A variação da conta se dá, basicamente, pelos montantes de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética, que tem prazo de realização superior a 12 meses. Uso do Bem Público Em 31 de dezembro de 2013, o saldo da conta era de R$253,9, 1,1% superior ao saldo de 31 de dezembro de 2012, que era de R$251,2, basicamente em virtude da atualização financeira (pelo IGPM) do saldo total e da transferência para o passivo circulante das parcelas inferiores há um ano. A conta representava 1,8% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2013 e 2,0% em 31 de dezembro de Provisões A conta de provisões, em 31 de dezembro de 2013, possuía um saldo no passivo não circulante de R$173,7, 3,7% inferior ao saldo de 31 de dezembro de 2012, que era de R$180,4. A variação nessa conta se dá pelas reversões das expectativas de sucesso quanto a ações judiciais ou mesmo por novas ações judiciais contra a EDPBR. Na composição do passivo total da EDPBR, a conta representou 1,2% em 31 de dezembro de 2013 e 1,4% em 31 de dezembro de Reserva para reversão e amortização Refere-se a recursos derivados de reserva constituída até 31 de dezembro de 1971 nos termos do regulamento do SPEE (Decreto Federal no /57), aplicado por nós na expansão do Serviço Público de Energia Elétrica e, sobre o Fundo para reversão. Sua eventual liquidação ocorrerá de acordo com determinações do Poder Concedente. O saldo da conta representou 0,1% em 31 de dezembro de 2013 e em 31 de dezembro de PÁGINA: 220 de 404

227 Condições financeiras e patrimoniais gerais Outras contas a pagar O saldo da conta em 31 de dezembro de 2013 era de R$11,0, redução de 29,5% comparado a 31 de dezembro de 2012, principalmente em decorrência da liquidação de valores a pagar a credores diversos. A conta representava 0,1% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2013 e em 31 de dezembro de Patrimônio líquido O patrimônio líquido era R$4.573,2 em 31 de dezembro de 2013, um aumento de 2,9% em relação a 31 de dezembro de 2012, em razão: i) aumento na Reserva de Lucros, em virtude da constituição de 5% sobre o lucro do exercício para a conta Reserva Legal e; ii) ajustes de avaliação patrimonial, principalmente devido ao reflexo da redução no saldo do benefício pós emprego da controlada EDP Bandeirante. A conta representava 32,3% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2013 e 34,9% em 31 de dezembro de Calculamos nosso patrimônio líquido sem considerar a participação dos não controladores. Considerando a participação dos não controladores, nosso patrimônio líquido seria de R$6.253,2 em 31 de dezembro de 2013 contra R$6.332,4 em 31 de dezembro de 2012, o que corresponderia a 44,2% e 49,7% do passivo total da EDPBR, respectivamente. Demais contas patrimoniais As contas patrimoniais não discutidas acima não apresentaram variações significativas na comparação entre os saldos em 31 de dezembro de 2013 e em 31 de dezembro de 2012, e/ou não representavam uma participação substancial na composição do passivo da EDPBR e/ou ativos totais naquelas datas. Comparação das Principais Contas Patrimoniais em 31 de dezembro de 2011 e 31 de dezembro de 2012 Ativo Ativo Circulante Caixa e equivalentes de caixa Em 31 de dezembro de 2012, o saldo da conta era de R$ 571,4, ou 31,5% inferior a 31 de dezembro de Esta variação ocorreu devido, principalmente, às atividades de investimento da EDPBR. A conta representava 4,5% do ativo da EDPBR em 31 de dezembro de 2012, em comparação com 7,0% em 31 de dezembro de Consumidores e concessionárias Em 31 de dezembro de 2012, a rubrica era de R$1.252,6, 30,0% superior a 31 de dezembro de Este aumento ocorreu em virtude do aumento no prazo médio de recebimento dos clientes: das distribuidoras (principalmente os da classe residencial). Na composição do ativo da EDPBR, a conta representou 9,8% em 31 de dezembro de 2012 e 8,1% em 31 de dezembro de Impostos e contribuições sociais Em 31 de dezembro de 2012, impostos e contribuições sociais eram de R$ 166,1, 31,0% inferior a 31 de dezembro de Esta variação ocorreu principalmente devido à diminuição no lucro tributável no período e consequente diminuição no imposto de renda e contribuição social. Na composição do ativo da EDPBR, a conta representou 1,3% em 31 de dezembro de 2012 e 2,0% em 31 de dezembro de Estoques Em 31 de dezembro de 2012, os estoques da EDPBR eram de R$40,6, 1,6% inferior a 31 de dezembro de Isto ocorreu devido, principalmente, pela maior eficiência na utilização de peças para reposição e manutenção nas subestações das distribuidoras. Na composição de ativo, a conta representou 0,3% em 31 de dezembro de 2012 e em 31 de dezembro de PÁGINA: 221 de 404

228 Condições financeiras e patrimoniais gerais Cauções e depósitos vinculados Em 31 de dezembro de 2012, a conta de cauções e depósitos vinculados possuía um saldo de R$24,2 em relação a um saldo de R$1,7 em Este aumento ocorreu principalmente ao saldo de conta reserva das controlada Enerpeixe e Santa Fé ser utilizada como garantia dos empréstimos tomados juntos ao BNDES. Na composição do ativo da EDPBR, a conta representou 0,2% em 31 de dezembro de 2012 e sem representatividade em 31 de dezembro de Ativos financeiros disponíveis para venda Os ativos financeiros referem-se à aquisição de 5,63% de ações preferenciais, correspondentes a 3,16% da Denerge S.A.( Denerge ), sociedade de capital fechado detentora de participações em empresas do setor elétrico. No âmbito dessa negociação, a EDPBR terá a opção de converter essas ações da Denerge em ações preferenciais da Rede Energia S.A. ( Rede Energia ) em um período de até 2 (dois) anos, ao preço de eventual oferta pública ou exercer a opção de converter as ações em 1 (um) ano ao preço unitário de R$5,68. Em 15 de setembro de 2011, foi exercida a opção de conversão, resultando na transferência das ações detidas pela Companhia sobre a Denerge para as ações da Rede Energia S.A., tendo sido reconhecida perda de marcação a mercado contra o resultado daquele exercício no montante de R$12.808, por contrapartida dos Outros resultados abrangentes. O saldo da conta, em 31 de dezembro de 2012, era de R$19,8 milhões, 40,0% inferior a 31 de dezembro de Esta variação ocorreu principalmente pela variação da marcação a mercado no valor da ação da Rede Energia. Na composição do nosso ativo, a conta representou 0,2% em 31 de dezembro de 2012 e 0,3% em 31 de dezembro de Outros créditos O saldo em 31 de dezembro de 2012 era de R$92,7, 141,8% superior a 31 de dezembro de Esta variação ocorreu principalmente pelos bens destinados a alienação da controlada EDP Escelsa. Na composição do nosso ativo, a conta representou 0,7% em 31 de dezembro de 2012 e 0,3% em 31 de dezembro de Ativo Não Circulante Títulos a receber O saldo em 31 de dezembro de 2012 era de R$21,3, 10,8% inferior a 31 de dezembro de 2011 que era de R$23,9. Esta variação se deve a atualização financeira e amortização do contrato de Cessão de Crédito firmado entre a controlada Lajeado Energia e as empresas Tangará Energia S.A. e a Rede Energia S.A. A conta representou 0,2% em 31 de dezembro de 2012 e em 31 de dezembro de Ativo financeiro indenizável Esses ativos financeiros refletem o saldo remanescente dos ativos intangíveis das distribuidoras Bandeirante e Escelsa não amortizáveis até o final do prazo de concessão e não recuperados por meio da prestação de serviços relacionados à concessão. Em 31 de dezembro de 2012, o ativo financeiro era de R$690,3, 43,1% superior a 31 de dezembro de 2011 que era de R$482,3. Tal variação se deve às adições do período e a atualização financeira pelo Valor Novo de Reposição. A conta representou 5,4% em 31 de dezembro de 2012 e 4,1% em 31 de dezembro de Consumidores e concessionárias Em 31 de dezembro de 2012, o saldo da conta era de R$40,3, 36,7% inferior ao saldo de 31 de dezembro de 2011, em virtude dos valores negociados com clientes inadimplentes terem diminuídos no decorrer do ano. Na composição do ativo da EDPBR, a conta representou 0,3% em 31 de dezembro de 2012 e 0,5% em 31 de dezembro de Impostos e contribuições sociais Em 31 de dezembro de 2012, impostos e contribuições sociais no longo prazo eram de R$55,5. Houve variação positiva de 84,8% em relação a 31 de dezembro de 2011, principalmente por conta do aproveitamento dos créditos de ICMS sobre as aquisições de ativos imobilizados no abatimento do ICMS a pagar sobre o fornecimento de energia a consumidores finais na PÁGINA: 222 de 404

229 Condições financeiras e patrimoniais gerais Bandeirante. Na composição de nosso ativo, a conta representou 0,4% em 31 de dezembro de 2012 e 0,3% em 31 de dezembro de Imposto de renda e contribuições social diferidos Em 31 de dezembro de 2012, o saldo da conta era de R$615,0, praticamente em linha com o saldo de 31 de dezembro de 2011, compostos em sua maioria por IRPJ e CSLL sobre prejuízos fiscais e as adições relacionadas ao Uso do Bem Público das geradoras Investco, Enerpeixe e UHE Santo Antônio do Jari. Na composição de nosso ativo, a conta representou 4,8% em 31 de dezembro de 2012 e 5,2% em 31 de dezembro de Partes relacionadas Em 31 de dezembro de 2012, o saldo da conta era de R$136,2, correspondente, em sua maioria, ao contrato de mútuo entre a EDPBR e a controlada em conjunto Porto do Pecém. Na composição de nosso ativo, a conta representou 1,1% em 31 de dezembro de 2012 e nenhuma representatividade em 31 de dezembro de Cauções e depósitos vinculados Em 31 de dezembro de 2012, a conta de cauções e depósitos vinculados possuía um saldo de R$244,7, praticamente em linha com o saldo de 31 de dezembro de 2011, que era de R$245,6. A variação da conta considera os depósitos judiciais liquidados no período com as respectivas contingências trabalhistas, fiscais e cíveis, além dos saldos remanescentes das garantias que as empresas Enerpeixe, Energest e Santa Fé têm depositadas face empréstimos devidos junto ao BNDES e das operações de curto prazo na CCEE. Na composição de nosso ativo, a conta representou 1,9% em 31 de dezembro de 2012 e 2,1% em 31 de dezembro de Outros créditos O saldo da conta em 31 de dezembro de 2011 era de R$46,3, variação de 16,4% em relação ao saldo de R$39,8 de 31 de dezembro de Esta variação ocorreu devido à: i) Saldo a receber dos clientes de Baixa Renda; ii) Diminuição no montante de Serviços prestados a terceiros. Na composição de nosso ativo, a conta representou 0,4% em 31 de dezembro de 2012 e 0,3% em 31 de dezembro de Investimentos Em 31 de dezembro de 2012, a conta investimentos possuía um saldo de R$708,7, saldo 76,8% superior aos R$400,8 de 31 de dezembro de A composição corresponde, em sua maioria, aos investimentos em empresas controladas em conjunto Porto do Pecém e EDP Renováveis. A variação dessa conta se dá pelos aportes efetuados pela EDPBR juntamente com a variação do resultado do exercício dessas controladas. A conta de investimentos representou 5,6% de nosso ativo total em 31 de dezembro de 2012 e 3,4% em 31 de dezembro de Imobilizado Em 31 de dezembro de 2012, o imobilizado era de R$4.554,3, 7,5% superior ao saldo de 31 de dezembro de Essa variação é decorrente das adições ao imobilizado, principalmente, dos projetos da UHE Santo Antônio do Jari, compensado em parte pela depreciação dos ativos das distribuidoras. A conta de imobilizado representou 35,8% do ativo da EDPBR total em 31 de dezembro de 2012 e 35,6% em 31 de dezembro de Intangível Em 31 de dezembro de 2012, o intangível era de R$3.433,3, 3,9% inferior ao saldo de 31 de dezembro de 2011, composto na sua maioria pelo Direito de Concessão de infraestrutura (em grande parte das distribuidoras), Uso do Bem Público (principalmente nas geradoras), sendo a variação do período decorrente principalmente das amortizações dos ativos relacionados à concessão e ao Uso do Bem Público. A conta de intangível representou 27,0% do ativo da EDPBR total em 31 de dezembro de 2012 e 30,1% em 31 de dezembro de PÁGINA: 223 de 404

230 Condições financeiras e patrimoniais gerais Passivo Passivo circulante Fornecedores Em 31 de dezembro de 2012, o saldo de fornecedores era de R$ 912,2, ou 47,2% superior a 31 de dezembro de Essa variação deve-se principalmente pelo aumento no preço da energia adquirida das térmicas que tem um preço maior do que a energia convencional. A conta representava 7,2% do passivo da EDPBR em 31 de dezembro de 2012, e 5,2% em 31 de dezembro de Impostos e contribuições sociais O saldo da conta de impostos e contribuições sociais, em 31 de dezembro de 2012, era de R$ 278,3, apresentando um aumento de 1,3% em comparação com o saldo de 31 de dezembro de 2011, em decorrência, basicamente, do aumento no IRPJ e CSLL a pagar, pela variação do lucro tributável do período. Com relação ao total do passivo, impostos e contribuições sociais representavam, respectivamente 2,2% e 2,3%, em 31 de dezembro de 2012 e em 31 de dezembro de Dividendos Em 31 de dezembro de 2012, o saldo da conta de dividendos era de R$201,5 demonstrando um aumento de 4,6% quando comparado a 31 de dezembro de 2011, basicamente devido a destinação do dividendo mínimo obrigatório de 25% sobre o lucro líquido distribuível. A conta representava 1,6% do passivo total do ativo em 31 de dezembro de 2012 em 31 de dezembro de Debêntures Em 31 de dezembro de 2012, o saldo da conta de debêntures era de R$435,5 milhões demonstrando um aumento de 303,6% quando comparado a 31 de dezembro de 2011, basicamente devido à transferência do passivo não circulante para o passivo circulante de parcela vencível em Junho de 2013 da controlada Escelsa. A conta representava 3,4% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2012 e 0,9% em 31 de dezembro de Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas O saldo da conta em 31 de dezembro de 2012 era de R$269,2, demonstrando uma redução de 25,1% quando comparado a 31 de dezembro de 2011, principalmente em decorrência das amortizações da dívida das controladas Enerpeixe, Pantanal e Santa Fé. Empréstimos e financiamentos representavam 2,1% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2012 e 3,0% em 31 de dezembro de Benefícios pós emprego O saldo da conta Benefícios pós-emprego, em 31 de dezembro de 2012, era de R$35,5, 18,3% superior ao saldo de 31 de dezembro de A variação é explicada pela atualização das premissas constantes do laudo atuarial. A conta representava 0,3% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de Obrigações estimadas com pessoal O saldo da conta em 31 de dezembro de 2012 era de R$65,0, comparado com R$57,3 em 31 de dezembro de 2011, apresentando uma variação de 13,5%, em decorrência, principalmente das provisões de férias e respectivos encargos sobre além da participação nos lucros e resultados do período. A conta representava 0,5% do passivo total em 31 de dezembro de 2012 e em 31 de dezembro de Encargos regulamentares e setoriais O saldo da conta em 31 de dezembro de 2012 era de R$ 106,2, comparado com R$154,7 em 31 de dezembro de 2011, demonstrando uma redução de 31,4%, principalmente em decorrência da conta de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética, que varia de acordo com a receita líquida das distribuidoras, além da realização dos projetos vinculados e autorizados pela PÁGINA: 224 de 404

231 Condições financeiras e patrimoniais gerais ANEEL, além de menores encargos RGR, CCC e CDE, que diminuíram em relação a Encargos regulamentares e setoriais representavam 0,8% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2012 e 1,3% em 31 de dezembro de Uso do Bem Público Em 31 de dezembro de 2012, o saldo da conta era de R$22,0, 8,8% superior ao saldo de 31 de dezembro de 2011 que era de R$20,2, em virtude da atualização financeira do saldo total e da liquidação das parcelas no período. A conta representava 0,2% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2012 e em 31 de dezembro de Provisões A conta de provisões engloba as provisões para contingências cíveis, fiscais, trabalhistas além das provisões para licenças ambientais e a contraprestação contingente após a aquisição da UHE Santo Antônio do Jari. Em 31 de dezembro de 2012, possuía um saldo de R$53,5, 65,5% inferior a 31 de dezembro de Esta variação se deu principalmente pela contraprestação contingente liquidada durante 2012 em virtude de o vendedor ter concretizado algumas cláusulas vinculantes do contrato da venda do empreendimento da UHE Santo Antônio do Jari. Na composição do passivo total da EDPBR, a conta representou 0,4% em 31 de dezembro de 2012 e 1,3% em 31 de dezembro de Outras contas a pagar O saldo da conta em 31 de dezembro de 2012 era de R$133,9, aumento de 17,5% quando comparado a 31 de dezembro de 2011, principalmente em decorrência dos adiantamentos recebidos pela controlada Escelsa, para fins de alienação de bens e direitos. Outras contas a pagar representavam 1,1% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2012 e 1,0% em 31 de dezembro de Passivo Não Circulante Impostos e contribuições sociais Em 31 de dezembro de 2012, a conta apresentava um saldo de R$111,9, 18,2% inferior a 31 de dezembro de Tal variação decorreu da atualização pela Selic e TJLP sobre o parcelamento de impostos federais Lei /09 e pela transferência para o passivo circulante das parcelas inferiores a 12 (doze) meses. Na composição do passivo da EDPBR, a conta representou 0,9% em 31 de dezembro de 2012 e 1,2% em 31 de dezembro de Imposto de renda e contribuição social diferidos Em 31 de dezembro de 2012, a conta de imposto de renda e contribuição social diferidos apresentava um saldo de R$387,3, 3,2% superior a 31 de dezembro de Tal variação decorreu, principalmente, de exclusões temporárias relacionadas ao Uso do Bem Público das geradoras Enerpeixe e Investco. Na composição do passivo da EDPBR, a conta representou 3,0% em 31 de dezembro de 2012 e de 3,2% em 31 de dezembro de Debêntures Em 31 de dezembro de 2012, o saldo da conta de debêntures era de R$1.052,6, um aumento de 22,3% quando comparado a 31 de dezembro de 2011, basicamente devido à emissão de debêntures em 28 de agosto de 2012 para a empresa EDPBR, no montante de R$450,0 compensada pela transferência para o passivo circulante e consequente pagamento de debêntures das distribuidoras. A conta representava 8,3% do passivo da EDPBR total em 31 de dezembro de 2012 e 7,2% em 31 de dezembro de Empréstimos, financiamentos e encargos de dívidas O saldo da conta em 31 de dezembro de 2012 era de R$1.331,1, um aumento de 18,5% se comparado com 31 de dezembro de 2011, principalmente em decorrência das captações ocorridas nas controladas Escelsa, Bandeirante e ECE Participações, para fazer frente aos investimentos na melhoria da rede da distribuição e no empreendimento UHE Santo Antônio do Jari. Representavam 10,5% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2012 e 9,4% em 31 de dezembro de PÁGINA: 225 de 404

232 Condições financeiras e patrimoniais gerais Benefícios pós-emprego O saldo da conta benefícios pós-emprego, em 31 de dezembro de 2012, era de R$518,3, aumento de 77,4% em relação a 31 de dezembro de 2011, em decorrência de atualização das premissas constantes do laudo atuarial e transferências para o passivo circulante das parcelas inferiores a 1 ano. A conta representava 4,1% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2012 e 2,5% em 31 de dezembro de Encargos regulamentares e setoriais O saldo da conta de encargos regulamentares e setoriais representava 0,1% do passivo total em 31 de dezembro de 2012 e em 31 de dezembro de 2011, cujos montantes eram respectivamente de R$17,1 e R$7,0. A variação da conta se dá basicamente pelos montantes de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética, que tem prazo de realização superior a 12 meses. Uso do Bem Público Em 31 de dezembro de 2012, o saldo da conta era de R$251,2, 5,0% superior ao saldo de 31 de dezembro de 2011, que era de R$239,2 basicamente em virtude da atualização financeira (pelo IGPM) do saldo total e da transferência para o passivo circulante das parcelas inferiores há um ano. A conta representava 2,0% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2012 e em 31 de dezembro de Provisões A conta de provisões, em 31 de dezembro de 2012, possuía um saldo no passivo não circulante de R$180,4, praticamente em linha com o saldo de 31 de dezembro de 2011, que era de R$180,7. Na composição do passivo total da EDPBR, a conta representou 1,4% em 31 de dezembro de 2012 e 1,5% em 31 de dezembro de Provisão para passivo a descoberto Trata-se, basicamente, de provisão constituída em decorrência da dissolução de sociedade do projeto Terra Verde. Em 31 de dezembro de 2012 o saldo era de R$1,5, praticamente em linha com o saldo de R$1,6 em 31 de dezembro de Reserva para reversão e amortização Refere-se a recursos derivados de reserva constituída até 31 de dezembro de 1971 nos termos do regulamento do SPEE (Decreto Federal no /57), aplicado por nós na expansão do Serviço Público de Energia Elétrica e, sobre o Fundo para reversão. Sua eventual liquidação ocorrerá de acordo com determinações do Poder Concedente. O saldo da conta representou 0,1% em 31 de dezembro de 2012 e em 31 de dezembro de Outras contas a pagar O saldo da conta em 31 de dezembro de 2012 era de R$15,6, redução de 59,6% comparado a 31 de dezembro de 2011, decorrente de liquidação financeira de valores devidos a credores diversos, principalmente nas distribuidoras EDP Escelsa e EDP Bandeirante. A conta representava 0,1% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2012 e 0,3% em 31 de dezembro de Patrimônio líquido O patrimônio líquido era R$4.445,7 em 31 de dezembro de 2012, uma redução de 3,0% em relação a 31 de dezembro de 2011, em razão: i) diminuição na Reserva de Lucros, em virtude da transferência de Outros Resultados Abrangentes e; ii) ajustes de avaliação patrimonial, que consistem em: a) ganhos e perdas atuariais Benefício pós emprego (R$237,4 milhões negativos em 2012 contra R$80,3 milhões negativos em 2011); b) Ativos financeiros disponíveis para venda (R$2,7 milhões em 2012 contra R$5,0 milhões em 2011), e; c) Impostos diferidos sobre esses ajustes. A conta representava 34,9% do passivo total da EDPBR em 31 de dezembro de 2012 e 38,6% em 31 de dezembro de PÁGINA: 226 de 404

233 Condições financeiras e patrimoniais gerais Calculamos nosso patrimônio líquido sem considerar a participação dos não controladores. Considerando a participação dos não controladores, nosso patrimônio líquido seria de R$6.332,4 em 31 de dezembro de 2012 contra R$6.528,0 em 31 de dezembro de 2011, o que corresponderia a 49,7% e 54,9% do passivo total da EDPBR, respectivamente. Demais contas patrimoniais As contas patrimoniais não discutidas acima não apresentaram variações significativas na comparação entre os saldos em 31 de dezembro de 2012 e em 31 de dezembro de 2011, e/ou não representavam uma participação substancial na composição do passivo da EDPBR e/ou ativo totais naquelas datas. Fluxo de caixa A tabela a seguir apresenta o nosso fluxo de caixa das atividades operacionais, de investimento e de financiamento para os períodos indicados: 31/12/ /12/ /12/2013 Variação 12/11-12/12 Variação 12/12-12/13 Caixa gerado pelas (aplicado nas) atividades operacionais Caixa gerado pelas (aplicado nas) atividades de investimentos ( ) ( ) ( ) Caixa gerado pelas (aplicado nas) atividades de financiamento ( ) ( ) Disponibilidades no início do exercício Disponibilidades no final do exercício Aumento (redução) nas disponibilidades ( ) ( ) Aumento (redução) nas disponibilidades (%) -21,2% -31,5% 61,7% Comparação do Fluxo de Caixa nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2013 e 31 de dezembro de 2012 O fluxo de caixa das atividades operacionais apresentou uma redução de R$260,2 milhões, entre os períodos encerrados em 31 de dezembro de 2013 e Tal variação é explicada principalmente pelo desembolso a maior para compra de energia, principalmente das distribuidoras EDP Escelsa e EDP Bandeirante, em virtude do maior despacho das térmicas que possuem custos superiores a energia proveniente das demais fontes convencionais de energia, compensados em parte pelos recursos recebidos da CDE. O fluxo de caixa das atividades de investimento apresentou uma variação negativa de R$409,0 milhões entre os períodos encerrados em 31 de dezembro de 2013 e 2012, em virtude dos investimentos em imobilizado feitos durante o ano de 2013 devido, principalmente, ao início da construção da UHE Cachoeira Caldeirão e para o andamento das obras da UHE Santo Antônio do Jari, além de aportes financeiros em Porto do Pecém, para reforço de seu capital de giro. Adicionalmente, o fluxo de caixa das atividades de financiamento apresentou um aumento de R$1.284,6 milhões entre os períodos encerrados em 31 de dezembro de 2013 e Esse nível de captação foi necessário para fazer frente à redução das atividades operacionais, e manter um nível adequado tanto de investimentos como também na manutenção dos dividendos aos acionistas, aproveitando o espaço disponível para alavancagem e condições propícias de endividamento. Comparação do Fluxo de Caixa nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 O fluxo de caixa das atividades operacionais apresentou uma redução de R$322,6 milhões, entre os períodos encerrados em 31 de dezembro de 2012 e Tal variação é explicada principalmente pelo desembolso a maior para compra de energia, principalmente das distribuidoras EDP Escelsa e EDP Bandeirante, em virtude do maior despacho das térmicas que possuem custos superiores à energia proveniente das demais fontes convencionais de energia. O fluxo de caixa das atividades de investimento, por sua vez, apresentou uma variação positiva de R$153,1 milhões entre os períodos encerrados em 31 de dezembro de 2012 e 2011, explicado PÁGINA: 227 de 404

234 Condições financeiras e patrimoniais gerais pelos menores investimentos em imobilizado feitos durante o ano de 2012 devido, principalmente, a fase final das obras da UTE Porto do Pecém. Além disso, durante o ano de 2012 a venda do controle da controlada Evrecy contribuiu positivamente também para essa melhora em relação ao ano de Adicionalmente, o fluxo de caixa das atividades de financiamento apresentou variação positiva de R$131,4 milhões entre os períodos encerrados em 31 de dezembro de 2012 e 2011, o que demonstra uma menor captação de recursos em 2012, em relação ao ano de 2011, uma vez que, conforme explicado anteriormente, as atividades de investimento demandaram menos recursos em 2012, quando comparados ao ano de PÁGINA: 228 de 404

235 Resultado operacional e financeiro Comentários dos Diretores da Companhia sobre: a. Resultados das operações da Companhia Os três principais segmentos de atuação da EDPBR são: distribuição, geração e comercialização. Nossos segmentos realizam compras e vendas de energia elétrica entre eles. Os segmentos de geração e comercialização vendem energia para nossas distribuidoras. Com o intuito de evitar a duplicidade das receitas e despesas, em nossas demonstrações consolidadas os resultados das operações inter-segmento são eliminados. Porém, a análise individual dos segmentos não seria a mais adequada caso desconsideremos estas operações. Como consequência, as vendas e despesas entre os segmentos não foram eliminados na discussão dos resultados apresentados abaixo. A distribuição reflete, principalmente, as vendas a consumidores cativos e cobrança pelo uso do sistema de distribuição (TUSD) junto a consumidores livres, cuja tarifa é definida pela ANEEL, sendo que a quantidade vendida varia em função de fatores em que a EDPBR não tem gerenciamento, tais como temperatura, massa salarial e atividade econômica da área de concessão de nossas distribuidoras, além da própria atividade econômica do País. O segmento de distribuição representou em ,0% da receita líquida consolidada da EDPBR, com um montante de R$4.633,4 milhões, crescimento de 3,8% sobre o ano de 2012, quando alcançou o montante de R$4.461,8 milhões e representava 61,9% da receita líquida consolidada da EDPBR (já considerados os efeitos do reconhecimento da receita de construção). Em relação ao ano de 2011, a distribuição teve receita líquida de R$4.232,5 milhões, o que representava 66,4% da receita líquida consolidada da EDPBR. Em relação ao EBITDA ajustado a distribuição teve R$785,6 milhões em 2013 (44,7% do EBITDA ajustado consolidado da EDPBR) o que representou um aumento de 38,5% sobre o ano de 2012, quando atingiu o montante de R$567,3 milhões (38,3% do EBITDA ajustado consolidado da EDPBR). Em 2011, o EBITDA ajustado foi de R$757,5 milhões, o que representava 48,0% do EBITDA ajustado consolidado da EDPBR. O lucro líquido da distribuição apresentou os seguintes montantes: R$324,8 milhões em 2013, R$239,6 milhões em 2012 e R$328,6 milhões em Nosso segmento de geração consiste na operação de 18 usinas (dentre UHE e PCHs), inclusive com atuação no segmento de energias renováveis. É um segmento que requer elevados investimentos em ativos imobilizados e financiamentos relevantes para viabilizar as respectivas construções, sendo que em alguns empreendimentos é necessário que atuemos em parceira com sócios estratégicos. Isso explica porque as receitas e margens não são refletidas no lucro líquido consolidado. Uma parte dessas receitas e margens é distribuída aos acionistas não controladores. A receita líquida da geração foi a seguinte: R$1.323,7 milhões em 2013, R$1.196,9 milhões em 2012 e R$1.095,4 milhões em 2011, o que representou um aumento de 11,1% de 2011 para 2012 e 10,6% de 2012 para Da receita líquida consolidada da EDPBR, o segmento de geração representou: 18,4% em 2013, 19,2% em 2012 e 19,0% em O EBITDA ajustado da geração foi o seguinte: R$904,6 milhões em 2013, R$858,9 milhões em 2012, aumento de 5,3%. Já em 2011, o EBITDA ajustado foi de R$787,1 milhões, aumento de 9,1% em relação a Do EBITDA ajustado da EDPBR a geração representou: 51,4% em 2013, 58,0% em 2012 e 49,4% em O lucro líquido da geração apresentou os seguintes montantes: R$382,6 milhões em 2013, R$362,3 milhões em 2012 e R$434,4 milhões em O segmento de comercialização, representado pela EDP Comercialização, vende energia e serviços de valor agregado para consumidores livres, concessionárias e permissionárias. A receita líquida da comercialização foi a seguinte: R$1.885,8 milhões em 2013, aumento de 39,2% em relação a receita de Em 2012, a receita líquida foi de R$1.354,6 milhões e representou crescimento de 47,0% em relação a receita de 2011, que foi de R$921,7 milhões. Da receita líquida consolidada da EDPBR o segmento de comercialização representou: 23,6% em 2013, 18,8% em 2012 e 14,5% em PÁGINA: 229 de 404

236 Resultado operacional e financeiro O EBITDA ajustado da comercialização foi o seguinte: R$68,8 milhões em 2013, aumento de 28,1% em relação ao EBITDA de Em 2012, o EBITDA ajustado foi de R$53,7 milhões, crescimento de 64,2% em relação a 2011, que teve EBITDA de R$32,7 milhões. Do EBITDA ajustado da EDPBR o segmento de comercialização representou: 3,9% em 2013, 3,6% em 2012 e 2,1% em O lucro líquido da comercialização apresentou os seguintes montantes: em 2013, R$43,2 milhões o que representou uma evolução de 12,3% sobre o lucro líquido de Em 2012, o lucro líquido foi de R$38,5 milhões, aumento de 62,5% em relação a 2011, que foi de R$23,7 milhões. Com base nos segmentos acima apresentados, o resultado operacional da EDPBR apresentou os seguintes montantes: (i) receita operacional líquida de R$7.096,5 milhões em 2013, R$6.454,5 milhões em 2012, crescimento de 9,9%. Em 2012, a receita operacional líquida apresentou crescimento de 13,1% sobre 2011, cujo montante foi de R$5.705,4 milhões; (ii) EBITDA ajustado de R$1.655,7 milhões em 2013, R$1.420,6 milhões em 2012, aumento de 16,6%. Em 2012, o EBITDA ajustado apresentou redução de 8,2% sobre 2011, cujo montante foi de R$1.546,7 milhões; (iii) lucro líquido de R$375,8 em 2013, R$343,5 milhões em 2012, aumento de 9,4%. Em o lucro líquido apresentou retração de 30,2% em relação ao lucro líquido de 2011 que foi de R$492,3 milhões, sem considerar os efeitos da participação dos acionistas não controladores. Tais variações já foram explicadas anteriormente. b. variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio, inflação, alterações de volumes e introdução de novos produtos e serviços Nossos Diretores entendem que o resultado das nossas operações é direta e significativamente impactado pela mudança nas tarifas de energia elétrica reguladas pela ANEEL, sendo que as nossas receitas operacionais e margens (essencialmente no caso das nossas controladas distribuidoras) dependem do processo de revisão tarifária. Buscamos manter um bom relacionamento com o órgão regulador e com os demais participantes do mercado, para que o processo de revisão tarifária reflita de forma transparente e adequada os interesses dos consumidores e acionistas. c. Impacto da inflação, da variação de preços dos principais insumos e produtos, do câmbio e da taxa de juros no resultado operacional e no resultado financeiro da Companhia. Todas as nossas operações encontram-se no território nacional. Dessa maneira, o desempenho geral da economia brasileira afeta a demanda por energia elétrica e a inflação afeta nossos custos e margens. A inflação afeta os negócios basicamente pelo aumento dos custos operacionais e despesas financeiras. Já a depreciação do real eleva os custos de aquisição de energia elétrica da hidrelétrica de Itaipu, além de reduzir em dólar (ou euro) o montante de dividendos a ser distribuído aos acionistas ou mesmo o equivalente em dólares (ou euros) ao preço de mercado de nossas ações ordinárias. Nossos Diretores acreditam que possuímos uma política adequada de proteção contra flutuações na taxa de câmbio. PÁGINA: 230 de 404

237 Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras Comentários dos Diretores da Companhia sobre os efeitos relevantes que os eventos abaixo tenham causado ou se espera que venham a causar nas demonstrações financeiras da Companhia e em seus resultados: (em milhares de reais, exceto quando indicado). a) introdução ou alienação de segmento operacional Nossos Diretores entendem que nos 3 últimos exercícios sociais não houve introdução de segmento operacional. Em relação à alienação de segmento operacional, em 2012 houve a venda de 100% da participação que a Companhia detinha na empresa Evrecy, que atuava no segmento de transmissão, que não fazia parte da estratégia de atuação do grupo. Alienação da controlada Evrecy Participações Ltda. Em 28 de maio de 2012, a Companhia celebrou o instrumento particular de alienação da totalidade das quotas da Evrecy, de sua titularidade, que representam 100% do capital social da Evrecy, à Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista - CTEEP, pelo valor total de R$58.000, a serem pagos em moeda corrente nacional. Em 11 de dezembro de 2012 foi aprovada pela ANEEL, a efetivação da operação de venda de 100% das quotas da Evrecy de titularidade da Companhia para à CTEEP. Em 21 de dezembro de 2012 à alienação do investimento da Evrecy para a CTEEP foi concluída pelo valor total de R$63.100, gerando um ganho para a Companhia de R$ registrado na rubrica de Despesas Gerais e Administrativas - Outras. b) constituição, aquisição ou alienação de participação societária 2013 Venda de ativos Controlada Indireta Pantanal Em 1º de agosto de 2013, a controlada indireta Pantanal transferiu os ativos das Usinas CGH São João I com capacidade instalada de 0,664MW, CGH São João II com capacidade instalada de 0,600MW e CGH Coxim com capacidade instalada de 0,400MW, para duas Sociedades de Propósito Específico SPE s (subsidiárias integrais da Pantanal), sendo os ativos das CGH São João I e CGH São João II aportados na empresa São João Energia Ltda. e os ativos da CGH Coxim aportados na Coxim Energia Ltda. A Pantanal celebrou junto a YU Empreendimentos Imobiliários e Participações Ltda. o Contrato de Compra e Venda de Quotas e Outras Avenças dos ativos relacionados às usinas mencionadas acima no valor de R$5.000 e, em 1º de setembro de 2013, ambas SPE s tiveram seu controle transferido para a YU. Concessão da Central Hídrica de São Manoel Em 13 de dezembro de 2013 a Companhia comunicou ao mercado que o Consórcio Terra Nova, constituído entre a Companhia e Furnas Centrais Elétricas S.A, sagrou-se vencedor no leilão A-5 realizado pela ANEEL, 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. As principais características do projeto são: (i) capacidade instalada de 700 MW; (ii) energia vendida no Ambiente de Contratação Regulado ACR de 409,5 MW médios; (iii) preço de venda no ACR de R$83,49/MWh reajustado anualmente pelo IPCA; (iv) início do Contrato de PÁGINA: 231 de 404

238 Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras Comercialização de Energia CCEAR em maio de 2018; (v) prazo do CCEAR de 30 anos; e (vi) investimento total estimado (sem considerar inflação e juros capitalizados) de R$ 2,7 bilhões. O financiamento do projeto considera a obtenção de dívida de longo prazo com alavancagem estimada de até 66%. Concessão das Centrais Eólicas - Aroeira, Jericó, Umbuzeiros e Aventura I A coligada EDP Renováveis, em 13 de dezembro de 2013, vendeu 45 MW médios de energia no Leilão A-5, por meio de quatro empreendimentos de geração eólica: Aroeira, Jericó, Umbuzeiros e Aventura I. Os empreendimentos estão localizados no Estado do Rio Grande do Norte, região nordeste do Brasil. Em conjunto, os empreendimentos somam capacidade instalada de 116 MW. A venda da energia no Ambiente de Contratação Regulado ACR se deu pelo prazo de 20 anos, com início em janeiro de 2018, ao preço de R$109/MWh. Devolução da controlada indireta Couto Magalhães A Companhia possuía a outorga do Contrato de Concessão nº 021/2002, junto à Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, referente à construção da Usina Hidrelétrica Couto Magalhães (UHE Couto Magalhães), com capacidade instalada de 150 MW, energia assegurada de 90,30 MWm, pelo prazo de 35 anos até 23 de abril de Em 2011, 9 anos após a outorga do Contrato de concessão, o IBAMA, por meio do Ofício nº 892/11, informou o indeferimento em definitivo do pedido de Licença Ambiental. Diante da impossibilidade de implementar o empreendimento da UHE Couto Magalhães, em 15 de março de 2012, a Companhia formulou requerimento junto ao Ministério de Minas e Energia - MME e à ANEEL, de acordo com Processo Administrativo nº / , pelo qual foi requerida: (i) a rescisão amigável do Contrato de concessão; (ii) a devolução da garantia de fiel cumprimento das obrigações do Contrato de concessão prevista na subcláusula 9ª, da Cláusula 7ª; (iii) a consequente não cobrança do montante de UBP; e (iv) o ressarcimento dos custos incorridos pelas requerentes no desenvolvimento dos estudos ambientais. Em 10 de julho de 2013 foi publicada a Lei nº , que permite que os concessionários de geração outorgados até 15 de março de 2004 que não entrarem em operação até 31 de dezembro de 2013, possam no prazo de 30 dias requerer: (i) a rescisão de seus contratos de concessão, sendo-lhes assegurado, no que couber, a liberação ou restituição das garantias de cumprimento das obrigações do contrato de concessão; (ii) o não pagamento pelo UBP durante a vigência do contrato de concessão; (iii) e o ressarcimento dos custos incorridos na elaboração de estudos ou projetos que venham a ser aprovados para futura licitação. Em 19 de julho de 2013 foi protocolada na ANEEL a ratificação do pedido de rescisão do Contrato de concessão nº 021/2002 da UHE Couto Magalhães, conforme as diretrizes contidas na Portaria MME nº 243/2013. Em 5 de setembro de 2013, a Diretoria da ANEEL em sua Reunião Pública Extraordinária, aprovou a extinção da concessão da UHE Couto Magalhães. Na sequência, o processo seguiu para o MME, o qual convocou as Concessionárias para assinarem o Distrato do Contrato de Concessão nº 021/2002 em 27 de novembro de Conforme o Distrato, as concessionárias ficaram isentas do pagamento do UBP, bem como será realizada a devolução da garantia de fiel cumprimento e o ressarcimento dos custos incorridos no desenvolvimento dos estudos ambientais, quando da realização de futura licitação. Por fim, em 10 de dezembro de 2013, a Companhia solicitou à ANEEL a devolução das garantias de fiel cumprimento aportadas, na modalidade de fiança bancária, conforme previsto nos supramencionados Lei e Distrato. PÁGINA: 232 de 404

239 Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras Venda de participação acionária CEJA e Cachoeira Caldeirão Em 6 de dezembro de 2013, a Companhia comunicou ao mercado que estabeleceu uma parceria com a CWE Investment Corporation (CWEI) e CWEI Brasil Participações (CWEI Brasil), subsidiárias controladas integralmente pela China Three Gorges (CTG), para investimentos, em conjunto, no mercado de energia brasileiro. No âmbito da parceria, a Companhia assinou nesta data Contrato de Compra e Venda e Acordo de Acionistas referentes à venda de 50% de sua participação na CEJA e Cachoeira Caldeirão. O acordo prevê a participação conjunta das partes em projetos de energia no Brasil, sob uma estrutura acionária equilibrada, com controle compartilhado, equilíbrio de direitos e tomada de decisão com base em consenso entre as partes. Para a venda da CEJA, o valor de transação foi de R$ e, adicionalmente, a CWEI Brasil assumirá o compromisso dos aportes de capital até o final da construção da UHE Jari, estimado em R$ Para a venda da Cachoeira Caldeirão, o custo da entrada da CWEI Brasil corresponderá ao reembolso dos custos incorridos pela EDP - Energias do Brasil e à assunção de compromissos dos aportes de capital até o final da construção estimados em R$ , na proporção da participação adquirida. Nos termos do Contrato, a conclusão da operação está sujeita à aprovação pela ANEEL, Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES, órgãos reguladores chineses e outras providências de natureza societária e contratuais necessárias à efetivação da alienação de controle, que estão previstas para ocorrerem no 1º semestre de Conforme requerido pelo CPC 19 (R2) Negócios em conjunto (IFRS 11), com a conclusão das operações e após as aprovações mencionados acima, a CEJA e Cachoeira Caldeirão serão contabilizadas por equivalência patrimonial e devem resultar em um ganho de capital estimado no lucro líquido de 2014 de R$ Assunção das Operações da MABE Em 8 de julho de 2012, a Companhia e a sua parceira, a MPX Energia S.A. (atual Eneva S.A.), celebraram contrato de compra e venda com o objetivo de adquiri 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 está sujeita a um conjunto de condições precedentes, de entre as quais se destaca a aprovação do CADE - Conselho Administrativo de Defesa Econômica, após as quais, a Companhia e a Eneva poderão 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 Eneva acordaram que Pecém II e Itaqui, empreendimentos controlados integralmente pela Eneva, serão administrados exclusivamente pela Eneva, 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 PÁGINA: 233 de 404

240 Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras 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. Até 31 de dezembro de 2012, as condições mencionadas acima não foram completamente cumpridas e, portanto a Companhia e a Eneva não assumiram a gestão das operações da MABE. Concessão da Central Hídrica de Cachoeira Caldeirão Em 14 de dezembro de 2012 a Companhia, no leilão A-5 realizado pela ANEEL, obteve a concessão da Central Hídrica de Cachoeira Caldeirão que será construída no Estado do Amapá, no rio Araguari. O projeto conta com Capacidade Instalada de 219 MW e Energia vendida no ACR de 129,7 MWmédios, com previsão do início do contrato de comercialização - CCEAR em Janeiro de 2017 pelo prazo de 30 anos. O investimento total estimado é de R$ 1,1 bilhão e o início das obras está previsto para Aquisição da ECE Participações Em 15 de junho de 2011, a EDPBR, por meio de sua controlada CEJA, adquiriu a ECE, empresa pertencente aos Grupos CS e Participa, detentora de 90% do Consórcio Amapá Energia, o qual possui os direitos de exploração da UHE JARI, na divisa dos Estados do Pará e Amapá. A participação remanescente de 10% do Consórcio Amapá Energia é detida pela Jari Energética S.A. ( Jari Energética ), detentora original da concessão que tem direito de venda conjunta da sua participação à Ipueiras Energia S.A., atual denominação da CEJA, pelo mesmo preço e nas mesmas condições de pagamento (tag along). O exercício deste direito foi realizado em 30 de junho de A UHE Santo Antônio do Jari possui 300 MW de capacidade instalada e 196,1 MW médios de energia assegurada, correspondendo a um fator de utilização de 65%, já aprovados pela Agência Nacional de Energia Elétrica, dos quais 190 MW médios foram vendidos no Leilão A-5 ocorrido em dezembro de 2010 pelo período de 30 anos findo em 31 de dezembro de 2044 (término da concessão). O investimento total previsto pode variar entre R$1.270 milhões e R$1.410 milhões, incluindo o investimento na construção da usina para a instalação da capacidade máxima de 373,4 MW, o pagamento do projeto aos vendedores e considerando o exercício de tag along pela Jari Energética. Em 13 de outubro de 2011 foi concluída a aquisição dos 90% dos direitos de exploração da UHE Santo Antônio do Jari. Em 23 de dezembro de 2011, foi concluída a aquisição, através da controlada ECE, dos 10% remanescentes dos direitos de exploração da UHE Santo Antônio do Jari. Com esta aquisição o Grupo EDP consolida 100% dos direitos de exploração. Incorporação da CESA pela Energest Em 31 de julho de 2011, a Assembleia Geral Extraordinária da CESA, deliberou a Incorporação da controlada CESA pela Energest, que foi pautada nas seguintes justificativas: a) a Energest e a CESA são controladas direta e indiretamente pela EDPBR; b) a Energest, única acionista da CESA, concentra a maioria dos ativos de Geração do Grupo EDPBR; e PÁGINA: 234 de 404

241 Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras c) a Energest e a CESA desenvolvem a mesma atividade econômica, tendo ambas ativos de geração do Grupo EDPBR, localizados no Estado do Espírito Santo. Com a incorporação, entendem as partes, que serão obtidos benefícios de ordem administrativa, financeira e econômica, permitindo um melhor aproveitamento dos recursos das empresas envolvidas e uma perspectiva de expansão dos negócios da Energest. O processo de reorganização societária foi condicionado as seguintes anuências: (i) aprovação da operação pelo Banco Santander S.A., emitida em 10 de fevereiro de 2011; (ii) aprovação da operação pela ANEEL nos termos da Resolução Autorizativa nº 2.861, de 19 de abril de 2011; e (iii) aprovação da operação pelo BNDES, emitida em 20 de junho de Em função da referida reorganização societária e consumadas as providências legais da incorporação, a CESA foi extinta de pleno direito e a Energest assumiu a responsabilidade ativa e passiva, passando a ser sucessora legal, para todos os efeitos. Transferência do controle acionário da Evrecy Em 17 de outubro de 2011, a Assembleia Geral Extraordinária da Energest, deliberou a redução do capital social da Energest em R$27,9 milhões e, a título de restituição do valor correspondente à redução do capital social, foi aprovada a atribuição do controle acionário da Evrecy para a EDPBR. Por meio do Despacho nº 4.899, de 20 de dezembro de 2011, a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira - SFF aprovou a redução no capital social da Energest. Em 23 de dezembro de 2011, a SFF: (i) atestou que a instrução do pedido de transferência atende aos requisitos jurídicos, financeiros, técnicos e fiscais exigidos pela ANEEL; (ii) registrou que a Concessionária encontra-se adimplente com todas as obrigações intrassetoriais; e (iii) recomendou a emissão de resolução autorizativa em favor da EDPBR, bem como a aprovação do Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão de Transmissão nº 20/2008-ANEEL. Em 17 de janeiro de 2012, a SFF votou acerca da transferência do controle societário direto da Evrecy nas seguintes condições: (i) pela emissão de resolução autorizativa, a fim de autorizar a transferência do controle societário direto da Energest para a EDPBR; (ii) por estabelecer que a reestruturação societária ora autorizada seja implementada e formalizada em 90 dias e que os documentos comprobatórios da formalização da operação sejam encaminhados à ANEEL no prazo de 30 dias, a contar de sua efetivação; e (iii) pela aprovação da minuta do Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão de Transmissão n 20/2008-ANEEL, a qual deverá ser assinada no prazo de até 45 dias, a contar da data em que for comprovada a implementação da transferência em questão. Participação acionária da Enertrade no Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia BBCE Em 15 de dezembro de 2011 foi aprovada a aquisição pela Enertrade, de 1 lote de 1000 (um mil) ações no valor de R$200 milhões que dará direito a uma posição no conselho de administração na empresa BBCE. A BBCE é uma Sociedade Anônima de Capital Fechado com Capital Social de R$12 milhões (60 lotes de ações) e está aberta a participação de todos os agentes do Ambiente de Comercialização Livre - ACL. c) eventos ou operações não usuais À exceção das operações mencionadas na alínea a e b, do item 10.3, não ocorreram eventos ou operações não usuais nos últimos três anos. PÁGINA: 235 de 404

242 Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor Comentários dos Diretores da Companhia sobre: (a) mudanças significativas nas práticas contábeis 2011 Em decorrência do compromisso firmado entre CPC e CVM de manter atualizado o conjunto de normas emitido com base nas atualizações feitas pelo IASB, foram emitidos o CPC 44, OCPC 06 e o ICPC 17 e revisados os CPC s 00,15,18, 20, 21, 26, 35, 36, 39 e ICPC 01. A Administração da Companhia não identificou mudanças de práticas a serem apresentados para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011, em decorrência das novas emissões e revisões dos CPC s Em decorrência do compromisso firmado entre CPC e CVM de manter atualizado o conjunto de normas emitido com base nas atualizações feitas pelo IASB, foi emitido o CPC 46 e foram revistos os CPC s 33(R1), 17(R1), 30(R1), 40 (R1), ICPC 01(R1) e ICPC 08(R1). A Administração da Companhia não identificou mudanças de práticas a serem apresentados para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, em decorrência das novas emissões e revisões dos CPC s Algumas normas e emendas das normas e interpretações emitidas pelo IASB ainda não entraram em vigor para o exercício findo em 31 de dezembro de 2013, portanto não foram aplicadas na preparação das demonstrações financeiras de O CPC ainda não editou os respectivos pronunciamentos e modificações correspondentes às IFRS e IFRIC novas e revisadas. Em decorrência do compromisso do CPC e da CVM de manter atualizado o conjunto de normas emitido com base nas atualizações feitas pelo IASB, é esperado que esses pronunciamentos e modificações sejam editados pelo CPC e aprovados pela CVM até a data de sua aplicação obrigatória. A partir de 01 de janeiro de 2013 foram adotados pela Companhia os CPCs 33 (R1) Beneficio Pós-Emprego, CPC 46 - Mensuração a Valor Justo, CPC 18 (R2) - Investimento em coligada, em controlada e em empreendimento controlado em conjunto, CPC 19 (R2) - Negócios em conjunto, CPC 36 (R3) - Demonstrações consolidadas e CPC 45 - Divulgação de participações em outras entidades. Os efeitos significativos das alterações das práticas contábeis estão demonstrados no item (b) abaixo. (b) efeitos significativos das alterações em práticas contábeis referentes aos 3 últimos exercícios sociais CPC 19 (R2) - Negócios em conjunto A análise dos negócios em conjunto passa a ser sobre os direitos e as obrigações das partes em conjunto ao invés do formato legal. Existem dois tipos de negócios em conjunto: operações em conjunto (joint operations) e empreendimentos controlados em conjunto (joint ventures). Operações em conjunto surgem onde os investidores têm direitos sobre os ativos e obrigações pelos passivos relacionados ao negócio. O operador em conjunto deve reconhecer seus ativos, passivos, receitas e despesas. Empreendimentos controlados em conjunto surgem quando os direitos são sobre os ativos líquidos do negócio e são reconhecidos com base no método de equivalência patrimonial. A consolidação proporcional não é mais permitida. A Companhia possui empreendimentos controlados em conjuntos que são: Porto do Pecém, Pecém TM e Pecém OM. Tais empreendimentos a partir de 1º de janeiro de 2013, deixaram de PÁGINA: 236 de 404

243 Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor ser consolidados proporcionalmente e passaram a ser considerados através do método de equivalência patrimonial. Para a adequação à norma, as demonstrações financeiras de 2012 e 2011 foram reclassificadas e, os montantes que deixaram de ser considerados no balanço consolidado da Companhia foram os seguintes: Ativo circulante Ativo não circulante Passivo circulante Passivo não circulante Patrimônio líquido CPC 33 (R1) - Benefícios a empregados (IAS 19) A revisão contempla substancialmente alterações introduzidas no texto da IAS 19. As principais modificações desta norma referem-se aos planos de benefícios definidos quanto: (i) a eliminação da utilização do método do corredor passando a vigorar somente o reconhecimento integral dos ganhos e perdas atuariais na data das demonstrações financeiras em Outros resultados abrangentes, (prática esta já utilizada pela Companhia desde a adoção inicial ao IFRS, em 2010); (ii) reconhecimento integral no resultado dos custos dos serviços passados; e (iii) reconhecimento da despesa/receita financeira do plano que passa a ser reconhecido pelo valor líquido com base na taxa de desconto. As modificações à IAS 19 são efetivas para períodos anuais com início a partir de 1º de janeiro de 2013 e exigem adoção retroativa. Para a adequação à norma, as demonstrações financeiras de 2012 e 2011 foram reclassificadas, sendo os impactos demonstrados abaixo: Ativo não circulante Passivo circulante 8 0 Passivo não circulante Patrimônio líquido Resultado do exercício Reconhecimento do UBP A Companhia considera o momento da obtenção da Licença de Instalação - LI para efetuar o reconhecimento do UBP, pois é o marco necessário para atendimento das condições de viabilidade do negócio. O registro do UBP ocorria na entrada em operação das usinas de geração, por meio da Licença de Operação - LO, momento em que o empreendimento está autorizado a produzir energia elétrica. No entanto, em análise ao OCPC 05 e a prática do segmento de energia elétrica no Brasil, efetuamos uma mudança nas nossas práticas contábeis em utilizar a obtenção da LI para a contabilização da UBP. Para a adequação à nova prática, as demonstrações financeiras de 2012 e 2011 foram reclassificadas, sendo os impactos demonstrados abaixo: Ativo não circulante Passivo não circulante PÁGINA: 237 de 404

244 Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor (c) ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor 2011 Os diretores da Companhia afirmam que não há ressalvas presentes nos Relatórios dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis para o exercício findo em 31 de dezembro de Os auditores colocaram a seguinte ênfase em seu parecer relativo às Demonstrações Financeiras referente ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011: Conforme descrito na nota explicativa 2.1.1, as demonstrações financeiras individuais foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da EDPBR essas práticas diferem das IFRS, aplicáveis às demonstrações financeiras separadas, somente no que se refere à avaliação dos investimentos, em controladas, coligadas e controladas em conjunto, pelo método de equivalência patrimonial, enquanto que para fins de IFRS seria custo ou valor justo. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto. Os diretores da Companhia afirmam que a apresentação das demonstrações financeiras individuais, para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2011, foi realizada em atendimento à legislação societária brasileira. Estas demonstrações foram também examinadas pelos auditores independentes e estão adequadamente representadas em todos seus aspectos relevantes Os auditores colocaram a seguinte ressalva em seu parecer relativo às Demonstrações Financeiras referente ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012: Partes beneficiárias na controlada Lajeado Energia S.A. A controlada Lajeado Energia S.A. emitiu, em 2006, partes beneficiárias para terceiros, cujo saldo, no montante de R$451 milhões, desde a data de emissão, foi registrada no patrimônio líquido daquela controlada. Nas demonstrações financeiras consolidadas DA EDPBR, referido saldo foi registrado como participação de não controladores, como parte do patrimônio líquido consolidado. Considerando-se que as características dessas partes beneficiárias são as de um instrumento híbrido, referido saldo não deveria, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as IFRSs, ser integralmente registrado em conta do patrimônio líquido, devendo parte substancial ser registrada como passivo, representado, no mínimo, pelo montante de caixa que a EDPBR deve pagar para o detentor das partes beneficiárias durante o prazo de sua vigência. Por ter entendimento diverso, a EDPBR não determinou o montante mínimo que deveria ser registrado como parte do passivo, resultado, portanto em um patrimônio líquido consolidado aumentado e saldo do passivo diminuído, em 31 de dezembro de 2012, por montante ainda não determinado, e o resultado do exercício não contempla qualquer efeito decorrente desse ajuste. A Diretoria entende que o instrumento denominado partes beneficiárias cumpre com os itens 16C e 16D do CPC 39, e como tal, deve ser classificado como um instrumento patrimonial. Além do exposto, o item AG26 do CPC 39 descreve que, quando as distribuições aos acionistas das ações preferenciais, cumulativas ou não, ocorre de acordo com o critério do emissor, as ações são instrumentos patrimoniais. Assim, consideramos que ações ordinárias, ações preferenciais e partes beneficiárias devem ser classificadas como o mesmo tipo de instrumento, ou seja, patrimonial, pois possuem basicamente as mesmas características. Tendo em vista entendimento divergente dos auditores independentes do exercício de 2012, a Lajeado, para suportar o registro contábil efetuado, buscou legal opinion e segunda opinião contábil que corroboraram com entendimento mantido pela Administração desde de 2006 quanto a forma de classificação contábil adotada, qual seja, como instrumento de patrimônio. Em 25 de fevereiro de 2013, o parecer emitido pelo auditor independente da época apresentou ressalva. O auditor independente manifestou entendimento que as características das partes PÁGINA: 238 de 404

245 Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor beneficiárias são as de um instrumento híbrido e que referido saldo não deveria, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as IFRSs, ser integralmente registrado em conta de patrimônio líquido, devendo parte substancial ser registrada como passivo pelo montante de caixa que a Lajeado deveria pagar para o detentor das partes beneficiárias durante o prazo de sua vigência. Diante da divergência de entendimento quanto a classificação contábil das partes beneficiárias entre o auditor e a Lajeado, em 20 de fevereiro de 2013, a Companhia protocolou consulta formal junto a Comissão de Valores Mobiliários CVM. Em 29 de maio de 2013, a CVM, por meio do Ofício/CVM/SEP/GEA-5/nº 167/2013, manifestou seu entendimento inicial, porém solicitou mais informações para avaliação do tema. Em 14 de novembro de 2013, por meio do Ofício/CVM/SEP/GEA-5/nº 346/2013, a CVM finalizou o seu entendimento e concluiu que não há elementos que indiquem que o critério contábil adotado pela Lajeado resultaria, em seus aspectos relevantes, no descumprimento às normas contábeis aplicáveis. A CVM informou, ainda, que o processo foi arquivado. Portanto, diante do exposto acima, a contabilização das partes beneficiárias, desde a sua criação em 2006, como instrumento de capital está classificada nas demonstrações financeiras da Lajeado em conformidade com as práticas contábeis adotadas no Brasil e pelas IFRSs. Os auditores colocaram a seguinte ênfase em seu parecer relativo às Demonstrações Financeiras referente ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012: Depreciação dos bens do ativo imobilizado destinados à geração de energia elétrica no regime de produção independente Os bens do imobilizado da atividade de geração de energia no regime de produção independente são depreciados pelo seu prazo estimado de vida útil. À medida que novas informações ou decisões do órgão regulador ou do poder concedente sejam conhecidas, o atual prazo de depreciação desses ativos poderá ou não ser alterado. Os diretores da Companhia afirmam quanto a ênfase mencionada acima que a depreciação dos bens foram realizada em atendimento as regras do órgão regulador vigentes até o encerramento do exercício Os diretores da Companhia afirmam que não há ressalvas presentes nos Relatórios dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis para o exercício findo em 31 de dezembro de Os auditores colocaram a seguinte ênfase em seu parecer relativo às Demonstrações Financeiras referente ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2013: Conforme descrito na nota explicativa 2.1.1, as demonstrações financeiras individuais foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da EDPBR essas práticas diferem das IFRS, aplicáveis às demonstrações financeiras separadas, somente no que se refere à avaliação dos investimentos, em controladas, coligadas e controladas em conjunto, pelo método de equivalência patrimonial, enquanto que para fins de IFRS seria custo ou valor justo. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto. Os diretores da Companhia afirmam que a apresentação das demonstrações financeiras individuais, para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2013, foi realizada em atendimento à legislação societária brasileira. Estas demonstrações foram também examinadas pelos auditores independentes e estão adequadamente representadas em todos seus aspectos relevantes. PÁGINA: 239 de 404

246 Políticas contábeis críticas Os diretores devem indicar e comentar políticas contábeis críticas adotadas pela Companhia, explorando, em especial, estimativas contábeis feitas pela administração sobre questões incertas e relevantes para a descrição da situação financeira e dos resultados, que exijam julgamentos subjetivos ou complexos, tais como: provisões, contingências, reconhecimentos de receita, créditos fiscais, ativos de longa duração, vida útil de ativos não circulantes, planos de pensão, ajustes de conversão em moeda estrangeira, custos de recuperação ambiental, critérios para teste de recuperação de ativos e instrumentos financeiros. Provisões Contingências São reconhecidas no balanço em decorrência de um evento passado e quando é provável que um recurso econômico seja requerido para saldar a obrigação. As provisões são registradas com base nas melhores estimativas do risco envolvido. Contraprestação contingente Passivos contingentes adquiridos em uma combinação de negócios são inicialmente mensurados pelo valor justo na data da aquisição. No encerramento do exercício, esses passivos são atualizados pela taxa de juros efetiva e variações no valor justo. Apuração do resultado O resultado é apurado em conformidade com o regime de competência. Os principais critérios de reconhecimento e mensuração, estão apresentados a seguir: (i) A receita de operações com energia elétrica e de serviços prestados é reconhecida no resultado em função da sua realização. Uma receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa na sua realização. O faturamento de energia elétrica para todos os consumidores e concessionárias é efetuado mensalmente, de acordo com o calendário de leitura e contratos de fornecimento, respectivamente; (ii) A energia fornecida e não faturada, correspondente ao período decorrido entre a data da última leitura e o encerramento do balanço, é estimada e reconhecida como receita não faturada; (iii) O faturamento de suprimento de energia para todas as concessionárias é efetuado mensalmente; (iv) O reconhecimento da receita de construção está diretamente associado às adições ao ativo intangível em formação (Direito de concessão - Infraestrutura), não sendo incorporada margem nesta atividade de construção assim classificada conforme a aplicação da ICPC 01 (R1) - Contratos de Concessão. A formação da receita de construção resulta da alocação das horas trabalhadas pelas equipes técnicas, dos materiais utilizados, da medição da prestação de serviços terceirizados e outros custos diretamente alocados. O registro contábil dessa receita é efetuado em contrapartida à Custo com construção da infraestrutura em igual montante; (v) As receitas financeiras abrangem receitas de juros auferidos em aplicações financeiras, ganhos nos instrumentos de hedge, quando aplicável e acréscimos moratórios incidentes sobre a energia vendida; e (vi) As despesas financeiras abrangem despesas com juros, variações monetárias e marcação a mercado sobre empréstimos e financiamentos e resultados de operações de swap e hedge, quando aplicável. PÁGINA: 240 de 404

247 Políticas contábeis críticas Imposto de renda e contribuição social O imposto de renda e a contribuição social correntes registrados no resultado são calculados, nas controladas indiretas Costa Rica e Santa Fé conforme sistemática do lucro presumido, cujas bases de cálculo do imposto de renda e da contribuição social foram apuradas às alíquotas de 8% e 12%, respectivamente, aplicadas sobre o montante da receita bruta segundo a legislação vigente e, na Controladora e demais controladas, o imposto de renda corrente é calculado com base nos resultados tributáveis, às alíquotas aplicáveis segundo a legislação vigente de 15%, acrescida de 10% sobre o resultado tributável que exceder R$240 anuais e a contribuição social corrente é calculada com base nos resultados tributáveis, por meio da aplicação da alíquota de 9%. Ambos consideram a compensação de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro real, quando aplicável. O imposto de renda e contribuição social diferidos ativos e passivos foram registrados sobre os prejuízos fiscais, base negativa de contribuição social, diferenças temporárias e eventos decorrentes da Lei nº /07 RTT, considerando as alíquotas vigentes dos citados tributos, de acordo com as disposições da Deliberação CVM nº 599/09 e Instrução CVM nº 371/02, e consideram o histórico de rentabilidade e a expectativa de geração de lucros tributáveis futuros fundamentada em estudo técnico de viabilidade. O imposto de renda e a contribuição social correntes e diferidos ativos e passivos são apresentados pelo seu montante líquido, conforme requerido pelo Pronunciamento Técnico CPC 32. As despesas com Imposto de renda e contribuição social compreendem os impostos correntes e diferidos, os mesmos são reconhecidos no resultado exceto aqueles que estejam relacionados a itens diretamente reconhecidos no Patrimônio líquido. Em 23 de março de 2010, a controlada EDP Escelsa obteve, junto a Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste - SUDENE, Laudo Constitutivo nº 26/2010, atestando o atendimento a todas as condições e requisitos legais exigidos para o reconhecimento do direito à redução de 75% da alíquota do Imposto de Renda e Adicionais não restituíveis, calculados com base no lucro da exploração relativo aos municípios da região norte do estado, integrantes da área de atuação da SUDENE, por um período de 10 anos a partir do exercício social de 2010, protocolado na Unidade da Receita Federal do Brasil - RFB, com jurisdição sobre o município de sua sede. Em 22 de dezembro de 2009, a controlada Energest obteve junto à Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste - SUDENE, Laudo Constitutivo nº 176/2009, atestando o atendimento a todas as condições e requisitos legais exigidos para o reconhecimento do direito à redução de 75% da alíquota do Imposto sobre a Renda e Adicionais não restituíveis calculados com base no lucro da exploração, sobre 33,08% da receita gerada pela Usina Mascarenhas localizada no Município de Baixo Guandu no Estado do Espírito Santo correspondentes a 28,16% do total da receita da companhia, por um período de 10 anos a partir do exercício social de Em atendimento ao que determina a Portaria 2091-A de 28 de dezembro de 2007 do Ministério da Integração Nacional, órgão que regulamenta o benefício, o valor do imposto de renda que deixou de ser pago não poderá ser distribuído aos sócios ou acionistas, o qual somente poderá ser utilizado para absorção de prejuízo ou aumento de capital social. A Reserva de incentivos fiscais na controlada Enerpeixe, a partir do exercício findo em 31 de dezembro de 2008, é constituída por incentivos fiscais da Superintendência do Desenvolvimento da Amazônia SUDAM referente à redução da alíquota de Imposto de Renda Pessoa Jurídica - IRPJ. O valor dessa subvenção governamental está sendo excluído da base de cálculo dos dividendos, de acordo com o Artigo 195-A da Lei nº 6.404/76 alterada pela Lei /07, e somente poderá ser utilizada para aumento do capital social ou eventual absorção de prejuízos. PÁGINA: 241 de 404

248 Políticas contábeis críticas Os incentivos fiscais mencionados acima estão registrados nas demonstrações financeiras das controladas conforme requerido pelo CPC 07 (R1) Subvenção e Assistência Governamentais. Ativo financeiro indenizável A EDP Bandeirante e a EDP Escelsa reconhecem um crédito a receber do Poder Concedente devido ao direito incondicional de receber caixa ao final da concessão, conforme previsto em contrato, a título de indenização pelos serviços de construção efetuados e não recebidos por meio da prestação de serviços relacionados à concessão. Estes ativos financeiros estão registrados de forma a refletir a melhor estimativa do Valor Novo de Reposição - VNR, conforme critérios estabelecidos em regulamento do Poder Concedente e com base em uma metodologia ajustada e atualizada pelo IGP-M sobre o valor dos ativos em serviço pertencentes à concessão e que serão reversíveis no final da concessão. Vida útil de Ativos Não Circulante Imobilizado São registrados em Imobilizado todos os ativos tangíveis das geradoras e apenas os ativos tangíveis não vinculados à infraestrutura da concessão das distribuidoras. São contabilizados pelo: i) custos de aquisição, acrescidos de impostos não recuperáveis sobre a compra; ii) quaisquer custos diretamente atribuíveis para colocar o ativo no local e condição necessárias para o funcionamento; iii) os encargos financeiros relativos aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados no imobilizado em curso; iv) nas geradoras térmicas e eólicas, pela estimativa inicial dos custos de desmontagem e remoção do item e de restauração do local no qual este está localizado; e v) deduzidos da depreciação acumulada e perdas na redução ao valor recuperável. A base para o cálculo da depreciação é o valor depreciável (custo menos valor residual) do ativo. A depreciação é reconhecida no resultado baseando-se no método linear de acordo com a vida útil estimada de cada parte de um item do imobilizado, já que esse método é o que melhor reflete o padrão de consumo de benefícios econômicos futuros incorporados no ativo. As taxas de depreciação para os ativos de usinas hidrelétricas estão de acordo com a Resolução Normativa nº 474/12, emitida pela ANEEL, onde novas taxas anuais de depreciação para os ativos em serviço foram estabelecidas, a partir de 1º de Janeiro de 2012, alterando as tabelas I e XVI do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico - MCPSE, aprovado pela Resolução Normativa nº 367/09. As taxas de depreciação refletem a vida útil dos ativos e são as utilizadas pela Companhia e suas controladas para a depreciação dos seus ativos imobilizados. O valor residual é o saldo remanescente do ativo ao final da concessão, pois, conforme estabelecido em contrato assinado entre as controladas e a União, ao final da concessão os ativos serão revertidos para a União que, por sua vez, indenizará as controladas pelo ativos ainda não totalmente depreciados. Nos casos em que não há indenização no final da concessão/autorização de geração térmica e eólica, não é reconhecido qualquer valor residual e são ajustadas as taxas de depreciação para que todos os ativos sejam depreciados dentro da concessão/autorização. No caso das usinas hidrelétricas em regime de produção independente, a Companhia, entende que existe o direito à indenização, caso esteja previsto no contrato de concessão, do valor residual dos bens vinculados e reversíveis, suportada por seus assessores legais e considerando os fatos e circunstâncias disponíveis no momento. Eventuais alterações serão acompanhadas e analisados os seus impactos se existentes. Na data do término da concessão, para efeitos de cálculo de indenização dos bens vinculados à concessão e reversíveis à União, o valor residual dos ativos serão atualizados de acordo com critério a ser definido pela ANEEL. PÁGINA: 242 de 404

249 Políticas contábeis críticas Os métodos de depreciação e valores residuais são revistos a cada encerramento do exercício social e eventuais ajustes são reconhecidos como mudança de estimativas contábeis. Intangível Os intangíveis compreendem: Direitos de concessão: são registrados como ativos intangíveis o direito da concessionária de receber caixa dos usuários pelos serviços de construção do sistema de distribuição de energia elétrica e pelo uso de infraestrutura, ao seu valor de custo acrescido de encargos financeiros, quando aplicável. A amortização é registrada até o prazo remanescente da concessão; Softwares: são mensurados pelo custo total de aquisição, menos as despesas de amortização; Direitos de concessão - outros: são mensurados pelo custo total de aquisição, menos as despesas de amortização; Desenvolvimento de projetos: são reconhecidos como ativos a partir da fase de desenvolvimento desde que cumpram com os requisitos definidos no CPC 04 (R1); Faixas de servidão permanente: estão registradas pelo custo de aquisição e não são amortizadas; Direito de concessão - Uso do bem público - UBP: refere-se ao direito de exploração do aproveitamento hidrelétrico e sistema de transmissão associado das UHE s das controladas Investco, Enerpeixe e Pantanal. O registro desta obrigação ocorre na data da Licença de Instalação - LI para os empreendimentos em construção e, na data da assinatura do contrato, para os empreendimentos em operação que tiveram a sua modalidade alterada para concessão onerosa, a valor presente, e a contrapartida a conta de ativo intangível. Para os empreendimentos em construção, os valores são capitalizados pelas atualizações da obrigação trazidas a valor presente até a data de entrada em operação, onde se iniciará a amortização pelo prazo da concessão, ou outro prazo quando indicado no contrato de concessão; Ágio incorporado: refere-se à parcela cindida do ágio incorporado nas controladas EDP Bandeirante, EDP Escelsa e Lajeado, decorrentes da aquisição de ações das mencionadas companhias, o qual foi contabilizado de acordo com as Instruções CVM nº 319/99 e nº 349/99 e ICPC 09 e, conforme determinação da ANEEL, está sendo realizado pela curva entre a expectativa de resultados futuros e pelo prazo de concessão das companhias; e Goodwill gerado por conta de uma combinação de negócios: é o valor excedente do custo da combinação de negócios em relação à participação da empresa adquirente sobre o valor justo dos ativos e passivos da adquirida, ou seja, o excedente é a parcela paga a maior pela empresa adquirente devido à expectativa de geração de lucros futuros pela empresa adquirida. Nas aquisições em que a Companhia atribui valor justo aos não controladores, a determinação do goodwill inclui também o valor de qualquer participação não controladora na adquirida, e o goodwill é determinado considerando a participação da Companhia e dos não controladores. O goodwill não deve ser amortizado, mas é objeto de análise de redução ao valor recuperável. A amortização é calculada sobre o valor amortizável (valor de custo ou outro valor que substitua o custo menos seu valor residual) de um ativo e reconhecida no resultado baseandose no método linear com relação às vidas úteis estimadas de ativos intangíveis, que não ágio, a partir da data em que estes estão disponíveis para uso, já que esse método é o que mais perto reflete o padrão de consumo de benefícios econômicos futuros incorporados no ativo. As vidas úteis de intangíveis associados a direito de concessão não superam os prazos residuais dos contratos de concessão. Intangíveis com vida útil indefinida não são amortizados, porém são avaliados anualmente para fins de imparidade.. PÁGINA: 243 de 404

250 Políticas contábeis críticas Em função do disposto nas Instruções Contábeis do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica e na Deliberação CVM nº 672/11, que aprova o pronunciamento técnico CPC 20 (R1), os encargos financeiros relativos aos financiamentos obtidos de terceiros, efetivamente aplicados no Intangível em curso, estão registrados neste subgrupo como custo das respectivas obras. Benefícios pós-emprego A Companhia e suas controladas possuem planos de benefícios a empregados dos tipos Contribuição definida e Benefício definido, incluindo planos de pensão e aposentadoria. Conforme estabelecido pela Deliberação CVM nº 695/12, a contabilização dos passivos oriundos de benefícios pós-emprego, deve ocorrer com base nas regras estabelecidas pelo CPC 33 (R1), do Comitê de Pronunciamentos Contábeis. Para atendimento a essa exigência, a Companhia e suas controladas contrataram atuários independentes para realização de avaliação atuarial dos benefícios definidos, segundo o Método do Critério Unitário Projetado, sendo a última efetuada para a data-base 31 de dezembro de Os ganhos e perdas atuariais gerados por ajustes e alterações nas premissas atuariais dos planos de Benefício definido são reconhecidos no exercício em que ocorrem diretamente no Patrimônio líquido na rubrica Outros resultados abrangentes. Os custos com serviços passados são reconhecidos no período em que ocorrem integralmente no resultado na rubrica de Pessoal, e o resultado financeiro do benefício passa a ser reconhecido pelo valor líquido com base na taxa de desconto. As obrigações dos planos do tipo Contribuição definida são reconhecidas como despesa de pessoal no resultado do período em que os serviços são prestados. Moeda estrangeira Transações em moeda estrangeira, isto é, todas aquelas que não são realizadas na moeda funcional, são convertidas pela taxa de câmbio das datas de cada transação. Ativos e passivos monetários em moeda estrangeira são convertidos para a moeda funcional pela taxa de câmbio da data do fechamento. Os ganhos e as perdas de variações nas taxas de câmbio sobre os ativos e os passivos monetários são reconhecidos na demonstração do resultado. Ativos e passivos não monetários adquiridos ou contratados em moeda estrangeira são convertidos com base nas taxas de câmbio das datas das transações ou nas datas de avaliação ao valor justo quando este é utilizado. Redução ao valor recuperável Ativo Financeiro São avaliados ao final de cada exercício quanto a sua recuperabilidade. São considerados ativos não recuperáveis quando há evidências de que um ou mais eventos tenham ocorrido após o reconhecimento do inicial do ativo financeiro e que eventualmente tenha resultado em efeitos negativos no fluxo estimado de caixa futuro do investimento. Ativo não financeiro A Administração da EDPBR revisa anualmente o valor contábil líquido do imobilizado e outros ativos não circulantes, inclusive o ágio e os ativos intangíveis, para identificar se houve evidências de perdas não recuperáveis ou que ocorreram eventos ou alterações nas circunstâncias que indicassem que o valor contábil pode não ser recuperável. Os valores recuperáveis foram determinados com base no valor em uso. Quando tais evidências são identificadas, e o valor contábil líquido excede o valor recuperável, é constituída provisão ajustando o valor contábil líquido ao valor recuperável. PÁGINA: 244 de 404

251 Políticas contábeis críticas Os ativos intangíveis com vida útil indefinida têm a recuperação do seu valor testada anualmente, independentemente de haver indicadores de perda de valor, quando aplicável. Estimativas contábeis Na elaboração das demonstrações financeiras individuais e consolidadas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e práticas contábeis internacionais, é requerido que a Administração da Companhia e suas controladas se baseiem em estimativas para o registro de certas transações que afetam os ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodos subsequentes, podem diferir dessas estimativas, devido a imprecisões inerentes ao processo de sua determinação. A Companhia e suas controladas revisam as estimativas e premissas pelo menos mensalmente, exceto quanto ao Plano de benefícios pós-emprego que é revisado semestralmente, e para avaliação de imparidade que é em base anual. As principais estimativas relacionadas às demonstrações financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de: Provisão para créditos de liquidação duvidosa; Receita de fornecimento não faturado; Transações realizadas no âmbito da CCEE; Recuperação do imposto de renda e contribuição social diferidos sobre prejuízos fiscais, bases negativas e diferenças temporárias; Mensuração de instrumentos financeiros; Provisões para contingências; Planos de benefícios pósemprego; Análise de redução ao valor recuperável dos ativos; Provisão para contraprestação contingente; e Avaliação da vida útil dos ativos tangíveis e intangíveis. Instrumentos financeiros Instrumentos financeiros são definidos como qualquer contrato que dê origem a um ativo financeiro para a entidade e a um passivo financeiro ou instrumento patrimonial para outra entidade. Instrumentos financeiros não derivativos incluem, Caixa e equivalentes de caixa, Cauções e depósitos vinculados, Contas a receber e outros recebíveis, investimentos em instrumentos de dívida e patrimônio, Empréstimos, financiamentos, Debêntures e Fornecedores, assim como Contas a pagar e Outras obrigações. Estes instrumentos financeiros são reconhecidos imediatamente na data de negociação, ou seja, na concretização do surgimento da obrigação ou do direito e são inicialmente registrados pelo valor justo acrescido ou deduzido de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis. Posteriormente ao reconhecimento inicial, são mensurados conforme descrito abaixo: Instrumentos mantidos até o vencimento Se a Companhia e/ou suas controladas têm a intenção e capacidade de manter até o vencimento seus instrumentos financeiros, esses são classificados como mantidos até o vencimento. Investimentos mantidos até o vencimento são mensurados pelo custo amortizado utilizando o método da taxa de juros efetiva, deduzido de eventuais reduções em seu valor recuperável. Instrumentos financeiros ao valor justo por meio do resultado Um instrumento é classificado pelo valor justo por meio do resultado se for mantido para negociação ou designado como tal quando do reconhecimento inicial. Os instrumentos financeiros são registrados pelo valor justo por meio do resultado se a Companhia e/ou suas controladas gerenciam esses investimentos e tomam as decisões de compra e venda com base em seu valor justo de acordo com a estratégia de investimento e gerenciamento de risco documentado por elas. Após reconhecimento inicial, custos de transação atribuíveis são reconhecidos nos resultados quando incorridos. PÁGINA: 245 de 404

252 Políticas contábeis críticas Empréstimos e recebíveis São designados para essa categoria somente os ativos não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis que não estão cotados em um mercado ativo, reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custo de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, os empréstimos e recebíveis são medidos pelo método do custo amortizado por meio do método dos juros efetivos, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável. Instrumentos disponíveis para venda São designados nesta categoria os ativos financeiros não derivativos que são designados como disponíveis para venda ou que não são classificados em nenhuma das categorias anteriores. O Ativo financeiro indenizável das controladas é classificado como disponível para venda. Posteriormente ao reconhecimento inicial, estes ativos são mensurados de forma a refletir a melhor estimativa do Valor Novo de Reposição - VNR, que equivale ao valor justo, calculado conforme critérios estabelecidos em regulamento do Poder Concedente. Os efeitos desta mensuração são reconhecidos diretamente no resultado do exercício, pelo método da taxa efetiva de juros. Instrumentos financeiros derivativos Instrumentos financeiros derivativos são contratos que possuem as seguintes características: a) seu valor se altera em função das variações de mercado que influenciam taxas de juros, cotações de câmbios, preços de commodities, etc.; b) não necessita de investimento inicial líquido ou o investimento inicial é bem inferior ao que seria exigido para contratos similares no mercado; e c) sempre será liquidado em data futura. Os instrumentos financeiros derivativos são reconhecidos na data da sua negociação (trade date) pelo seu valor justo. Subsequentemente, o valor justo dos instrumentos financeiros derivativos é reavaliado numa base regular, sendo os ganhos e perdas resultantes dessa reavaliação registrados no resultado do exercício. Contabilidade de cobertura (hedge accounting) As controladas e controladas em conjunto qualificam determinados instrumentos financeiros para a contabilidade de cobertura (hedge accounting). Os derivativos de cobertura são registrados ao valor justo e os ganhos ou perdas são reconhecidos de acordo com o modelo da contabilidade de cobertura adotado e, para isso, os seguintes requisitos foram atendidos: i) para a data de início da relação, existe documentação formal da cobertura; ii) existe a expectativa de que a cobertura seja altamente eficaz; iii) a eficácia da cobertura possa ser mensurada de forma confiável; iv) a cobertura é avaliada numa base contínua e efetivamente determinada como sendo altamente efetiva ao longo do período da vida útil da estrutura de hedge accounting; e v) em relação a cobertura de uma transação prevista, esta deve ser altamente provável e deve apresentar uma exposição a variações nos fluxos de caixa que poderia, em última análise, afetar o resultado. A Companhia e suas controladas utilizam-se de instrumentos financeiros de cobertura do risco de taxa de juros e variação cambial. Os derivativos que não se qualificam como de cobertura são registrados como para negociação. Desreconhecimento de Instrumentos Financeiros Instrumentos financeiros são baixados desde que os direitos contratuais aos fluxos de caixa expirem, ou seja, a certeza do término do direito ou da obrigação de recebimento ou entrega de caixa ou título patrimonial. Para essa situação a Administração, com base em informações consistentes, efetua registro contábil para liquidação. PÁGINA: 246 de 404

253 Políticas contábeis críticas A baixa pode acontecer em função de cancelamento, pagamento, recebimento ou quando os títulos expirarem. Demonstrações financeiras consolidadas As Demonstrações financeiras consolidadas foram preparadas de acordo com as normas estabelecidas pelo CPC 36 (R3) - Demonstrações consolidadas aprovada pela Deliberação CVM nº 698/12, abrangendo a Companhia e suas controladas. As principais práticas de consolidação adotadas foram as seguintes: Eliminação do investimento da Controladora nas suas controladas; Eliminação dos saldos das contas entre a Controladora e as suas controladas, bem como das contas mantidas entre estas controladas; Destaque aos acionistas não controladores nos balanços patrimoniais e nas demonstrações de resultados; As combinações de negócios foram consideradas desde setembro de 2008, determinando o custo de aquisição, reconhecendo e mensurando todos os ativos e passivos assumidos, bem como participações de não controladores, reconhecendo e mensurando o ágio por rentabilidade futura, todos mensurados na data da aquisição. Se o excedente é negativo, um ganho é reconhecido no resultado do exercício; Consolidação de entidades nas quais o Grupo EDP - Energias do Brasil detém participação inferior a 50%: a Companhia é controladora indireta da Investco, com 40,78% de participação. A Companhia é controladora direta da Lajeado, que detém 73% do capital votante e 62,39% do capital total da Investco, garantindo o direito para Lajeado de voto sufi ciente e lhe assegurando o poder de direcionar as atividades da Investco. Consequentemente, a Companhia é controladora indireta da Investco, e, portanto a Investco foi totalmente consolidada nas demonstrações financeiras. Acordos conjuntos: A Companhia detém 50% do direito a voto em seus acordos conjuntos em Porto do Pecém, Pecém TM e Pecém OM. A Companhia detém o controle conjunto pois, conforme os acordos contratuais, é requerido consenso unânime entre todas as partes dos acordos para todas as atividades relevantes. Os acordos conjuntos da Companhia estão estruturados na forma de sociedades anônimas de capital fechado e, segundo os acordos contratuais, confere a Companhia e outra parte dos acordos direitos aos ativos líquidos das sociedades anônimas de capital fechado. Por essa razão, esse acordos são classificados como joint venture. Anteriormente, a Porto do Pecém, Pecém TM e Pecém OM foram classificadas como controladas da Companhia e contabilizadas por consolidação proporcional. PÁGINA: 247 de 404

254 Controles internos relativos à elaboração das demonstrações financeiras - Grau de eficiência e deficiência e recomendações presentes no relatório do auditor Comentários sobre os controles internos adotados para assegurar a elaboração de demonstrações financeiras confiáveis a. grau de eficiência de tais controles, indicando eventuais imperfeições e providências adotadas para corrigi-las. Nossos Diretores acreditam na eficiência dos procedimentos e controles internos que adotamos para assegurar a qualidade, precisão e confiabilidade das demonstrações contábeis da EDPBR. Por essa razão, na opinião da administração da EDPBR, as suas demonstrações contábeis apresentam adequadamente o resultado das operações da EDPBR e situação patrimonial e financeira nas respectivas datas. b. deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório do auditor independente. No contexto da auditoria das nossas demonstrações financeiras, nossos auditores independentes consideraram nossos sistemas de controles internos no escopo previsto nas normas de auditoria aplicáveis no Brasil, cujo objetivo está relacionado ao planejamento dos procedimentos de auditoria. Vale lembrar que no escopo de auditoria das demonstrações contábeis não está prevista a auditoria específica e emissão de relatório sobre a efetividade dos controles internos. Temos por prática atender e alterar prontamente eventuais falhas identificadas pelos auditores durante o processo normal de trabalhos, sejam elas falhas de processos ou de sistemas. Assim, nossos Diretores não têm conhecimento de aspectos que pudessem afetar de maneira significativa à adequação das nossas demonstrações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e ao IFRS. c. as medidas adotadas para corrigir tais deficiências. Não aplicável. PÁGINA: 248 de 404

255 Destinação de recursos de ofertas públicas de distribuição e eventuais desvios Caso a Companhia tenha feito oferta pública de distribuição de valores mobiliários, os diretores devem comentar: (Em milhares de reais, exceto quando indicado) Em 18 de julho de 2011, a EDPPT, acionista controladora da EDPBR, concluiu o processo de oferta pública de distribuição secundária de ações ordinárias, nominativas, escriturais e sem valor nominal, livres e desembaraçadas de quaisquer ônus ou gravames, de emissão da sua controlada EDPBR e de sua titularidade, que resultou na venda de ações, reduzindo sua participação atual de 64,8% para 51% do capital da EDPBR, aumentando, assim, a liquidez dos papéis da EDPBR. Em 28 de agosto de 2012 ocorreu a 1ª emissão de debêntures simples da Companhia no valor total de R$ A 2ª emissão, no valor total de R$ , foi emitida em 11 de abril de Em 2014 ocorreu a 3ª emissão de debêntures no valor de R$ As informações detalhadas dessas operações podem ser vistas no item deste formulário. a. como os recursos resultantes da oferta foram utilizados Os recursos resultantes das ofertas foram utilizados para investimentos em outros empreendimentos, além da redução no nível de endividamento. b. se houve desvios relevantes entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação divulgadas nos prospectos da respectiva distribuição; e c. caso tenha havido desvios, as razões para tais desvios. Nossos Diretores entendem que não houve qualquer desvio entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação. PÁGINA: 249 de 404

256 Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras Os diretores devem descrever os itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras da Companhia, indicando: a) os ativos e passivos detidos pelo emissor, direta ou indiretamente, que não aparecem no seu balanço patrimonial; b) outros itens não evidenciados nas demonstrações financeiras. Não há itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras da EDPBR. PÁGINA: 250 de 404

257 Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras indicados no item Não aplicável conforme item anterior. PÁGINA: 251 de 404

258 Plano de negócios Comentários sobre os principais elementos do plano de negócios da Companhia. (em milhares de reais, exceto quando indicado) (a) investimentos, incluindo: (i) descrição quantitativa e qualitativa dos investimentos em andamento e dos investimentos previstos Os investimentos da EDP Energias do Brasil totalizaram R$ 1.140,4 milhões em 2013, com aumento de 62,7 % em relação aos recursos destinados às áreas de negócios no ano anterior. O principal motivo do aumento é reflexo dos projetos de geração em construção. Investimentos (R$ mil) 2013 % Peso 2012 % Peso Distribuição ,3% ,6% 37,9% EDP Bandeirante ,4% ,4% 51,6% EDP Escelsa ,9% ,2% 28,1% Geração ,9% ,8% 73,0% Enerpeixe ,6% ,5% 94,6% Energest Consolidado ,2% ,8% -36,6% Lajeado / Investco ,6% ,9% 10,4% Santo Antonio do Jari ,7% ,6% 32,3% Cachoeira Caldeirão ,7% Anual (%) Outros ,8% ,6% 375,8% Total % % 62,7% Na distribuição, os investimentos realizados em 2013 totalizaram R$ 334,6 milhões, com aumento de 38% em relação a Investimento (R$mil) EDP Bandeirante EDP Escelsa Total Expansão do Sistema Elétrico Melhoramento da Rede Universalização Telecom., Informática e Outros Sub Total (1) Receitas de Ultrapassagem (2) (37.799) (42.845) (8.389) - (46.188) (42.845) (-) Obrigações Especiais (3) (15.563) (11.167) (13.822) (21.325) (29.385) (32.492) Investimento Líquido (1) Sub Total = Capex Bruto, considerando Capital investido na rede + Juros capitalizados (2) Novas regras instituídas com os procedimentos para revisão tarifária relativas à receita de multas por Ultrapassagem de Demanda e consumo de Energia Reativa Excedente (PRORET 2.7) que reduz a Receita Operacional e quando do início do 4º Ciclo de Revisões Tarifárias, o valor acumulado nessa subconta receberá o tratamento usual de depreciação dos ativos alocados como investimentos originários dessas Obrigações Especiais. (3) Participação financeira de clientes, sejam eles pessoas físicas, jurídicas, união, estado e municípios nos projetos de investimentos. No segmento de geração, o investimento realizado alcançou R$ 785,3 milhões em 2013, 73,0% acima do mesmo período do ano anterior, principalmente, em função da construção das UHE s Santo Antônio do Jari (R$ 487,4 milhões) e Cachoeira Caldeirão (R$ 236,0 milhões). A UHE Santo Antônio do Jari apresentou aproximadamente 89% de evolução na obra com previsão de entrada em operação comercial em janeiro de PÁGINA: 252 de 404

259 Plano de negócios A UHE Cachoeira do Caldeirão iniciou as obras em agosto de 2013 com previsão de entrada em operação comercial em janeiro de (ii) fontes de financiamento dos investimentos Os nossos Diretores afirmam que as principais fontes de financiamento dos nossos investimentos foram e deverão continuar sendo a nossa capacidade de geração de caixa bem como a obtenção de empréstimos e financiamentos junto a instituições financeiras. Dentre as fontes de financiamento dos nossos investimentos, nossos Diretores destacam: (i) os empréstimos do BNDES e do BID para a UTE Porto do Pecém I; (ii) os financiamentos para a construção dos novos empreendimentos hídricos de Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão. UTE Porto do Pecém I O empréstimo BNDES totaliza R$ 1,4 bilhão (em R$ nominais, excluindo juros durante a construção), com prazo total de 17 anos, sendo 14 anos de amortização e carência para pagamento de juros e principal até julho de O custo contratado é de TJLP + 2,77% a.a. e durante a fase de construção os juros serão capitalizados. Em outubro de 2009, ocorreu a primeira liberação no valor de R$700 milhões. Em julho de 2010, ocorreu a segunda liberação no valor de R$260 milhões. Em dezembro de 2010, ocorreu a terceira liberação no valor de R$120 milhões. Em maio de 2011, ocorreu a quarta liberação no valor de R$60 milhões. Em setembro de 2011, ocorreu a quinta liberação no valor de R$95 milhões. Em dezembro de 2011, ocorreu a sexta liberação no valor de R$ 46,6 milhões. Em abril de 2012, ocorreu a sétima liberação no valor de R$60 milhões. Em agosto de 2012, ocorreu a oitava liberação no valor de R$51,4 milhões. Em setembro de 2012, ocorreu a nona liberação no valor de R$9,9 milhões. Os recursos desembolsados foram utilizados para liquidação do empréstimo-ponte em Reais que havia sido contratado em fevereiro de 2008 e para a implantação e construção do empreendimento. O empréstimo do BID totaliza US$ 327 milhões, dos quais foram desembolsados US$ 260 milhões em outubro de 2009, US$50 milhões em agosto de 2010 e a terceira liberação ocorreu em fevereiro de 2011 no valor de US$9 milhões. O valor desembolsado consiste em US$ 143 milhões do empréstimo direto ( A Loan ) e em US$176 milhões do empréstimo indireto ( B Loan ). Ainda, o contrato de financiamento com o BID prevê um A Loan no montante total de US$ 147 milhões, e B Loan no montante total de US$ 180 milhões, com prazo total de 17 anos no A-Loan e 13 anos no B Loan, com carência para pagamento de juros e principal até julho de As taxas iniciais do A Loan e B Loan são Libor bps e Libor bps, respectivamente, com step ups ao longo do período. Construção UHE Santo Antônio do Jari Em 24 de outubro de 2011, a CEJA realizou a primeira emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, com garantia fidejussória, em série única, para distribuição pública com esforços restritos. Foi emitido o total de 300 (trezentas) debêntures, de valor nominal unitário de R$ 1 milhão, com subscrição integral no valor total de R$ 300 milhões, com vigência até 11 de outubro de 2013, pagamento de juros remuneratórios na data de vencimento. A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures, incidem juros remuneratórios correspondentes à 110,50% do CDI. Em 07 de outubro de 2013, a CEJA realizou a segunda emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, com garantia fidejussória, em série única, para distribuição pública com esforços restritos. Foi emitido o total de (trinta e cinco mil) debêntures, de valor nominal unitário de R$ 10 mil, com subscrição integral no valor total de R$ 350 milhões, com vigência até 07 de outubro de 2018, pagamento de juros remuneratórios semestrais a partir de 07 de abril de 2015 e das amortizações do principal em três parcelas PÁGINA: 253 de 404

260 Plano de negócios anuais a partir de 07 de outubro de A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures, incidem juros remuneratórios correspondentes à 113,60% do CDI. Para o investimento na construção da UHE Santo Antônio do Jari, a ECE possuía um limite de crédito de R$360 milhões junto ao Banco do Brasil. Essa linha serviu como empréstimo-ponte para Implementação do Projeto de Construção, que foi liquidado em dezembro de 2012 com o 1º desembolso de R$300 milhões do empréstimo de longo prazo com o BNDES. Em março de 2013, ocorreu o 2º desembolso de R$80 milhões. Em agosto de 2013, ocorreu o 3º desembolso de R$ 38 milhões. Em novembro de 2013, ocorreu o 4º desembolso de R$100 milhões. O total do contrato de financiamento é de R$736,8 milhões, dos quais foram desembolsados R$518 milhões. Os desembolsos ocorrem de acordo com os fluxos de pagamento dos custos para a construção da usina. Construção UHE Cachoeira Caldeirão Para o investimento na construção da UHE Cachoeira Caldeirão, em 08 de março de 2013, a Cachoeira Caldeirão fez a sua primeira emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, com garantia fidejussória, em série única, para distribuição pública com esforços restritos. Foi emitido o total de (dezesseis mil e oitocentas) debêntures, de valor nominal unitário de R$ 10 mil, com subscrição integral no valor total de R$ 168 milhões, com vigência até 08 de outubro de 2014 e pagamentos de principal e juros remuneratórios na data de vencimento. A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures, incidem juros remuneratórios correspondentes à 106,30% do CDI. Em complemento à necessidade de investimento na construção da UHE Cachoeira Caldeirão, em 08 de dezembro de 2013, a Cachoeira Caldeirão fez a sua segunda emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, com garantia fidejussória, em série única, para distribuição pública com esforços restritos. Foi emitido o total de (quarenta e sete mil e oitocentas) debêntures, de valor nominal unitário de R$ 10 mil, com subscrição integral no valor total de R$ 478 milhões, com vigência até 08 de outubro de 2014 e pagamentos de principal e juros remuneratórios na data de vencimento. A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures, incidem juros remuneratórios correspondentes à 106,30% do CDI. As duas emissões feitas pela Cachoeira Caldeirão são empréstimos-ponte que serão utilizados durante a fase de construção da usina enquanto o empréstimo de longo prazo é enquadrado no BNDES e serão liquidadas com o desembolso desse recurso. (iii) desinvestimentos relevantes em andamento e desinvestimentos previstos Venda de ativos da controlada indireta Pantanal Energética Em 1º de agosto de 2013, a controlada indireta Pantanal Energética Ltda. transferiu os ativos das Centrais Geradoras Hídricas (CGH) São João I com capacidade instalada de 0,664 MW, CGH São João II com capacidade instalada de 0,600 MW e CGH Coxim com capacidade instalada de 0,400 MW, para duas Sociedades de Propósito Específico SPEs, sendo os ativos das CGH São João I e CGH São João II aportados na empresa São João Energia Ltda. e os ativos da CGH Coxim aportados na Coxim Energia Ltda. A Pantanal celebrou junto a YU Empreendimentos Imobiliários e Participações Ltda. o Contrato de Compra e Venda de Quotas e Outras Avenças dos ativos relacionados às usinas mencionadas acima e, em 1º de setembro de 2013, ambas SPEs tiveram seu controle transferido para a YU. Parceria com a CTG Em 06 de dezembro de 2013, a Companhia estabeleceu uma parceria com a CWE Investment Corporation e CWEI (Brasil) Participações, subsidiárias controladas integralmente pela China Three Gorges (CTG), para investimentos, em conjunto, no mercado de energia brasileiro. No âmbito da parceria, foram assinados nesta data Contratos de Compra e Venda e Acordos de PÁGINA: 254 de 404

261 Plano de negócios Acionistas referentes às Centrais Hídricas Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão, os quais serão os primeiros projetos de investimento resultantes da parceria. A EDP vendeu 50% de participação nos Empreendimentos. No caso de Cachoeira Caldeirão, o custo da entrada da CWEI Brasil corresponderá ao reembolso dos custos incorridos pela EDP e à assunção de compromissos dos aportes de capital até o final da construção (estimados em R$ 294 milhões), riscos e benefícios do empreendimento na proporção da participação adquirida. A participação de 50% em Santo Antônio do Jari teve como valor de transação R$ 490 milhões (data base: junho/2013). Adicionalmente, a CWEI Brasil assumirá o compromisso dos aportes de capital até o final da construção, estimado em R$ 81 milhões. Nos termos dos Contratos de Compra e Venda, a conclusão das Operações está sujeita à aprovação pela Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL, Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES, órgãos reguladores Chineses e outras providências de natureza societária e contratuais necessárias à efetivação da alienação de controle das sociedades objeto das Operações, que estão previstas ocorrerem no 1º semestre de De acordo com a adoção do IFRS 11, CPC 19 (R2), com a conclusão das Operações, após as aprovações mencionadas acima, os Empreendimentos serão contabilizados no resultado da Companhia em equivalência patrimonial e devem resultar em um ganho de capital estimado no lucro líquido em 2014 de R$ 165 milhões. b. desde que já divulgada, indicar a aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou outros ativos que devam influenciar materialmente a capacidade produtiva da EDPBR. UHE São Manoel A conquista da Usina Hidrelétrica São Manoel no Leilão A-5, ocorrido em 13 dezembro de 2013, em parceria de Furnas Centrais Elétrica S.A. (33,33%), reforçou a estratégia de crescimento em ativos de geração da Companhia, permitindo agregar mais 700 MW a capacidade instalada aos atuais MW, 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, negociou 409,5 MW médios no Ambiente de Contratação Regulada - 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. Fortes esforços têm sido envidados com ênfase na antecipação do início das obras, motivados pela necessidade de início das obras na próxima janela hidrológica período de estiagem a partir de maio de 2014, necessário para a instalação das primeiras estruturas do empreendimento o que permitirá a busca pela antecipação do início do suprimento, com benefício para todo o Sistema Interligado Nacional. Em 7 de fevereiro de 2014, a Companhia comunicou ao mercado a entrada da CWEI Brasil no projeto da UHE, com participação de 33,33%. A CWEI Brasil reembolsará os custos incorridos pela EDP Brasil e assumirá futuros compromissos de capital até o final da construção, riscos e benefícios do projeto na proporção da participação adquirida. 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. c. novos produtos e serviços. Não aplicável uma vez que as controladas da EDP não podem fornecer outros produtos e serviços senão àqueles que estão determinados em seu contrato de concessão, autorização ou registro perante o órgão regulador. PÁGINA: 255 de 404

262 Outros fatores com influência relevante Comentários sobre outros fatores que influenciaram de maneira relevante o desempenho operacional e que não tenham sido identificados ou comentados nos demais itens desta seção. Não há comentários adicionais porque não existem outros fatores que influenciaram de maneira relevante o desempenho operacional da EDPBR e que não tenham sido identificados ou comentados nos itens desta seção 10. PÁGINA: 256 de 404

263 Projeções divulgadas e premissas As projeções devem identificar: a) objeto da projeção; b) período projetado e o prazo de validade da projeção; c) premissas da projeção, com a indicação de quais podem ser influenciadas pela administração do emissor e quais escapam ao seu controle; e d) valores dos indicadores que são objeto da previsão. Conforme Art.20 da Instrução CVM nº 480/09, a divulgação de projeções e estimativas é facultativa, desta forma, a Companhia não tem como prática divulgar projeções ao mercado. PÁGINA: 257 de 404

264 Acompanhamento e alterações das projeções divulgadas Na hipótese de a Companhia ter divulgado, durante os 3 últimos exercícios sociais, projeções sobre a evolução de seus indicadores: a) informar quais estão sendo substituídas por novas projeções incluídas no formulário e quais delas estão sendo repetidas no formulário; b) quanto às projeções relativas a períodos já transcorridos, comparar os dados projetados com o efetivo desempenho dos indicadores, indicando com clareza as razões que levaram a desvios nas projeções; e c) quanto às projeções relativas a períodos ainda em curso, informar se as projeções permanecem válidas na data de entrega do formulário e, quando for o caso, explicar por que elas foram abandonadas ou substituídas. Conforme Art.20 da Instrução CVM nº 480/09, a divulgação de projeções e estimativas é facultativa, desta forma, a Companhia não tem como prática divulgar projeções ao mercado. PÁGINA: 258 de 404

265 Descrição da estrutura administrativa Descrever a estrutura administrativa da EDP Energias do Brasil S.A. ( Companhia ), conforme estabelecido no seu estatuto social e regimento interno a) Atribuições de cada órgão e comitê A Companhia é administrada por um Conselho de Administração e uma Diretoria. O mandato dos membros do Conselho de Administração será unificado, de 1 ano, e dos membros da Diretoria será de 3 anos, podendo ser reeleitos. Conselho de Administração O Conselho de Administração será composto por no mínimo 5 e no máximo 11 membros, dos quais um será o seu Presidente e outro o seu Vice-Presidente, todos acionistas, eleitos pela Assembleia Geral e por ela destituíveis a qualquer tempo, sendo que, no mínimo, 20% dos Conselheiros deverão ser Conselheiros Independentes tal como definido no Regulamento do Novo Mercado. Sem prejuízo das atribuições previstas na Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976 ( Lei das Sociedades por Ações ), compete ao Conselho de Administração: a. fixar a orientação geral dos negócios da Companhia; b) eleger e destituir a Diretoria da Companhia, fixando as atribuições dos seus membros, observadas as disposições aplicáveis deste Estatuto Social; c) fiscalizar a gestão da Diretoria, examinar a qualquer tempo os livros e papéis da Companhia, solicitar informações sobre contratos celebrados ou em vias de celebração pela Companhia, e praticar quaisquer outros atos necessários ao exercício de suas funções; d) convocar a Assembleia Geral nos casos previstos em lei ou quando julgar conveniente; e) manifestar-se sobre o relatório e as contas da Diretoria, bem como sobre as demonstrações financeiras do exercício que deverão ser submetidas à Assembleia Geral Ordinária; f) estabelecer os limites e valores de alçada da Diretoria para aquisição, alienação ou oneração de direitos, bens móveis ou imóveis, incluindo participações societárias, bem como a contratação de bens e serviços, de empréstimos e financiamentos, prestação de garantia em favor de terceiros e de outras obrigações pela Companhia; g) deliberar sobre qualquer negócio entre, de um lado, a Companhia e, de outro lado, quaisquer de seus acionistas diretos ou indiretos; h) escolher e destituir auditores independentes; i) deliberar sobre os assuntos que lhe forem submetidos pela Diretoria; j) submeter à Assembleia Geral propostas de aumento de capital acima do limite do capital autorizado, bem como de reforma do Estatuto Social; k) deliberar sobre a emissão, colocação, preço e condições de integralização de ações, debêntures conversíveis e bônus de subscrição, nos limites do capital autorizado, inclusive para a outorga de opção de compra de ações nos termos do Estatuto Social; l) deliberar sobre a oportunidade da emissão de debêntures, o modo de subscrição ou colocação e o tipo das debêntures a serem emitidas, a época, as condições de pagamento dos juros, da participação nos lucros e do prêmio de reembolso das debêntures, se houver, bem como a época e condições de vencimento, amortização ou resgate das debêntures; m) deliberar sobre a aquisição de ações de emissão da Companhia para efeito de cancelamento ou permanência em tesouraria, bem como sobre sua revenda ou recolocação no mercado, observadas as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários CVM e demais disposições legais aplicáveis; n) aprovar a contratação da instituição depositária prestadora dos serviços de ações escriturais; PÁGINA: 259 de 404

266 Descrição da estrutura administrativa o) aprovar os planos de negócios e orçamentos anuais e os planos plurianuais, operacionais e de investimento da Companhia; p) autorizar a emissão de títulos de dívida no mercado internacional e de debêntures simples, não conversíveis em ações e sem garantia real, para distribuição pública ou privada, bem como dispor sobre os termos e as condições da emissão; q) autorizar a emissão de notas promissórias (commercial papers) para distribuição pública no Brasil ou no exterior, bem como dispor sobre os termos e as condições da emissão; r) propor à deliberação da Assembleia Geral a destinação a ser dada ao saldo remanescente dos lucros de cada exercício; s) declarar dividendos intermediários e intercalares, bem como juros sobre o capital, nos termos da Lei das Sociedades por Ações e demais legislação aplicável; t) dispor a respeito da ordem de seus trabalhos e estabelecer as normas regimentais de seu funcionamento, observadas as disposições deste Estatuto Social; u) manifestar-se favorável ou contrariamente a respeito de qualquer oferta pública de aquisição de ações que tenha por objeto as ações de emissão da Companhia, por meio de parecer prévio fundamentado, divulgado em até 15 (quinze) dias da publicação do edital da oferta pública de aquisição de ações, que deverá abordar, no mínimo (i) a conveniência e oportunidade da oferta pública de aquisição de ações quanto ao interesse do conjunto dos acionistas e em relação à liquidez dos valores mobiliários de sua titularidade; (ii) as repercussões da oferta pública de aquisição de ações sobre os interesses da Companhia; (iii) os planos estratégicos divulgados pelo ofertante em relação à Companhia; (iv) outros pontos que o Conselho de Administração considerar pertinentes, bem como as informações exigidas pelas regras aplicáveis estabelecidas pela Comissão de Valores Mobiliários CVM; e v) definir lista tríplice de empresas especializadas em avaliação econômica de empresas para a elaboração de laudo de avaliação das ações da Companhia, nos casos de oferta pública de aquisição de ações para cancelamento de registro de companhia aberta ou para saída do Novo Mercado. As deliberações do Conselho de Administração serão tomadas mediante voto favorável da maioria dos membros em exercício computados os votos proferidos, sendo que, no caso de empate, caberá ao Presidente do Conselho de Administração o voto de qualidade. O Conselho de Administração, para seu assessoramento, poderá estabelecer a formação de comitês técnicos e consultivos, com objetivos e funções definidos, sendo compostos por integrantes dos órgãos de administração da Companhia ou não. Caberá ao Conselho de Administração estabelecer as normas aplicáveis aos comitês, incluindo regras sobre composição, prazo de gestão, remuneração e funcionamento. Diretoria A Diretoria será composta por até 5 membros, acionistas ou não, residentes no País, eleitos pelo Conselho de Administração, que terão as seguintes designações, sendo autorizada a cumulação de funções por um mesmo Diretor: (i) Diretor Presidente; (ii) Diretor Vice-Presidente de Finanças e Relações com Investidores; (iii) Diretor Vice-Presidente de Operações da Distribuição; (iv) Diretor Vice-Presidente de Operações da Geração e (v) Diretor Vice-Presidente de Comercialização e Desenvolvimento de negócios. Compete à Diretoria a administração dos negócios sociais em geral e a prática, para tanto, de todos os atos necessários ou convenientes, ressalvados aqueles para os quais seja por lei ou pelo Estatuto Social atribuída a competência à Assembleia Geral ou ao Conselho de Administração. No exercício de suas funções, os Diretores poderão realizar todas as operações e praticar todos os atos de administração necessários à consecução dos objetivos de seu cargo, de acordo com a orientação geral dos negócios estabelecida pelo Conselho de Administração, incluindo resolver sobre a aplicação de recursos, transigir, renunciar, ceder direitos, confessar dívidas, fazer acordos, firmar compromissos, contrair obrigações, celebrar contratos, adquirir, alienar e onerar PÁGINA: 260 de 404

267 Descrição da estrutura administrativa bens móveis e imóveis, prestar caução, avais e fianças, emitir, endossar, caucionar, descontar, sacar e avalizar títulos em geral, assim como abrir, movimentar e encerrar contas em estabelecimentos de crédito, observadas as restrições legais e aquelas estabelecidas no nosso Estatuto Social. A Diretoria reunir-se-á sempre que convocada pelo Diretor Presidente ou por quaisquer dois Diretores Vice-Presidentes, em conjunto, sempre que assim exigirem os negócios sociais, com antecedência mínima de 02 dias, e a reunião somente será instalada com a presença da maioria de seus membros. As deliberações nas reuniões da Diretoria serão tomadas por maioria de votos dos presentes em cada reunião ou que tenham manifestado seu voto por escrito, na forma do nosso Estatuto Social, sendo que, no caso de empate, caberá ao Diretor Presidente o voto de qualidade. Comitês A estrutura de governança da Companhia conta com três comitês de apoio: Comitê de Auditoria, Comitê de Remuneração e Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa. Estes comitês são responsáveis por assessorar o Conselho de Administração nas deliberações sobre as matérias apresentadas. São atualmente compostos por três membros, integrantes do Conselho, que podem solicitar informações e sugestões de integrantes da Diretoria ou de membros do corpo gerencial da Companhia. Comitê de Auditoria O Comitê de Auditoria é um comitê de caráter permanente, responsável por acompanhar e avaliar as atividades de auditoria externa e interna, monitorar os riscos de negócios da Companhia, acompanhar as práticas contábeis e de transparência das informações, bem como assessorar o Conselho de Administração nas deliberações sobre as matérias apresentadas. O Comitê de Auditoria é composto por três membros, sendo o seu presidente considerado independente nos termos do Regulamento de Listagem do Novo Mercado (Francisco Carlos Coutinho Pitella), um indicado pelo acionista controlador (Nuno Maria Pestana de Almeida Alves) e outro membro também considerando como independente (Modesto Souza Barros Carvalhosa). O Comitê de Auditoria também é responsável por estabelecer procedimentos para recebimento, retenção e tratamento das queixas dos assuntos recebidos pelo Canal de Comunicação e Denúncia da EDP no Brasil. Comitê de Remuneração O Comitê de Remuneração é um comitê consultivo de deliberação colegiada, de caráter nãopermanente, ao qual compete assessorar o Conselho de Administração nas deliberações relativas às políticas de remuneração da Companhia e de suas controladas. O Comitê de Remuneração é composto por três membros escolhidos entre os Conselheiros de Administração, sendo dois conselheiros indicados pelo acionista controlador (Antônio Luis Guerra Nunes Mexia, presidente do comitê e Nuno Maria Pestana de Almeida Alves) e um membro considerado independente nos termos do Regulamento de Listagem do Novo Mercado (Pedro Sampaio Malan). Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa O Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa é um comitê permanente encarregado de zelar pela perenidade da organização, com uma visão de longo prazo e sustentabilidade, incorporando considerações de ordem social e ambiental na definição de seus negócios e operações. Deve também assegurar a adoção das melhores práticas de governança corporativa e dos mais elevados princípios éticos, visando a aumentar o valor da PÁGINA: 261 de 404

268 Descrição da estrutura administrativa sociedade, facilitar o acesso ao capital a custos mais baixos e contribuir, de modo igual, para a sua perenidade. Entre suas atribuições, destaca-se a proposição do regime de avaliação do Conselho de Administração e de seus membros e a análise e acompanhamento de todos os negócios entre partes relacionadas. É integrado por três conselheiros, sendo um deles, o presidente, conselheiro independente da Companhia (Modesto Souza Barros Carvalhosa), sendo os dois outros membros Jorge Manuel Pragana da Cruz Morais, representante do acionista controlador, e Paulo Cesar Hartung Gomes, considerado independente nos termos do Regulamento de Listagem do Novo Mercado. b) Data de instalação do conselho fiscal, se este não for permanente, e de criação dos comitês O Comitê de Auditoria e o Comitê de Remuneração foram criados em 14 de setembro de 2005, e o Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa foi criado em 09 de outubro de 2006, todos por meio de deliberações havidas no âmbito de Reuniões de Conselho de Administração. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, quando seu funcionamento não é permanente, o Conselho Fiscal poderá ser instalado pela Assembleia Geral, a pedido de acionistas que representem, no mínimo, 10% das ações, com mandato até a primeira Assembleia Geral Ordinária seguinte à sua instalação. Este percentual pode ser reduzido para até 2% do capital social votante dependendo do nosso capital social, nos termos da Instrução CVM 324. De acordo com o nosso Estatuto Social, o Conselho Fiscal, quando instalado, será constituído de 3 membros e suplentes em igual número. De acordo com as regras do Novo Mercado, os membros do Conselho Fiscal deverão subscrever, previamente à sua investidura no cargo, termo de anuência dos membros do Conselho Fiscal referido no Regulamento do Novo Mercado. Adicionalmente, se a Companhia tiver um acionista majoritário controlador ou grupo de acionistas controlador, os acionistas minoritários que representem, no mínimo, 10% das ações têm direito de eleger separadamente um membro do Conselho Fiscal e seu suplente, e os demais acionistas poderão eleger um membro a mais que o número total de membros eleitos pelos minoritários. Caso o poder de controle seja exercido por um acionista que detenha menos de 50% do nosso capital social ou por acionistas que não sejam membros de um grupo de acionistas, a Lei das Sociedades por Ações prevê que o acionista controlador ou o grupo de acionistas que, isoladamente ou em conjunto, sejam titulares de ações representativas de 10% ou mais do capital social terá direito de eleger, em votação em separado, um membro e respectivo suplente. Igual direito terá o acionista ou o grupo de acionistas diverso daquele que elegeu um membro na forma anteriormente explicitada, observadas as mesmas regras e condições de eleição. Os demais acionistas, excluídos os que votaram na eleição de membros para o Conselho Fiscal por votação em separado na forma mencionada, poderão eleger os membros efetivos e suplentes que, em qualquer caso, serão em número igual ao dos eleitos pelos acionistas pertencentes aos grupos mencionados anteriormente, mais um. Caso venha a ser instalado, Conselho Fiscal não pode ter membros que façam parte do nosso Conselho de Administração, da Diretoria ou do quadro de colaboradores da Companhia, de uma empresa controlada ou de uma empresa do mesmo grupo, tampouco um cônjuge ou parente dos administradores da Companhia. Além disso, a Lei das Sociedades por Ações exige que os membros do Conselho Fiscal recebam, a título de remuneração, no mínimo, 10% da média da remuneração paga aos Diretores, excluindo benefícios, verbas de representação e participações nos lucros e resultados. c) Mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê As avaliações de determinados órgãos ou comitês da Companhia são realizadas mediante avaliações específicas conforme descritas abaixo. Em 28 de julho de 2010, nosso Conselho de Administração aprovou a metodologia de auto avaliação do órgão colegiado Conselho de Administração bem como a metodologia de PÁGINA: 262 de 404

269 Descrição da estrutura administrativa avaliação do órgão colegiado Diretoria, contemplando um questionário para cada órgão. Estes questionários avaliam o nosso Conselho de Administração e a nossa Diretoria e suas atuações como órgãos colegiados, considerando os temas descritos nos tópicos abaixo. Os tópicos de avaliação aplicados ao Conselho de Administração foram: Temas Gerais; Composição, Organização e Funcionamento do Conselho de Administração; Atividades do Conselho de Administração; Relacionamento com Órgãos sociais da Companhia; Comunicação e Imagem do Conselho de Administração; e Avaliação Individual. Já os tópicos de avaliação aplicados à nossa Diretoria foram: Temas Gerais; Composição e Organização da Diretoria; Atividades da Diretoria; Relacionamento com o Conselho de Administração; Comunicação e Imagem. Ainda, em 03 de novembro de 2010, nosso Conselho de Administração analisou e discutiu os resultados de sua auto avaliação, bem como discutiu e analisou os resultados da avaliação da Diretoria. Em 14 de dezembro de 2010, o Comitê de Auditoria aprovou a metodologia de avaliação do próprio Comitê (colegiado) da Companhia, contemplando um questionário de auto avaliação, englobando os tópicos: Temas Gerais; Composição, Organização e Funcionamento do Comitê de Auditoria; Atividades do Comitê de Auditoria; Atividades da Auditoria Interna; Cooperação com a Auditoria Interna e Órgãos Sociais da Companhia; e Avaliação Individual, tendo efetuado ainda em 2010 a referida avaliação nos termos da metodologia aprovada. Os nossos mecanismos de avaliação implementados acima descritos não influenciam diretamente na determinação da remuneração de seus respectivos componentes. Não há mecanismos de avaliação aplicáveis ao Comitê de Remuneração e ao Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa. d) Em relação aos membros da diretoria, suas atribuições e poderes individuais Compete ao Diretor Presidente: (i) executar e fazer executar as deliberações das Assembleias Gerais e do Conselho de Administração; (ii) determinar e promover a execução e implementação das políticas, estratégias, orçamentos, projetos de investimento e demais condições do plano de negócios da Companhia; (iii) coordenar as atividades dos demais Diretores, observadas as atribuições específicas previstas neste Estatuto Social; (iv) definir a repartição de competências aos demais membros da Diretoria em relação às áreas mencionadas neste parágrafo ou em relação às áreas não especificamente mencionadas neste Estatuto, ad referendum do Conselho de Administração; (v) superintender todas as operações da Companhia, acompanhando seu andamento, incluindo a governança corporativa, as políticas de recursos humanos, de relacionamento institucional, de planejamento energético e de gestão de riscos, assim como as atividades relacionadas à auditoria e às áreas de regulação e jurídica da Companhia; (vi) gerenciar e promover as políticas de segurança do trabalho e de meio-ambiente da Companhia; (vii) presidir as reuniões da Diretoria; e (viii) garantir a aplicação das políticas corporativas e dos princípios de desenvolvimento sustentável em todas as atividades sob sua responsabilidade. Compete ao Diretor Vice-Presidente de Finanças e Relações com Investidores, dentre outras atribuições que lhe venham a ser estabelecidas: (i) planejar, coordenar, organizar, supervisionar e dirigir as atividades relativas às áreas financeira, contábil, fiscal e de planejamento e controle da Companhia; (ii) gerir as finanças consolidadas e o risco financeiro da Companhia; (iii) representar a Companhia perante os órgãos de controle e demais instituições que atuam no mercado de capitais, competindo-lhe prestar informações aos investidores, à Comissão de Valores Mobiliários CVM e às Bolsas de Valores em que a Companhia tenha seus valores mobiliários negociados, conforme legislação aplicável; (iv) gerenciar e promover as políticas de segurança do trabalho e de meio-ambiente em todas as áreas sob sua responsabilidade; (v) garantir a aplicação das políticas corporativas e dos princípios de desenvolvimento sustentável em todas as atividades sob sua responsabilidade; e, (vi) avaliar e acompanhar políticas, estratégias e dirigir as atividades nas áreas definidas pelo Diretor Presidente. PÁGINA: 263 de 404

270 Descrição da estrutura administrativa Compete ao Diretor Vice-Presidente de Operações da Distribuição, dentre outras atribuições que lhe venham a ser estabelecidas: (i) gerir e liderar o negócio de distribuição de energia nas sociedades controladas e coligadas da Companhia; (ii) responder pelo planejamento, operação e manutenção do sistema elétrico, engenharia e gestão de ativos de distribuição de energia das sociedades controladas e coligadas da Companhia, observados os padrões adequados de rentabilidade empresarial e os padrões de qualidade definidos pelo Poder Concedente; (iii) propor e gerir os investimentos relacionados com o negócio de distribuição de energia da Companhia e de suas controladas e coligadas; (iv) responder pela implantação dos empreendimentos de expansão e de melhoria de distribuição, promovendo o projeto, a construção e a montagem, assegurando o desempenho físico-financeiro desses empreendimentos; (v) gerenciar e promover as políticas de segurança do trabalho e de meioambiente nas sociedades controladas e coligadas da Companhia no âmbito da distribuição de energia; (vi) garantir a aplicação das políticas corporativas e dos princípios de desenvolvimento sustentável em todas as atividades sob sua responsabilidade; e (vii) avaliar e acompanhar políticas, estratégias e dirigir as atividades nas áreas definidas pelo Diretor Presidente. Compete ao Diretor Vice-Presidente de Operações da Geração, dentre outras atribuições que lhe venham a ser estabelecidas: (i) gerir e liderar o negócio de geração de energia nas sociedades controladas e coligadas da Companhia; (ii) responder pelo planejamento, operação e manutenção, engenharia e gestão de ativos de geração de energia das sociedades controladas e coligadas da Companhia, observados os padrões adequados de rentabilidade empresarial e os padrões de excelência de qualidade; (iii) propor e gerir os investimentos relacionados com o negócio de geração de energia da Companhia e de suas controladas e coligadas; (iv) responder pela implantação dos empreendimentos de expansão de geração, promovendo o projeto, a construção e a montagem, assegurando o desempenho físico-financeiro desses empreendimentos; (v) gerenciar e promover as políticas de segurança do trabalho e de meio-ambiente nas sociedades controladas e coligadas da Companhia no âmbito da geração de energia; (vi) garantir a aplicação das políticas corporativas e dos princípios de desenvolvimento sustentável em todas as atividades sob sua responsabilidade; e, (vii) avaliar e acompanhar políticas, estratégias e dirigir as atividades nas áreas definidas pelo Diretor Presidente. Compete ao Diretor Vice-Presidente de Comercialização e Desenvolvimento de Negócios, dentre outras atribuições que lhe venham a ser estabelecidas: (i) gerir e liderar o negócio de comercialização de energia nas sociedades controladas e coligadas da Companhia; (ii) gerir a prestação de serviços das sociedades controladas e coligadas da Companhia, competindo-lhe propor e administrar os investimentos relacionados a todos esses negócios; (iii) buscar, avaliar, propor e estruturar novas oportunidades de negócios em consonância com o planejamento estratégico da Companhia; (iv) gerenciar e promover as políticas de segurança do trabalho e de meio-ambiente nas sociedades controladas e coligadas da Companhia no âmbito da comercialização de energia e prestação de serviços; (iv) garantir a aplicação das políticas corporativas e dos princípios de desenvolvimento sustentável em todas as atividades sob sua responsabilidade; e (v) avaliar e acompanhar políticas, estratégias e dirigir as atividades nas áreas definidas pelo Diretor Presidente. e) Mecanismos de avaliação de desempenho dos membros do conselho de administração, dos comitês e da diretoria As avaliações de determinados membros de órgãos ou de comitês da Companhia são realizadas mediante avaliações específicas conforme descritas abaixo. Em 28 de julho de 2010, nosso Conselho de Administração aprovou a metodologia de avaliação individual dos membros do Conselho de Administração bem como a metodologia de avaliação individual dos membros da Diretoria da Companhia, contemplando a aplicação de um questionário próprio para as respectivas avaliações. Estes questionários avaliam os respectivos membros e suas atuações, considerando os temas descritos nos tópicos abaixo. PÁGINA: 264 de 404

271 Descrição da estrutura administrativa Os tópicos de avaliação individual aplicados aos membros do Conselho de Administração foram: Grau de dificuldade no exercício das funções de membro do Conselho; Aquisição de conhecimentos relevantes sobre as atividades da EDP; Disponibilidade para as iniciativas do Conselho; e Contributo para as atividades do Conselho. Já os tópicos de avaliação individual aplicados aos membros da Diretoria foram: Adequação das atribuições de competências para cada Diretor, e outros tais como Qualidade das atividades da Diretoria em termos de: Estratégia, Investimentos Financiamento, Controle de custos, Exposição ao risco, Gestão de recursos Humanos, Acompanhamento das sociedades do Grupo EDP Energias do Brasil; e Enfoque dado pela Diretoria na sua atividade: Preparação de informação financeira e contábil, Controle da gestão Práticas de governo societário, Sustentabilidade e ambiente, Cultura organizacional, Comunicação e imagem, Conflitos de interesses, Independência da Auditoria Interna da Companhia, e do Auditor Externo. Em 14 de dezembro de 2010, o Comitê de Auditoria aprovou a metodologia de avaliação individual de seus membros, contemplando um questionário de avaliação. Os tópicos de avaliação individual aplicados aos membros do Comitê de Auditoria foram: Aquisição de conhecimentos relevantes sobre as atividades da EDP; Disponibilidade para as iniciativas do Comitê de Auditoria, e Contributo para as atividades do Comitê de Auditoria, tendo efetuado ainda em 2013 a referida avaliação nos termos da metodologia aprovada. Ainda, em 08 de maio de 2013, nosso Conselho de Administração analisou e discutiu os resultados das avaliações individuais dos membros do Conselho de Administração da Companhia, bem como discutiu e analisou os resultados das avaliações individuais dos membros da Diretoria da Companhia. Os nossos mecanismos de avaliação implementados acima descritos não influenciam diretamente na determinação da remuneração de seus respectivos componentes. Não há mecanismos de avaliação aplicáveis aos membros do Comitê de Remuneração e aos membros do Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa. PÁGINA: 265 de 404

272 Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais Descrever as regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais a) Prazos de convocação A Companhia não adota práticas ou políticas diferenciadas relativamente aos prazos de convocação estipulados na legislação societária. A Lei das Sociedades por Ações exige que todas as assembleias gerais sejam convocadas mediante três publicações no Diário Oficial da União ou do Estado em que esteja situada a sede da companhia e em outro jornal de grande circulação. Nossas publicações são atualmente feitas no Diário Oficial do Estado de São Paulo, veículo oficial do Governo do Estado de São Paulo e no Jornal Brasil Econômico, sendo a primeira convocação realizada, no mínimo, 15 dias antes da assembleia, e a segunda convocação realizada com oito dias de antecedência. A CVM poderá, todavia, em determinadas circunstâncias, determinar que a primeira convocação para assembleias gerais de acionistas seja feita com até 30 dias de antecedência da data em que os documentos relativos às matérias a serem deliberadas forem colocados à disposição dos acionistas. Historicamente, a Companhia convoca suas Assembleias Gerais com 30 dias de antecedência. b) Competências Compete à Assembleia Geral, deliberar sobre as seguintes matérias, sem prejuízo de outras matérias de sua competência: (a) reformar o estatuto social; (b) eleger ou destituir, a qualquer tempo, os administradores e fiscais da Companhia, ressalvado o disposto no inciso II do art. 142 da Lei das Sociedades por Ações; (c) tomar, anualmente, as contas dos administradores e deliberar sobre as demonstrações financeiras por eles apresentadas; (d) autorizar a emissão de debêntures, ressalvado o disposto no 1º do art. 59 da Lei das Sociedades por Ações; (e) suspender o exercício dos direitos do acionista nos termos do art. 120 da Lei das Sociedades por Ações; (f) deliberar sobre a avaliação de bens com que o acionista concorrer para a formação do capital social; (g) autorizar a emissão de partes beneficiárias; (h) deliberar sobre transformação, fusão, incorporação e cisão da Companhia, sua dissolução e liquidação, eleger e destituir liquidantes e julgar-lhes as contas; (i) deliberar sobre a saída da Companhia do Novo Mercado; (j) autorizar os administradores a confessar falência e pedir concordata; e (k) outorgar opção de compra de ações em favor dos administradores, empregados e colaboradores, podendo essa opção ser estendida aos administradores e empregados das sociedades controladas e coligadas da Companhia, direta ou indiretamente. c) Endereços (físico ou eletrônico) nos quais os documentos relativos à assembleia geral estarão à disposição dos acionistas para análise Os documentos relativos à assembleia geral estão disponíveis na sede social da Companhia, no seu site de Relações com Investidores ( e nos sites da CVM ( e da BM&FBOVESPA ( d) Identificação e administração de conflitos de interesses No caso de algum acionista possuir interesse conflitante, assim entendido como interesse oposto ou concorrente ao da Companhia, com a matéria da ordem do dia, segundo a legislação brasileira, este está vedado em proferir o seu voto. Nesse sentido, nas Assembleias da Companhia não se admite o voto, regra geral, dos acionistas que tenham conflito com a matéria constante na ordem do dia. Para os demais casos, visto tratar-se de questão eminentemente de fato, caberá análise em cada caso e eventual deliberação no âmbito dos órgãos competentes. e) Solicitação de procurações pela administração para o exercício do direito de voto A Companhia admite que, desde que o representante esteja validamente constituído e que a procuração contenha o voto a ser proferido, este representante pode votar em nome do acionista. PÁGINA: 266 de 404

273 Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais f) Formalidades necessárias para aceitação de instrumentos de procuração outorgados por acionistas, indicando se a Companhia admite procurações outorgadas por acionistas por meio eletrônico A Companhia admite que o acionista seja representado na Assembleia Geral por procurador constituído há menos de 1 ano, que seja acionista, administrador da Companhia, advogado, instituição financeira ou administrador de fundos de investimento que represente os condôminos. A Companhia ainda admite procurações outorgadas por acionistas por meio eletrônico. g) Manutenção de fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das assembleias A Companhia não mantém fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das Assembleias Gerais. h) Transmissão ao vivo do vídeo e/ou do áudio das assembleias A Companhia não transmite ao vivo e/ou por áudio as suas assembleias gerais. i) Mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas por acionistas A Companhia possui mecanismo exclusivo para recebimento de recomendações dos acionistas minoritários, para apreciação pelo Conselho de Administração, de eventual inclusão de matéria em pauta de Assembleia Geral da Companhia. PÁGINA: 267 de 404

274 Datas e jornais de publicação das informações exigidas pela Lei nº6.404/76 Exercício Social Publicação Jornal - UF Datas 31/12/2013 Demonstrações Financeiras Brasil Econômico - SP 27/02/2014 Diario Oficial do Estado de São Paulo - SP 27/02/2014 Convocação da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Brasil Econômico - SP 29/03/2014 Diario Oficial do Estado de São Paulo - SP 29/03/ /12/2012 Demonstrações Financeiras Brasil Econômico - SP 05/03/2013 Diario Oficial do Estado de São Paulo - SP 05/03/2013 Convocação da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Brasil Econômico - SP 08/03/2013 Diario Oficial do Estado de São Paulo - SP 08/03/2013 Ata da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Brasil Econômico - SP 13/08/2013 Diario Oficial do Estado de São Paulo - SP 13/08/ /12/2011 Demonstrações Financeiras Brasil Econômico - SP 08/03/2012 Diario Oficial do Estado de São Paulo - SP 08/03/2012 Convocação da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Brasil Econômico - SP 09/03/2012 Diário Oficial do Estado de São Paulo - SP 09/03/2012 Ata da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Brasil Econômico - SP 22/06/2012 Diario Oficial do Estado de São Paulo - SP 22/06/2012 PÁGINA: 268 de 404

275 Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração Descrição das regras, políticas e práticas relativas ao conselho de administração a) Frequência das reuniões Nosso Estatuto Social prevê que o Conselho de Administração reunir-se-á, ordinariamente, a cada 3 meses e, extraordinariamente, sempre que necessário. As reuniões do Conselho de Administração poderão ser convocadas por seu Presidente, por seu Vice-Presidente ou por quaisquer 02 membros em conjunto, mediante notificação escrita entregue com antecedência mínima de 05 dias e com apresentação da pauta dos assuntos a serem tratados. Ao longo do tempo, as reuniões do Conselho de Administração da Companhia foram realizadas nas datas abaixo indicadas: /12/ /12/ /12/ /12/ /12/ /10/ /12/ /10/ /09/ /12/ /10/ /07/ /11/ /09/ /06/ /10/ /08/ /06/ /10/ /08/ /05/ /09/ /07/ /03/ /07/ /06/ /01/ /05/ /06/ /01/ /04/ /05/ /03/ /03/ /03/ /03/ /03/ /02/ /02/2013 b) Se existirem, as disposições do acordo de acionistas que estabeleçam restrição ou vinculação ao exercício do direito de voto de membros do conselho Não há, atualmente, acordo de acionistas vigente arquivado na Companhia. c) regras de identificação e administração de conflito de interesses Nos termos de Regulamento de Competências dos Órgãos da Administração e Regimento dos Comitês de Assessoramento do Conselho de Administração, cuja atual versão foi aprovada em Reunião de Conselho de Administração ocorrida em 08 de janeiro de 2008, compete ao Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa da Companhia, dentre outras atribuições: (i) acompanhar, avaliar e fiscalizar os procedimentos internos relativos a conflitos de interesses, bem como a eficácia dos sistemas de avaliação e resolução de conflitos de interesses; e (ii) opinar nas hipóteses de conflitos de interesses suscitados no âmbito das atividades da Companhia e Controladas e dos seus órgãos de administração, notadamente com os acionistas, diretos ou indiretos. No caso de algum membro de órgão de administração ou comitê da Companhia possuir interesse conflitante, assim entendido como interesse oposto ou concorrente ao da Companhia, com a matéria da ordem do dia, segundo a legislação brasileira, este está vedado em proferir o PÁGINA: 269 de 404

276 Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração seu voto. Nesse sentido, nas reuniões sociais da Companhia não se admite o voto, regra geral, dos membros que tenham conflito de interesse com a matéria constante na ordem do dia. Para os demais casos, visto tratar-se de questão eminentemente de fato, caberá análise em cada caso e eventual deliberação no âmbito dos órgãos competentes. PÁGINA: 270 de 404

277 Descrição da cláusula compromissória para resolução de conflitos por meio de arbitragem Descrever a cláusula compromissória inserida do estatuto para a resolução dos conflitos entre acionistas e entre estes e a Companhia por meio de arbitragem Nos termos do artigo 40 do nosso Estatuto Social, nós, nossos Acionistas, Administradores e os membros do Conselho Fiscal obrigam-se a resolver, por meio de arbitragem, toda e qualquer disputa ou controvérsia que possa surgir entre eles, relacionada ou oriunda, em especial, da aplicação, validade, eficácia, interpretação, violação e seus efeitos, das disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, no Estatuto Social da Companhia, nas normas editadas pelo Conselho Monetário Nacional, pelo Banco Central e pela CVM, bem como nas demais normas aplicáveis ao funcionamento do mercado de capitais em geral, além daquelas constantes do Regulamento do Novo Mercado, do Contrato de Participação do Novo Mercado e do Regulamento de Arbitragem da Câmara de Arbitragem do Mercado. PÁGINA: 271 de 404

278 12.6 / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal Nome Idade Orgão administração Data da eleição Prazo do mandato CPF Profissão Cargo eletivo ocupado Data de posse Foi eleito pelo controlador Outros cargos e funções exercidas no emissor Carlos Emanuel Baptista Andrade 51 Pertence apenas à Diretoria 30/12/ /01/ Economista Diretor Vice-Presidente de Comercialização e Desenvolvimento de Negócios Não há. Luiz Otavio Assis Henriques 56 Pertence apenas à Diretoria 30/12/ /01/ Engenheiro Elétrico Diretor Vice-Presidente de Operações de Geração 01/01/2014 Sim Não aplicável, pois o mesmo não exerce outro cargo ou função na Companhia. 01/01/2014 Sim Ana Maria Machado Fernandes 52 Pertence apenas ao Conselho de Administração 29/04/2014 até Assembléia Geral que examinará as contas do exercício social a findar-se em 31/12/ Economista 20 - Presidente do Conselho de Administração 29/04/2014 Sim Pedro Sampaio Malan 71 Pertence apenas ao Conselho de Administração 29/04/2014 até Assembléia Geral que examinar as contas do exercício social a findar-se em 31/12/ Economista 27 - Conselho de Adm. Independente (Efetivo) 29/04/2014 Não Membro do Comitê de Remuneração. Jorge Manuel Pragana da Cruz Morais 57 Pertence apenas ao Conselho de Administração 29/04/2014 Até a Assembleia Geral que examinar as contas do exercício social a findar-se lem 31/12/ Engenheiro 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 29/04/2014 Sim Membro do Comitê Sustentabilidade e Governança Corporativa. Francisco Carlos Coutinho Pitella 61 Pertence apenas ao Conselho de Administração 29/04/2014 até Assembléia Geral que examinar as contas do exercício social a findar-se em 31/12/ Engenheiro Civil 27 - Conselho de Adm. Independente (Efetivo) 29/04/2014 Não Presidente do Comitê de Auditoria PÁGINA: 272 de 404

279 12.6 / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal Nome Idade Orgão administração Data da eleição Prazo do mandato CPF Profissão Cargo eletivo ocupado Data de posse Foi eleito pelo controlador Outros cargos e funções exercidas no emissor Nuno Maria Pestana de Almeida Alves 56 Pertence apenas ao Conselho de Administração 29/04/2014 até Assembléia Geral que examinar as contas do exercício social a findar-se em 31/12/ Engenheiro Naval 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 29/04/2014 Sim Membro do Comitê de Auditoria e Membro do Comitê de Remuneração. Modesto Souza Barros Carvalhosa 82 Pertence apenas ao Conselho de Administração 29/04/2014 até Assembléia Geral que examinar as contas do exercício social a findar-se em 31/12/ Advogado 27 - Conselho de Adm. Independente (Efetivo) 29/04/2014 Não Presidente do Comitê Sustentabilidade e Governança Corporativa e membro do Comitê de Auditoria. Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas 44 Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração 29/04/2014 até Assembléia Geral que examinar as contas do exercício social a findar-se em 31/12/ Engenheiro 31 - Vice Pres. C.A. e Diretor Presidente 29/04/2014 Sim Foi eleito Diretor Presidente em 30/12/13, data de posse 01/01/14 com prazo de mandato até 01/01/2017. Miguel Dias Amaro 47 Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração 29/04/2014 até Assembléia Geral que examinar as contas do exercício social a findar-se em 31/12/ Engenheiro Mecânico 34 - Conselheiro(Efetivo) e Dir. Vice Pres. 29/04/2014 Sim Foi eleito Dir. Vice-Pres. de Finanças e RI e Dir. Vice-Pres de Operações de Distribuição em 30/12/2013, data de posse em 01/01/14 comprazo de mandato até 01/01/2017. Experiência profissional / Declaração de eventuais condenações Carlos Emanuel Baptista Andrade (a)experiência profissional-resumo: Graduado em Economia pela Universidade Federal de Pernambuco. Últimas posições ocupadas: EDP Energias do Brasil S.A. Diretor Vice-Presidente de Comercialização, desde março de 2013; Diretor de Finanças Corporativas do Grupo Energias do Brasil, tendo iniciado suas atividades no início de 2005 até março de Investco - Diretor Administrativo e Financeiro desde setembro de Bandeirante - Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, desde agosto de Escelsa - Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, desde agosto de EnerPrev - Diretor de Investimentos, desde dezembro de Atualmente ocupa os cargos de Diretor Vice-Presidente de Comercialização, Membro do Conselho de Administração, Diretor Financeiro e de Relações com Investidores e Diretor Administrativo e Financeiro das demais empresas do Grupo EDP. Para maiores informações sobre as atividades das empresas vide item 7.1. (b)declaração de eventuais condenações: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes ao currículo conforme instrução CVM nº509/2011 no item Luiz Otavio Assis Henriques PÁGINA: 273 de 404

280 (a)experiência profissional-resumo: Engenheiro elétrico - UNICAMP, Pós-graduado em Planejamento Energético e modelo de privatização britânico pela The Monfort University of Leicester Inglaterra. Últimas posições ocupadas: Energias do Brasil S.A - Diretor Vice-Presidente de Operações de Geração, desde maio de 2008; Diretor Vice-Presidente de Comercialização, desde janeiro de 2010 até março de Bandeirante - Conselheiro de Administração, desde maio de 2008; e Diretor Presidente e de Relações com Investidores Interino, no mês de janeiro de Escelsa - Membro do Conselho de Administração desde maio de Investco - Diretor Presidente e de Relações com Investidores, desde setembro de 2008 ; Conselheiro efetivo de Administração desde abril de Atualmente ocupa os cargos de Diretor Vice- Presidente de Geração, Diretor Vice-Presidente de Comercialização, Membro do Conselho de Administração, Vice-Presidente do Conselho de Administração, Diretor Presidente e de Relações com Investidores, Presidente do Conselho de Administração, Diretor Executivo, Diretor Vice Presidente e Presidente do Conselho Deliberativo das demais empresas do Grupo EDP. Para maiores informações sobre as atividades das empresas vide item 7.1. (b)declaração de eventuais condenações: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes ao currículo conforme instrução CVM nº509/2011 no item Ana Maria Machado Fernandes (a)experiência profissional-resumo: Economista, formada pela Faculdade de Economia do Porto e ex-presidente da Galp Power de 2002 a Atualmente ocupa os cargos de Membro do Conselho de Administração, Membro da Comissão Executiva, Membro do Conselho de Administração Executivo, Presidente do Conselho de Administração, Diretora Presidente, Membro do Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa, Vice-Presidente e Conselheira delegada do Conselho de Administração, Vice - Presidente da Comissão Executiva, Representante Permanente e Representante das demais empresas do Grupo EDP. Para maiores informações sobre as atividades das empresas vide item 7.1. (b)declaração de eventuais condenações: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes ao currículo conforme instrução CVM nº509/2011 no item Pedro Sampaio Malan (a)experiência profissional - breve resumo: Formado em Engenharia Elétrica pela Escola Politécnica da PUC do Rio de Janeiro em 1965, Malan sagrou-se PhD em Economia pela Universidade de Berkeley Califórnia. Ex-ministro da Fazenda do governo Fernando Henrique Cardoso, de 1995 a 2002, e ex-presidente do Banco Central entre 1993 e 1995, Pedro Malan traz a sua experiência ao Conselho de Administração da Energias do Brasil, missão que acumula com a de presidir os conselhos de administração do Unibanco e da empresa Globex-Ponto Frio, e com a participação no Conselho Consultivo da Alcoa Alumínio S.A. É professor do Departamento de Economia da Universidade Católica do Rio de Janeiro e autor de dezenas de trabalhos sobre Economia Brasileira e Economia Internacional, publicados no Brasil e no exterior. Atualmente ocupa os cargos de Membro do Conselho de Administração Independente, Membro do Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa, Membro do Comitê de Remuneração, Presidente do Conselho Consultivo Internacional, Membro do Conselho de Administração, Membro do Conselho Consultivo e Membro do Conselho Curador. Para maiores informações sobre as atividades das empresas vide item 7.1. (b)declaração de eventuais condenações: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes ao currículo conforme instrução CVM nº509/2011 no item Jorge Manuel Pragana da Cruz Morais (a)experiência profissional - breve resumo: Licenciado em Engenharia Electrotécnica pelo Instituto Superior Técnico em 1980 e MBA pela Universidade Nova de Lisboa em Iniciou a carreira na EDP, em 1983, no planeamento da rede de transporte. De 1991 a 1994, foi Assessor do CA da EDP, tendo sido coordenador do processo de reestruturação que culminou com a criação do Grupo EDP em Foi então nomeado Director de Planeamento Estratégico, tendo sido responsável pela coordenação do processo de Privatização (IPO e 2.ª fase). Adicionalmente, foi Membro Não Executivo do CA da Turbogás ( ), Membro Não Executivo do Conselho da Electricidade dos Açores ( ) e Administrador do Centro para a Conservação de Energia ( ). Entre 2000 e 2004, foi Administrador Executivo da Oni SGPS e de outras empresas do Grupo ONI, tendo assumido, entre 2002 e 2004, as funções de CFO. Em 2005 e até Março de 2006 foi Administrador Executivo, com as funções de CEO, da HC Energía e da Naturgas Energia, empresas espanholas do Grupo EDP. Atualmente ocupa os cargos de Membro do Conselho de Administração Executivo, Membro da Comissão Executiva, Membro do Conselho de Administração, Membro do Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa, Presidente do Conselho de Administração e Gerente das demais empresas do Grupo EDP. Para maiores informações sobre as atividades das empresas vide item 7.1. (b) Declaração de eventuais condenações: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes ao currículo conforme instrução CVM nº509/2011 no item Francisco Carlos Coutinho Pitella PÁGINA: 274 de 404

281 (a)experiência profissional - breve resumo: Formado em engenharia civil pela Escola Nacional de Engenharia da UFRJ e diretor de Relações com Investidores da GTD Participações S.A., empresa com investimentos na EDP - Energias do Brasil. Presidente do Comitê de Investimento do Energia PCH Fundo de Investimento em Participações. Presidente do Conselho de Administração e diretor geral da Juruena Participações e Investimentos S.A., empresa com investimentos em PCHs no Estado do Mato Grosso. Representa as tradings Marc Rich Investment AG, Stratton Metals LTD e Trafigura AG na importação e exportação de minérios e metais. Foi membro dos Conselhos de Administração e Fiscal da EDP Escelsa e da Enersul. Foi diretor da Vale do Rio Doce Alumínio S.A., membro dos Conselhos de Administração das empresas Valesul Alumínio S.A. e Mineração Rio do Norte S.A. e dos Conselhos Consultivo da Albras - Alumínio Brasileiro S.A. e Alunorte - Alumina do Norte do Brasil S.A. Foi diretor geral para a América do Sul das tradings Atoc Corporation e Marc Rich Investment AG. Atualmente ocupa os cargos de Membro do Conselho de Administração, Membro do Comitê de Auditoria, Diretor de Relações com Investidores, Presidente do Conselho de Administração, Diretor Geral e Presidente do Comitê de Investimento. Para maiores informações sobre as atividades das empresas vide item 7.1. (b)declaração de eventuais condenações: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes ao currículo conforme instrução CVM nº509/2011 no item Nuno Maria Pestana de Almeida Alves (a)experiência profissional - breve resumo: Licenciado em Engenharia e Construção Naval pela Universidade de Michigan, em 1980, foi pela área administrativo-financeira que Nuno Alves fez a sua carreira. Na mesma universidade onde alcançou o título de engenheiro, tornou-se mestre em gestão de empresas, em Três anos depois, deu início à sua trajetória profissional, como técnico na direção de estudos e planejamento do Banco Comercial Português. Alves fez carreira na instituição, onde passou por diversos cargos até assumir, em 1999, a presidência do Conselho de Administração da CISF Dealer (braço de investimentos do Banco Comercial Português), e, em 2000, o cargo de Administrador com os Pelouros de Tesouraria e Mercado, do agora denominado Millenniumbcp Investimento (anterior Banco CISF). Atualmente ocupa os cargos de Membro do Conselho de Administração, Membro da Comissão Executiva, Membro do Comitê de Auditoria, Membro do Comitê de Remuneração, Representante e Presidente do Conselho de Administração das demais empresas do Grupo EDP. Para maiores informações sobre as atividades das empresas vide item 7.1. (b)declaração de eventuais condenações: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes ao currículo conforme instrução CVM nº509/2011 no item Modesto Souza Barros Carvalhosa (a)experiência profissional - breve resumo: Bacharel pela Faculdade de Direito da Universidade de São Paulo, em 1957; Doutor em Direito, na área de concentração de Direito Comercial e Econômico, pela USP, em Conselheiro desde 14 de setembro de Carvalhosa é também membro do Conselho Curador da Universidade Federal de São Carlos e da Fundação Padre Anchieta, do Conselho de Administração da Companhia Melhoramentos de São Paulo e da Câmara de Arbitragem da Bolsa de Valores de São Paulo. Foi professor de Direito Comercial da USP, consultor jurídico da Bolsa de Valores de São Paulo, presidente do Tribunal de Ética da Ordem dos Advogados do Brasil (OAB) Seção São Paulo e membro da Comissão Constitucional da OAB. Atualmente ocupa os cargos de Membro do Conselho de Administração Independente, Membro do Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa, Conselheiro de Administração, Membro do Conselho Curador e Membro do Conselho de Administração. Para maiores informações sobre as atividades das empresas vide item 7.1. (b)declaração de eventuais condenações: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes ao currículo conforme instrução CVM nº509/2011 no item Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas (a)experiência profissional-resumo: Licenciado em Engenharia Física Tecnológica do IST e possui Mestrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores pelo IST Instituto Superior Técnico. Foi Diretor de Marketing Estratégico e Administrador da Lisboagás Grupo Gás de Lisboa, EDP Comercial, EDP Inovação e da Portogás. Atualmente ocupa os cargos de Vice-Presidente do Conselho de Administração, Diretor Presidente, Diretor Vice-Presidente de Distribuição, Diretor Vice-Presidente de Comercialização, Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, Diretor de Sustentabilidade, Diretor Presidente e de Relações com Investidores, Membro do Conselho de Administração, Diretor Vice Presidente, Membro Suplente do Conselho de Administração e Membro do Conselho Consultivo das demais empresas do Grupo EDP. Para maiores informações sobre as atividades das empresas vide item 7.1. (b)declaração de eventuais condenações: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes ao currículo conforme instrução CVM nº509/2011 no item Miguel Dias Amaro (a)experiência profissional-resumo: Licenciado em Engenharia Mecânica pelo Instituto Superior de Engenharia de Lisboa, Portugal.Últimas posições ocupadas: EDP Energias do Brasil S.A - Diretor Vice-Presidente de Controle de Gestão, de janeiro de 2008 a abril de 2014; e Diretor Vice-Presidente de Finanças e Relações com Investidores, desde janeiro de Bandeirante Energia - Conselheiro de Administração, desde maio de 2008.Escelsa - Conselheiro de Administração desde junho de Investco - Conselheiro suplente de Administração desde abril de Atualmente ocupa os cargos de Membro do Conselho de Administração, Diretor Vice-Presidente de Distribuição, Diretor Vice-Presidente de Controle de Gestão, Diretor Vice-Presidente de Finanças e Relações com Investidores e Membro Suplente do Conselho de Administração das demais empresas do Grupo EDP. Para maiores informações sobre as atividades das empresas vide item 7.1. (b)declaração de eventuais condenações: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes ao currículo conforme instrução CVM nº509/2011 no item PÁGINA: 275 de 404

282 Composição dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, financeiro e de remuneração Nome Tipo comitê Cargo ocupado Profissão Data eleição Prazo mandato CPF Descrição outros comitês Descrição outros cargos ocupados Idade Data posse Outros cargos/funções exercidas no emissor Modesto Souza Barros Carvalhosa Comitê de Auditoria Membro do Comitê (Efetivo) Advogado 09/05/2014 Até a Reunião do Conselho de Administração imediatamente posterior à Assembléia Geral Ordinária Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa Membro do Conselho de Administração Independente (efetivo) e Presidente do Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa Membro do Conselho de Administração. Experiência Profissional / Declaração de Eventuais Condenações 82 09/05/2014 (a)experiência profissional - breve resumo: Bacharel pela Faculdade de Direito da Universidade de São Paulo, em 1957; Doutor em Direito, na área de concentração de Direito Comercial e Econômico, pela USP, em Conselheiro desde 14 de setembro de Carvalhosa é também membro do Conselho Curador da Universidade Federal de São Carlos e da Fundação Padre Anchieta, do Conselho de Administração da Companhia Melhoramentos de São Paulo e da Câmara de Arbitragem da Bolsa de Valores de São Paulo. Foi professor de Direito Comercial da USP, consultor jurídico da Bolsa de Valores de São Paulo, presidente do Tribunal de Ética da Ordem dos Advogados do Brasil (OAB) Seção São Paulo e membro da Comissão Constitucional da OAB: (b)declaração de eventuais condenações: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes ao currículo conforme instrução CVM nº509/2011 no item Nuno Maria Pestana de Almeida Alves Comitê de Auditoria Membro do Comitê (Efetivo) Engenheiro Naval 09/05/2014 Até a Reunião do Conselho de Administração imediatamente posterior à Assembléia Geral Ordinária Comitê de Remuneração /05/2014 (a)experiência profissional - breve resumo: Licenciado em Engenharia e Construção Naval pela Universidade de Michigan, em 1980, foi pela área administrativo-financeira que Nuno Alves fez a sua carreira. Na mesma universidade onde alcançou o título de engenheiro, tornou-se mestre em gestão de empresas, em Três anos depois, deu início à sua trajetória profissional, como técnico na direção de estudos e planejamento do Banco Comercial Português. Alves fez carreira na instituição, onde passou por diversos cargos até assumir, em 1999, a presidência do Conselho de Administração da CISF Dealer (braço de investimentos do Banco Comercial Português), e, em 2000, o cargo de Administrador com os Pelouros de Tesouraria e Mercado, do agora denominado Millenniumbcp Investimento (anterior Banco CISF). (b)declaração de eventuais condenações: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Em função do limitador de caracteres do Sistema Empresas Net fornecemos as informações referentes ao currículo conforme instrução CVM nº509/2011 no item PÁGINA: 276 de 404

283 Composição dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, financeiro e de remuneração Nome Tipo comitê Cargo ocupado Profissão Data eleição Prazo mandato CPF Descrição outros comitês Descrição outros cargos ocupados Idade Data posse Outros cargos/funções exercidas no emissor Pedro Sampaio Malan Comitê de Remuneração Membro do Comitê (Efetivo) Economista 09/05/2014 Até a Reunião do Conselho de Administração imediatamente posterior à Assembléia Geral Ordinária /05/2014 Membro do Conselho de Administração. Ana Maria Machado Fernandes Outros Comitês Presidente do Comitê Economista 09/05/2014 Até a Reunião do Conselho de Administração imediatamente posterior à Assembléia Geral Ordinária Comitê de Sustentabilidade 52 09/05/2014 Presidente do Conselho de Administração Francisco Carlos Coutinho Pitella Outros Comitês Membro do Comitê (Efetivo) Engenheiro Civil 09/05/2014 Até a Reunião do Conselho de Administração imediatamente posterior à Assembléia Geral Ordinária Comitê de Governança Corporativa e Partes Relacionadas Membro do Conselho de Administração /05/2014 Jorge Manuel Pragana da Cruz Morais Outros Comitês Membro do Comitê (Efetivo) Engenheiro 09/05/2014 Até a Reunião do Conselho de Administração imediatamente posterior à Assembléia Geral Ordinária Comitê de Sustentabilidade 57 09/05/2014 Membro do Conselho de Administração. Experiência Profissional / Declaração de Eventuais Condenações PÁGINA: 277 de 404

284 Existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o 2º grau relacionadas a administradores do emissor, controladas e controladores Justificativa para o não preenchimento do quadro: Na data de encerramento do último exercício social a Companhia não possui nenhum administrador com relacionamento familiar. PÁGINA: 278 de 404

285 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Justificativa para o não preenchimento do quadro: Não aplicável, pois nos 3 últimos exercícios sociais não houve relação de subordinação, prestação de serviço ou controle mantido entre nossos administradores e (a) sociedade controlada, direta ou indiretamente, por nós. (b) nosso controlador direto ou indireto e (c) fornecedor, cliente, devedor ou credor ou de nossa controlada ou controladoras ou controladas de alguma dessas pessoas. PÁGINA: 279 de 404

286 Acordos, inclusive apólices de seguros, para pagamento ou reembolso de despesas suportadas pelos administradores Descrever as disposições de quaisquer acordos, inclusive apólices de seguro, que prevejam o pagamento ou o reembolso de despesas suportadas pelos administradores, decorrentes da reparação de danos causados a terceiros ou a Companhia, de penalidades impostas por agentes estatais, ou de acordos com o objetivo de encerrar processos administrativos ou judiciais, em virtude do exercício de suas funções (em milhares de reais, exceto quando indicado). A Companhia contratou seguro de Responsabilidade Civil de Administradores e Diretores (D&O), bem como para os mesmos de suas subsidiárias, emitida pela AIG Seguros Brasil S.A., com cobertura válida até 30 de junho de 2014, respeitada as limitações impostas pela respectiva apólice. Esta apólice possui limite máximo de cobertura no valor de R$ e cobre ações judiciais, processos administrativos propostos contra os administradores da Companhia e suas subsidiárias, conforme acima expostos, decorrentes de, mas não limitados a, responsabilização tributária, trabalhistas ou por danos morais causados a terceiros, bem como para gerenciamento de crise, reclamações relacionadas à poluição, penhora on-line e para acordos realizados com consentimento da seguradora, respeitados os limites e exclusões de cobertura impostos pelos respectivos endossos à mencionada apólice. Até o momento, a Companhia entende que os riscos estão cobertos pela apólice vigente. PÁGINA: 280 de 404

287 Outras informações relevantes Outras informações que a Companhia julga relevantes. A Companhia, seus acionistas e administradores por meio de disposição do nosso Estatuto Social, obrigam-se a resolver, por meio de arbitragem, toda e qualquer disputa ou controvérsia que possa surgir entre eles, relacionada ou oriunda, em especial, da aplicação, validade, eficácia, interpretação, violação e seus efeitos, das disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, no nosso Estatuto Social, nas normas editadas pelo CMN, pelo Banco Central e pela CVM, bem como nas demais normas aplicáveis ao funcionamento do mercado de capitais em geral, além daquelas constantes do Regulamento do Novo Mercado, do Contrato de Participação do Novo Mercado e do Regulamento de Arbitragem da Câmara de Arbitragem do Mercado. As informações prestadas no item 12.3 deste relatório, a publicação do Aviso aos acionistas comunicando a disponibilização das demonstrações financeiras é dispensada quando estas são publicadas até 1 mês antes da data marcada para a realização da Assembleia Geral Ordinária. Adicionalmente as informações prestadas no item 12.6/8 Composição e experiência profissional da administração em função do limitador de caracteres do sistema Empresas Net fornecemos as informações curriculares da administração, conforme demonstrado no quadro abaixo: Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas (a) Currículo, contendo as seguintes informações: i. Principais experiências profissionais durante os últimos 5 anos, indicando: nome da empresa, cargo e funções inerentes ao cargo. atividade principal da empresa na qual tais experiências ocorreram, destacando as sociedades ou organizações que integram (i) o grupo econômico do emissor, ou (ii) de sócios com participação, direta ou indireta, igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de valores mobiliários do emissor. Energias do Brasil S.A. Diretor Presidente desde Janeiro de Diretor Vice-Presidente de Distribuição, de Janeiro de 2010 a Fevereiro de Diretor Vice-Presidente de Comercialização de Abril de 2008 a Dezembro de Companhia Aberta. Companhia integrada no Grupo EDP. Bandeirante Energia S.A. Presidente do Conselho de Administração desde abril de Diretor Financeiro e de Relações com Investidores - de abril de 2013 a Fevereiro de Diretor de Sustentabilidade- de abril de 2013 a Fevereiro Vice-Presidente do Conselho de Administração - de 2009 a abril de Diretor Presidente - de 2010 a Fevereiro Diretor de Sustentabilidade, de 2010 a Diretor Presidente e de Relações com Investidores, de abril de 2010 a agosto Membro do Conselho de Administração, de 2008 a Companhia Aberta Companhia integrada no Grupo EDP. PÁGINA: 281 de 404

288 Outras informações relevantes Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. ESCELSA Presidente do Conselho de Administração desde abril de Diretor Financeiro e de Relações com Investidores - de abril de 2013 a feveriro2014. Vice-Presidente do Conselho de Administração - de 2009 a abril de Diretor Presidente - de 2010 a fevereiro 2014 Diretor Presidente e de Relações com Investidores, de abril de 2010 a agosto Membro do Conselho de Administração, de 2008 a Companhia Aberta Companhia integrada no Grupo EDP. Investco S.A. Presidente do Conselho de Administração desde abril de Membro Suplente do Conselho de Administração de setembro de 2008 a marçode Companhia Aberta Companhia integrada no Grupo EDP. Energest S.A. Presidente do Conselho de Administração desde Janeiro de Membro do Conselho de Administração de Junho de 2008 a Dezembro de Companhia integrada no Grupo EDP. EDP Comercialização e Serviços de Energia Ltda. Membro do Conselho de Administração, de Janeiro de 2010 a Dezembro de Vice-Presidente do Conselho de Administração, de Junho de 2008 a Dezembro de Diretor Presidente de junho de 2008 a dezembro de Companhia integrada no Grupo EDP. EDP Renováveis Brasil S.A. Vice-Presidente do Conselho de Administração desde abril de 2014; Membro do Conselho de Administração, de fevereiro de 2009 a abril de Diretor Presidente, de fevereiro de 2009 a abril de Companhia integrada no Grupo EDP. Elebrás Projetos S.A. Diretor Presidente de abril de 2010 a abril de Companhia integrada no Grupo EDP. Cenaeel Central Nacional de Energia Eólica S.A. Diretor Presidente de abril de 2010 a abril de Companhia integrada no Grupo EDP. PÁGINA: 282 de 404

289 Outras informações relevantes Lajeado Energia S.A. Presidente do Conselho de Administração desde abril de 2014 Membro Suplente do Conselho de Administração de setembro de 2008 a abril de Companhia integrada no Grupo EDP. Enerpeixe S.A. Membro Suplente do Conselho de Administração de junho de 2008 a abril de Companhia integrada no Grupo EDP. Instituto EDP Energias do Brasil Membro do Conselho Consultivo, desde janeiro de Diretor Vice-Presidente, desde Janeiro de Entidade integrada no Grupo EDP. Porto do Pecém Geração De Energia S.A. Membro Suplente do Conselho de Administração, de outubro de 2008 a abril de Companhia participada do Grupo EDP. ii. Indicação de todos os cargos de administração que ocupe ou tenha ocupado em companhias abertas. Para além das referidas em (i) nada mais há a reportar. (b) descrição de qualquer dos seguintes eventos que tenham ocorrido durante os últimos 5 anos: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Miguel Dias Amaro (a) Currículo, contendo as seguintes informações: i. Principais experiências profissionais durante os últimos 5 anos, indicando: nome da empresa, cargo e funções inerentes ao cargo. atividade principal da empresa na qual tais experiências ocorreram, destacando as sociedades ou organizações que integram (i) o grupo econômico do emissor, ou (ii) de sócios com participação, direta ou indireta, igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de valores mobiliários do emissor. PÁGINA: 283 de 404

290 Outras informações relevantes Energias do Brasil S.A. Membro do Conselho de Administração, desde fevereiro de Diretor Vice-Presidente de Operações da Distribuição desde Janeiro de Diretor Vice-Presidente de Controle de Gestão de Janeiro de 2008 a Abril de Diretor Vice-Presidente de Finanças e Relações com Investidores desde Janeiro de Companhia Aberta Companhia integrada no Grupo EDP. Bandeirante Energia S.A. Vice-Presidente do Conselho de Administração, desde abril de Diretor Presidente, Diretor de Sustentabilidade, Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, desde fevereiro de Conselheiro de Administração, de maio de 2008 a abril de Companhia Aberta Companhia integrada no Grupo EDP. Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. ESCELSA Vice-Presidente do Conselho de Administração, desde abril de Diretor Presidente, Diretor Financeiro e de Relações com Investidores, desde fev de Membro do Conselho de Administração de Junho de 2008 a abril de Companhia Aberta Companhia integrada no Grupo EDP. Investco S.A. Membro Suplente do Conselho de Administração desde Abril de Companhia Aberta Companhia integrada no Grupo EDP. Energest S.A. Membro do Conselho de Administração desde agosto de 2008 Companhia integrada no Grupo EDP. EDP Comercialização e Serviços de Energia Ltda. Membro do Conselho de administração, de 2008 a Companhia integrada no Grupo EDP. Lajeado Energia S.A. Membro do Conselho de Administração, desde setembro de Companhia integrada no Grupo EDP. PÁGINA: 284 de 404

291 Outras informações relevantes Porto do Pecém Geração De Energia S.A. Membro Suplente do Conselho de Administração, desde Abril de Companhia participada no Grupo EDP. Enerpeixe S.A. Membro Suplente do Conselho de Administração desde Junho de Companhia integrada no Grupo EDP. ii. Indicação de todos os cargos de administração que ocupe ou tenha ocupado em companhias abertas. Para além das referidas em (i) nada mais há a reportar. (b) descrição de qualquer dos seguintes eventos que tenham ocorrido durante os últimos 5 anos: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Luiz Otavio Assis Henriques (a) Currículo, contendo as seguintes informações: i. Principais experiências profissionais durante os últimos 5 anos, indicando: nome da empresa, cargo e funções inerentes ao cargo. atividade principal da empresa na qual tais experiências ocorreram, destacando as sociedades ou organizações que integram (i) o grupo econômico do emissor, ou (ii) de sócios com participação, direta ou indireta, igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de valores mobiliários do emissor. EDP - Energias do Brasil S.A. Diretor Vice-Presidente de Operações de Geração, desde Maio de Diretor Vice-Presidente de Comercialização, de 2010 a Bandeirante Energia S.A. Membro do Conselho de Administração, desde Maio de 2008 Companhia Aberta Companhia integrada no Grupo EDP PÁGINA: 285 de 404

292 Outras informações relevantes Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. ESCELSA Membro do Conselho de Administração desde maio de Companhia Aberta Companhia integrada no Grupo EDP. EDP Comercialização e Serviços de Energia Ltda. Vice-Presidente do Conselho de Administração, de 2010 a Diretor Presidente desde março de Sociedade integrada no Grupo EDP. Energest S.A. Vice-Presidente do Conselho de Administração desde Maio de 2008 Diretor-Presidente desde maio de 2008 Companhia integrada no Grupo EDP. Investco S.A. Membro do Conselho de Administração desde Abril de Diretor Presidente e de relações com Investidores desde Setembo de Companhia Aberta Companhia integrada no Grupo EDP. Lajeado Energias S.A. Presidente do Conselho de Administração de setembo de 2008 a abril de Membro do Conselho de Administração desde abril de Diretor Presidente desde setembo de Diretor Executivo desde setembro de Companhia integrada no Grupo EDP. Companhia Energética do Jari CEJA Diretor Presidente desde abril de Diretor Vice Presidente desde abril de Companhia Aberta Companhia integrada no Grupo EDP. Santa Fé Energia S.A. Diretor Presidente desde maio de Companhia integrada no Grupo EDP. PÁGINA: 286 de 404

293 Outras informações relevantes Enercouto S.A. Diretor Presidente desde maio de Companhia integrada no Grupo EDP. Pantanal Energética Ltda. Diretor Presidente desde maio de Sociedade integrada no Grupo EDP. Costa Rica Energética Ltda. Diretor Presidente desde maio de Sociedade integrada no Grupo EDP. Resende Engenharia e Assessoria Ltda. Diretor Presidente desde maio de Sociedade integrada no Grupo EDP. Porto do Pecém Geração De Energia S.A. Presidente do Conselho de Administração, alternadamente, desde outubro de Companhia integrada no Grupo EDP. Enerpeixe S.A. Presidente do Conselho de Administração, desde abril de Companhia integrada no Grupo EDP. EnerPrev Previdência Complementar do Grupo EDP Energias do Brasil Presidente do Conselho Deliberativo de março de 2009 a novembro de 2013 Entidade integrada no Grupo EDP. ii. Indicação de todos os cargos de administração que ocupe ou tenha ocupado em companhias abertas. Diretor de Trading e Risco da Enron, em São Paulo, de 1999 a (b) descrição de qualquer dos seguintes eventos que tenham ocorrido durante os últimos 5 anos: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. PÁGINA: 287 de 404

294 Outras informações relevantes Carlos Emanuel Batista Andrade i. Principais experiências profissionais durante os últimos 5 anos, indicando: nome da empresa, cargo e funções inerentes ao cargo. atividade principal da empresa na qual tais experiências ocorreram, destacando as sociedades ou organizações que integram (i) o grupo econômico do emissor, ou (ii) de sócios com participação, direta ou indireta, igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de valores mobiliários do emissor. Energias do Brasil S.A. Diretor Vice-Presidente de Comercialização e Desenvolvimento de Negócios desde abril de Diretor Vice-Presidente de Comercialização de Abril de 2013 a abril de Bandeirante Energia S.A. Membro do Conselho de Administração desde abril Diretor Financeiro e de Relações com Investidores de 2010 a Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. Escelsa Membro do Conselho de Administração desde abril Diretor Financeiro e de Relações com Investidores de2010 a Investco S.A. Conselheiro Suplente de Administração - desde abril de Diretor Administrativo e Financeiro, de 2008 a Enernova S.A. Diretor Administrativo e Financeiro, de 2008 a ii. Indicação de todos os cargos de administração que ocupe ou tenha ocupado em companhias abertas. Para além das referidas em i) nada mais há a reportar. PÁGINA: 288 de 404

295 Outras informações relevantes Ana Maria Machado Fernandes (a) currículo, contendo as seguintes informações i. Principais experiências profissionais durante os últimos 5 anos, indicando: nome da empresa, cargo e funções inerentes ao cargo. atividade principal da empresa na qual tais experiências ocorreram, destacando as sociedades ou organizações que integram (i) o grupo econômico do emissor, ou (ii) de sócios com participação, direta ou indireta, igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de valores mobiliários do emissor. EDP - Energias de Portugal, S.A. Membro do Conselho de Administração de Março a Junho de 2006 Membro da Comissão Executiva de Março de 2006 a Junho de Membro do Conselho de Administração Executivo de Junho de 2006 a Fevereiro de A EDP energias de Portugal, S.A. tem por objeto a promoção, dinamização e gestão, por forma direta ou indireta, de empreendimentos e atividades na área do setor energético, tanto a nível nacional como internacional, com vista ao incremento e aperfeiçoamento do desempenho do conjunto das sociedades do seu grupo. Trata-se de Sociedade aberta controladora do Grupo EDP no Brasil. EDP - Energias do Brasil S.A.. Presidente do Conselho de Administração desde fevereiro 2014 Diretora Presidente, de junho de 2012 a Dezembro de Vice-Presidente do Conselho de Administração de abril de 2012 à fevereiro Membro do Conselho de Administração, de 2006 a aril de Membro do Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa de2007 a EDP Renováveis, S.A.. Vice-Presidente e Conselheira delegada do Conselho de Administração - de 2007 a Presidente do Conselho de Administração de 2007 a Membro do Conselho de Administração de 2007 a Vice - Presidente da Comissão Executiva - desde EDP Energias de Portugal, Sociedad Anónima, Sucursal en España Representante Permanente - de 2008 a Promoção, dinamização e gestão, de forma directa ou indirecta, de iniciativas e actividades na área do sector energético a nível nacional e internacional tendo em vista o incremento e aperfeiçoamento do rendimento conjunto das sociedades do seu grupo. Trata-se de Sociedade sediada na Espanha, integrante do Grupo EDP. PÁGINA: 289 de 404

296 Outras informações relevantes Horizon Wind Energy, LLC Presidente do Conselho de Administração - de 2010 a Membro do Conselho de Administração de 2007 a Sociedade constituída com o propósito de desenvolver qualquer atividade, desde que legalmente admissível. Trata-se de Sociedade integrante do Grupo EDP. EDP Finance BV Representante - desde 2007 a A sociedade tem por objeto social: (i) Constituir, participar, gerir, fiscalizar, operar e promover sociedades e negócios, (ii) financiar empresas e negócios, (iii) contrair e conceder empréstimos, incluindo emissão de obrigações, notas promissórias ou outros valores mobiliários representativos de dívida, bem como celebrar os respectivos contratos, (iv) aconselhar e prestar serviços a sociedades com quem a sociedade se encontre em relação de grupo ou a terceiros, prestar garantias e caucionar bens tendo em vista o cumprimento de obrigações de sociedades com quem a sociedade se encontre em relação de grupo ou de terceiros, (v) adquirir, alienar, gerir e explorar activos, (vi) realizar qualquer outra actividade de natureza industrial, financeira ou comercial, bem como praticar quaisquer actos afins ou complementares relacionados com as actividades supra descritas. Trata-se de Sociedade integrante do Grupo EDP. EDP Produção Bioeléctrica, S.A. Presidente do Conselho de Administração de 2006 a A sociedade tem por objeto social: A promoção, desenvolvimento e gestão, de forma direta ou indireta, de centrais elétricas e outras instalações de produção e venda de energia bioelétrica em Portugal, através de fontes de resíduos e biomassa e a realização de estudos e execução de projetos no mesmo âmbito, bem como a prestação de quaisquer outras atividades e serviços conexos. EDP Renováveis Portugal, S.A. Presidente do Conselho de Administração de 2006 a Projetar, construir e explorar meios de produção de energia elétrica no sector das energias renováveis alternativas, fornecer serviços ou participar em realizações congéneres para outras entidades e exercer quaisquer outras atividades de estudo, projeto e execução em correspondência com as suas capacidades. Trata-se de Sociedade integrante do Grupo EDP. Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A. Membro do Conselho de Administração - de 2006 a Produção, armazenamento, transformação, transporte, distribuição, fornecimento, intercâmbios internacionais e comercialização de fluido eléctrico (procedente de origem hidráulica, térmica, nuclear, de hidrocarbonetos de todos os tipos, eólicos, solares ou de qualquer outra fonte alternativa) e de gases combustíveis, assim como qualquer outra actividade relacionada com as anteriores ou derivada das mesmas no âmbito energético. Sociedade integrada no Grupo EDP. PÁGINA: 290 de 404

297 Outras informações relevantes EDP Gás, SGPS, S.A. Presidente do Conselho de Administração de 2006 a Gestão de participações noutras sociedades como forma indireta de exercício de atividades econômicas. Sociedade integrada no Grupo EDP. EDP Investimentos, SGPS, S.A. Presidente do Conselho de Administração de 2006 a Gestão de participações noutras sociedades como forma indireta de exercício de atividades econômicas. Sociedade integrada no Grupo EDP. EDP Gás II, SGPS, S.A. Presidente do Conselho de Administração de 2007 a Gestão de participações noutras sociedades como forma indireta de exercício de atividades econômicas. Sociedade integrada no Grupo EDP. EDP Gás III, SGPS, S.A. Presidente do Conselho de Administração de 2006 a Gestão de participações noutras sociedades como forma indirecta de exercício de atividades econômicas. Sociedade integrada no Grupo EDP. Portgás Sociedade de Produção e Distribuição de Gás, S.A. Membro do Conselho de Administração de 2006 a Distribuição de gás natural, bem como a produção e distribuição de outros gases combustíveis canalizados e, ainda, outras actividades relacionadas com o objecto principal, designadamente a produção e comercialização de equipamentos de queima.sociedade integrada no Grupo EDP. Enagás, SGPS, S.A. Presidente do Conselho de Administração de 2007 a Gestão de participações sociais de outras sociedades, como forma indirecta de exercício de actividades económicas, e a prestação de serviços técnicos de administração e gestão a sociedades em que detenha participações. Sociedade integrada no Grupo EDP. EDP Renewables Europe, S.L. Presidente do Conselho de Administração - de 2008 a A sociedade tem por objeto designadamente a operação de instalações de produção de energia elétrica e, em particular, de regime especial, com particular enfoque no desenvolvimento e operação de parques eólicos. Sociedade integrada no Grupo EDP. PÁGINA: 291 de 404

298 Outras informações relevantes EDP Renováveis Brasil, S.A. Presidente do Conselho de Administração de 2008 a Vide maiores detalhes do Objeto Social da Companhia neste Item, no tópico ii. Indicação de todos os cargos de administração que ocupe ou tenha ocupado em companhias abertas. Administradora da Galp Energia, SGPS, S.A. de 2004 a (b) descrição de qualquer dos seguintes eventos que tenham ocorrido durante os últimos 5 anos: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Pedro Sampaio Malan (a) currículo, contendo as seguintes informções i. Principais experiências profissionais durante os últimos 5 anos, indicando: nome da empresa, cargo e funções inerentes ao cargo. atividade principal da empresa na qual tais experiências ocorreram, destacando as sociedades ou organizações que integram (i) o grupo econômico do emissor, ou (ii) de sócios com participação, direta ou indireta, igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de valores mobiliários do emissor. EDP - Energias do Brasil S.A.. Membro do Conselho de Administração Independente - desde Presidente do Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa - de 2007 a Membro do Comitê de Remuneração desde Itaú Unibanco Holding S.A. Presidente do Conselho Consultivo Internacional - desde Holding do Itaú Unibanco Banco Múltiplo S.A. banco Brasileiro fundado em 4 de Novembro de 2008 mediante a fusão de duas das maiores instituições financeiras do país, o Banco Itaú Holding Financeira e o Unibanco. PÁGINA: 292 de 404

299 Outras informações relevantes Globex-Ponto Frio Membro do Conselho de Administração - desde Empresa detentora do Ponto Frio uma rede brasileira de varejo, fundada em 1946 no estado do Rio de Janeiro. Alcoa Alumínio S.A. Membro do Conselho Consultivo - desde Principal produtora mundial de alumínio primário e alumínio industrializado e a maior mineradora de bauxita e refinadora de alumina do mundo. OGX Petróleo e Gás Participações S.A. Membro do Conselho de Administração - de 2008 a A OGX Petróleo e Gás atua no setor de exploração e produção de óleo e gás natural, sendo responsável pela maior campanha exploratória privada em curso no Brasil. A empresa possui um portfólio diversificado e de alto potencial, composto por 29 blocos exploratórios nas bacias de Campos, Santos, Espírito Santo, Pará-Maranhão e Parnaíba, abrangendo cerca de km² em mar e km² em terra. Adicionalmente, em junho de 2010, a OGX adquiriu 5 blocos exploratórios terrestres na Colômbia, durante a Ronda 2010, que totalizam cerca de km² nas bacias de Cesar-Ranchería, Vale Inferior do Madalena e Vale do Médio Madalena. International Accounting Standards Committee Foundation Membro do Conselho Curador - desde International Financial Reporting Interpretations Committee (IFRIC) é um grupo da fundação International Accounting Standards Committee Foundation (IASC), considerada a organização jurídica do International Accounting Standards Board. O IFRC é responsável pela elaboração de interpretações dos International Financial Reporting Standards (IFRS) em casos de dúvidas ii. Indicação de todos os cargos de administração que ocupe ou tenha ocupado em companhias abertas. Ex-Presidente do Conselho de Administração do Unibanco de 2004 à Consultor Especial e Negociador-chefe para Assuntos da Dívida Externa Ministério da Fazenda de 1991 a 1993; Diretor Executivo do Banco Mundial de 1986 a 1990 e de 1992 a Ex-ministro da Fazenda do governo Fernando Henrique Cardoso, de 1995 a Ex-presidente do Banco Central de 1993 a É professor do Departamento de Economia da Universidade Católica do Rio de Janeiro e autor de dezenas de trabalhos sobre Economia Brasileira e Economia Internacional, publicados no Brasil e no exterior. PÁGINA: 293 de 404

300 Outras informações relevantes (b) descrição de qualquer dos seguintes eventos que tenham ocorrido durante os últimos 5 anos: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Jorge Manuel Pragana da Cruz Morais (a) currículo, contendo as seguintes informações i. Principais experiências profissionais durante os últimos 5 anos, indicando: nome da empresa, cargo e funções inerentes ao cargo. atividade principal da empresa na qual tais experiências ocorreram, destacando as sociedades ou organizações que integram (i) o grupo econômico do emissor, ou (ii) de sócios com participação, direta ou indireta, igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de valores mobiliários do emissor. EDP - Energias de Portugal, S.A. Membro do Conselho de Administração Executivo - desde junho de Membro da Comissão Executiva de março de 2006 a junho de Membro do Conselho de Administração de março de 2006 a junho de A EDP energias de Portugal, S.A. tem por objeto a promoção, dinamização e gestão, por forma direta ou indireta, de empreendimentos e atividades na área do setor energético, tanto a nível nacional como internacional, com vista ao incremento e aperfeiçoamento do desempenho do conjunto das sociedades do seu grupo. Trata-se de Sociedade aberta controladora do Grupo EDP no Brasil. EDP - Energias do Brasil S.A.. Membro do Conselho de Administração, desde Membro do Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa - desde EDP Serviner - Serviços de Energia, S.A. Presidente do Conselho de Administração - desde A Sociedade tem por objecto a compra e venda de energia, sob a forma de electricidade e outras, quer directamente quer através da prestação de serviços a utilizadores de energia ou a empresas comercializadores de energia. Trata-se de Sociedade integrada no Grupo EDP. PÁGINA: 294 de 404

301 Outras informações relevantes Balwerk - Consultadoria Económica e Participações, Sociedade Unipessoal, Lda. Gerente - desde 2006 Comércio por grosso e a retalho de todo o tipo de matérias-primas, produtos, artigos e bens de consumo, nomeadamente, produtos alimentares e bebidas, produtos médicos e hospitalares, artigos eléctricos e electrónicos, têxteis, materiais de construção, combustíveis, minérios, metais e produtos químicos para a indústria, equipamento e máquinas para a indústria, comércio, construção, navegação e agricultura; actividade de agentes; aquisição, venda e qualquer outra forma de exploração de direitos de propriedade intelectual e industrial, nomeadamente, de marcas registadas, patentes e direitos de autor e direitos conexos; prestação de serviços de consultoria económica e de contabilidade; prestação de serviços de consultoria de informática, dos projectos de engenharia civil e de arquitectura; prestação de serviços de administração, comercialização ou marketing de empreendimentos turísticos e de hotéis; aluguer de máquinas e equipamentos; actividades informáticas e conexas, bem como a prestação de serviços na Internet; estudos de mercado e sondagens de opinião, marketing, publicidade e organização de feiras e exposições; compra, exploração, promoção e venda de imóveis; construção e comercialização de empreendimentos imobiliários; gestão da carteira própria de títulos, nomeadamente obrigações e outros valores mobiliários; comissões e consignações. A sociedade poderá ainda subscrever, adquirir, alienar e onerar participações noutras sociedades, mesmo quando reguladas por leis especiais, ainda que o objecto dessas sociedades não tenha qualquer relação, directa ou indirecta, com o seu. Sociedade integrada no Grupo EDP. EDP Gás.Com - Comércio de Gás Natural, S.A. Presidente do Conselho de Administração - desde A comercialização de gás natural, designadamente, a compra e venda, incluindo a revenda, de gás natural, para comercialização a clientes finais ou outros agentes, através da celebração de contratos bilaterais ou da participação em outros mercados, podendo para o efeito aceder às infraestruturas de transporte, distribuição, regaseificação e armazenagem de gás natural, nos termos legalmente estabelecidos. Sociedade integrada no Grupo EDP. EDP Projectos, SGPS SA Presidente do Conselho de Administração desde A Sociedade tem por objeto exclusivo a gestão de participações sociais de outras sociedades, como forma indireta do exercício de atividades econômicas. Sociedade integrada no Grupo EDP. EDP Serviços - Sistemas para a Qualidade e Gestão da Energia, S.A. Presidente do Conselho de Administração desde Prestação de serviços de energia, desenvolvendo, implementando e financiando projetos para a qualidade e eficiência energética, projetos de energias renováveis e o fornecimento de energia, produzida descentralizadamente, com ou sem garantias de desempenho. Inclui ainda o fornecimento e montagem de equipamentos energéticos, a construção e beneficiação de instalações de energia, a manutenção e operação de equipamentos e sistemas de energia. Sociedade integrada no Grupo EDP. PÁGINA: 295 de 404

302 Outras informações relevantes ii. Indicação de todos os cargos de administração que ocupe ou tenha ocupado em companhias abertas. Membro do Conselho de Administração Executiva da Naturgas, de 2005 a 2006, empresa espanhola do Grupo EDP. Membro do Conselho de Administração Executiva da HC Energia, de 2005 a 2006, empresa espanhola do Grupo EDP. Membro executivo do Conselho de Administração a Oni SGPS, de 2000 a 2004; Membro Não Executivo do Conselho da Electricidade dos Açores, de 1999 a 2000; Membro Não Executivo do Conselho de Administração da Turbogás, de 1998 a 2000; e Assessor do Conselho de Administração da EDP - Energias de Portugal S.A., de 1991 a (b) descrição de qualquer dos seguintes eventos que tenham ocorrido durante os últimos 5 anos: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Francisco Carlos Coutinho Pitella (a) currículo, contendo as seguintes informações i. Principais experiências profissionais durante os últimos 5 anos, indicando: nome da empresa, cargo e funções inerentes ao cargo. atividade principal da empresa na qual tais experiências ocorreram, destacando as sociedades ou organizações que integram (i) o grupo econômico do emissor, ou (ii) de sócios com participação, direta ou indireta, igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de valores mobiliários do emissor. EDP - Energias do Brasil S.A.. Membro do Conselho de Administração Independente da EDP Energias do Brasil S.A., desde Membro do Comitê de Auditoria. PÁGINA: 296 de 404

303 Outras informações relevantes GTD Participações S.A. Diretor de Relações com Investidores. agosto de 1997 a março de A GTD Participações S.A., constituída em 22 de maio de 1995, é uma sociedade anônima de capital aberto que tem por objetivo: (i) a participação, sob qualquer forma, no capital de outras sociedades civis ou comerciais com sede no país ou no exterior, como sócia quotista ou acionista de quaisquer que sejam seus objetivos sociais; (ii) a participação no Programa Nacional de Desenvolvimento (PND) para aquisição de ações de quaisquer companhias e/ou sociedades, aquisição e administração de outros negócios; e (iii) a prestação de serviços nas áreas referentes a questões econômicas, mercadológicas e outras que se lhes possam assemelhar. Juruena Participações e Investimentos S.A. Presidente do Conselho de Administração - fevereiro de 2006 a janeiro de Diretor Geral - fevereiro de 2006 a janeiro de Empresa com investimentos em PCHs no Estado do Mato Grosso. A Juruena tem sua atenção voltada para os processos de concessão de exploração do potencial hidrelétrico dos rios do país com a construção de Pequenas Centrais Hidrelétricas. Energia PCH Fundo de Investimento em Participações. Presidente do Comitê de Investimento - desde outubro de Analise de projetos em energia. Cia. de Tecidos Norte de Minas COTEMINAS Membro do Conselho de Administração - abril de 2007 a abril de Empresa do ramo têxtil. Stratton Metals LTD e Trafigura AG representante na importação e exportação de minérios desde PÁGINA: 297 de 404

304 Outras informações relevantes ii. Indicação de todos os cargos de administração que ocupe ou tenha ocupado em companhias abertas. Membro dos Conselhos de Administração e Fiscal da Escelsa de Abril de 2002 à 2005 Membro dos Conselhos de Administração e Fiscal da Enersul de Abril de 2002 à Diretor da Vale do Rio Doce Alumínio S.A. - ALUVALE, de Dezembro 1990 à Julho de Membro do Conselho de Administração da empresa Valesul Alumínio S.A., de Dezembro 1990 à Julho de Membro do Conselho de Administração da Mineração Rio do Norte S.A. de Dezembro 1990 à Julho de Membro do Conselho Consultivo da Albras - Alumínio Brasileiro S.A. de Dezembro 1990 à Julho de Membro do Conselho Consultivo da Alunorte - Alumina do Norte do Brasil S.A. de Dezembro 1990 à Julho de (b) descrição de qualquer dos seguintes eventos que tenham ocorrido durante os últimos 5 anos: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Modesto Souza Barros Carvalhosa (a) currículo, contendo as seguintes informações i. Principais experiências profissionais durante os últimos 5 anos, indicando: nome da empresa, cargo e funções inerentes ao cargo. atividade principal da empresa na qual tais experiências ocorreram, destacando as sociedades ou organizações que integram (i) o grupo econômico do emissor, ou (ii) de sócios com participação, direta ou indireta, igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de valores mobiliários do emissor. EDP - Energias do Brasil S.A.. Membro do Conselho de Administração Independente - desde Presidente do Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa desde Membro do Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa desde Membro do Comitê de Auditoria desde 2013 PÁGINA: 298 de 404

305 Outras informações relevantes Companhia Melhoramentos de São Paulo Conselheiro de Administração de 2002 à Empresa de negócios que engloba editora, livraria, celulose e desenvolvimento urbano. Universidade Federal de São Carlos Membro do Conselho Curador de 2001 à Fundação Padre Anchieta Membro do Conselho Curador desde 2002 Câmara de Arbitragem da Bolsa de Valores de São Paulo. Membro do Conselho de Administração desde ii. Indicação de todos os cargos de administração que ocupe ou tenha ocupado em companhias abertas. Foi professor de Direito Comercial da USP, consultor jurídico da Bolsa de Valores de São Paulo, presidente do Tribunal de Ética da Ordem dos Advogados do Brasil (OAB) Seção São Paulo e membro da Comissão Constitucional da OAB. (b) descrição de qualquer dos seguintes eventos que tenham ocorrido durante os últimos 5 anos: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Nuno Maria Pestana de Almeida Alves (a) currículo, contendo as seguintes informações i. Principais experiências profissionais durante os últimos 5 anos, indicando: nome da empresa, cargo e funções inerentes ao cargo. atividade principal da empresa na qual tais experiências ocorreram, destacando as sociedades ou organizações que integram (i) o grupo econômico do emissor, ou (ii) de sócios com participação, direta ou indireta, igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de valores mobiliários do emissor. PÁGINA: 299 de 404

306 Outras informações relevantes EDP - Energias de Portugal, S.A. Membro do Conselho de Administração Executivo - desde Membro da Comissão Executiva de março de 2006 a junho de Membro do Conselho de Administração de março de 2006 a junho de A EDP energias de Portugal, S.A. tem por objeto a promoção, dinamização e gestão, por forma direta ou indireta, de empreendimentos e atividades na área do setor energético, tanto a nível nacional como internacional, com vista ao incremento e aperfeiçoamento do desempenho do conjunto das sociedades do seu grupo. Trata-se de Sociedade aberta controladora do Grupo EDP no Brasil. EDP - Energias do Brasil S.A. Membro do Conselho de Administração - desde Membro do Comitê de Auditoria desde Membro do Comitê de Remuneração desde EDP Renováveis, S.A.. Membro do Conselho de Administração - desde Membro da Comissão Executiva - desde EDP Energias de Portugal, Sociedad Anónima, Sucursal en España Representante Permanente - desde Promoção, dinamização e gestão, de forma directa ou indirecta, de iniciativas e actividades na área do sector energético a nível nacional e internacional tendo em vista o incremento e aperfeiçoamento do rendimento conjunto das sociedades do seu grupo. Trata-se de Sociedade sediada na Espanha, integrante do Grupo EDP. Horizon Wind Energy, LLC Membro do Conselho de Administração de 2007 a Sociedade constituída com o propósito de desenvolver qualquer atividade, desde que legalmente admissível. Trata-se de Sociedade integrante do Grupo EDP. EDP Finance BV Representante desde A sociedade tem por objeto social: (i) Constituir, participar, gerir, fiscalizar, operar e promover sociedades e negócios, (ii) financiar empresas e negócios, (iii) contrair e conceder empréstimos, incluindo emissão de obrigações, notas promissórias ou outros valores mobiliários representativos de dívida, bem como celebrar os respectivos contratos, (iv) aconselhar e prestar serviços a sociedades com quem a sociedade se encontre em relação de grupo ou a terceiros, prestar garantias e caucionar bens tendo em vista o cumprimento de obrigações de sociedades com quem a sociedade se encontre em relação de grupo ou de terceiros, (v) adquirir, alienar, gerir e explorar activos, (vi) realizar qualquer outra actividade de natureza industrial, financeira ou comercial, bem como praticar quaisquer actos afins ou complementares relacionados com as actividades supra descritas. Trata-se de Sociedade integrante do Grupo EDP. PÁGINA: 300 de 404

307 Outras informações relevantes EDP Estudos e Consultoria, S.A. Presidente do Conselho de Administração desde A gestão e execução de actividades nas áreas de consultoria, recursos humanos, logísticas, finanças e contabilidade, o desenvolvimento de programas, bem como a prestação de quaisquer outros serviços conexos. Trata-se de Sociedade integrante do Grupo EDP. EDP Imobiliária e Participações, S.A. Presidente do Conselho de Administração - desde Estudo, concepção, desenvolvimento e comercialização por conta própria ou alheia, de projetos imobiliários e turísticos e a realização de todas as operações relacionadas com a atividade de promoção imobiliária, administração de bens imóveis próprios ou por conta de outrém, incluindo arrendamento, compra e venda de imóveis e revenda dos adquiridos para esse fim. Trata-se de Sociedade integrante do Grupo EDP. EDP Valor Gestão Integrada de Serviços, S.A. Presidente do Conselho de Administração desde A sociedade tem por objeto, direta ou indiretamente, a prestação de serviços de gestão, consultoria, administração, exploração e intermediação, no âmbito das seguintes áreas: a) Interempresas, incluindo serviços de apoio administrativo geral, contabilístico e financeiro, planejamento e controlo de gestão, disponibilização e operação de sistemas de contratação de bens, e serviços de apoio logístico às atividades empresariais, b) Recursos humanos, incluindo a formação profissional; c) Segurança, higiene e saúde no trabalho; d) Saúde, incluindo a prestação de cuidados de saúde e a gestão e exploração de estabelecimentos hospitalares ou de natureza similar, próprios ou alheios; e) Transportes, incluindo a gestão de frotas, bem como os serviços complementares à sua exploração e a respectiva aquisição, oneração e alienação, por conta própria ou alheia; f)imobiliário, incluindo a administração de imóveis, condomínios, arrendamentos, cadastro patrimonial, obras de remodelação, conservação, gestão de espaços e manutenção de instalações e serviços complementares, e ainda o estudo, a concepção e o desenvolvimento e comercialização, por conta própria ou alheia, de projetos imobiliários e turísticos, e a realização de todas as atividades de promoção imobiliária, compra e venda de imóveis e revenda dos adquiridos para esse fim; g) Gestão de projetos. Trata-se de Sociedade integrada no Grupo EDP. Sãvida Medicina Apoiada, S.A. Presidente do Conselho de Administração desde A sociedade tem por objeto a prestação de cuidados de saúde e gestão e exploração de estabelecimentos hospitalares, assistencias e similares, próprios ou alheios, bem como o exercício de actividade de segurança, higiene e saúde no trabalho. Trata-se de Sociedade integrada no Grupo EDP. PÁGINA: 301 de 404

308 Outras informações relevantes SCS Serviços Complementares de Saúde, S.A. Presidente do Conselho de Administração desde A sociedade tem por objeto a prestação de cuidados de saúde, gestão e exploração, por conta própria ou alheia, de estabelecimentos hospitalares, assistenciais e similares, prestação de serviços na área de gestão de empresas e dos recursos humanos, bem como o exercício de actividades de segurança, higiene e saúde no trabalho. Trata-se de Sociedade integada do Grupo EDP. Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A. Membro do Conselho de Administração desde Produção, armazenamento, transformação, transporte, distribuição, fornecimento, intercâmbios internacionais e comercialização de fluido eléctrico (procedente de origem hidráulica, térmica, nuclear, de hidrocarbonetos de todos os tipos, eólicos, solares ou de qualquer outra fonte alternativa) e de gases combustíveis, assim como qualquer outra actividade relacionada com as anteriores ou derivada das mesmas no âmbito energético. Sociedade integrada no Grupo EDP. EDP Gás, SGPS, S.A. Presidente do Conselho de Administração de maio de 2006 a novembro de Gestão de participações noutras sociedades como forma indireta de exercício de atividades econômicas. Sociedade integrada no Grupo EDP. EDP Gás III, SGPS, S.A. Membro do Conselho de Administração de 2006 a Gestão de participações noutras sociedades como forma indirecta de exercício de atividades econômicas. Sociedade integrada no Grupo EDP. EDP Investimentos, SGPS, S.A. Membro do Conselho de Administração de 2006 a Gestão de participações noutras sociedades como forma indirecta de exercício de actividades económicas. Sociedade integrada no Grupo EDP. ii. Indicação de todos os cargos de administração que ocupe ou tenha ocupado em companhias abertas. Para além das referidas em i) nada mais há a reportar. (b) descrição de qualquer dos seguintes eventos que tenham ocorrido durante os últimos 5 anos: O Membro da Administração não sofreu qualquer condenação criminal; qualquer condenação em processo administrativo nem penalidades da CVM; ou qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que o tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer, durante os últimos 5 (cinco) anos. Informamos que a relação a acima inclui todos os cargos ocupados pelos nossos administradores em conselhos de administração, comitês e órgãos executivos. PÁGINA: 302 de 404

309 Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária 13.1 Política ou prática de remuneração do Conselho de Administração, Diretoria, Conselho Fiscal e Comitês. Em milhares de reais, exceto quando indicado. a) objetivos da política ou prática de remuneração A política de remuneração tem como objetivo assegurar a atração e retenção de profissionais altamente qualificados e incentivar o alcance dos objetivos e a superação de metas, visando à agregação de valor à Companhia. Todo o processo está sustentado por pesquisas constantes de mercado, qualitativa e quantitativa, conduzidas, atualmente, pela Hay Group do Brasil Consultores Ltda., empresa especializada e de renome internacional. b) composição da remuneração, indicando: i. descrição dos elementos da remuneração e os objetivos de cada um deles Conselho de Administração: Remuneração Fixa o Salário ou Pró-Labore: Honorário pago mensalmente, calculado conforme senioridade e complexidade da posição em questão e de acordo com as melhores práticas de mercado. O objetivo do salário, ou pró-labore, é remunerar o conselheiro pelos serviços prestados. o Benefícios Diretos ou Indiretos: Representa os benefícios, assistência médica, assistência odontológica, farmácia e previdência privada. O objetivo dos benefícios diretos e indiretos é complementar a remuneração fixa do Presidente do Conselho. o Remuneração por participação em comitês: Honorário pago mensalmente, calculado conforme senioridade e complexidade da posição em questão e de acordo com as melhores práticas de mercado. O objetivo da remuneração por participação em comitês é compensar o conselheiro pelo desempenho de uma atividade adicional a participação no comitê - às atividades naturalmente inerentes a um membro do conselho de administração. Outros: Com relação aos membros do conselho de administração que recebem remuneração, são recolhidos ao INSS - Instituto Nacional do Seguro Social os valores legalmente previstos sobre sua remuneração fixa. Remuneração Variável o Bônus: Representa a remuneração variável de curto prazo, como forma de recompensar o alcance ou superação dos objetivos da companhia. O objetivo da remuneração variável é estimular a produtividade e servir como remuneração adicional. o Participação nos Resultados: Não se aplica o Remuneração por participação em reuniões: Não se aplica o Comissões: Não se aplica o Comitês de Assessoramento (Comitês de Auditoria, de Remuneração e de Sustentabilidade e Governança Corporativa): Comitês de Assessoramento (Comitês de Auditoria, de Remuneração e de Sustentabilidade e Governança Corporativa): Remuneração Fixa o Salário ou Pró-Labore: Não se aplica o Benefícios Diretos ou Indiretos: Não se aplica o Remuneração por participação em comitês: Honorário pago por reunião, calculado conforme senioridade e complexidade da posição em questão e de acordo com as melhores práticas de mercado. O objetivo da remuneração por participação em comitês é remunerar os membros por sua participação no comitê, sendo que a remuneração é paga por conta das reuniões que os membros participam durante o ano. PÁGINA: 303 de 404

310 Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária o Outros: São recolhidos ao INSS - Instituto Nacional do Seguro Social os valores legalmente previstos sobre a remuneração que recebem pela participação nos respectivos comitês. Remuneração Variável o Bônus: Não se aplica o Participação nos Resultados: Não se aplica o Remuneração por participação em reuniões: Não se aplica o Comissões: Não se aplica Conselho Fiscal: Remuneração Fixa o o o Salário ou Pró-Labore: Honorário pago mensalmente, calculado conforme a Lei das S/As, ou seja, 10% da média da remuneração da Diretoria. O objetivo do salário, ou pró-labore, é remunerar o conselheiro pelos serviços prestados. Benefícios Diretos ou Indiretos: Não se aplica. Outros: Com relação aos membros do conselho de administração que recebem remuneração, são recolhidos ao INSS - Instituto Nacional do Seguro Social os valores legalmente previstos sobre sua remuneração fixa. Remuneração Variável o Bônus: Não se aplica o Participação nos Resultados: Não se aplica o Remuneração por participação em reuniões: Não se aplica o Comissões: Não se aplica Diretoria Estatutária: Remuneração Fixa o Salário ou Pró-Labore: Representa a remuneração fixa, paga mensalmente, calculada conforme senioridade e complexidade da posição em questão e de acordo com as melhores práticas de mercado. O objetivo do salário, ou pró-labore, é remunerar o diretor pelos serviços prestados. o Benefícios Diretos ou Indiretos: Representa os benefícios, assistência médica, assistência odontológica, farmácia e previdência privada. O objetivo dos benefícios diretos e indiretos é complementar a remuneração fixa dos diretores, e também é pago como uma remuneração por conta dos serviços prestados. o Remuneração por participação em comitês: Não se aplica o Outros: São recolhidos ao INSS - Instituto Nacional do Seguro Social os valores legalmente previstos sobre sua remuneração fixa. Remuneração Variável o Bônus: Representa a remuneração variável de curto prazo, com forma de recompensar o alcance ou superação dos objetivos da companhia. O objetivo da remuneração variável é estimular a produtividade dos diretores e servir como remuneração adicional pelo cumprimento das metas estabelecidas e desempenho satisfatório de suas funções. o Participação nos Resultados: Não se aplica o Remuneração por participação em reuniões: Não se aplica o Comissões: Não se aplica o Outros: São recolhidos ao INSS - Instituto Nacional do Seguro Social os valores legalmente previstos sobre sua remuneração variável. Diretoria Não Estatutária: Remuneração Fixa o Salário ou Pró-Labore: Representa a remuneração fixa, paga mensalmente, conforme senioridade e complexidade da posição em questão e de acordo com as melhores práticas de mercado. O objetivo do salário, ou pró-labore, é remunerar o diretor pelos serviços prestados. o Benefícios Diretos ou Indiretos: Representa os benefícios, assistência médica, assistência odontológica, farmácia e previdência privada. O objetivo dos PÁGINA: 304 de 404

311 Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária benefícios diretos e indiretos é complementar a remuneração fixa dos diretores, e também é pago como uma remuneração por conta dos o o serviços prestados. Remuneração por participação em comitês: Não se aplica Outros: São recolhidos ao INSS - Instituto Nacional do Seguro Social os valores legalmente previstos sobre sua remuneração fixa. Remuneração Variável o Bônus: Não se aplica o Participação nos Resultados: Representa a remuneração variável de curto prazo, com forma de recompensar o alcance ou superação dos objetivos da companhia, pago através de Programa de Participação nos Lucros e Resultados. O objetivo da remuneração variável é estimular a produtividade dos diretores e servir como remuneração adicional pelo cumprimento das metas estabelecidas e desempenho satisfatório de suas funções. o Remuneração por participação em reuniões: Não se aplica o Comissões: Não se aplica o Outros: Não é recolhido nenhum encargo, pois a remuneração variável é paga de acordo com a Lei /2000 que dispõe sobre PLR, e conforme Art. 3º, não constitui base de incidência de qualquer encargo trabalhista. ii. Proporção de cada elemento na remuneração total Conselho de Administração e Comitê de Assessoramento Remuneração Fixa o Salário ou Pró-Labore: 72% o Benefícios Diretos ou Indiretos: 2% Remuneração Variável o Bônus: 26% Apenas 4 dos 8 Conselheiros são remunerados pelo exercício deste cargo. Conselho Fiscal Remuneração Fixa o Salário ou Pró-Labore: 100% Todos os membros deste grupo são remunerados. (Se instalado) Diretoria Estatutária Remuneração Fixa o Salário ou Pró-Labore: 73% o Benefícios Diretos ou Indiretos: 4% Remuneração Variável o Bônus: 23% Todos os diretores estatutários são remunerados pelo exercício deste cargo. Diretoria Não Estatutária Remuneração Fixa o Salário ou Pró-Labore: 70% o Benefícios Diretos ou Indiretos: 10% Remuneração Variável Participação nos Resultados: 20% PÁGINA: 305 de 404

312 Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária iii. metodologia de cálculo e de reajuste de cada um dos elementos da remuneração A política de remuneração da Companhia é analisada por meio de comparação com os valores pagos no mercado, com o objetivo de manter o nível de competitividade adequado. As pesquisas salariais são feitas por meio de metodologia da consultoria Hay Group, que classifica os cargos por pontuação de acordo com três elementos: know-how, processo mental e responsabilidade por resultados. A mensuração destes três fatores resulta no peso do cargo. Tal metodologia permite mensurar a importância e a complexidade relativas aos resultados esperados do cargo. Essa comparação é realizada anualmente e a Diretoria da EDP analisa e delibera as ações de movimentações em função dessa análise remuneratória. Apresentamos abaixo detalhamentos referentes ao Conselho de Administração, Comitê de Assessoramento, Diretoria Estatutária e Diretoria Não Estatutária. Conselho de Administração: A metodologia para a definição da Remuneração baseia-se na análise dos níveis de Remuneração e melhores práticas de mercado, onde o Conselho de Remuneração analisa as informações e aprova as propostas. Comitês de Assessoramento: A metodologia para a definição da Remuneração é definida pelo Comitê de Remuneração onde é estipulado um valor a ser pago a cada membro em função do número de reuniões que o mesmo participará durante o ano. Conselho Fiscal: A metodologia para a definição da Remuneração baseia-se em 10% da média salarial dos prólabores dos membros da diretoria estatutária. Diretoria Estatutária e Não Estatutária: A metodologia para a definição da Remuneração baseia-se na análise dos níveis de Remuneração e melhores práticas de mercado, onde o Conselho de Remuneração analisa as informações e aprova as propostas. Para a remuneração fixa, é determinada uma tabela salarial com referência mínima, média e máxima, de forma que seja competitiva com o nosso mercado referência. Para a remuneração variável, após a análise dos dados de mercado, definimos o valor target de bônus / PLR para cada um dos níveis hierárquicos. iv. razões que justificam a composição da remuneração Além de garantir a competitividade e atratividade da Companhia, visa aumentar o valor da mesma. Os objetivos da remuneração variável são: criação de vínculos entre o desempenho e a recompensa e compartilhamento dos resultados da empresa. A metodologia está totalmente ligada ao desempenho do negócio e do colaborador, ou seja, quanto mais o mesmo esteja comprometido com seus resultados diretos e indiretos, melhor será o desempenho da companhia, consequentemente a recompensa financeira. Para verificar a forma de apuração do cumprimento de metas e a metodologia de cálculo da remuneração variável, por favor, reporte-se aos itens 13.1 (c) e 13.1 (d). c) principais indicadores de desempenho que são levados em consideração na determinação de cada elemento da remuneração Performance do Negócio face aos objetivos fixados relativamente à rentabilidade, satisfação dos clientes, acionistas e colaboradores, imagem da empresa e responsabilidade social. Segue KPIs do Grupo EDP no Brasil para apuração do cálculo de Remuneração Variável: PÁGINA: 306 de 404

313 Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária a) EBITDA b) Custos Operacionais c) Resultado Líquido d) Capex e) ISE f) Cotação ENBR vs Ibovespa vs IEE g) Cash-Flow Operacional d) estrutura da remuneração para refletir a evolução dos indicadores de desempenho A remuneração fixa da administração não sofre impacto conforme a evolução dos indicadores de desempenho. Portanto, a evolução de tais indicadores não incrementa o salário, o prólabore, os benefícios diretos e indiretos, tampouco a remuneração por participação em comitês. Quanto ao bônus e a participação nos resultados, que fazem parte da remuneração variável das diretorias estatutária e não estatutária, seu pagamento está diretamente ligado ao alcance, pela Companhia, de metas estabelecidas pelo Conselho de Administração. Conforme são atingidas as metas atreladas aos indicadores de desempenho, parcelas do resultado da Companhia são direcionadas ao pagamento da remuneração variável. Quanto maior a evolução dos indicadores de desempenho, maior é a porção do resultado da Companhia que será destinada ao pagamento das remunerações variáveis dos diretores. Com base em avaliações individuais dos diretores, realizadas pelo Comitê de Remuneração, e parâmetros técnicos pré-estabelecidos, é realizada a divisão e pagamento da remuneração variável. e) relação entre a política ou prática de remuneração e os interesses da Companhia A política de remuneração utilizada, baseada em uma componente fixa e em outra variável, almeja alinhar a atividade de nossos funcionários com os objetivos da Companhia, como, por exemplo, o aumento de seu valor de mercado e de sua sustentabilidade. A componente fixa pretende tornar atrativa a adesão e manutenção de profissionais qualificados, enquanto a componente variável, por ser estabelecida com base em indicadores de desempenho alinhados aos objetivos da Companhia, incentiva a superação individual para que a Companhia atinja as metas traçadas por sua administração. Destacamos que o valor da remuneração variável é diretamente atrelado ao Resultado Individual (RI), que é apurado em função do cumprimento, pelo funcionário, de metas estratégicas, traçadas pela administração da Companhia para atingir seus objetivos de crescimento de curto e médio prazo. Logo, entendemos que quanto melhor o Resultado Individual do funcionário, maior será sua contribuição para cumprimento dos objetivos e interesses da Companhia, consequentemente maior será sua remuneração variável. f) Existência de remuneração suportada por subsidiárias, controladas ou controladores diretos ou indiretos Com relação ao Conselho de Administração, a Diretoria Não-Estatutário ou os comitês de assessoramento, não há remuneração, tanto fixa quanto variável, suportada por subsidiárias, controladas ou controladores diretos ou indiretos. Quanto a Diretoria Estatutária, atualmente dois de seus membros recebem parte de sua remuneração de empresas subsidiárias da Companhia (conforme detalhado no item 13.15). Identificamos, na tabela a seguir, as componentes da remuneração que são suportadas parte pela Companhia e parte por suas subsidiárias: PÁGINA: 307 de 404

314 Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária Remuneração Fixa Companhia EDP Bandeirante EDP Escelsa EDP Comercializadora Energest Salário ou Pró-Labore Sim Sim Sim Sim Sim Sim Benefícios Diretos ou Sim Não Não Não Não Não Indiretos Remuneração por Sim Não Não Não Não Não participação em comitês Outros Sim Não Não Não Não Não Remuneração Variável Bônus Sim Sim Sim Sim Sim Não Participação nos Não Não Não Não Não Não Resultados Remuneração por Não Não Não Não Não Não participação em reuniões Comissões Não Não Não Não Não Não Outros Não Não Não Não Não Não Investco g) remunerações ou benefícios vinculados à ocorrência de eventos societários Não há remunerações ou benefícios vinculados à ocorrência de eventos societários. PÁGINA: 308 de 404

315 Remuneração total do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal Remuneração total prevista para o Exercício Social corrente 31/12/ Valores Anuais Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total Nº de membros 7,00 4,00 11,00 Remuneração fixa anual Salário ou pró-labore , , ,00 Benefícios direto e indireto , , ,00 Participações em comitês ,00 0, ,00 Outros , , ,00 Descrição de outras remunerações fixas Encargos sociais Encargos sociais Remuneração variável Bônus , , ,00 Participação de resultados 0,00 0,00 0,00 Participação em reuniões 0,00 0,00 0,00 Comissões 0,00 0,00 0,00 Outros , , ,00 Descrição de outras remunerações variáveis Encargos sociais Encargos sociais Pós-emprego 0,00 0,00 0,00 Cessação do cargo 0,00 0,00 0,00 Baseada em ações 0,00 0,00 0,00 Observação Apenas 4 membros do Conselho de Administração recebem remuneração, porém temos 7 posições no conselho. Todos Diretores Estatutários são remunerados. Total da remuneração , , ,00 Remuneração total do Exercício Social em 31/12/ Valores Anuais Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total Nº de membros 11,00 6,00 3,00 20,00 Remuneração fixa anual Salário ou pró-labore , , , ,00 Benefícios direto e indireto 0, ,00 0, ,00 Participações em comitês ,00 0,00 0, ,00 Outros , , , ,00 PÁGINA: 309 de 404

316 Descrição de outras remunerações fixas Encargos sociais Encargos setoriais Encargos sociais Remuneração variável Bônus 0, ,00 0, ,00 Participação de resultados 0,00 0,00 0,00 0,00 Participação em reuniões 0,00 0,00 0,00 0,00 Comissões 0,00 0,00 0,00 0,00 Outros 0, ,00 0, ,00 Descrição de outras remunerações variáveis Encargos sociais Pós-emprego 0,00 0,00 0,00 0,00 Cessação do cargo 0,00 0,00 0,00 0,00 Baseada em ações 0,00 0,00 0,00 0,00 Observação Apenas 4 membros do Conselho de Administração recebem remuneração, porém temos 11 posições no conselho. Das 6 posições da Diretoria Estatutária, 5 posições são remunerados. Das 3 posições posições do Conselho Fiscal, todos são remunerados. Total da remuneração , , , ,00 Remuneração total do Exercício Social em 31/12/ Valores Anuais Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total Nº de membros 8,00 6,00 3,00 17,00 Remuneração fixa anual Salário ou pró-labore , , , ,00 Benefícios direto e indireto 0, ,00 0, ,00 Participações em comitês ,00 0,00 0, ,00 Outros , , , ,00 Descrição de outras remunerações fixas Refere-se a Encargos Sociais. Refere-se a Encargos Sociais. Refere-se a Encargos Sociais. Remuneração variável Bônus 0, ,00 0, ,00 Participação de resultados 0,00 0,00 0,00 0,00 Participação em reuniões 0,00 0,00 0,00 0,00 Comissões 0,00 0,00 0,00 0,00 Outros 0, ,00 0, ,00 PÁGINA: 310 de 404

317 Descrição de outras remunerações variáveis Refere-se a Encargos Sociais. Pós-emprego 0,00 0,00 0,00 0,00 Cessação do cargo 0,00 0,00 0,00 0,00 Baseada em ações 0,00 0,00 0,00 0,00 Observação Apenas 4 membros do Conselho de Administração recebem remuneração, porém temos 8 posições no conselho. Das 6 posições da Diretoria Estatutária, 4 membros são remunerados. Das 3 posições posições do Conselho Fiscal, todos são remunerados. Total da remuneração , , , ,00 Remuneração total do Exercício Social em 31/12/ Valores Anuais Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total Nº de membros 6,00 6,00 12,00 Remuneração fixa anual Salário ou pró-labore , , ,00 Benefícios direto e indireto 0, , ,00 Participações em comitês ,00 0, ,00 Outros , , ,00 Descrição de outras remunerações fixas Refere-se a Encargos Sociais. Refere-se a Encargos Sociais. Remuneração variável Bônus 0, , ,00 Participação de resultados 0,00 0,00 0,00 Participação em reuniões ,00 0, ,00 Comissões 0,00 0,00 0,00 Outros , , ,00 Descrição de outras remunerações variáveis Refere-se a Encargos Sociais. Refere-se a Encargos Sociais. Pós-emprego 0,00 0,00 0,00 Cessação do cargo 0,00 0,00 0,00 Baseada em ações 0,00 0,00 0,00 PÁGINA: 311 de 404

318 Observação Apenas 3 membros do Conselho de Administração recebem remuneração, porém temos 6 posições no conselho, destas, 2 posições vagas. De 6 posições, apenas 4 membros da Diretoria recebem remuneração, sendo destes, 2 acumulam 2 funções (A = Diretor Vice-Presidente de Comercialização e Diretor Vice- Presidente de Geração e B = Diretor Vice-Presidente de Finanças e Relações com Investidores e Diretor Vice- Presidente de Controle de Gestão). Total da remuneração , , ,00 PÁGINA: 312 de 404

319 Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal 13.3 Remuneração variável do Conselho de Administração, Diretoria e Conselho Fiscal nos últimos três exercícios sociais da Companhia e remuneração variável prevista para o exercício social corrente. Remuneração Variável - exercício social encerrado em: 2011 Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total Nº de Membros 3 4 n/a 7 Bônus Valor mínimo previsto no Plano de Remuneração Valor máxima previsto no Plano de Remuneração Valor previsto no plano de remuneração, caso as metas sejam atingidas. Valor efetivamente reconhecido no resultado do exercício social n/a 0,00 n/a 0,00 n/a n/a n/a n/a n/a n/a Participação nos Resultados Valor mínimo previsto no Plano de Remuneração Valor máxima previsto no Plano de Remuneração Valor previsto no plano de remuneração, caso as metas sejam atingidas. n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a 2012 Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total Nº de Membros Bônus Valor mínimo previsto no Plano de Remuneração Valor máxima previsto no Plano de Remuneração Valor previsto no plano de remuneração, caso as metas sejam atingidas. Valor efetivamente reconhecido no resultado do exercício social n/a 0,00 n/a 0,00 n/a n/a n/a n/a n/a n/a Participação nos Resultados Valor mínimo previsto no Plano de Remuneração Valor máxima previsto no Plano de Remuneração Valor previsto no plano de remuneração, caso as metas sejam atingidas. n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a PÁGINA: 313 de 404

320 Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal 2013 Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Nº de Membros Bônus Valor mínimo previsto no Plano de Remuneração Valor máxima previsto no Plano de Remuneração Valor previsto no plano de remuneração, caso as metas sejam atingidas. Valor efetivamente reconhecido no resultado do exercício social Participação nos Resultados Total n/a 0,00 n/a 0,00 n/a n/a n/a n/a n/a n/a Valor mínimo previsto no Plano de Remuneração Valor máxima previsto no Plano de Remuneração Valor previsto no plano de remuneração, caso as metas sejam atingidas. n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a Remuneração Variável prevista para o exercício social corrente 2014 Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total Nº de Membros Bônus Valor mínimo previsto no Plano de Remuneração Valor máxima previsto no Plano de Remuneração Valor previsto no plano de remuneração, caso as metas sejam atingidas. 0,00 0,00 n/a 0, n/a n/a Participação nos Resultados Valor mínimo previsto no Plano de Remuneração Valor máxima previsto no Plano de Remuneração n/a n/a n/a n/a n/a n/a Valor previsto no plano de remuneração, caso as metas sejam atingidas. n/a n/a n/a PÁGINA: 314 de 404

321 Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária Informações relacionadas ao plano de remuneração baseado em ações do Conselho de Administração e da Diretoria Estatutária, em vigor no último exercício social e previsto para o exercício social corrente: Não é aplicado. PÁGINA: 315 de 404

322 Participações em ações, cotas e outros valores mobiliários conversíveis, detidas por administradores e conselheiros fiscais - por órgão Ações ou cotas direta ou indiretamente detidas, no Brasil ou no exterior, e outros valores mobiliários conversíveis em ações ou cotas, emitidos pela Companhia, seus controladores diretos ou indiretos, sociedades controladas ou sob controle comum, por membros do Conselho de Administração, da Diretoria Estatutária ou do Conselho Fiscal, agrupados por órgão, na data de encerramento do último exercício social: Empresa Valor Mobiliário (Ação exceto quando indicado de forma diferente) Conselho de Administração Diretoria Conselho Fiscal EDP Energias do Brasil S.A. ON Enerpeixe S.A. ON Energest S.A. ON EDP Comercialização E Serviços de Energia S.A. Quota Santa Fé Energia S.A. ON Resende Engenharia e Assessoria Ltda. Quota Enercouto S.A. ON Companhia Energética do Jari - CEJA ON Cenaeel - Central Nacional de Energia Eólica S.A. ON Elebrás Projetos S.A. ON Porto do Pecém Geração de Energia S.A ON EDP Renováveis Brasil S.A. ON Investco S.A. ON Couto Magalhães Energia S.A. ON Lajeado Energia S.A. ON Pantanal Energética Ltda. Quota Terra Verde Bioenergia Participações S.A. ON Bandeirante Energia S.A. ON Costa Rica Energética Ltda. Quota Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. - ESCELSA ON EDP GRID Gestão de Redes Inteligentes de Distribuição ON Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A. ON Porto do Pecém Operação e Manutenção de Geração Elétrica S.A. ON ECE Participações S.A. ON Central Eólica Aventura S.A. ON Central Eólica Baixa do Feijão I S.A. ON Central Eólica Baixa do Feijão II S.A. ON Central Eólica Baixa do Feijão III S.A. ON Central Eólica Baixa do Feijão IV S.A. ON Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão S.A. ON Empresa de Energia São Manoel S.A. ON PÁGINA: 316 de 404

323 Remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária Informações relacionadas à remuneração baseada em ações reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e à prevista para o exercício social corrente, do Conselho de Administração e da Diretoria Estatutária da Companhia: Não é aplicado. PÁGINA: 317 de 404

324 Informações sobre as opções em aberto detidas pelo conselho de administração e pela diretoria estatutária 13.7 Em relação às opções em aberto do conselho de administração e da diretoria estatutária ao final do último exercício social, elaborar tabela com o seguinte conteúdo: Não é aplicado. PÁGINA: 318 de 404

325 Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária 13.8 Em relação às opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária, nos 3 últimos exercícios sociais, elaborar tabela com o seguinte conteúdo: Não é aplicado. PÁGINA: 319 de 404

326 Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a Método de precificação do valor das ações e das opções 13.9 Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens a (inclusive método de precificação do valor das ações e das opções): Não existe Plano de Opção de Compra de Ações. PÁGINA: 320 de 404

327 Informações sobre planos de previdência conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores estatutários Informações relacionadas aos planos de previdência em vigor conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores estatutários, fornecer as seguintes informações em forma de tabela: (em milhares de reais, exceto quando indicado) Conselho de Administração Diretoria Estatutária Nº de Membros n/a 1 Nome do Plano n/a Enerprev Quantidade de administradores que reúnem condições para se aposentar n/a n/a Condições para se aposentar antecipadamente n/a n/a Valor acumulado atualizado das contribuições acumuladas até o encerramento do último exercício social, descontada a parcela relativa às contribuições feitas diretamente pelos administradores Valor total acumulado das contribuições realizadas durante o último exercício social, descontada a parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores Possibilidade de resgate antecipado e quais as condições n/a * n/a n/a Sim, a qualquer momento desde que encerre o vinculo com a empresa. Somente poderá ser resgatado as contribuições feitas diretamente pelos administradores. * O valor apresentado anteriormente estava contemplando a parcela relativa às contribuições feitas pelos administradores e pela empresa. PÁGINA: 321 de 404

328 Informações sobre planos de previdência conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores estatutários 2012 Conselho de Administração Diretoria Estatutária Nº de Membros n/a 1 Nome do Plano n/a Enerprev Quantidade de administradores que reúnem condições para se aposentar n/a n/a Condições para se aposentar antecipadamente n/a n/a Valor acumulado atualizado das contribuições acumuladas até o encerramento do último exercício social, descontada a parcela relativa às contribuições feitas diretamente pelos administradores Valor total acumulado das contribuições realizadas durante o último exercício social, descontada a parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores Possibilidade de resgate antecipado e quais as condições n/a * n/a * n/a Sim, a qualquer momento desde que encerre o vinculo com a empresa. Somente poderá ser resgatado as contribuições feitas diretamente pelos administradores. * Os valores apresentados anteriormente estavam contemplando a parcela relativa às contribuições feitas pelos administradores e pela empresa Conselho de Administração Diretoria Estatutária Nº de Membros n/a 1 Nome do Plano n/a Enerprev Quantidade de administradores que reúnem condições para se aposentar Condições para se aposentar antecipadamente n/a n/a Valor acumulado atualizado das contribuições acumuladas até o encerramento do último exercício social, descontada a parcela relativa às contribuições feitas diretamente pelos administradores Valor total acumulado das contribuições realizadas durante o último exercício social, descontada a parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores Possibilidade de resgate antecipado e quais as condições n/a n/a n/a n/a n/a Sim, a qualquer momento desde que encerre o vínculo com a empresa. Somente poderá ser resgatado as contribuições feitas diretamente pelos administradores. PÁGINA: 322 de 404

329 Remuneração individual máxima, mínima e média do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal Valores anuais Diretoria Estatutária Conselho de Administração Conselho Fiscal 31/12/ /12/ /12/ /12/ /12/ /12/ /12/ /12/2012 Nº de membros 6,00 6,00 6,00 11,00 8,00 6,00 3,00 3,00 Valor da maior remuneração(reais) Valor da menor remuneração(reais) Valor médio da remuneração(reais) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,00 Observação Diretoria Estatutária 31/12/2013 Valores anuais realizados em Das 06 posições da Diretoria Estatutária, 5 membros são remunerados, sendo que dos 5 membros 1 acumula 2 funções ( Diretor Vice-Presidente de Finanças e Relações com Investidores e Diretor Vice-Presidente de Controle de Gestão). 31/12/2012 Valores anuais realizados em As 06 posições da Diretoria Estatutária, 4 membros são remunerados, sendo que dos 4 membros 2 acumulam 2 funções (1 - Diretor Vice-Presidente de Comercialização e Diretor Vice-Presidente de Geração e 2= Diretor Vice-Presidente de Finanças e Relações com Investidores e Diretor Vice-Presidente de Controle de Gestão). 31/12/2011 Valores anuais realizados em De 6 posições, apenas 4 membros da Diretoria recebem remuneração, sendo destes, 2 acumulam 2 funções (A = Diretor Vice-Presidente de Comercialização e Diretor Vice-Presidente de Geração e B = Diretor Vice-Presidente de Finanças e Relações com Investidores e Diretor Vice-Presidente de Controle de Gestão). Conselho de Administração 31/12/2013 Valores anuais realizados em Das 11 posições do Conselho de Administração, apenas 4 membros são remunerados. 31/12/2012 Valores anuais realizados em Das 08 posições do Conselho de Administração, apenas 4 membros são remunerados. 31/12/2011 Valores anuais realizados em Apenas 3 membros do Conselho de Administração recebem remuneração, porém temos 6 posições no conselho, destas, 2 posições vagas. 31/12/2013 Todos os membros do conselho fiscal eram remunerados. 31/12/2012 Todos os membros do conselho fiscal são remunerados. Conselho Fiscal PÁGINA: 323 de 404

330 Mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria Arranjos contratuais, apólices de seguros ou outros instrumentos que estruturam mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria (inclusive consequências financeiras para a Companhia): Não é aplicado. PÁGINA: 324 de 404

331 Percentual na remuneração total detido por administradores e membros do conselho fiscal que sejam partes relacionadas aos controladores Em relação aos três últimos exercícios sociais, indicar o percentual da remuneração total de cada órgão reconhecida no resultado da Companhia referente a membros do Conselho de Administração, da Diretoria ou do Conselho Fiscal que sejam partes relacionadas aos controladores, diretos ou indiretos, conforme definido pelas regras contábeis que tratam desse assunto Conselho de Administração n/a n/a n/a Diretoria n/a n/a 35,06% Conselho Fiscal n/a n/a n/a Em 2013 os membros do Conselho de Administração, da Diretoria e do Conselho Fiscal receberam a remuneração em sua totalidade pelo Brasil, nos anos anteriores uma parte da remuneração era recebida fora do Brasil. PÁGINA: 325 de 404

332 Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal, agrupados por órgão, recebida por qualquer razão que não a função que ocupam Informações dos últimos 3 exercícios sociais sobre os valores reconhecidos no resultado da Companhia como remuneração de membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal, agrupados por órgão, por qualquer razão que não a função que ocupam, como por exemplo, comissões e serviços de consultoria ou assessoria prestados Não foi reconhecido no resultado da Companhia nenhum outro valor remuneratório para além das anteriormente informados no item PÁGINA: 326 de 404

333 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 Informações dos últimos 3 exercícios sociais sobre os valores reconhecidos no resultado de controladores, diretos ou indiretos, de sociedades sob controle comum e de controladas da Companhia, como remuneração de membros do Conselho de Administração, da Diretoria ou do Conselho Fiscal da Companhia, agrupados por órgão, especificando a que título tais valores foram atribuídos a tais indivíduos (em milhares de reais, exceto quando indicado). PÁGINA: 327 de 404