Formul?rio de Refer?ncia 2015 Vers?o 2

5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado 82

5. Risco de mercado

4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 43

4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores

77

4.1 - Descrição dos fatores de risco 21

4.2 - Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco 42

4.7 - Outras contingências relevantes 80

4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados 81

4.5 - Processos sigilosos relevantes 78

4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto

79

4. Fatores de risco

3.9 - Outras informações relevantes 20

3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento 19

3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras 9

3.4 - Política de destinação dos resultados 11

3.1 - Informações Financeiras 6

3.2 - Medições não contábeis 7

3.7 - Nível de endividamento 18

3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas 17

3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido 16

3. Informações financ. selecionadas

2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores 2


2. Auditores independentes

1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis 1

1. Responsáveis pelo formulário

Índice

Formulário de Referência - 2015 - ENEVA S.A Versão : 2

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes - outros 165

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.a - Ativos imobilizados 166

9. Ativos relevantes

8.2 - Organograma do Grupo Econômico 162

8.1 - Descrição do Grupo Econômico 159


8.3 - Operações de reestruturação 163

8. Grupo econômico

7.7 - Efeitos da regulação estrangeira nas atividades 151

7.6 - Receitas relevantes provenientes do exterior 150


7.8 - Relações de longo prazo relevantes 152

7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 141

7.2 - Informações sobre segmentos operacionais 123

7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas 116

7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total 140

7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 126

7. Atividades do emissor

6.3 - Breve histórico 94

6.1 / 6.2 / 6.4 - Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM 93

6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas 101


6.6 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial 113

6. Histórico do emissor

5.3 - Alterações significativas nos principais riscos de mercado 91

5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado 87


Índice


12.4 - Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração 290

12.5 - Descrição da cláusula compromissória para resolução de conflitos por meio de arbitragem 292

12.3 - Datas e jornais de publicação das informações exigidas pela Lei nº6.404/76 289

12.1 - Descrição da estrutura administrativa 274

12.2 - Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais 285

12.6 / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal 293

12.7 - Composição dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, financeiro e de remuneração 297

12.9 - Existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o 2º grau relacionadas a administradores do emissor, controladas e controladores

299

12. Assembleia e administração

11.1 - Projeções divulgadas e premissas 272

11.2 - Acompanhamento e alterações das projeções divulgadas 273

11. Projeções

10.4 - Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor 239

10.5 - Políticas contábeis críticas 247

10.3 - Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras 234

10.1 - Condições financeiras e patrimoniais gerais 181

10.2 - Resultado operacional e financeiro 232

10.6 - Controles internos relativos à elaboração das demonstrações financeiras - Grau de eficiência e deficiência e recomendações presentes no relatório do auditor

264

10.9 - Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras 267

10.10 - Plano de negócios 268

10.11 - Outros fatores com influência relevante 271

10.7 - Destinação de recursos de ofertas públicas de distribuição e eventuais desvios 265

10.8 - Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras 266

10. Comentários dos diretores

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia

167

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades 172


Índice


14.2 - Alterações relevantes - Recursos humanos 349

14.1 - Descrição dos recursos humanos 346

14.3 - Descrição da política de remuneração dos empregados 350

14. Recursos humanos

13.13 - Percentual na remuneração total detido por administradores e membros do conselho fiscal que sejam partes relacionadas aos controladores

342

13.12 - Mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria

341

13.14 - Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal, agrupados por órgão, recebida por qualquer razão que não a função que ocupam

343


13.15 - 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

344

13.4 - Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária 320

13.5 - Participações em ações, cotas e outros valores mobiliários conversíveis, detidas por administradores e conselheiros fiscais - por órgão

325

13.3 - Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal 317

13.1 - Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária 309

13.2 - Remuneração total do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal 314

13.6 - Remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária 326

13.9 - Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a 13.8 - Método de precificação do valor das ações e das opções

336

13.10 - Informações sobre planos de previdência conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores estatutários

338

13.11 - Remuneração individual máxima, mínima e média do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal

340

13.7 - Informações sobre as opções em aberto detidas pelo conselho de administração e pela diretoria estatutária 332

13.8 - Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária

333

13. Remuneração dos administradores

12.11 - Acordos, inclusive apólices de seguros, para pagamento ou reembolso de despesas suportadas pelos administradores

303

12.10 - Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros

300


Índice


18.3 - Descrição de exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no estatuto

395

18.4 - Volume de negociações e maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados 396

18.5 - Descrição dos outros valores mobiliários emitidos 397

18.1 - Direitos das ações 392

18.2 - Descrição de eventuais regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que os obriguem a realizar oferta pública

393

18.6 - Mercados brasileiros em que valores mobiliários são admitidos à negociação 398

18. Valores mobiliários

17.3 - Informações sobre desdobramentos, grupamentos e bonificações de ações 389

17.4 - Informações sobre reduções do capital social 390


17.1 - Informações sobre o capital social 385

17.2 - Aumentos do capital social 386

17. Capital social

16.1 - Descrição das regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização de transações com partes relacionadas

367

16.2 - Informações sobre as transações com partes relacionadas 369

16.3 - Identificação das medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses e demonstração do caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou do pagamento compensatório adequado

384

16. Transações partes relacionadas

15.3 - Distribuição de capital 360

15.4 - Organograma dos acionistas 361

15.1 / 15.2 - Posição acionária 353


15.6 - Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores do emissor 365

15.5 - Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte 362

15. Controle

14.4 - Descrição das relações entre o emissor e sindicatos 352

Índice


22.2 - Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor 419

22.1 - Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos negócios do emissor

418


22.3 - Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com suas atividades operacionais

420

22. Negócios extraordinários

21.2 - 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

412

21.1 - Descrição das normas, regimentos ou procedimentos internos relativos à divulgação de informações 409


21.3 - Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de divulgação de informações

416

21. Política de divulgação


20.1 - Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários 407

20. Política de negociação

19.2 - Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria 404

19.1 - Informações sobre planos de recompra de ações do emissor 403


19.3 - Informações sobre valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social

405

19. Planos de recompra/tesouraria

18.8 - Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor

400

18.7 - Informação sobre classe e espécie de valor mobiliário admitida à negociação em mercados estrangeiros 399


18.9 - Descrição das ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiros 401

Índice


Cargo do responsável Diretor de Relações com Investidores

Cargo do responsável Diretor Presidente

Nome do responsável pelo conteúdo do formulário

Alexandre Americano Holanda e Silva

Nome do responsável pelo conteúdo do formulário

Ricardo Levy

Os diretores acima qualificados, declaram que:

a. reviram o formulário de referênciab. todas as informações contidas no formulário atendem ao disposto na Instrução CVM nº 480, em especial aos arts. 14 a 19c. 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

1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis

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Vânia Andrade de Souza 15/08/2011 a 21/03/2012 671.396.717-53 Avenida Almirante Barroso 52, 4 andar, Centro, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, CEP 20031-000, Telefone (21) 35159400, Fax (21) 35159000, e-mail: [email protected]

Manuel Fernandes Rodrigues de Sousa 15/08/2007 a 14/08/2011 783.840.017-15 Avenida Almirante Barroso 52, 4 andar, Centro, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, CEP 20031-000, Telefone (21) 35159400, Fax (21) 35159000, e-mail: [email protected]

Nome/Razão social KPMG Auditores Independentes

CPF/CNPJ 57.755.217/0003-90

Tipo auditor Nacional

Possui auditor? SIM

Código CVM 418-9

Período de prestação de serviço 15/08/2007 a 21/03/2012

Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor

Não se aplica, visto que não houve discordância do auditor independente.

Nome responsável técnico Período de prestação de serviço CPF Endereço

Justificativa da substituição Atendimento à rotatividade obrigatória dos auditores independentes, nos termos da Instrução CVM 308/99.

Descrição do serviço contratado Serviços de auditoria independente das demonstrações financeiras da Companhia correspondentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2011.

Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço

Conforme orientação do OFÍCIO-CIRCULAR/CVM/SEP/N°01/2014, a remuneração total dos auditores independentes deverá ser rpestada somente em relação ao último exercício social.

2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores

PÁGINA: 2 de 421


Roberto Cesar Andrade dos Santos 22/03/2012 a 15/08/2013 077.932.347-58 Praia de Botafogo, nº 370, 8º andar, Botafogo, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, CEP 22250-040, Telefone (21) 32637233, Fax (21) 32627004, e-mail: [email protected]

Nome/Razão social Ernst & Young Terco Auditores Independentes S.S.

CPF/CNPJ 61.366.936/0001-25


Possui auditor? SIM

Código CVM 471-5

Período de prestação de serviço 22/03/2012 a 15/08/2013


Não se aplica, visto que não houve discordância do auditor independente.


Justificativa da substituição A substituição da Ernst & Young Terco Auditores Independentes SS pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes visa a atender as diretrizes da Acionista Controladora da Companhia quanto à otimização dos processos de Auditoria da controladora e suas controladas e coligadas que passaram a compartilhar o mesmo auditor independente.

Descrição do serviço contratado Serviços de auditoria independente e revisão das demonstrações financeiras individuais e consolidadas da Companhia, referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2012, incluindo a revisão das informações trimestrais de 31 de março de 2013 e 30 de junho de 2013.


Conforme orientação do OFÍCIO-CIRCULAR/CVM/SEP/N°01/2014, a remuneração total dos auditores independentes deverá ser rpestada somente em relação ao último exercício social.

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Guilherme Naves Valle 21/10/2013 541.991.586-34Rua José Silva de Azevedo Neto, 200, 1º e 2º andares, Torre Evolution IV, Barra da Tijuca, Rio de

Janeiro, RJ, Brasil, CEP 22775-056, Telefone (21) 32326112, Fax (21) 32326113, e-mail: [email protected]

Justificativa da substituição Não se aplica, visto que não houve substituição do auditor independente.


O único serviço contratados junto aos auditores externos da Companhia referentes ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2014 para a Companhia e suas controladas foi o de Auditoria Externa, no valor de R$ 574.000,00.


Não se aplica, visto que não houve substituição do auditor independente.

Possui auditor? SIM


Nome/Razão social PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes


Código CVM 287-9

Descrição do serviço contratado Serviços de auditoria independente e revisão das demonstrações financeiras individuais e consolidadas da Companhia correspondentes aos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2013 e 2014, incluindo a revisão especial das informações trimestrais a partir de 30 de setembro de 2013. Não foram prestados outros serviços no período além da auditoria independente das demonstrações financeiras mencionados acima.

Período de prestação de serviço 21/10/2013

CPF/CNPJ 61.562.112/0001-20

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2.3 - Outras informações relevantes

Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima.

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Resultado Líquido por Ação -1,853290 -1,344325 -0,751336

Valor Patrimonial de Ação (Reais Unidade)

1,449474 3,663749 4,671297

Número de Ações, Ex-Tesouraria (Unidades)

840.106.107 702.524.469 578.241.732

Resultado Líquido -1.556.961.000,00 -944.421.000,00 -434.454.000,00

Resultado Bruto 218.790.000,00 -68.217.000,00 -2.163.000,00

Rec. Liq./Rec. Intermed. Fin./Prem. Seg. Ganhos

1.798.092.000,00 1.438.831.000,00 48.786.000,00

Ativo Total 7.044.418.000,00 9.689.212.000,00 8.039.596.000,00

Patrimônio Líquido 1.217.712.000,00 2.573.873.000,00 2.701.139.000,00

3.1 - Informações Financeiras - Consolidado

(Reais) Exercício social (31/12/2014) Exercício social (31/12/2013) Exercício social (31/12/2012)

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3.2 - Medições não contábeis

a) Medições não contábeis

O EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) é uma medida não contábil

elaborada pela Companhia em consonância com a Instrução da CVM n° 527, de 4 de outubro de 2012

(“Instrução CVM 527”), conciliada com suas demonstrações financeiras e consiste no lucro líquido

(prejuízo) antes do resultado financeiro líquido, do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro e

das depreciações e amortizações.

O EBITDA não é medida reconhecida pelas Práticas Contábeis Adotadas no Brasil nem pelas Normas

Internacionais de Relatório Financeiro – International Financial Reporting Standards (IFRS), emitidas pelo

International Accounting Standard Board (IASB), tampouco representa o fluxo de caixa para os períodos

apresentados e não deve ser considerado como substituto para o lucro líquido, como indicador do

desempenho operacional ou como substituto do fluxo de caixa como indicador de liquidez da Companhia.

Não possui um significado padrão e pode não ser comparável com título semelhante fornecido por outras

companhias.

b) conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras

auditadas

(R$ milhares) 2014 2013 2012

Lucro antes de CS e IR (1.556.961) (933.269) (549.090)

(-) Resultado de Equivalência Patrimonial 170.655 (153.012) (34.235)

(-) Outras Receitas / Despesas (919.496) (38.684) (418)

(-) Resultado Financeiro Líquido (510.055) (506.096) (127.540)

(-) Depreciação e Amortização (Despesas) (3.211) (3.125) (3.976)

(-) Depreciação e Amortização (Custos) (167.300) (143.415) (8.945)

EBITDA 216.300 (88.937) (373.976)

c) motivo da escolha de tal indicador como mais apropriado para a correta compreensão da sua

condição financeira e do resultado de suas operações

Utilizamos o EBITDA como indicador gerencial (não contábeis), pois acreditamos ser uma medida prática

para medir nosso desempenho operacional, facilitando a comparabilidade ao longo dos anos da estrutura

atual da Companhia, que corresponde a indicadores financeiros utilizados para avaliar o resultado de uma

companhia sem a influência de sua estrutura de capital, de efeitos tributários, itens não recorrentes e

outros impactos sem reflexo direto no fluxo de caixa da Companhia.

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3.2 - Medições não contábeis

Acreditamos que o EBITDA é informação adicional às nossas demonstrações financeiras, mas não é medida

contábil de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e IFRS e não deve ser utilizado como base

de distribuição de dividendos ou como substituto para o lucro líquido e fluxo de caixa operacional, como

indicador de desempenho operacional, nem tão pouco como indicador de liquidez.

Em razão de não serem consideradas, para o seu cálculo, as despesas e receitas financeiras, o Imposto de

Renda – Pessoa Jurídica (“IRPJ”) e a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido (“CSLL”), a depreciação e a

amortização, o EBITDA funciona como um indicador de nosso desempenho econômico geral, que não é

afetado por flutuações nas taxas de juros, alterações de carga tributária do IRPJ e da CSLL ou alterações

nos níveis de depreciação e amortização.

Consequentemente, acreditamos que o EBITDA permite uma melhor compreensão não só do nosso

desempenho financeiro, como também da nossa capacidade de cumprir com nossas obrigações passivas e

obter recursos para nossas atividades.

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3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras

As demonstrações financeiras consolidadas referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2014 foram

aprovadas pelo Conselho de Administração no dia 26 de março de 2015 para submissão à deliberação da

Assembleia Geral Ordinária, que também aprovou tais demonstrações.

Em dezembro de 2014, a Companhia iniciou uma negociação, que foi implementada em janeiro de 2015,

junto aos credores do projeto para efetuar o refinanciamento da sua dívida de longo prazo de forma a

atingir um nível de caixa tanto de curto quanto de longo prazo sustentável para o projeto.

Para isso foi necessário um refinanciamento da dívida de longo prazo junto a todas as instituições que

financiam o projeto, tais como o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES, o Banco

do Nordeste do Brasil – BNB e determinadas instituições financeiras que aturaram na qualidade de

repassadoras de recursos (i.e., os Bancos Votorantim e Bradesco), resultando na renegociação de um

montante total de R$1.227 milhões. Todas as instituições financeiras envolvidas no referido

refinanciamento concordaram com os gestores da Companhia no sentido de que o projeto necessitava de

uma ajuda adicional com relação ao seu fluxo de caixa.

Dessa forma, a Companhia conseguiu as seguintes melhorias:

carência de 24 meses para pagamento do principal da dívida;

carência de seis meses para o pagamento dos demais encargos da dívida (exceto no caso do BNB,

uma vez que os recursos são oriundos do Fundo Constitucional de Financialmento do Norteste –

FNE, não sendo possível, portanto, obter o mesmo alívio negociado e aprovado junto aos demais

financiadores);

ausência de pagamento de comissão por conta da reestruturação (apenas custo de aditamento dos

contratos no valor de R$50.000,00 por cada financiador);

liberação do projeto quanto à obrigação de apurar o Índice de Cobertura do Serviço da Dívida;

aplicação de gradiente de amortização sobre o saldo devedor, de acordo com a capacidade de

pagamento do fluxo de caixa do projeto, isto é: 3% (três por cento) em 2017, 5% (cinco por cento)

em 2018, 8% (oito por cento) em 2019, 10% (dez por cento) em 2020 e os 74% (setenta e quatro

por cento) restantes durante os anos seguintes por meio de sistema de amortização constante –

SAC; e

Manutenção dos encargos financeiros originais.

Todo esse plano de reestruturação resultará em uma liquidez adicional para o projeto de,

aproximadamente, R$76 milhões nos próximos seis meses e R$210 milhões para os próximos dois anos

(números esperados com base no cenário de juros e inflação atual), trazendo assim um alívio significativo

para o caixa do projeto tanto no curto quanto no longo prazo. Com isso, o projeto terá plena capacidade

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3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras

para atingir um nível sustentável de geração/operação no longo prazo, com fluxo de caixa capaz de suprir

todas as necessidades operacionais do projeto.

Ademais, em 26 de janeiro de 2015 ocorreu a celebração do aditamento ao Acordo de Acionistas celebrado

entre a DD Brazil Holdings S.À R.L. (“E.ON”) e o Sr. Eike Fuhrken Batista. A versão atualmente em vigor do

Acordo de Acionistas reflete, dentre outras, as alterações feitas no Estatuto Social da Companhia aprovadas

na Assembleia Geral Extraordinária mantida em 30 de dezembro de 2014, incluindo a alteração na

composição do Conselho de Administração.

Por fim, em 12 de fevereiro de 2015 a Companhia aprovou a apresentação do Plano de Recuperação

Judicial perante o Juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca do Rio de Janeiro, no âmbito da recuperação

judicial da Companhia e de sua subsidiária, a ENEVA Participações S.A.

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3.4 - Política de destinação dos resultados

2014 2013 2012

Regras sobre

retenção de

lucros

O Estatuto Social da

Companhia prevê que o saldo

remanescente do lucro líquido

do exercício, terá a seguinte

destinação: (i) 5% (cinco por

cento) para a constituição da

reserva legal, até o limite

previsto em lei; (ii) Formação

de reserva para contingências,

por proposta dos órgãos da

administração; (iii) Pagamento

do dividendo anual mínimo

obrigatório aos acionistas; (iv)

Retenção com base em

orçamento de capital,

previamente aprovado pelos

órgãos da administração e (v)

Criação de reserva estatutária,

com a finalidade de financiar o

desenvolvimento, o

crescimento e a expansão dos

negócios da Companhia, e que

não deverá exceder o valor

equivalente a 100% do capital

social da Companhia.




















desenvolvimento, o

























desenvolvimento, o






Valores de

Retenção de

Lucros

No exercício social encerrado

em 31.12.2014 foi apurado

prejuízo, motivo pelo qual não

houve qualquer retenção de

valores.





valores.





valores.

Regras sobre

distribuição de

dividendos


Companhia assegura aos

acionistas o direito ao

recebimento de um dividendo

obrigatório anual, não inferior

a 25% (vinte e cinco por

cento) do lucro líquido do

exercício, diminuído ou

acrescido dos seguintes

valores: (i) importância





















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2014 2013 2012

destinada à constituição da

reserva legal; e (ii)

importância destinada à

formação de reserva para

contingências e reversão das

mesmas reservas formadas em

exercícios anteriores. Os

dividendos não recebidos ou

reclamados prescreverão no

prazo de três anos contados da

data em que tenham sido

postos à disposição do

acionista, revertendo, neste

caso, em favor da Companhia.

O lucro líquido do exercício da

Companhia terá a seguinte

destinação:

a) 5% (cinco por cento) serão

aplicados antes de qualquer

outra destinação, na

constituição da reserva legal,

que não excederá 20% (vinte

por cento) do capital social. No

exercício em que o saldo da

reserva legal acrescido do

montante das reservas de

capital, de que trata o

parágrafo 1º do artigo 182 da

Lei das Sociedades por Ações,

exceder 30% (trinta por cento)

do capital social, não será

obrigatória a destinação de

parte do lucro líquido do

exercício para a reserva legal;

b) uma parcela, por proposta

do Conselho de Administração,

poderá ser destinada à

formação de reserva para

contingências e reversão das

mesmas reservas formadas em


reserva legal; (ii) importância

destinada à formação de

reserva para contingências e

reversão das mesmas reservas

formadas em exercícios

anteriores; (iii) pagamento do

dividendo anual mínimo



constituição de reserva de

lucros a realizar, caso o

montante do dividendo

obrigatório ultrapassar a

parcela realizada do lucro do

exercício. A Companhia poderá

manter a reserva de lucros

estatutária denominada

“Reserva de Investimentos”,

que terá por fim financiar a

expansão das atividades da

Companhia e/ou de suas

empresas controladas e

coligadas, a qual poderá ser

formada com até 100% (cem

por cento) do lucro líquido que

remanescer após as deduções

legais e estatutárias e cujo

saldo, somado aos saldos das

demais reservas de lucros,

excetuadas a reserva de lucros

a realizar e a reserva para

contingências, não poderá

ultrapassar 100% (cem por

cento) do capital social

subscrito da Companhia.




houve qualquer distribuição de


reserva legal; (ii) importância

destinada à formação de

reserva para contingências e

reversão das mesmas reservas

formadas em exercícios

anteriores; (iii) pagamento do

dividendo anual mínimo



constituição de reserva de

lucros a realizar, caso o


obrigatório ultrapassar a

parcela realizada do lucro do

exercício. A Companhia poderá

manter a reserva de lucros

estatutária denominada

“Reserva de Investimentos”,

que terá por fim financiar a

expansão das atividades da

Companhia e/ou de suas

empresas controladas e

coligadas, a qual poderá ser

formada com até 100% (cem

por cento) do lucro líquido que

remanescer após as deduções

legais e estatutárias e cujo

saldo, somado aos saldos das

demais reservas de lucros,

excetuadas a reserva de lucros

a realizar e a reserva para

contingências, não poderá

ultrapassar 100% (cem por

cento) do capital social

subscrito da Companhia.





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2014 2013 2012

exercícios anteriores, nos

termos do artigo 195 da Lei

das Sociedades por Ações;

c) uma parcela será destinada

ao pagamento do dividendo

anual mínimo obrigatório aos

acionistas;

d) no exercício em que o


obrigatório, calculado nos

termos do parágrafo 4º deste

artigo, ultrapassar a parcela

realizada do lucro do exercício,

a Assembleia Geral poderá,

por proposta do Conselho de

Administração, destinar o

excesso à constituição de

reserva de lucros a realizar,

observado o disposto no artigo

197 da Lei das Sociedades por

Ações; e

e) uma parcela, por proposta

do Conselho de Administração,

poderá ser retida com base em

orçamento de capital

previamente aprovado, nos

termos do artigo 196 da Lei

das Sociedades por Ações;

A Companhia manterá a

reserva de lucros estatutária

denominada “Reserva de

Investimentos”, que terá por

fim financiar a expansão das

atividades da Companhia e/ou

de suas empresas controladas

e coligadas, inclusive por meio

da subscrição de aumentos de

capital ou criação de novos

empreendimentos, a qual

poderá será formada com até

dividendos. dividendos.

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2014 2013 2012

100% (cem por cento) do

lucro líquido que remanescer

após as deduções legais e

estatutárias e cujo saldo,

somado aos saldos das demais

reservas de lucros, excetuadas

a reserva de lucros a realizar e

a reserva para contingências,

não poderá ultrapassar 100%

(cem por cento) do capital

social subscrito da Companhia;

e o saldo terá a destinação que

lhe for dada pela Assembleia

Geral, observadas as

disposições legais.





dividendos.

Periodicidade das

distribuições de

dividendos

A política de distribuição de

dividendos segue a regra da


ou seja, de distribuição anual,

podendo também a

Companhia, por deliberação do

Conselho de Administração,

levantar balanço semestral e

declarar dividendos à conta de

lucro apurado nesses balanços.

Ainda, o Conselho de

Administração poderá declarar

dividendos intermediários, à

conta de lucros acumulados ou

de reservas de lucros

existentes no último balanço

anual ou semestral.





podendo também a












anual ou semestral.





podendo também a












anual ou semestral.

Restrições à

distribuição de

dividendos

A Lei das Sociedades por

Ações permite que a

Companhia suspenda a







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2014 2013 2012

distribuição do dividendo

obrigatório caso o Conselho de

Administração informe à

Assembleia Geral que a

distribuição é incompatível

com sua situação financeira. O

Conselho Fiscal, se instalado,

deve emitir seu parecer de

recomendação do Conselho de

Administração. Ademais, o

Conselho de Administração

deverá apresentar à Comissão

de Valores Mobiliários

justificativa para suspensão da

distribuição dos dividendos,

dentro dos 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.

























































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0,00 0,00 0,00

Data da aprovação da retenção

3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido

Lucro líquido retido Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo

Lucro líquido retido 0,00 0,00 0,00

Lucro líquido ajustado -1.556.961.000,00 -942.455.000,00 -435.202.000,00

(Reais) Exercício social 31/12/2014 Exercício social 31/12/2013 Exercício social 31/12/2012

Dividendo distribuído em relação ao lucro líquido ajustado 0,000000 0,000000 0,000000

Dividendo distribuído total 0,00 0,00 0,00

Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido do emissor 0,000000 0,000000 0,000000

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3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas

Nos últimos três exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012, respectivamente, não

foram declarados pela Companhia dividendos ou juros sobre o capital próprio atribuídos como dividendos

que tenham sido distribuídos à conta de lucros retidos ou de reservas constituídas em exercícios sociais

anteriores, tendo em vista que a Companhia teve prejuízo nos últimos três exercícios sociais.

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31/12/2014 5.826.706.000,00 Índice de Endividamento 5,13000000

3.7 - Nível de endividamento

Exercício Social Montante total da dívida, de qualquer natureza

Tipo de índice Índice de endividamento

Descrição e motivo da utilização de outro índice

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Quirografárias 330.715.000,00 0,00 0,00 321.317.000,00 652.032.000,00

Garantia Real 3.289.194.000,00 485.330.000,00 310.004.000,00 1.090.146.000,00 5.174.674.000,00

Garantia Flutuante 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

Total 3.619.909.000,00 485.330.000,00 310.004.000,00 1.411.463.000,00 5.826.706.000,00

Observação

As informações constantes deste item referem-se às demonstrações financeiras consolidadas da Companhia.

3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento

Exercício social (31/12/2014)

Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total

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Não há outras informações que a Companhia julgue relevante em relação ao item 3 que não tenham sido

divulgadas nos demais itens deste Formulário de Referência.

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4.1 - Descrição dos fatores de risco

(a) Riscos Relacionados à Companhia A Companhia e sua subsidiária ENEVA Participações S.A. estão em processo de recuperação judicial. Estes processos encontram-se em andamento e a Companhia não tem como garantir que os mesmos serão concluídos de forma satisfatória. A situação conjuntural vivenciada pela Companhia ao longo do ano de 2014, em especial no 2º semestre, a impedia de honrar o pagamento de obrigações vencidas e vincendas no curto prazo. Dessa forma, a Companhia ajuizou, em 9 de dezembro de 2014, na Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro, pedido de recuperação judicial, em conjunto com sua controlada, a ENEVA Participações S.A., nos termos dos artigos 51 e seguintes da Lei n.º 11.101, de 9 de fevereiro de 2005, conforme alterada (“Lei de Falências”), em medida de urgência, com base no artigo 122, parágrafo único, da Lei das Sociedades por Ações. A Administração entendeu que, diante dos desafios decorrentes da situação econômico-financeira da Companhia, tal medida era a mais adequada, naquele momento, para assegurar a preservação do interesse dos acionistas, dos trabalhadores e dos credores (stakeholders). Em 12 de fevereiro de 2015, o Conselho de Administração da Companhia aprovou a apresentação de Plano de Recuperação Judicial perante o Juízo da 4ª Vara Empresarial, no âmbito da sua recuperação judicial, o qual tem como premissa a reestruturação do endividamento financeiro e o equacionamento da estrutura de capital da ENEVA (“Plano de Recuperação”). Após a realização de alterações por parte do Conselho de Administração da Companhia, o Plano de Recuperação foi aprovado pela Assembleia Geral de Credores da Companhia e, posteriormente, foi proferida decisão do Juízo da 4ª Vara Empresarial Comarca do Estado do Rio de Janeiro homologando o Plano de Recuperação Judicial da Companhia. O Plano de Recuperação Judicial visa a permitir que a Companhia supere sua crise econômico-financeira, adote as medidas adicionais necessárias para sua reorganização operacional e preserve a manutenção de empregos diretos e indiretos e os direitos de seus Credores e acionistas. Para tanto, o Plano de Recuperação Judicial estabelece os meios de recuperação a serem empregados, tais como a (i) reestruturação dos créditos; (ii) reperfilamento do passivo das sociedades operacionais do Grupo Eneva; (iii) fortalecimento da estrutura de capital e balanço da Companhia mediante aumento de capital, a fim de fortalecer sua estrutura de capital e balanço, reduzir seu endividamento e receber ativos capazes de contribuir com sua geração de caixa e/ou com seu posicionamento estratégico; (iv) reestruturação societária do

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Grupo Eneva; e (v) alienação e/ou oneração de bens do ativo permanente. A Companhia pode não ser capaz de cumprir as obrigações ou condições assumidas no Plano de Recuperação Judicial ou de implementar os atos nele previstos. Além disso, o Plano de Recuperação Judicial pode vir a ser objeto de medidas judiciais adversas por parte de terceiros. Nesse caso, a Recuperação Judicial poderá sofrer atrasos significativos que poderão colocar em risco a continuidade da Companhia e, no limite, ser convolada em falência. Para maiores informações sobre o pedido de recuperação judicial da Companhia, vide Seção 6.3 deste Formulário de Referência. A Companhia pode ser incapaz de manter ou renovar todas as licenças e autorizações necessárias à operação dos projetos, bem como obter licenças necessárias à implementação e operação de novos projetos. A Companhia possui licenças e autorizações para a consecução de suas atividades, para que seus projetos estejam em conformidade com as regras, condições e prazos estabelecidos pelos órgãos reguladores do Brasil. A Companhia detém diversas licenças e autorizações perante diferentes agências e órgãos públicos, nacionais e internacionais, inclusive agências governamentais e autoridades com jurisdição sobre o meio ambiente, como por exemplo, Instituto Brasileiro de Meio Ambiente dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA), além de outros órgãos governamentais brasileiros. Além disso, vários contratos firmados pela Companhia, tendo em vista suas operações, também requerem a manutenção de tais licenças e autorizações. No entanto, é impossível assegurar se a Companhia será capaz de manter ou renovar todas as licenças e autorizações necessárias para manter as operações das usinas previstas em seu portfólio de projetos. A ausência das licenças, autorizações ou concessões necessárias para as operações da Companhia, ou que tenham sido obtidas e posteriormente contestadas, poderá afetar substancial e adversamente os negócios, a situação financeira e os resultados operacionais da mesma. Adicionalmente, é possível que a Companhia necessite obter novas licenças e autorizações perante os órgãoes públicos referidos acima, tendo em vista que a implementação e operação de novos projetos também irão requerer tais licenças e autorizações. Entretanto da mesma forma que é impossível assegurar se a Companhia será capaz de manter ou renovar as licenças e autorizações que já possui, a Companhia não pode garantir se ou quando será capaz de obter todas as licenças e autorizações necessárias implementação e operação desses novos projetos. A ausência das licenças, autorizações ou concessões necessárias para as

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operações da Companhia, ou que tenham sido obtidas e posteriormente contestadas, poderá afetar substancial e adversamente os negócios, a situação financeira e os resultados operacionais da mesma. A Companhia pode não alcançar os resultados, projeções, ou executar integralmente a estratégia de negócios. Certas informações e conclusões incluídas neste Formulário de Referência foram baseadas em estimativas preparadas pelos administradores da Companhia, como premissas relativas aos recursos que a Companhia poderá dispor no futuro, assim como a respeito de investimentos e custos operacionais. Adicionalmente, a Companhia pode não conseguir executar integralmente sua estratégia de negócios devido à impossibilidade de concluir seus atuais e futuros projetos sem atrasos ou custos adicionais; crescer com disciplina financeira; gerenciar a carteira de clientes de maneira eficiente; levantar recursos financeiros adicionais dentro dos termos previstos; e manter níveis desejados de eficiência operacional. A efetiva produtividade, investimentos, custos operacionais e estratégia de negócios da Companhia poderão se revelar substancialmente menos favoráveis do que aqueles estimados. As projeções constantes deste Formulário de Referência não deverão, em qualquer circunstância, ser consideradas como afirmações, garantia ou previsão de que a Companhia alcançará ou poderá provavelmente alcançar qualquer resultado específico no futuro. É impossível assegurar que os resultados futuros da Companhia não irão variar de maneira relevante daqueles incluídos neste Formulário de Referência. Consequentemente, investidores atuais ou potenciais poderão perder parte ou a totalidade de seus investimentos nas ações da Companhia, na medida em que as projeções e conclusões constantes deste Formulário de Referência não se concretizem. A operação das usinas, bem como o desenvolvimento e operação dos blocos da Bacia de Parnaíba, da Mina de Seival e de novos projetos, envolvem riscos significativos, incluindo aqueles atrelados à infraestrutura logística, que podem levar à perda de receita, aumento de despesas, ou ter qualquer outro efeito negativo sobre a situação financeira da Companhia. A operação de instalações e equipamentos para a geração de energia envolvem vários riscos, incluindo: • incapacidade de manter ou renovar permissões e licenças governamentais; • indisponibilidade de equipamentos; • indisponibilidade dos sistemas de distribuição e/ou transmissão; • interrupção do fornecimento de combustível ou interferências hidrológicas

e meteorológicas;

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• interrupções no trabalho, greves e outras disputas trabalhistas; • agitações sociais; • problemas inesperados de engenharia e de natureza ambiental; • atrasos na operação, ou custos excedentes não previstos; • interrupção no trabalho, inclusive nos portos através dos quais

importaremos nosso carvão para certos projetos; • necessidade de altos investimentos de capital; • indisponibilidade de financiamentos adequados; e • volatilidade nos preços dos combustíveis.

O desenvolvimento e operação de blocos de gás natural e da mina de carvão envolvem vários riscos, incluindo: • riscos geológicos; • incapacidade de obter permissões e licenças governamentais; • indisponibilidade de equipamentos; • interferências hidrológicas e meteorológicas; • interrupções no trabalho, greves e outras disputas trabalhistas; • agitações sociais; • problemas inesperados de engenharia e de natureza ambiental; • atrasos na construção e na operação, ou custos excedentes não previstos; • necessidade de altos investimentos de capital; • indisponibilidade de financiamentos adequados; e • volatilidade nos preços do gás natural e carvão.

Além disto, as operações das usinas, blocos de gás natural e minas de carvão dependem de infraestrutura e logística para a condução dos negócios durante a fase de desenvolvimento e operação de seus projetos, as quais estão sujeitas a falhas, atrasos e interrupções que podem prejudicar tais operações. Para alguns desses riscos não foram contratados seguros e, mesmo os riscos para os quais a Companhia possui seguros, estes poderão ser insuficientes. A ocorrência de quaisquer das hipóteses mencionadas acima ou de outros problemas poderá afetar adversamente a capacidade da Companhia e de seus parceiros de gerar energia e/ou produzir carvão mineral e/ou gás natural em quantidade compatível com suas projeções ou suas obrigações perante clientes, o que pode ter um efeito negativo relevante sobre a situação financeira e resultados operacionais da Companhia, bem como sobre o preço de mercado das ações. Mudanças nos subsídios atualmente ou futuramente existentes poderão ter efeito negativo relevante sobre os resultados da Companhia.

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Certos benefícios fiscais (diferimento, isenção ou outro) que beneficiariam a Companhia podem não se efetivar por parte dos Estados nos quais os projetos da Companhia se localizam. No caso da concessão destes benefícios fiscais não se efetivar, as estimativas econômico-financeiras da Companhia podem não se concretizar, bem como pode haver a necessidade de desembolsos não previstos, fato que pode afetar de maneira adversa os negócios e resultados operacionais e financeiros da Companhia. Excessos de custos incorridos poderão aumentar as despesas no desenvolvimento e implementação de novos projetos ou resultar em atrasos na exploração de blocos de gás natural e na implantação da mina de carvão da Companhia, bem como resultar em perda de receita e imposição de penalidades administrativas e contratuais. Excessos de custos incorridos poderão levar a um aumento das despesas projetadas no desenvolvimento e implementação de novos projetos ou resultar em atrasos na exploração de blocos de gás natural e na implantação da mina de carvão da Companhia. Adicionalmente, atrasos na conclusão destes empreendimentos poderão comprometer o fluxo de caixa da Companhia, o que poderá resultar em necessidades de caixa adicionais. A Companhia pode também incorrer em custos de desenvolvimento e construção dos projetos que excedam as estimativas originais devido a aumentos nas taxas de juros no período ou aumentos nos custos de materiais, da mão-de-obra ou outros custos. Ademais, a Companhia pode ser incapaz de concluir a construção de novos projetos dentro do cronograma ou do montante orçado devido a uma variedade de outros fatores, dentre eles, falta ou indisponibilidade de materiais, de equipamentos, de capacidade técnica ou mão-de-obra; condições climáticas adversas; desastres naturais; disputas trabalhistas; problemas imprevistos de engenharia dos projetos, ou geológicos ou ambientais; disputas com empreiteiros e subempreiteiros; atrasos na concessão de licenças, alvarás ou autorizações pelas autoridades competentes; e outros problemas e circunstâncias, podendo implicar em custos extraordinários não previstos pela Companhia. Em especial para os novos projetos que venham a celebrar contratos de compra e venda de energia no ambiente regulado, o atraso na construção e no início da operação comercial destas usinas pode resultar na perda da receita fixa estabelecida em tais contratos e na imposição das penalidades neles estabelecidas, que podem variar entre multa e rescisão contratual, além da imposição de penalidades previstas nas normas da Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”) pelo descumprimento do cronograma de outorga (que variam entre multa – de até 1% do valor estimado da energia produzida nos 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração – até revogação da autorização, nos casos mais graves). Ademais, em casos em que o atraso leve ao descumprimento

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de contratos de energia, podemos ser obrigados a adquirir energia por meio da celebração de contratos de energia de curto prazo com terceiros, normalmente mais custosos, para atender nossas obrigações, o que pode comprometer nossa rentabilidade financeira e a qualidade de nossos serviços frente aos consumidores. O atraso no cronograma de construção e entrada em operação estabelecidos pode resultar, ainda, na execução de garantia de fiel cumprimento. As estimativas do volume e da qualidade das reservas de gás natural dos blocos da bacia do Parnaíba e da Mina de Seival podem ser superestimadas. As reservas dos blocos de gás natural e da mina de carvão descritas neste Formulário de Referência são estimativas com base em métodos de avaliação utilizados nos respectivos setores e em premissas relacionadas à produção e preços de mercado de gás natural e carvão. Existem muitas incertezas inerentes à estimativa da quantidade de reservas e à projeção de possíveis índices futuros de produção de gás natural e carvão, inclusive vários fatores além do controle da Companhia. A engenharia de reservas minerais envolve a estimativa de depósitos minerais que não podem ser determinados de maneira precisa e a precisão de qualquer estimativa de reserva é uma função da qualidade dos dados disponíveis, bem como da avaliação e interpretação geológica e de engenharia. Consequentemente, a Companhia não tem como garantir aos investidores que as reservas de gás natural e carvão descritas neste Formulário de Referência serão recuperadas ou que serão recuperadas às taxas esperadas. A Companhia pode precisar revisar as estimativas de vida da mina de carvão e dos blocos de gás natural com base em sua produção real e outros fatores. Por exemplo, flutuações nos preços de mercado do gás natural e carvão, redução das taxas de recuperação das reservas, rendimento mais elevado ou aumento dos custos operacionais e de capital em virtude da inflação, taxas de câmbio ou outros fatores podem tornar mais custosa a mineração ou exploração de certas reservas e resultar na reformulação das reservas da Companhia. A Companhia pode ser afetada significativamente de maneira adversa se o número de suas reservas referentes aos blocos de gás natural e mina carvão for menor do que o estimado, especialmente se tiver que comprar gás natural e carvão de terceiros ou desenvolver minas em locais mais distantes das usinas. Poderemos não ser capazes de gerar toda a energia que nos obrigamos contratualmente a entregar, o que pode ter um efeito adverso sobre nós. Em nossos contratos de compra e venda de energia elétrica, nos obrigamos a gerar e entregar montantes determinados de energia elétrica. Caso não sejamos

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capazes ou sejamos impedidos de gerar energia elétrica em montante suficiente para cumprir as obrigações por nós assumidas, podemos ter uma redução de nossa receita estimada e incorrer em custos operacionais adicionais, o que poderá afetar adversamente nosso fluxo de caixa e resultados operacionais. Os blocos de gás natural da bacia do Parnaíba e a Mina de Seival poderão não alcançar o volume de produção projetado. As operações da Companhia dependem significativamente da produção de gás natural de sua coligada, Parnaíba Gás Natural S.A. (“Parnaíba Gás Natural”) e de carvão mineral de sua coligada, Seival Sul Mineração. A Companhia tem estimativas sobre a futura produção de gás natural dos blocos da bacia do Parnaíba e de carvão da Mina de Seival. Não é possível assegurar que a suas subsidiárias irão alcançar os volumes de produção esperados. Essas estimativas a respeito do volume de produção dependem dos seguintes fatores: • conclusão dos projetos; • precisão das estimativas de recursos e reservas de gás e de carvão; • obtenção dos equipamentos necessários e seu desempenho, bem como de

mão-de-obra qualificada a operar tais equipamentos; • condições do solo, inclusive condições hidrológicas; • características físicas do carvão; • características químicas do gás natural; • precisão dos índices e custos estimados para a produção e processamento

do gás natural; • precisão dos índices e custos estimados para mineração, extração,

processamento e produção de carvão; • obtenção dos necessários direitos de exploração e produção (gás) e lavra

(carvão), licenças, autorizações e concessões; • a produção efetiva poderá diferir das estimativas devido a diversos fatores,

inclusive os seguintes: • reservas inferiores ao inicialmente estimado; • falhas relativas aos poços de gás e poços de mina e sua inclinação, falhas

nas unidades de processamento e tratamento ou seus equipamentos; • acidentes industriais; • fenômenos naturais, como condições climáticas adversas, inundação, secas

e desbarrancamentos; • o interesse dos nossos parceiros (incluindo o acionista majoritário da

Parnaíba Gás Natural e os parceiros na exploração de cada bloco) com relação à operação dos blocos de gás natural pode ir contra os nossos interesses;

• capacidade financeira da Companhia e de seus parceiros para realizar investimentos nos blocos de gás natural e nas minas de carvão necessários

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para viabilizar e custear as suas respectivas operações; • condições geológicas pouco usuais ou imprevistas; • mudanças nos custos de energia elétrica e possíveis faltas de energia; • falta dos principais insumos e suprimentos necessários à sua operação,

inclusive explosivos, combustíveis, reagentes químicos, água, peças e lubrificantes;

• incapacidade de processar certos tipos de gás ou minérios; • greves e falta de mão-de-obra; • desordem civil ou protestos; e • restrições ou regulamentação governamental ou outras mudanças no

marco regulatório.

Em decorrência de dados históricos limitados e incertezas a respeito da natureza, abrangência e resultados das futuras atividades da Companhia, a mesma não pode se beneficiar de experiência para o fim de testar suas estimativas, de tal modo que isso implica maior possibilidade de que tais fatores possam levar a resultados efetivos diversos daqueles estimados. Caso não alcance os volumes de produção de gás ou carvão estimados, poder-se-á ocorrer um efeito adverso relevante sobre todo e qualquer fluxo de caixa futuro, sua rentabilidade, resultados operacionais e situação financeira, especialmente se não for possível ou viável a obtenção de outras fontes de gás natural ou carvão. Decisões judiciais e administrativas desfavoráveis podem afetar adversamente os resultados operacionais da Companhia. A Companhia é parte em diversos processos de natureza cível, trabalhista, previdenciária ou tributária, iniciados como resultado do curso normal de seus negócios, os quais envolvem questões comerciais ou civis, imobiliárias, ambientais, trabalhistas, previdenciárias ou tributárias, entre outras. Na hipótese de ações darem causa a decisões judiciais desfavoráveis à Companhia em processos que representem improcedência avaliada como possível ou remota, ou que possam afetar adversamente o cronograma de implantação de novos projetos da Companhia, os resultados operacionais da Companhia poderão ser adversamente afetados. No caso de processos administrativos, decisões administrativas desfavoráveis podem igualmente afetar adversamente o cronograma de implantação dos empreendimentos da Companhia. Nesse sentido, a Amapari Energia S.A., que tem suas instalações industriais no Município de Serra do Navio, estado do Amapá, e conta com capacidade de 23 MW, enfrentou decisão administrativa desfavorável, em que foi determinada a desocupação de determinada área. A Amapari Energia S.A. ingressou com o pedido de regularização da área, o qual se encontra em fase de análise pela Superintendência do Patrimônio da União no

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Amapá. Caso tal pedido venha a ser indeferido, os resultados operacionais da Companhia poderão ser adversamente afetados. Para mais informações sobre os processos relevantes da Companhia e de suas controladas, ver item 4.3 deste Formulário de Referência. Além disso, impugnações ao plano de recuperação judicial da Companhia podem acarretar atrasos na recuperação da Companhia, que podem colocar em risco sua continuidade e, no limite, convolar a recuperação judicial em falência. A Companhia tem diversos projetos em fase operacional e o desempenho futuro de tais projetos é incerto. A Companhia conta atualmente com diversos projetos em fase operacional, além de campanhas exploratórias de recursos naturais em andamento, estando sujeita, portanto, a riscos, despesas e incertezas relativos à implementação de seu plano de negócios. A condução dos projetos da Companhia dependerá do seu planejamento estratégico, uma vez requerer a correta adoção de estratégias comerciais, financeiras, ambientais e logísticas, todas igualmente necessárias ao desempenho de suas operações. É possível que a Companhia não seja bem sucedida na implementação dessas estratégias, ao não ser capaz de gerenciar com eficiência os riscos inerentes à condução de seus projetos, o que poderá causar um impacto adverso em sua receita. Nossa atuação no setor de geração de energia elétrica brasileiro poderá ser prejudicada pela crescente concorrência. No segmento de geração de energia, enfrentamos crescente concorrência nos leilões da ANEEL e por tal razão podemos sofrer condições adversas no nosso desenvolvimento e crescimento. A concorrência em nosso setor, por parte de empresas estatais e privadas, tem aumentado e isto pode resultar em pressão por parte dos competidores em ofertar tarifas mais baixas, o que pode resultar em menor nível de rentabilidade para que tenhamos êxito nos leilões. Adicionalmente, com relação às atividades de comercialização de energia elétrica, outros fornecedores de energia elétrica podem competir conosco na oferta de energia elétrica a certos consumidores qualificados como consumidores “livres” ou potencialmente “livres”. A decisão dos consumidores “livres” de comprarem energia elétrica de nossos concorrentes pode nos afetar negativamente, impactando nosso fluxo de caixa e nossos resultados operacionais. A Companhia depende significativamente da atuação de certos membros da administração e a perda de qualquer desses administradores poderia afetar adversamente sua capacidade de implementar estratégias de negócios e de crescimento.

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Investidores nas ações da Companhia deverão confiar na capacidade, conhecimento, julgamento, arbítrio, integridade e boa fé de seus administradores. O desempenho depende significativamente dos esforços e capacidade de sua alta administração. A perda ou saída inesperada de qualquer dos mais importantes diretores, empregados e consultores, especialmente o Diretor-Presidente, poderia prejudicar o futuro sucesso da Companhia e afetar adversamente os negócios da Companhia. Nosso crescimento depende de nossa capacidade de atrair e conservar pessoal técnico e administrativo altamente habilitado. Dependemos altamente dos serviços de pessoal técnico, bem como daqueles prestados por membros da nossa administração, na execução de nossa atividade de desenvolvimento e implantação de projetos, bem como na operação dos ativos existentes. Se perdermos os principais integrantes desse quadro de pessoal, teremos de atrair e treinar pessoal adicional para nossa área técnica, o qual pode não estar disponível no momento de nossa necessidade ou, se disponível, pode ter um custo elevado para nós. Pessoal técnico vem sendo muito demandado e nós concorremos por esse tipo de mão-de-obra em um mercado global desses serviços. Oportunidades atraentes no Brasil e em outros países poderão afetar nossa capacidade de contratar ou de manter os talentos que precisamos reter. Se não conseguirmos atrair e manter o pessoal essencial de que precisamos para expansão de nossas operações, poderemos ser incapazes de administrar nossos negócios de modo eficiente, o que pode ter um efeito adverso sobre nós. Os agentes do mercado poderão não fornecer oportunidades para a comercialização futura de energia de projetos do nosso portfólio. As companhias do segmento de geração de energia no Brasil recorrem ao processo de licitação pública regulamentado pela ANEEL para adquirir direitos de comercialização de energia elétrica. Portanto, para que a Companhia possa implementar novos projetos de seu portfolio, ela deverá participar dos leilões promovidos pela ANEEL. No entanto, uma vez que os leilões são conduzidos ao único e exclusivo critério da ANEEL, existe um risco de que tais rodadas não sejam realizadas ou de que sejam realizadas em localidades não desejadas pela Companhia, a Companhia pode não conseguir implementar projetos de seu portfolio, o que, por sua vez, pode ter um efeito material adverso nos negócios, resultados operacionais e condição financeira da Companhia. Adicionalmente, a participação nos leilões promovidos pela ANEEL pode demandar investimentos de capital e despesas de manutenção substanciais, os quais a Companhia poderá não ser capaz de suportar.

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Adicionalmente, de forma alternativa aos leilões da ANEEL, poderemos não ter êxito na comercialização de energia no mercado livre por questões concorrenciais. Nosso crescimento por meio de licitações poderá ser negativamente afetado por futuras ações governamentais ou políticas relacionadas a outorgas às usinas de geração de energia no Brasil. A Companhia pretende participar na licitação para recebimento de outorgas de geração. Nos editais de licitação para outorgas de geração, o Poder Concedente impõe certas exigências a todos os participantes de licitações para novas outorgas, incluindo requisitos mínimos indicadores da estabilidade financeira do participante e/ou de seus acionistas. Não podemos assegurar que seremos capazes de satisfazer todos os requisitos necessários para adquirir novas outorgas ou participar de novos processos licitatórios. As regras para a licitação de usinas de geração estão sujeitas a alterações. Não podemos assegurar com qual periodicidade os processos licitatórios relativos a novas usinas de geração de energia irão de fato ocorrer. Caso tais licitações não venham a ocorrer, ou venham a ser colocadas em termos que não sejam economicamente viáveis ou suficientemente atrativos para nós, a expansão e diversificação do atual parque gerador poderá sofrer um impacto negativo e, consequentemente, levar a uma redução do preço de mercado das ações da Companhia. A Companhia é responsável por quaisquer danos resultantes de suas atividades de energia elétrica, e as apólices de seguro contratadas pela Companhia podem ser insuficientes para cobrir tais danos. De acordo com a legislação brasileira, a Companhia é responsável por danos resultantes de suas atividades de geração de energia elétrica. Além disso, a Companhia pode ser prejudicada por danos causados a terceiros em decorrência de interrupções ou distúrbios nas suas atividades que não sejam atribuídos a um membro especifico do ONS. A Companhia não pode garantir que as apólices de seguro contratadas irão cobrir integralmente ou até mesmo parcialmente os danos eventualmente resultantes de suas atividades, que podem ter um efeito adverso sobre a Companhia. A Companhia poderá não obter sucesso na manutenção de áreas e imóveis nas quais as usinas se localizam ou estão em fase de desenvolvimento, fato que poderá causar um efeito adverso nas suas atividades, situação financeira e resultados operacionais. A Companhia tem um amplo portfólio de empreendimentos de geração térmica,

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sendo três deles desenvolvidos em áreas próprias (Itaqui, Seival e Parnaíba) e o restante desenvolvidos em áreas ocupadas a título de locação, comodato, arrendamento, servidão, direito real de uso, usufruto, ou superfície (tais como Pecém II, Amapari, Sul, Tauá, Açu, entre outras). A Companhia não tem como garantir que tais áreas não serão objeto de desapropriação, ou ainda que não haverá a extinção antecipada dos contratos que legitimam a sua ocupação. Caso a ocorrência de alguma dessas hipóteses se verifique, a situação financeira da Companhia pode ser adversamente afetada, podendo gerar efeitos negativos sobre os seus negócios e resultado operacional. (b) Riscos Relacionados ao Controlador ou Grupo de Controle da Companhia Os Acionistas Controladores da Companhia poderão tomar determinadas decisões com relação aos negócios sem a participação de todos os acionistas que poderão entrar em conflito com os interesses de todos os acionistas. Na data deste Formulário de Referência, os Acionistas Controladores detêm poderes de voto suficientes para: • nomear a maioria dos membros do Conselho de Administração da

Companhia; • dar o voto decisivo em relação às alterações no controle da Companhia

ainda que tais alterações não reflitam os melhores interesses dos acionistas;

• dar o voto decisivo em relação à fusão estratégia com outra companhia que poderia trazer resultados significativos às companhias que participaram da fusão; e

• restringir a oportunidade de outros acionistas que não os Acionistas Controladores de receberem a diferença entre o valor contábil e o valor pago por suas ações em qualquer reestruturação societária, inclusive uma incorporação, fusão ou cisão, e influenciar a política de dividendos da Companhia.

A tomada de algumas dessas decisões por parte dos Acionistas Controladores poderá não coincidir com os interesses de acionistas minoritários da Companhia, causando, assim, uma situação de conflito. (c) Riscos Relacionados aos Acionistas da Companhia A Companhia não pode garantir o pagamento de dividendos aos seus acionistas no futuro.

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Segundo o Estatuto Social da Companhia, aos acionistas é assegurado o direito ao recebimento de um dividendo obrigatório anual, não inferior a 25% do lucro líquido do exercício, diminuído ou acrescido dos seguintes valores: (i) importância destinada à constituição de reserva legal; e (ii) importância destinada à formação de reserva para contingências e reversão das mesmas reservas formadas em exercícios anteriores. Exceto pelo dividendo mínimo obrigatório exigido pela Lei das Sociedades por Ações e pelo nosso Estatuto Social, qualquer decisão futura em relação ao pagamento de dividendos será feita de forma discricionária. A decisão de distribuir os dividendos dependerá da rentabilidade, situação financeira, planos de investimento, limitações contratuais e restrições impostas pela legislação aplicável, incluindo a regulamentação expedida pela CVM, entre outros fatores. Adicionalmente, a capacidade da Companhia de pagar dividendos depende de sua capacidade de gerar lucros e da absorção de prejuízos acumulados. A Companhia não pode garantir que pagará dividendos a seus acionistas no futuro. A volatilidade e a falta de liquidez do mercado brasileiro de valores mobiliários poderão limitar substancialmente a capacidade dos investidores de vender as ações de emissão da Companhia pelo preço e ocasião que desejam. O investimento em valores mobiliários negociados em mercados emergentes, tal como o Brasil, envolve, com frequência, maior risco em comparação a outros mercados mundiais, sendo tais investimentos considerados, em geral, de natureza mais especulativa. O mercado brasileiro de valores mobiliários é substancialmente menor, menos líquido e mais concentrado, podendo ser mais volátil do que os principais mercados de valores mobiliários mundiais. A saída de capital estrangeiro do país em períodos de crise econômica pode afetar o preço das ações de companhias listadas na BM&FBOVESPA. O preço de mercado das ações de emissão da Companhia pode ainda ser afetado por diversas razões exógenas ao desempenho da Companhia, como por exemplo, crises econômicas, mudanças nas taxas de juros, controle no câmbio e restrições a remessas ao exterior, variações cambiais, inflação, liquidez no mercado doméstico financeiro e de capitais e mercado de empréstimos, política fiscal e regime tributário além de outros acontecimentos políticos, sociais e econômicos. A captação de recursos adicionais por meio de uma oferta de ações poderá diluir a participação acionária dos investidores na Companhia. A Companhia pode, no futuro, captar recursos por meio da emissão pública ou privada de títulos de dívida, conversíveis ou não em ações, ou de ações. A

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captação de recursos adicionais por meio da emissão de ações ou de títulos conversíveis em ações poderá, nos termos da Lei das Sociedades por Ações, ser feita com exclusão do direito de preferência dos acionistas da Companhia o que pode resultar na diluição da participação acionária de tais acionistas na Companhia. Os interesses dos administradores e, em alguns casos, dos empregados da Companhia podem ficar excessivamente vinculados à cotação das ações de sua emissão, uma vez que lhe são outorgadas opções de compra ou de subscrição de ações de emissão da Companhia. A Companhia possui programa de outorga de opção de compra ou subscrição de ações de sua emissão com o objetivo de permitir que seus administradores, empregados ou de outras sociedades sob o seu controle, sujeito a determinadas condições, adquiram ações da Companhia, com vistas a: (a) estimular a melhoria da gestão da Companhia e das empresas que estejam sob o seu controle direto ou indireto; (b) atrair, motivar e reter executivos altamente qualificados nos quadros da Companhia; e (c) ampliar a atratividade da Companhia. A possibilidade de os administradores e funcionários da Companhia receberem, como parte de suas remunerações, opções de compra ou de subscrição de ações de emissão da Companhia a um preço de exercício inferior ao preço de mercado, pode levar tais administradores e funcionários a ficarem com seus interesses excessivamente vinculados à cotação das ações de emissão da Companhia, em detrimento de suas metas de longo prazo, o que pode causar um impacto negativo aos negócios da Companhia. (d) Riscos Relacionados às Controladas e Coligadas da Companhia Os riscos relacionados às controladas e coligadas, em especial à Eneva Participações S.A. e ao seu processo de recuperação judicial, são os mesmos relacionados à Companhia, conforme descritos no item 4.1 (a) acima. (e) Riscos Relacionados aos Fornecedores da Companhia A Companhia conta com fornecedores de equipamentos nacionais e importados e contrata serviços terceirizados para a construção, operação e manutenção de seus empreendimentos. Caso os equipamentos adquiridos ou utilizados pelos fornecedores, ou mesmo os serviços prestados não sejam executados de forma a atender as especificações e níveis mínimos de qualidade relativos a cada projeto e os resultados operacionais da Companhia poderão ser adversamente afetados.

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A compra de equipamentos chave para a construção dos empreendimentos da Companhia, assim como sua operação e manutenção são feitas por meio da contratação de empresas nacionais e/ou internacionais reconhecidas em seus ramos de atuação. O fornecimento e a prestação de serviços com qualidade eventualmente abaixo daquela prevista poderão gerar o não cumprimento de condições declaradas ao Poder Concedente e provocar, por exemplo, desgaste acelerado de ativos de geração elétrica, acarretando custos adicionais e interferindo no fluxo de caixa dos projetos e da Companhia, podendo causar um impacto adverso em sua situação financeira e seus resultados operacionais. O mesmo poderá acontecer no caso de suspensão ou ruptura imprevista dos contratos de fornecimento de equipamentos ou de prestação de serviços. No caso dos fornecedores de produtos e serviços da Companhia sofrerem impacto conjuntural, administrativo ou financeiro que afetem a entrega dos produtos ou serviços contratados, a situação financeira e os resultados operacionais da Companhia poderão ser adversamente afetados. A Companhia contrata e depende de serviços e produtos de determinadas empresas. Impactos conjunturais, administrativos ou financeiros ocorridos em tais empresas contratadas, que afetem de forma definitiva ou parcial a entrega dos produtos ou serviços contratados, podem levar a um impacto nos resultados operacionais dos empreendimentos da Companhia, tanto pela possibilidade de suspensão ou interrupção dos fornecimentos, como pela dificuldade em contratar novos fornecedores. A Companhia pode não ser capaz de assegurar a totalidade do combustível necessário para a geração de energia elétrica em suas usinas termelétricas, ou não assegurá-lo em condições viáveis para funcionamento das usinas termelétricas. Nesse caso, a situação financeira e os resultados operacionais poderão ser adversamente afetados. O suprimento dos combustíveis pode não ocorrer de maneira satisfatória, ou mesmo pode ser inviável tecnicamente por falta de produção e pode ser inviável economicamente buscar outra fonte de combustível. Diversas variáveis podem contribuir para essa possibilidade, mas principalmente fatores relativos aos riscos de operação e produção da mina de carvão e dos blocos exploratórios de gás natural, além de riscos logísticos do transporte do combustível da área de produção até as usinas termelétricas. Nesses casos, a situação financeira e os resultados operacionais poderão ser adversamente afetados. (f) Riscos Relacionados aos Clientes da Companhia

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A Companhia pode ser responsável por perdas e danos causados a terceiros em decorrência de falhas na geração de eletricidade pelas usinas da Companhia, e por interrupções ou distúrbios que não possam ser atribuídos a qualquer outro agente do setor elétrico, sendo que os seguros contratados podem ser insuficientes para cobrir tais perdas e danos. A Companhia pode ser responsabilizada por (i) perdas e danos causados a terceiros em decorrência de falhas na operação das usinas da mesma, que acarretem em 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, exceto em casos de força maior. O valor das indenizações, neste último caso, deverá ser rateado na seguinte proporção: 60% para os agentes de distribuição, 20% para os agentes de geração e 20% para os agentes de transmissão, o que poderá acarretar efeito substancial e negativo para a condução dos negócios da Companhia, seus resultados operacionais e sua situação financeira. A capacidade da Companhia de receber pagamentos devidos por seus clientes poderá ser prejudicada, caso a capacidade de pagamento de tais clientes se deteriore. O contas a receber das investidas da Companhia de geração e comercialização de energia elétrica depende da contínua capacidade creditícia de seus clientes, controle de risco e da capacidade de cobrar as quantias em aberto. Se a capacidade de pagamento de tais clientes diminuir, a Companhia poderá sofrer um efeito negativo relevante sobre sua situação financeira e resultados operacionais. (g) Riscos Relacionados aos Setores da Economia em que a Companhia Atua A estratégia de gerenciamento de risco de mercado adotada pela Companhia poderá ser ineficiente. A Companhia está exposta aos riscos usuais de mercado, como flutuações nas taxas de juros, taxas de câmbio e preços de commodities. As operações de hedge da Companhia também podem limitar os benefícios potenciais que a Companhia poderia obter de outro modo, caso os preços de tais commodities aumentassem. Além disso, a Companhia pode decidir não procurar proteção contra os riscos de mercado por meio de operações de hedge, ou poderá adotar outras práticas de gerenciamento de risco, ou poderá ocorrer de esses tipos de operações não

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estarem disponíveis. Desse modo, caso a estratégia da Companhia a respeito do uso de operações de hedge não seja bem sucedida para o fim de minimizar a exposição do fluxo de caixa a tais flutuações e, caso a Companhia deixe de identificar as correlações existentes entre os vários riscos de mercado a que está sujeita, sua situação financeira poderá ser negativamente afetada. O aumento na demanda por energia elétrica no Brasil poderá não existir ou em existindo, ser inferior às estimativas da Companhia ou poderá ser suprido por outros projetos de geração de energia elétrica que não os da Companhia. Os investimentos da Companhia em projetos de geração de energia elétrica foram baseados na expectativa de aumento da demanda por energia elétrica nos próximos anos no Brasil. Contudo, esse aumento da demanda poderá não ocorrer ou ocorrendo ser inferior ao inicialmente estimado pela Companhia. Além disso, um eventual aumento da demanda, seja inferior, igual ou superior ao aumento estimado pela Companhia, poderá ser atendido por outros projetos de geração de energia elétrica que já estejam em operação ou venham a entrar em operação no futuro. Nessa hipótese, a Companhia pode ter uma redução da receita estimada para seus projetos, gerando assim um impacto adverso em seus resultados. A materialização dos projetos de geração de energia elétrica da Companhia ainda não contratados depende do cenário futuro de preços de energia elétrica que poderá diferir significativamente do consenso de mercado atual. Os investimentos da Companhia em projetos de geração de energia elétrica foram baseados em cenários futuros de preço de energia elétrica que podem não ocorrer ou ser consideravelmente desfavoráveis à realização de novos investimentos a retornos atrativos. Nessa hipótese, a Companhia pode ter uma redução da receita estimada para seus projetos, gerando assim um impacto adverso em seus resultados. (h) Riscos Relacionados à Regulação dos Setores em que a Companhia Atua A extensa legislação e regulamentação governamental e eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar os negócios e resultados da Companhia. As atividades da Companhia, assim como dos seus concorrentes, são

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regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, que implementa as diretrizes do Ministério de Minas e Energia, órgão do Governo Federal responsável pela condução das políticas energéticas do país. As instituições do setor elétrico brasileiro têm, historicamente, exercido um grau substancial de influência sobre os seus negócios, incluindo sobre a produção de energia, que segue o despacho centralizado realizado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS. O Governo Federal estabeleceu novas políticas para o setor de energia, através da publicação da Lei nº 10.848, de 15 de março de 2004 (“Lei n° 10.848”), que introduziu o Novo Modelo do Setor Elétrico, alterando as diretrizes para os agentes setoriais. Qualquer medida regulatória poderá exercer significativo impacto sobre as atividades da Companhia e causar um efeito adverso sobre seus resultados. Dentre as modificações regulatórias promovidas no setor destacam-se (i) a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”) e de novos órgãos setoriais; e (ii) a alteração das competências do Ministério de Minas e Energia - MME e da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. De acordo com a legislação brasileira, a ANEEL está autorizada, para o setor elétrico em geral, a regular diversos aspectos dos negócios das concessionárias de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, inclusive com relação à necessidade de investimentos, à realização de despesas adicionais e à determinação das tarifas ou preços cobrados (com exceção do preço da energia elétrica no ambiente de contratação livre), bem como ao limite do repasse do preço da energia comprada às tarifas cobradas pelas concessionárias. As principais atividades comerciais, a implementação da estratégia de crescimento e a condução das nossas atividades podem ser afetadas de forma adversa por ações governamentais, dentre as quais: (a) alteração na legislação aplicável aos nossos negócios; (b) descontinuidade e/ou mudanças nos programas de concessão federal; e (c) imposição de critérios mais rigorosos para a qualificação em licitações futuras. A ANEEL poderá impor penalidades à Companhia ou intervir nas autorizações que venham a ser outorgadas por descumprimento de obrigações previstas nos Contratos de Concessão, nas autorizações e nas leis e regulamentos setoriais. A ANEEL poderá impor penalidades à Companhia por descumprimento de qualquer disposição dos contratos de concessão e autorizações da Companhia. Dependendo da gravidade do inadimplemento, de acordo com a legislação atual, tais penalidades podem incluir:

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• advertências; • multas, por infração, de até 2% da receita da Companhia no exercício

imediatamente anterior àquele em curso na data da violação; • embargos à construção de novas instalações ou equipamentos; • restrições à operação das instalações e equipamentos existentes; • suspensão temporária da participação em processos de licitação para

novas concessões ou autorizações; e • caducidade da concessão ou autorização.

A ANEEL pode ainda, e sem prejuízo das penalidades descritas acima, intervir temporariamente nas concessões ou autorizações a nós outorgadas para assegurar a adequada exploração do parque gerador e o cumprimento das leis e regulamentos aplicáveis. Qualquer das penalidades relacionadas acima, bem como a intervenção da ANEEL nas concessões ou autorizações que venham a ser outorgadas, poderia ter um efeito relevante e negativo na condução dos negócios, nos resultados operacionais e na situação financeira da Companhia, bem como no preço de mercado das Ações. Não podemos garantir se as autorizações da Companhia serão renovadas. A Companhia conduz suas atividades de geração de energia elétrica com base em autorizações outorgadas da ANEEL, com prazo de vigência de 35 anos. As autorizações podem ser revogadas em caso de prejuízo considerável ao desenvolvimento das atividades autorizadas e/ou configurem sistemática inadimplência do seu titular, em especial, nas hipóteses de: I – descumprimento de cronogramas, obrigações e encargos decorrentes da autorização; II - não recolhimento de multa decorrente de penalidade imposta à autorizatária; III – descumprimento de notificação da fiscalização para regularizar a exploração do empreendimento objeto da autorização; IV – comercialização da energia elétrica em desacordo com as prescrições da legislação, das normas específicas e do ato autorizativo; e V - desligamento do agente da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, por inadimplemento, entre outras. Adicionalmente, não podemos garantir que as autorizações da Companhia serão renovadas ou que novas autorizações serão concedidas ao término do prazo das atuais. Se essas autorizações não forem renovadas ou concedidas ou forem com condições que são desfavoráveis para a Companhia, os negócios e resultados operacionais e financeiros da Companhia poderão ser afetados de maneira

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adversa. Assim como o setor elétrico, os setores de gás natural e mineração também estão sujeitos à regulamentação governamental e eventuais alterações na regulamentação podem afetar os negócios e resultados da Companhia. As atividades da Companhia nos setores de gás natural e mineração estão sujeitas à regulamentação das autoridades locais. Nos termos da legislação brasileira, o governo brasileiro é o proprietário de todas as jazidas minerais e reservas de gás natural no Brasil, tendo a concessionária a propriedade apenas sobre o minério e/ou gás natural que produzir. A Companhia depende do gás natural e/ou do carvão para a geração de energia elétrica em alguns de seus empreendimentos, os quais são fornecidos por determinadas concessionárias devidamente licenciadas pelo governo brasileiro. Além disso, Agência Nacional de Petróleo (ANP) e o Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM) regulamentam e fiscalizam o setor de gás natural e mineração, respectivamente, outorgando concessões para a produção. Essas concessões impõem diversas obrigações para as concessionárias, inclusive para aquelas das quais a Companhia obtém o gás natural e o carvão mineral para a geração de energia elétrica, e, caso quaisquer de tais obrigações sejam inadimplidas, a ANP e/ou DNPM possuem a prerrogativa de rescindir as concessões. Assim, caso o governo brasileiro restrinja ou impeça tais concessionárias com as quais a Companhia possui relacionamento de explorar essas reservas de gás natural ou carvão mineral ou caso venham a impor restrições que interrompam o fornecimento de gás natural e/ou carvão mineral para a Companhia e suas controladas, sua capacidade de gerar receita poderá ser afetada de forma adversa, acarretando em um efeito relevante adverso nos resultados das suas operações e em sua situação financeira. Alterações nas leis e regulamentos ambientais podem afetar de maneira adversa os negócios de empresas do setor de energia elétrica, inclusive a nossa Companhia. As empresas atuantes no setor elétrico, em particular as geradoras, 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 descumprimento 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 ou, em certos casos, podem ficar sujeitas a sanções criminais

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(inclusive seus administradores). O Ministério Público poderá instaurar inquérito civil e/ou instaurar ação civil pública visando ao ressarcimento de eventuais danos causados ao meio ambiente e terceiros. As agências governamentais ou outras autoridades podem também editar novas regras mais rigorosas ou adotar interpretações mais restritivas das leis e regulamentos existentes, que podem obrigar as empresas do setor de energia elétrica a empregar recursos adicionais na adequação ambiental, inclusive na obtenção de licenças ambientais para instalações e equipamentos anteriormente não sujeitos a licenciamento ambiental. 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, causando atrasos em cronogramas de implantação de projetos. Qualquer ação nesse sentido por parte das agências governamentais poderá afetar de maneira negativa os negócios do setor de energia elétrica e gerar um efeito negativo sobre os nossos negócios e resultados. A ocorrência de danos ambientais envolvendo nossas atividades pode nos sujeitar ao pagamento de substanciais custos de recuperação ambiental, inclusive indenizações e sanções, que podem afetar adversamente nossos negócios e o valor de mercado de nossas ações. As atividades do setor de energia podem causar significativos impactos e danos ao meio ambiente. A legislação federal impõe responsabilidade objetiva àquele que direta ou indiretamente causar degradação ambiental e, portanto, o dever de reparar ou indenizar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados, independentemente de dolo ou culpa. A legislação federal também prevê a desconsideração da personalidade jurídica da empresa poluidora, atribuindo responsabilidade pessoal aos administradores, para viabilizar o ressarcimento de prejuízos causados à qualidade do meio ambiente. Como consequência, a Companhia, seus acionistas controladores e administradores poderão ser obrigados a arcar com o custo da reparação ambiental. O pagamento de indenizações ambientais substanciais ou despesas relevantes incorridas para custear a recuperação do meio ambiente poderá impedir, ou levar a nossa Companhia a retardar ou redirecionar planos de investimento em outras áreas, o que poderá afetar adversamente nossos negócios e nossas operações. (i) Riscos Relacionados aos Países Estrangeiros em que a Companhia Atua A Companhia atua somente no mercado brasileiro e, portanto, não existem riscos relacionados às suas atividades em países estrangeiros.

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4.2 - Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco

A Companhia segue uma política de acompanhamento contínuo dos riscos ligados às suas operações, bem

como de mudanças macroeconômicas ou setoriais que possam influenciar em suas atividades. Atualmente,

a Companhia não identifica cenário de aumento ou redução da exposição aos fatores de riscos mencionados

no item 4.1 acima.

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4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes

Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia e suas controladas eram parte em 195 processos judiciais, dos

quais 51 são cíveis, 121 são trabalhistas e nove são tributários, que envolvem a quantia aproximada de

R$208 milhões avaliados pelos advogados externos como não sendo de risco provável de perda e,

consequentemente, não constituíram provisão para contingências. A Companhia e suas controladas são

parte, ainda, em 64 processos administrativos fiscais, trabalhistas e ambientais que envolvem a quantia

aproximada de R$238 milhões.

Na data deste Formulário de Referência, as subsidiárias da Companhia eram parte em seis processos

administrativos da Agência Nacional de Energia Elétrica. Tais processos versam, entre outros assuntos,

sobre os pedidos de adequação do tratamento relativo à verificação de indisponibilidade superior à utilizada

no cálculo da garantia física das usinas (também conhecido como ADOMP), pedidos de aumento de

potência instalada, bem como, solicitação de afastamento parcial da aplicação da REN nº 165/2005

(também conhecido como ICB-Online).

No âmbito desses processos administrativos de fiscalização, a ANEEL poderá impor penalidades, após a

lavratura de autos de infração. Na aplicação da pena, a ANEEL observará critérios de dosimetria, devendo

levar em conta a abrangência e a gravidade da infração, os eventuais danos dela resultantes, a vantagem

auferida pelo infrator e a existência ou não de reincidência. Ademais, em todos os processos

administrativos em questão deverão ser observados os princípios da ampla defesa e do contraditório, tendo

a Companhia oportunidade de apresentar suas eventuais justificativas e excludentes de responsabilidade.

A Companhia e suas controladas são partes em processos judiciais e/ou procedimentos administrativos

que, na opinião da administração da Companhia, individualmente são considerados relevantes no aspecto

financeiro, por envolverem valores superiores a R$10.000.000,00, ou por envolverem matérias que, caso

decididas desfavoravelmente à Companhia, podem impactar suas operações ou imagem, conforme

destacamos:

Tributária

Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia e suas controladas eram parte em nove processos tributários

judiciais e 36 processos tributários administrativos. O valor total envolvido nos processos judiciais somam,

aproximadamente, R$3 milhões de reais e, dentre os 9 processos, a Companhia e suas controladas figuram

no polo ativo em dois deles. Já os valores envolvidos nos processos administrativos somam

aproximadamente R$260 milhões. Em todos os processos a classificação de perda varia entre possível e

remota, razão pela qual os respectivos valores não estão provisionados. O objeto dos processos mais

representativos, em termos de valores, é relativo ao Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação

de Serviços - ICMS.

Processo Administrativo 28730.024452 - Auto de infração n° 505/2011

a. Juízo Receita Estadual do Amapá

b. Instância Primeira instância administrativa

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c. Data de instauração 11/11/2011

d. Partes do Processo Autor: Fazenda Estadual do Amapá

Réu: Amapari Energia S.A.

e. Valores, bens ou direitos

envolvidos

R$14.341.575,39

f. Principais fatos Cobrança de Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de

Serviços - ICMS em razão de alegada falta de recolhimento do imposto

pelo reconhecimento indevido de crédito acumulado de Imposto sobre

Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços - ICMS, resultando em

um saldo devedor de imposto no mês de abril de 2009. Ainda, houve

imposição de multa por descumprimento de obrigação acessória.

Em 11 de novembro de 2011, tomamos ciência da lavratura do auto e,

em 12 de dezembro de 2011, protocolamos impugnação. O auto aguarda

decisão do órgão julgador desde então.

Em 04 de julho de 2012, o processo foi remetido à JUPAF - Junta de

Julgamento do Processo Administrativo Fiscal.

Em 11 de abril de 2014, a ação foi julgada improcedente.

g. Chance de perda A ação foi julgada improcedente.

h. Análise do impacto em

caso de perda do processo

A ação foi julgada improcedente.

i. Valor provisionado, se

houver provisão

Não se aplica, pois a Companhia não constitui provisão quando as

chances de perda são possível e remotas.

Processo nº 0847065-25.2014.8.06.0001

a. Juízo 7ª Vara de Fazenda Pública de Fortaleza-CE

b. Instância Primeira instância administrativa


d. Partes do Processo Réu: MABE Construção e Administração de Projetos Ltda.

Autor: Estado do Ceará


envolvidos

R$2.138.567,35

f. Principais fatos Em 14.04.2014, foi proferido despacho, no qual o juiz se reservou à

apreciação do pedido de tutela antecipada só após a contestação do

Estado do Ceará. Em 30.04.2014, o Estado do Ceará protocolou sua

contestação. Em 06.05.2014, os autos foram remetidos à conclusão.

g. Chance de perda Remota.



Somente impacto financeiro no valor referido no item “e”. Eventual perda

deste poderá impactar nossos resultados no exercício em que tal valor

venha a ser exigido.

i. Valor provisionado, se Não se aplica, pois a Companhia não constitui provisão quando as

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houver provisão chances de perda são possível e remota.

Cível

Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia e suas controladas eram parte em 51 processos cíveis judiciais.

O valor total envolvido nos processos cíveis judiciais somam aproximadamente R$200 milhões e, dentre os

51 processos, a Companhia e suas controladas figuram no polo ativo em 13 deles. Em todos os processos a

classificação de perda varia entre possível e remota, razão pela qual os respectivos valores não estão

provisionados. Dentre os processos de natureza cível dos quais a Companhia é parte, podemos destacar as

ações em matéria regulatória.

Ação Ordinária n° 2008.34.00.032541-0

a. Juízo 3ª Vara Federal da Seção Judiciária do Distrito Federal

b. Instância 1ª instância


d. Partes do Processo Autor: Amapari Energia S.A.

Réu: Agência Nacional de Energia Elétrica


envolvidos

Ressarcimento do custo de combustíveis, CCC-ISOL.

f. Principais fatos

A Amapari Energia propôs ação judicial com pedido de antecipação de

tutela em face da Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”), pois

após dar autorização de Produtor Independente de Energia, a ANEEL

proferiu em 05.08.08 decisão que negou o enquadramento da Amapari no

mecanismo de ressarcimento da Conta de Consumo de Combustíveis

Fósseis dos Sistemas Isolados, subsídio tributo instituído pela Lei n°

5.899, de 05 de julho de 1973, posteriormente alterada pela Lei n°

12.111, de 09 de dezembro de 2009 (“CCC-ISOL”). Em 29.10.08, deferido

o pedido de tutela antecipada. Em 29.01.09 foi apresentada petição da

Amapari requerendo imediato cumprimento da liminar deferida,

determinando-se expedição de ofício a Eletrobrás para que procedesse ao

enquadramento do CCC-ISOL. A Amapari passou a receber o subsídio a

partir de junho de 2009 e, em 02.07.09, foi apresentada petição da

Amapari defendendo (i) perda do interesse superveniente da presente

ação pelo reconhecimento de sua procedência por parte da ANEEL, que

em recente decisão de sua Diretoria havia autorizado o enquadramento

da usina termelétrica ou UTE no CCC-ISOL; e (ii) o descumprimento da

liminar decisão com relação ao período anterior. Em 15.07.09, foi

proferido despacho declarando revelia da ANEEL. Em 20.07.09, foi

protocolado pela Amapari requerimento de produção de prova contábil e

em 19.08.09 foi protocolada petição pela ANEEL informando que as

provas presentes são suficientes para solução da demanda e requerendo

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a reconsideração da decisão em que é declarada sua revelia. Em 27.08.09

foi protocolada petição pela Amapari reiterando o pedido de liberação da

garantia correspondente aos meses que não são mais objeto da lide e

requerendo expedição de ofício a Eletrobrás para que o enquadramento

da usina termelétrica ou UTE no mecanismo CCC-ISOL compreenda as

compras de combustíveis realizadas desde 11.11.08 e em 02.10.09 a

ANEEL apresentou petição afirmando que não concordava com o pedido

de liberação parcial da garantia. Em 22.10.09 a Amapari reiterou o pedido

de liberação da garantia e em 26.10.09 foi indeferido o pedido da

Amapari, que opôs então em 09.11.09 Embargos de Declaração. Em

01.03.10, proferida decisão rejeitando os Embargos de Declaração. Em

13.05.2010, proferida decisão do agravo de instrumento que concede a

antecipação da pretensão recursal, para liberar a Amapari da obrigação

de manter a garantia por ela oferecida em pleito originário. Em 28.05.10,

foi proferido despacho intimando as partes da decisão proferida pelo

Tribunal Regional Federal da 1ª Região, a qual liberou a Amapari de

manter a garantia. Em 01.07.10, foi juntada petição do Ministério Público

encaminhando cópias dos ofícios 392/PJSN/2008 e 144/PJSN/2010 e do

Termo de Parceria firmado em 2008 com a Amapari. Em 27.07.10, foi

juntado mandado cumprido, por meio do qual a Agência Nacional de

Energia Elétrica foi intimada a dar cumprimento à decisão judicial,

liberando a Amapari da obrigação de manter a garantia oferecida. Em

30.09.10, foi juntada petição da ANEEL explicando que a liberação

prescinde da ação da autarquia. Em 30.09.10, foi juntada petição da

ANEEL explicando que a liberação prescinde da ação da autarquia. Em

09.11.10, foi publicado despacho determinando que a parte autora se

manifestasse sobre a petição da ANEEL. Em 12.11.10, foi apresentada

petição pela Amapari, informando que estava ciente da manifestação da

ANEEL, bem como requerendo o prosseguimento do feito, com a

realização da perícia. Em 26.05.11, foi publicada decisão que indeferiu o

pedido de prova pericial formulado pela Amapari, sob o fundamento de

que inexistiria pedido de indenização na inicial. Em 31.05.11, foram

opostos embargos de declaração pela Amapari, apontando omissão na

decisão que indeferiu a perícia, por não ter atentado para o fato de que a

condenação da ANEEL em perdas e danos prescinde de pedido expresso

na inicial, tendo em vista se tratar de conversão da obrigação de fazer

relativa ao período em que a autarquia deixou de inscrever a usina

termelétrica – Serra do Navio na CCC-ISOL, apesar de decisão nesse

sentido. Em 08.08.11, os embargos de declaração foram rejeitados. Em

25.07.12, foi publicado despacho para que as partes apresentassem suas

razões finais. Em 09.11.12, os autos foram remetidos à conclusão com as

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razões finais de Amapari e Agência Nacional de Energia Elétrica. Em

06.09.13, foi publicada sentença que extinguiu o processo sem

julgamento do mérito. Em 13.09.13, opusemos Embargos de Declaração.

Em 29.11.13, foi publicada sentença que negou provimento ao recurso.

Em 13.12.2013, a Amapari interpôs apelação e, em 03.02.2014, a ANEEL

apresentou suas contrarrazões.

g. Chance de perda Possível



Em caso de perda do processo a Amapari teria que reduzir o saldo em

aberto (a receber) no montante de R$25 milhões, para resultado (perda).

Como a Amapari obteve o enquadramento ao mecanismo de

ressarcimento da CCC, o risco da ação contempla apenas o período entre

novembro de 2008 e maio de 2009.


houver provisão

Não se aplica, pois a Companhia não constitui provisão quando a chance

de perda é possível.

Ação Ordinária n° 2014.01.1.198113-2

a. Juízo 1ª Vara de Execução de Títulos Extrajudiciais do DF.



d. Partes do Processo Autor: Amapari Energia S.A.

Réu: Zamin Amapá Mineração Ltda.


envolvidos

Débitos decorrentes do contrato de fornecimento de energia celebrados

com a ré (período de 01/03/2014 à 21/11/2014), bem como a cobrança

da multa contratual. Valor aproximado: R$86.288.441,80.

f. Principais fatos A Amapari Energia propôs ação judicial com pedido de antecipação de

tutela em face da Zamin, na qual a Autora pleiteia a execução de débitos

decorrentes do contrato de fornecimento de energia com a ré (período de

01/03/2014 a 21/11/2014), bem como a cobrança da multa contratual.

Em virtude da incerteza em relação à força executiva dos documentos

que instruem a inicial, foi concedido prazo de 10 dias para emenda, sob

pena de indeferimento. Contra esta decisão, Amapari interpôs agravo de

instrumento, no qual o pedido liminar foi indeferido.




Não é possível auferir o impacto em caso de perda do processo.


houver provisão



Ação Ordinária n° 56457-18.2013.4.01.3400


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d. Partes do Processo Autor: Pecém II Geração de Energia S.A.

Réu: Agência Nacional de Energia Elétrica e Câmara de Comercialização

de Energia Elétrica


envolvidos

R$ 66.939.965,07. Declaração de operação comercial de Pecém II e

recebimento da receita fixa referente aos CCEARs firmados no leilão.

f. Principais fatos

No mesmo dia do ajuizamento, o juiz despachou determinando que só

apreciasse a liminar após manifestação da Agência Nacional de Energia

Elétrica. No próprio dia 02/10/13, a Agência Nacional de Energia Elétrica

foi citada. No dia 16/10/13, a Agência Nacional de Energia Elétrica

apresentou sua manifestação. No dia 21/10/13, foi proferida sentença

que deferiu em parte a tutela antecipada reconhecendo o direito da UTE

receber a receita fixa proveniente dos CCEARs somente a partir de agora.

Em 28.10.13, opusemos Embargos de Declaração com efeitos infringentes

para alteração da sentença por premissa equivocada. Em 11.11.13, foi

proferida decisão que rejeitou o nosso recurso. Em 11.12.13, a Agência

Nacional de Energia Elétrica protocolou sua contestação e nós

interpusemos agravo de instrumento. Em 17.01.2014, a CCEE protocolou

sua contestação. Em 18.02.2014, foi juntada uma carta precatória. Em

21.08.2014, os autos foram remetidos à PRF. Em 01.09.2014, os autos

retornaram da PRF com petição. Tanto a CCEE quanto ANEEL

concordaram que a controvérsia é apenas de direito e nenhuma

especificou provas. Sentença de procedência, publicada em 11.11.2014,

determinando que a ANEEL e CCEE passem a efetuar o pagamento das

receitas fixas previstas no CCEAR, em favor da parte autora, inclusive as

vencidas desde 01.07.2013, sem a contrapartida de adquirir lastro. Os

autos foram retirados pela PRF. Na 2ª instância, foram juntadas as

petições de perda superveniente do objeto nos dois agravos, o interposto

pela ANEEL e o interposto pela Companhia. Em 17.12.2014, foi interposta

apelação pela ANEEL.




Em caso de perda do processo Pecém II teria que reduzir o saldo em

aberto (a receber) no montante de R$ 66 milhões, para resultado

(perda).


houver provisão



Ação Ordinária n° 0000184-82.2014.4.01.3400



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d. Partes do Processo Autor: Porto do Pecém Geração de Energia S.A. e Itaqui Geração de

Energia S.A.



envolvidos

R$ 1.000.000,00. Para determinar que (i) a Agência Nacional de Energia

Elétrica se abstenha de calcular a indisponibilidade das usinas autoras

com base em horas; (ii) seja declarada a ilegalidade da forma de

contabilização da indisponibilidade das usinas autoras à base horária; e

(iii) seja a Agência Nacional de Energia Elétrica condenada a determinar o

cálculo das indisponibilidades com base na média dos últimos 60 meses,

inclusive de forma retroativa.

f. Principais fatos

Diante da não apreciação da liminar antes do dia 10.01.14 (data do

desconto do ADOMP pela CCEE), protocolamos, em 13.01.2014, petição

que demonstrava a continuação do periculum in mora. Após, foi proferido

despacho determinando a manifestação da Agência Nacional de Energia

Elétrica – ANEEL. Em 20.01.2014, a ANEEL protocolou sua manifestação

e, em 24.01.2014, a liminar foi deferida a nosso favor. Em 03.02.2014, a

CCEE emitiu um comunicado às distribuidoras de energia para que não

efetuassem o abatimento dos ressarcimentos calculados para as usinas

autoras enquanto não proceder aos ajustes operacionais devidos para o

cálculo com base nos últimos 60 meses. No dia 04.02.2014, a A ANEEL

fez carga dos autos. A ANEEL interpôs agravo de instrumento. Em

26.02.2014, o juiz da vara de origem proferiu sentença, na qual manteve

a sua decisão em favor de Itaqui e Porto do Pecém. Em 10.03.2014, a

ANEEL apresentou sua contestação e os autos foram remetidos à

conclusão. Em 13.03.2014, foi proferido despacho determinando a nossa

manifestação em réplica. Em 27.03.14, protocolamos a nossa réplica e os

autos foram remetidos à conclusão. Em 02.04.2014, o juiz despachou

determinando que as partes "especifiquem as provas". Em 08.04.2014,

protocolamos petição requerendo a realização de prova pericial

(engenharia) e documental. A ANEEL não indicou provas adicionais a

serem produzidas. Em 08.04.2014, protocolamos petição requerendo a

realização de prova pericial (engenharia) e documental. A ANEEL não

indicou provas adicionais a serem produzidas. Em 02.06.2014, foi

proferida decisão que indeferiu o nosso pedido de prova pericial. Após a

interposição, por Itaqui e Porto do Pecém de agravo retido contra essa

decisão, o juiz manteve o indeferimento da prova pericial. No agravo de

instrumento interposto pela ANEEL, os autos foram remetidos à

conclusão. No agravo retido interposto por Itaqui e Porto do Pecém, os

autos foram remetidos à Procuradoria da ANEEL para manifestação. Em

11.08.2014, foi proferida sentença que julgou a ação parcialmente

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procedente para determinar que seja aplicada a média móvel dos últimos

60 meses (indeferiu o efeito retroativo). Em 01.09.2014, interpusemos

apelação contra essa decisão e, na mesma data, os autos foram

remetidos à conclusão. Em 10.09.2014, os autos foram retirados pela

Procuradoria da ANEEL. Em 13.10.2014, a ANEEL apresentou

contrarrazões e razões de apelação. Em 13.11.2014, houve remessa dos

autos ao TRF1 por força das apelações de ambas as partes. Ambas as

apelações foram distribuídas por prevenção ao Des. Daniel Paes Ribeiro.




Valor constante da exposição das usinas sem a recontabilização feita pela

CCEE.


houver provisão



Ação Ordinária n° 0043145-38.2014.4.01.3400




d. Partes do Processo Autor: Pecém II Geração de Energia S.A / Parnaíba I Geração de Energia

S.A. / Parnaíba II Geração de Energia S.A.



envolvidos

R$ 1.000.000,00. Para determinar que (i) a Agência Nacional de Energia

Elétrica se abstenha de calcular a indisponibilidade das usinas autoras

com base em horas; (ii) seja declarada a ilegalidade da forma de

contabilização da indisponibilidade das usinas autoras à base horária; e

(iii) seja a Agência Nacional de Energia Elétrica condenada a determinar o

cálculo das indisponibilidades com base na média dos últimos 60 meses,

inclusive de forma retroativa.

f. Principais fatos

Em 03.07.2014, a juíza (Luciana Raquel Tolentino) concedeu prazo de 60

dias para ouvir a ANEEL. Em 07.07.2014, protocolamos pedido de

reconsideração para alterar o prazo de manifestação da ANEEL para 5

dias. A juíza negou a reconsideração e, em 08.07.2014, os autos foram

enviados à Procuradoria da ANEEL. Em 14.07.2014, interpusemos agravo

(abaixo) contra a decisão que determinou a oitiva da ANEEL em 60 dias.

Em 25.08.2014, houve juntada da contestação da ANEEL. Em

01.09.2014, os autos foram remetidos à conclusão. Em 09.09.2014, foi

proferida sentença que julgou procedente a demanda, bem como

concedeu a antecipação de tutela requerida pelas autoras. Em

03.10.2014, a ANEEL interpôs apelação. Em 03.12.14, foi deferido

despacho indeferindo expedição de ofício à CCEE. Nos autos do agravo de

instrumento interposto pelas Autoras, em 17.09.2014, foi publicada

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decisão que inadmitiu o agravo de instrumento (diante da sentença de 1ª

instância, essa decisão não afeta as partes autoras).




Valor constante da exposição das usinas sem a recontabilização feita pela

CCEE.


houver provisão



Ação de Cobrança n° 1077510-15.2013.8.26.0100

a. Juízo 3ª Vara Cível da Comarca de São Paulo-SP



d. Partes do Processo Autor: Tozzi do Brasil LTDA.

Réu: Porto do Pecém Geração de Energia S.A. e MABE Construção e

Administração de Projetos LTDA.


envolvidos

R$ 18.440.394,29

f. Principais fatos

A Porto do Pecém foi citada em 27.12.2013 e a MABE foi citada em

01.04.2014. Em 26.06.2014, Porto do Pecém e MABE protocolaram suas

defesas.




Valor constante do ítem “e”.


houver provisão



Ação de Ordinária n° 1078755-27.2014.8.26.0100




d. Partes do Processo Autor: Montcalm

Réu: Porto do Pecém Geração de Energia S.A. / MABE Construção e

Administração de Projetos LTDA. / Eneva S.A / EDP

e. Valores, bens ou

direitos envolvidos

R$ 41.781.720,59

f. Principais fatos

Em 20.08.2014 a ação foi distribuída por dependência. Em

22.08.2014, foi proferida decisão que determinou à Montcalm a

regulamentação da documentação juntada com a petição inicial, o

que foi feito em 29.08.2014. Em 22.09.2014, a MABE apresentou

manifestação sobre o pedido de antecipação de tutela. Em

30.09.2014, foi proferida decisão que indeferiu a liminar requerida.

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houver provisão

Não se aplica, pois a Companhia não constitui provisão quando a

chance de perda é possível.





d. Partes do Processo Autor: Montcalm

Réu: Pecém II Geração de Energia S.A. / MABE Construção e

Administração de Projetos LTDA. / Eneva S.A / EDP


envolvidos

R$ 19.212.980,19

f. Principais fatos

Em 03.11.2014, o juiz determinou a redistribuição do processo, uma vez

que ele discute contrato diverso daquele discutido nos autos que

ensejaram a prevenção. Em 12.12.2014, o processo foi redistribuído para

a 20ª VC.






houver provisão




a. Juízo 39ª Vara Cível da Comarca do Rio de Janeiro/RJ



d. Partes do Processo Autor: Parnaíba Gás Natural

Réu: Parnaíba I Geração de Energia S.A.


envolvidos

R$ 50.000.000,00

f. Principais fatos

Em 01.07.2014, foi proferida decisão que negou a tutela antecipada

requerida pela autora. Em 25.07.2014, a Parnaíba I apresentou sua

contestação. Em 26.11.14 a autora apresentou sua réplica. Em

15.12.2014, autora e Parnaíba I protocolaram suas respectivas petições

quanto às provas que pretendem produzir (a autora reafirmou seus

argumentos, sendo desnecessária a dilação probatória e Parnaíba I

requereu prova pericial contábil, oral e documental suplementar). Em

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03.02.2015, apresentamos ao Juízo os esclarecimentos sobre as provas

por nós solicitadas (perícia contábil e prova oral). Prova pericial deferida.






houver provisão



Ação de Reintegração de Posse n° 0002971-03.2014.8.19.0053

a. Juízo 2ª Vara Cível da Comarca de São João da Barra/RJ



d. Partes do Processo Autor: Eneva S.A / UTE Porto do Açu

Réu: Prumo Logística / LLX Açu Operações


envolvidos

R$ 1.000.000,00. Reintegração de posse referente ao terreno locado no

Açu - Fazenda Saco D´Antas, ajuizada com o objetivo de reintegrar as

autoras na posse do imóvel do qual são locatárias, frente ao esbulho

praticado pela Prumo Logística, que as impede de ingressar no Complexo

“Porto do Açu”.

f. Principais fatos

Em 10.11.14, o pedido de liminar foi indeferido ao argumento de que ' a

parte autora pretende travestir de questão possessória verdadeira

demanda contratual; Em 24.11.2014, a ré apresentou contestação. Em

25.11.14 Prumo Logística impugnou o valor da causa e apresentou

contestação. Em 02.02.2015, as autoras apresentaram réplica.






houver provisão




a. Juízo 21ª Vara Cível da Comarca de São João da Barra/RJ



d. Partes do Processo Autor: Eneva S.A / UTE Porto do Açu

Réu: Prumo Logística / LLX Açu Operações


envolvidos

R$ 3.879.675,24. Ação de revisão do contrato de locação ao terreno

locado no Açu visando a declaração de ilegalidade da resilição do

contratual combinada com a consignação em pagamento dos valores de

aluguel do terreno.

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f. Principais fatos

Em 19.12.14, foi proferida decisão reconhecendo a conexão entre a ação

ordinária e a ação de reintegração de posse em curso perante a 2ª Vara

de São João da Barra e determinando a remessa dos autos. Contra essa

decisão, as autoras interpuseram agravo de instrumento, ao qual foi

atribuído efeito suspensivo.






houver provisão



Procedimento arbitral nº 22/2014

a. Juízo Câmara FGV de Conciliação e Arbitragem - RJ



d. Partes do Processo Autor: Eneva Comercializadora de Energia Ltda.

Réu: COPEN


envolvidos

R$ 17.000.000,00

Arbitragem para resolução de litígio referente ao contrato de compra e

venda de energia celebrado entre a Comercializadora e a COPEN (tutela

antecipada para registro dos contratos, declaração da inexistência de

força maior e condenação por todos os prejuízos financeiros).

f. Principais fatos

Em 08.08.2014, os coárbitros foram confirmados. Em 12.08.2014, o

presidente foi confirrmado. Em 18.08.2014, o Tribunal Arbitral foi

constituído. Em 25.08.2014, encaminhamos o pedido cautelar ao Tribunal

Arbitral. Em 11.10.2014, foi proferida decisão que concedeu a tutela

antecipada requerida pela Eneva Com. Em 23.10.2014, o Tribunal Arbitral

suspendeu os efeitos financeiros da tutela de urgência concedida. Em

19.12.2014, o Tribunal Arbitral negou o pedido da COPEN para

substituição dos 3 árbitros. Após a recusa da CCEE em cumprir a decisão

de não impor à Eneva a obrigação de aporte da garantia financeira de

R$13 milhões, protocolamos, em 08.01.2015, petição no Tribunal Arbitral

requerendo o cumprimento da decisão. Após o ajuizamento de medida

cautelar incidental na arbitragem pela COPEN, o Tribunal indeferiu o seu

pedido.






houver provisão



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d. Partes do Processo Autor: Parnaíba Gás Natural

Réu: Parnaíba III Geração de Energia S.A.


envolvidos

R$ 17.000.000,00

Arbitragem para execução da cláusula contratual que prevê a

apresentação de garantia no caso de alteração no controle.

Subsidiariamente, requer-se a rescisão contratual.

f. Principais fatos

Em 15.09.2014, a Parnaíba Gás Natural apresentou seu requerimento de

arbitragem. Em 25.09.2014, a Parnaíba III apresentou resposta. Em

31.10.2014 foi constituído o Tribunal Arbitral. Em 04.12.2014, a Parnaíba

Gás Natural apresentou suas alegações iniciais. Em 19.12.2014, a

Parnaíba III apresentou sua resposta às alegações iniciais da Parnaíba

Gás Natural. Em 21.01.2015, a Parnaíba Gás Natural apresentou sua

réplica com parecer do Fabio Ulhôa Coelho. Em 02.02.2015, o Tribunal

Arbitral indeferiu o pedido de antecipação de tutela requerido pela

Parnaíba Gás Natural. Em 27.02.2015, foi proferida decisão que deferiu a

prova oral e a apresentação de expert witness. O rol deverá ser

apresentado até 13.03. O pedido de prova pericial só será analisado

depois da audiência. Audiência ocorrida em 13.05.2015.






houver provisão







d. Partes do Processo Autor: Parnaíba III Geração de Energia S.A.

Réu: Parnaíba Gás Natural


envolvidos

R$ 10.000.000,00

Arbitragem para assegurar à Parnaíba III a justa indenização pelas perdas

e danos decorrentes dos inadimplementos da Parnaíba Gás Natural que

não vem conseguindo entregar em plena conformidade o gás natural

necessário à operação da usina.

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f. Principais fatos

Apresentamos requerimento de arbitragem em 10.12.14. Aguarda-se a

manifestação da Parnaíba Gás Natural quanto ao requerimento de

arbitragem. O tribunal ainda não está formado. Em 31.03.2015, foi

assinado o Termo de Arbitragem. Nossas alegações iniciais foram

apresentadas em 15.05.2015.






houver provisão



Ambiental

Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia e suas controladas eram parte em 13 processos judiciais

relacionados a aspectos ambientais. Nesses casos, não há como mensurar o real impacto, em caso de

perda, na situação financeira e patrimonial da Companhia, na medida em que os referidos processos

envolvem, em sua grande maioria, questionamentos a respeito das licenças ambientais concedidas em

favor das usinas termoelétricas Itaqui e Pecém. Em todos os processos a classificação de perda varia entre

possível e remota, razão pela qual os respectivos valores não estão provisionados.

Ainda, somos parte em inquéritos civis que visam a investigar supostas irregularidades no processo de

licenciamento de nossas atividades. Com base nas informações produzidas no curso de um inquérito civil,

os quais não têm valor atribuído, se aplicável, o Ministério Público poderá propor a celebração de Termo de

Ajustamento de Conduta, envolvendo obrigações ambientais, bem como a proposição de Ação Civil Pública

visando à reparação de eventual dano ou regularização do processo ambiental, por exemplo, os quais

poderão envolver valores significativos.

Ação Civil Pública nº 334-10.2008.8.06.0164/0

a. Juízo Vara Única da Comarca de São Gonçalo do Amarante - Ceará

b. Instância 1ª Instância


d. Partes do Processo Autor: Defensoria Pública do Estado do Ceará

Réus: ENEVA S.A, Pecém II e Superintendência Estadual do Meio

Ambiente – SEMACE


envolvidos

Licenças Ambientais concedidas para a Energia Pecém

f. Principais fatos Ação civil pública onde se requer a anulação das licenças ambientais

concedidas para a Energia Pecém. Protocoladas contestação e

impugnação ao valor da causa, pela ENEVA, em 04.06.08. Proferida

decisão, em 04.03.09, acolhendo referida impugnação para alterar o

valor atribuído à causa para R$2.000.000,00. Da referida decisão, foram

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interpostos agravos de instrumento pela ENEVA e pela Defensoria Pública

do Estado do Ceará, os quais ainda aguardam julgamento. Nos autos da

ação principal, a ENEVA protocolou petição, em 12.06.09, requerendo a

remessa dos autos para a Justiça Federal para processamento e

julgamento da presente lide, oportunidade na qual seria analisada

também a conexão com a ação civil pública federal nº

2008.81.00.012450-9. Aguarda-se decisão acerca da competência para

processamento e julgamento da ação e a respeito do pedido de

julgamento antecipado da lide formulado pela Defensoria Pública do

Estado do Ceará. Em 07.05.12, foi proferida decisão determinando a

remessa dos autos à 4ª Vara da Justiça Federal para que se manifeste

sobre a competência para o julgamento do feito. Em 25.09.12, o juiz da

4ª Vara Federal proferiu decisão, na qual julgou prejudicado o pedido e

determinou a baixa dos autos e devolução à Justiça Estadual. Recebidos

os autos pela comarca de São Gonçalo do Amarante, foram requisitadas

informações ao IBAMA, sendo os autos remetidos à procuradoria da

instituição aos 01.10.2013. Devolvidos os autos ao foro, o processo foi

levado concluso para decisão aos 18.10.2013, movimentação que

permanece até a presente data.




Não há como mensurar o real impacto, em caso de perda, na situação

financeira e patrimonial da Companhia, tendo em vista que não foi

estipulado um valor à causa.


houver provisão



Ação Civil Pública n° 00169183820094058100 (Apenso à ACP 0002218-23.2010.4.05.8100)

a. Juízo 10ª Vara Federal do Ceará



d. Partes do Processo Autor: Ministério Público Federal

Réus: Estado do Ceará, Superintendência Estadual do Meio Ambiente –

SEMACE, Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais

Renováveis – IBAMA, Companhia Siderúrgica do Pecém – CSP, Porto do

Pecém Geração de Energia S.A. e Pecém II Geração de Energia S.A.


envolvidos

Terreno onde se encontram os empreendimentos Pecém I e II, bem

como as licenças ambientais destes.

f. Principais fatos Ação civil pública com pedido liminar com o intuito de assegurar a

delimitação da Terra Indígena Anacé na área do Complexo Industrial e

Portuário do Pecém – CIPP.

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Apresentada manifestação prévia por Porto do Pecém e Pecém II, em

11.01.2010. Indeferido o pedido liminar, em 25.01.2010. Contra a

referida decisão, o Ministério Público Federal interpôs agravo de

instrumento em 02.02.2010, o qual teve seu provimento negado em

07.12.2010. Nos autos principais, em 25.02.2010, houve juntada da

contestação das empresas Porto do Pecém e Pecém II. Em 02.09.2010,

foi proferida decisão deferindo o pedido do Ministério Público Federal

para suspensão do feito por 180 dias. Porto do Pecém e Pecém II

interpuseram agravo retido. Em 20.05.11, os autos foram apensados aos

da Ação Civil Pública nº 0002218-23.2010.4.05.8100. Em 20.07.11, foi

proferido despacho determinando expedição de ofício à Fundação

Nacional do Índio para informação sobre a existência da etnia Anacé na

área do Complexo. Conforme informação prestada pela Fundação

Nacional do Índio de que ainda não concluiu as medidas necessárias para

tal verificação, em 11.04.12, foi proferido despacho determinando a

suspensão do processo por 90 dias. Em 31.08.12, foi proferido despacho

determinando nova expedição de ofício à Fundação Nacional do Índio

para informação sobre a existência da etnia Anacé na área do Complexo.

Em 09.01.13, foi novamente publicado o despacho que determinou a

suspensão do processo por 90 dias. Em resposta aos Ofícios, o Diretor

de Proteção Ambiental (Aluísio Ladeira) informou que sobre análise do

relatório de identificação e delimitação da Terra Indígena Tapeba (

despacho publicado em 30.10.13 no DOE). Ainda, informou a Funai que

a publicação do relatório circunstanciado da Terra Indígena Anacé está

prevista para 2014.

g. Chance de perda Possível.



Perda da posse do terreno em questão e paralisação das obras.


houver provisão



Ação Civil Pública n° 0002218-23.2010.4.05.8100 (Apenso à ACP 2009.81.00.016918-2)





Réu: Superintendência Estadual do Meio Ambiente – SEMACE, Estado do

Ceará, Porto do Pecém Geração de Energia S.A., Pecém II Geração de

Energia S.A., Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos

Naturais Renováveis – IBAMA e União Federal

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envolvidos

Terreno onde se encontram os empreendimentos Pecém I e II, bem

como as licenças ambientais destes.

f. Principais fatos Ação civil pública com pedido liminar com o intuito de assegurar a

delimitação da Terra Indígena Anacé na área do Complexo Industrial e

Portuário do Pecém – CIPP.

Apresentada manifestação prévia, em 26.02.2010, por Porto do Pecém

Geração de Energia S.A. e Pecém II Geração de Energia S.A. Indeferidos

os pedidos liminares, em 07.04.2010. Expedido ofício à Fundação

Nacional do Índio – FUNAI, em 28.04.2010, para que adote as medidas

necessárias à identificação da etnia indígena. Autos suspensos por 90

dias, eis que foi proferido despacho determinando expedição de ofício à

Fundação Nacional do Índio para informação sobre a existência da etnia

Anacé na área do Complexo. Conforme informação prestada pela

Fundação Nacional do Índio de que ainda não concluiu as medidas

necessárias para tal verificação, em 11.04.12, foi proferido despacho

determinando a suspensão do processo por 90 dias. Em 31.08.12, foi

proferido despacho determinando nova expedição de ofício à Fundação

Nacional do Índio para informação sobre a existência da etnia Anacé na

área do Complexo. Em 09.01.13, foi novamente publicado o despacho

que determinou a suspensão do processo por 90 dias. Em 17.12.12, os

autos foram remetidos à conclusão.








houver provisão



Ação Cautelar n° 2009.81.00.006337-9





Réu: Estado do Ceará, Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos

Recursos Naturais Renováveis – IBAMA, Superintendência Estadual do

Meio Ambiente – SEMACE e Porto do Pecém Geração de Energia S.A.


envolvidos

Licenças ambientais concedidas a Porto do Pecém Geração de Energia

S.A. para instalação de usina termelétrica em área localizada no

Complexo Industrial e Portuário do Pecém – CIPP.

f. Principais fatos Medida Cautelar Incidental com pedido de liminar (distribuída por

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dependência à Ação Civil Pública n° 2008.81.00.012450-9) na qual se

requer (i) a paralisação das obras de instalação da Termelétrica; (ii) que

a Superintendência Estadual do Meio Ambiente – SEMACE se abstenha

de emitir qualquer renovação das licenças já concedidas ou qualquer

nova licença ambiental para o empreendimento em questão, até que as

falhas e omissões apontadas pelo Ministério Público Federal sejam

supridas.

Apresentada defesa prévia e contestação pela Porto do Pecém, em

06.05.2008 e 07.10.2009, respectivamente. Indeferidos os pedidos

liminares, em 16.03.2010. Contra a referida decisão, o Ministério Público

Federal apresentou agravo de instrumento, em 13.04.2010, com pedido

de efeito suspensivo, o qual foi indeferido por decisão publicada no dia

30.04.2010. Em 29.09.10, o recurso foi desprovido. Nos autos principais,

foi apresentada réplica em 14.04.11. Em 11.05.11, foi proferida

sentença julgando o pedido improcedente. Em 28.09.11, o Ministério

Público Federal interpôs apelação contra referida decisão. Foram

juntadas as contrarrazões da Porto do Pecém e Instituto Brasileiro do

Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA e

Superintendência Estadual do Meio Ambiente – SEMACE. Em 27.03.12,

os autos retornaram do Ministério Público Federal com petição. Em

27.08.12, os autos foram remetidos ao Tribunal Regional Federal 5ª

Região com as contrarrazões à apelação. Em 11.12.12, houve remessa à

conclusão com o parecer do Ministério Público Federal. Em 01.07.2014, a

apelação foi julgada improcedente. Baixa definitiva na justiça estadual

em 05.09.2014.








houver provisão



Ação Civil Pública n° 15.542/2007

a. Juízo 1ª Vara de Fazenda Pública de São Luís/Maranhão



d. Partes do Processo Autor: Ministério Público Estadual do Maranhão

Réu: Itaqui Geração de Energia S.A., Estado do Maranhão e EDP –

Energias do Brasil S.A.


envolvidos

Licença prévia da Itaqui concedida pela Secretaria do Meio Ambiente e

dos Recursos Naturais do Maranhão - SEMA

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f. Principais fatos

Ação civil pública que requer a nulidade da licença prévia por ausência de

apresentação do Estudo de Impacto Ambiental e seu respectivo Relatório

de Impacto Ambiental – EIA-RIMA.

Protocoladas contestações, pela Itaqui e pela EDP, em 01.02.08 e

26.05.09, respectivamente. Em 03.08.09, foi protocolada réplica pelo

MPE. Em 24.05.10, a Itaqui protocolou petição requerendo que o

processo fosse extinto sem julgamento do mérito. Em 07.04.11, a EDP

apresentou petição requerendo sua exclusão do polo passivo da

demanda. Em 20.09.11, foi proferida decisão que determinou o

apensamento desta ação com a Ação Civil Pública nº 26.458/2007 e

designou data para a audiência de instrução e julgamento. Em 13.01.12,

protocolamos embargos de declaração. Em 08.02.12, após a petição

requerendo adiamento, a audiência foi suspensa e foi concedido prazo

sucessivo de 10 dias para cada parte se manifestar acerca de questões

preliminares. Aos 11.04.2012, o processo foi remetido à conclusão com

os nossos embargos declaratórios. Em 12.11.2012 foi proferido despacho

para designar audiência, que, em virtude de suspensão de expediente

forense não ocorreu. A redesignação da audiência não havia ocorrido até

22.04.2013. Em 18.07.2013, a juíza determinou a remessa dos autos

(inclusive apensados) à nova Vara de Direitos Difusos e Coletivos, recém

implantada, determinando, portanto, a sua baixa na 1ª Vara de Fazenda

Pública. Designada audiência de instrução e julgamento para o dia

25.09.2014, a qual foi redesignada para o dia 20.11.2014, na qual a

tentativa de conciliação foi frustrada as partes apresentaram as suas

alegações finais. Os autos encontram-se, agora, conclusos para sentença.




Não há impacto, tendo em vista que o licenciamento foi transferido para o

Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis

– IBAMA e foram expedidas novas licenças prévias e de instalação.


houver provisão



Ação Civil Pública n° 26.458/2007

a. Juízo 1ª Vara de Fazenda Pública de São Luís/Maranhão



d. Partes do Processo Autor: Ministério Público Estadual do Maranhão

Réus: Itaqui Geração de Energia S.A. e Município de São Luís


envolvidos

Certidão de uso e ocupação do solo da Itaqui

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f. Principais fatos

Ação Civil Pública na qual se requer a suspensão dos efeitos do Decreto

Municipal nº 32.439/2007, que admite a possibilidade de instalação da

UTE no Distrito Industrial de São Luis, bem como da certidão de uso e

ocupação do solo. Apresentadas contestações, pela Itaqui e pelo

Município de São Luís, em 04.06.08 e 05.08.09, respectivamente.

Em 20.09.11, foi proferida decisão que determinou o apensamento desta

ação com a Ação Civil Pública nº 26.458/2007 e designou data para a

audiência de instrução e julgamento. Em 13.01.12, protocolamos

embargos de declaração. Em 08.02.12, após a petição requerendo

adiamento, a audiência foi suspensa e foi concedido prazo sucessivo de

10 dias para cada parte se manifestar acerca de questões preliminares.

Aos 11.04.2012, o processo foi remetido à conclusão com os nossos

embargos declaratórios. Em 23.04.12, foi proferida decisão que indeferiu

os nossos embargos declaratórios e designou audiência de instrução e

julgamento para o dia 27 de junho de 2012. A audiência não ocorreu em

virtude de suspensão de expediente forense e sua redesignação da

audiência não havia ocorrido até 22.04.2013. Ainda, em 15.04.2013 foi

juntada carta precatória e os autos foram para conclusão para despacho.

Em 18.07.2013, a juíza determinou a remessa dos autos (inclusive

apensados) à nova Vara de Direitos Difusos e Coletivos, recém

implantada, determinando, portanto, a sua baixa na 1ª Vara de Fazenda

Pública. Designada audiência de instrução e julgamento para o dia

25.09.2014, a qual foi redesignada para o dia 20.11.2014, na qual a

tentativa de conciliação foi frustrada as partes apresentaram as suas

alegações finais. Os autos encontram-se, agora, conclusos para sentença.








houver provisão



Ação Civil Pública n° 2008.37.00.003564-6 (0003446-23.2008.4.01.3700)

a. Juízo 6ª Vara Federal do Maranhão



d. Partes do Processo Autor: Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais

Renováveis – IBAMA, Ministério Público Estadual do Maranhão e Ministério

Público Federal

Réus: Estado do Maranhão e Itaqui Geração de Energia S.A.

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envolvidos

Licenciamento da Itaqui

f. Principais fatos

Ação Civil Pública com pedido liminar na qual se requer a nulidade de

todos os atos administrativos praticados pelo órgão ambiental estadual

com relação ao processo de licenciamento ambiental da Itaqui, bem como

o deslocamento do licenciamento para o IBAMA.

Deferido parcialmente o pedido liminar, em 26.05.08, para determinar a

suspensão das obras da UTE até que seja decidida a questão da

competência para o licenciamento. Interposto agravo de instrumento pela

Itaqui, em 27.05.08. Proferida decisão, em 03.06.08, a qual determinou

que os estudos e processos de licenciamento da UTE, em trâmite perante

a Secretaria Estadual do Meio Ambiente - SEMA, sejam avaliados pelo


– IBAMA, para análise de possível aproveitamento e continuidade do

licenciamento. Em 06.05.09, foi apresentada petição pela Itaqui

requerendo a extinção da ação. O processo foi redistribuído para a 8ª

Vara Federal. Em 20.04.12, foi proferida sentença com exame de mérito

julgando o pedido autoral procedente, na qual além de declarar nulos os

atos praticados a título de licenciamento ambiental junto à Secretaria

Estadual do Meio Ambiente - SEMA, ainda condenou a Itaqui em

obrigação de fazer consistente na submissão do pedido de licenciamento

ambiental ao IBAMA, e a pagar honorários advocatícios, arbitrados

exclusivamente em favor do IBAMA, no valor de R$ 100.000,00. Em

07.05.12, opusemos Embargos de Declaração. Autos remetidos à

conclusão. Em 11.10.12, os embargos de Declaração opostos pela Itaqui

foram rejeitados. Em 19.11.12 e 11.12.12, a Itaqui e o Estado do

Maranhão interpuseram recurso de Apelação, respectivamente. Em

24.07.2013, foi determinada vista dos autos ao MPF para apresentação de

contrarrazões. Em 06.08.2013, os autos foram devolvidos. Em

14.11.2013, foi publicada decisão que recebeu a apelação de Itaqui e do

Estado do Maranhão apenas no seu efeito devolutivo, exceto em relação

ao pagamento dos honorários de sucumbência.

g. Chance de perda Possível. Vale destacar que o objeto da ação se limita ao deslocamento da

competência para conduzir o licenciamento do órgão estadual para o

federal. A companhia voluntariamente reiniciou o licenciamento ambiental

do empreendimento junto ao órgão federal e obteve todas as licenças

(Licença Prévia, Licença de Instalação e Licença Operacional) perante o

mesmo. Nesse contexto, a Companhia entende que a presente ação

perdeu o seu objeto, razão pela qual não deve ser classificada como

perda provável.

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Não se aplica, eis que o processo de licenciamento foi transferido para o


– IBAMA, que emitiu novas licenças prévia e de instalação.


houver provisão



Ação Civil Pública n° 18069-24.2010.4.01.3700





Réus: Itaqui Geração de Energia S.A. e Instituto Brasileiro do Meio

Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA


envolvidos

Licenciamento ambiental da Itaqui

f. Principais fatos

Ação Civil Pública com pedido liminar na qual o Ministério Público Federal

requer a declaração de nulidade das licenças emitidas pelo Instituto

Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA,

que autorizaram a instalação da Itaqui. A Itaqui apresentou sua

manifestação prévia em 29.07.2010. Aos 16.11.2010, houve decisão

indeferindo o pedido liminar. A Itaqui apresentou sua contestação em

07.01.11. Em 28.04.11, foi apresentada réplica pelo Ministério Público

Federal. Em 26.05.11, os autos foram devolvidos pela Advocacia Geral da

União. Em 23.02.12, foi proferida decisão, na qual determinou-se a

realização de perícia técnica, intimação do Instituto Brasileiro do Meio

Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA para que, no

prazo de 10 dias, preste informações a respeito do atendimento ou não

das condicionantes presentes nas licenças de instalação, intimação do


– IBAMA e da Itaqui para que, no prazo de 30 dias, preste informações

sobre a implantação da estação de monitoramento João Paulo e

prognóstico de operacionalização e, depois de produzida prova pericial,

determina a realização de audiência pública no auditório da seção

judiciária voltada à oitiva de pessoas com experiência e autoridade na

matéria, inclusive técnicos das partes. No dia 16.05.12, houve intimação

da perita Andreia Pereira Amorim da decisão proferida que deferiu a

realização de prova técnica e carga dos autos para a perita. Em 08.10.12,

a Itaqui opôs Embargos de Declaração contra referida decisão para

entender que a prova pericial não foi requerida pelo Ministério Público

Federal e para que o Juiz explique sua motivação para a inversão do ônus

da prova. Em 11.04.2013 foram apresentadas Contrarrazões aos

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Embargos de Declaração e foi devolvido o ofício de intimação expedido

para a perita Andreia Pereira Amorim com a finalidade cumprida. Em

19.04.2013 os autos foram conclusos para decisão. Em 20.09.2013, os

nossos Embargos de Declaração foram rejeitados. Em 27.09.2013, a

decisão foi publicada e a petição da perita foi juntada. Em 10.10.2013,

Itaqui interpôs agravo de instrumento. Em 08.11.2013, foi expedida

notificação para a perita apresentar petição com proposta de honorários.

Proposta apresentada em 06.08.2014. Despacho determinando o

cumprimento da decisão anterior proferido em 15.08.2014. É aguardada

a realização de perícia, requerida para verificar a conformidade ou não do

processo administrativo que concedeu as licenças ambientais. Em

19.11.2014, foi proferido despacho abrindo prazos subsequentes à perita,

para se manifestar acerca de seus honorários e posteriormente, às partes

para se manifestarem sobre a proposta.





financeira e patrimonial da Companhia, tendo em vista a natureza da

causa.


houver provisão



Ação Popular n° 2009.37.00.006877-1 (6730-05.2009.4.01.3700)




d. Partes do Processo Autor: Pedro Leonel Pinto de Carvalho

Réus: União Federal, Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos

Naturais Renováveis – IBAMA, Município de São Luis, Estado do

maranhão, Itaqui Geração de Energia S.A. e ENEVA S.A.


envolvidos

Licenciamento ambiental da Itaqui

f. Principais fatos

Ação Popular com pedido de liminar, na qual se requer a nulidade do

processo de licenciamento ambiental da Itaqui, deslocamento de

competência para o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos

Naturais Renováveis – IBAMA e anulação da autorização para ocupação

do solo urbano concedida pela Secretaria Municipal de Urbanismo e

Habitação do Município de São Luis. Em 30.09.09, o juiz determinou que

os órgão públicos envolvidos se manifestassem sobre o pedido liminar, o

que foi feito pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos

Naturais Renováveis – IBAMA e a União em 13.10.09. Em 26.11.09, a

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Itaqui apresentou manifestação prévia sobre o pedido liminar. O pedido

liminar foi parcialmente deferido, sendo interposto agravo de

instrumento, em 26.04.11 pela Itaqui. O efeito suspensivo da decisão foi

concedido em 30.04.10. Nos autos principais, a e a ENEVA apresentaram

contestação, em 22.06.10 e o Município de São Luis, em 09.06.10. Em

25.11.2013, foi publicada sentença que extinguiu a ação sem resolução

do mérito. O autor opôs embargos de declaração. Em 31.03.2014, foi

publicado despacho que determina a manifestação das rés a respeito dos

embargos do autor. Em 11.04.2014, Itaqui protocolou sua manifestação

aos embargos do autor.




Não se aplica, eis que o processo de licenciamento foi transferido para o


– IBAMA, que emitiu novas licenças prévia e de instalação.


houver provisão


de perda é remota.

Ação Civil de Improbidade n° 58.727/2013

a. Juízo Vara de Interesses Difusos e Coletivos do Maranhão



d. Partes do Processo Autor: Ministério Público Estadual

Réus: ITAQUI / Carlos Tadeu D Aguiar Palácio / Paulo Helder Guimarães

de Oliveira


envolvidos

Emissão da certidão de uso do solo da UTE Porto do Itaqui

f. Principais fatos Ação Civil de Improbidade por supostos atos de improbidade cometidos

no processo de emissão da certidão de uso e ocupação do solo de Itaqui.

Em 06.03.2014, Itaqui protocolou sua defesa prévia. Autos remetidos à

conclusão. Em 02.04.2014, o réu José Pereira de Alencar apresentou sua

resposta a qual foi juntada ao processo somente em 09.04.2014. Em

07.05.2014, foi publicada sentença que recebeu a presente ação e

determinou a citação dos réus para se manifestarem. Em 21.05.2014,

Itaqui foi regularmente citada, apresentando sua defesa em 13.06.2014.






causa.


houver provisão


de perda é possível

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Ação Civil de Improbidade n° 58.934/2013

a. Juízo Vara de Interesses Difusos e Coletivos do Maranhão



d. Partes do Processo Autor: Ministério Público Estadual

Réus: ITAQUI / Antonio Carlos Coelho Jr / Giseli Zamberlan / Joseildes de

Sousa / José Pereira de Alencar / Othelino Nova Alves


envolvidos

Licença prévia da UTE Porto do Itaqui.

f. Principais fatos Ação Civil de Improbidade por supostos atos de improbidade cometidos

no processo de concessão da licença prévia de Itaqui. Em 26.02.2014,

Itaqui protocolou sua defesa prévia. Aguarda-se a citação formal de

Itaqui. Em 02.04.2014 o RÉU/AUTOR José Pereira de Alencar apresentou

defesa. Em 21.08.2014, foi certificada a expedição de carta precatória

para notificar Antonio Carlos Coelho Junior e Giseli Zamberlan de

Alcântara, para serem cumpridas nas comarcas de Lodrina, no Paraná, e

São Paulo, em São Paulo, respectivamente.






causa.


houver provisão



Medida Cautelar Preparatória n° 0000279-66.2014.4.05.8100

a. Juízo 8ª Vara Federal da Seção Judicial do Maranhão




Réus: Porto Do Pecém Geração de Energia S.A. / Pecém II Geração de

Energia S.A. / Semace / Estado do Ceará / BNDES


envolvidos

(i) Pecém I e II :Suspensão por 120 dias de qualquer atividade de

descarregamento pela Correia Transportadora; (ii) Estado do Ceará e

Seinfra: suspensão da instalação de novas correias transportadoras até

que seja comprovado, por meio de perícia, que os requisitos técnicos para

controle dos danos ambientais são atingidos; (iii) BNDES: suspensão de

qualquer repasse de recursos para aquisição de novas correias; e (iv)

SEMACE: suspensão dos efeitos da LO da Correia de Pecém por 120 dias,

bem como todos os procedimentos de licenciamento ambiental de novas

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correias.

f. Principais fatos Proferida sentença que declarou a ilegitimidade ativa do MPF para ajuizar

a ação e incompetência absoluta da justiça federal para julgar a demanda

e, após, determinou a remessa dos autos à justiça estadual. Em

07.03.2014 e 11.03.2014, o MPF (omissão da decisão quanto a presença

do BNDES e competência da JF) e o BNDES (para declarar a JF

competente para julgar a causa e reconhecer a sua ilegitimidade passiva)

opuseram embargos de declaração, respectivamente. Em 01.04.2014, foi

proferido despacho que recebeu os embargos de declaração e determinou

a intimação dos embargados. Em 05.05.2014, foram protocoladas as

manifestações aos embargos de declaração do MPF e BNDES.






causa.


houver provisão



Ação Civil Pública nº 0015129-13.2015.4.01.3700

a. Juízo. Juízo 8ª Vara Federal da Seção Judicial do Maranhão Interesses Difusos e

Colaranhã



d. Partes do Processo Autor: Ministério Público Federal e Ministério Público Estadual

Réus: Eneva (Parnaíba) / Estado do Maranhão / ANEEL


envolvidos

Realocação imediata dos moradores da demanda em razão dos impactos

ambientais e sociais causados pelo Complexo Parnaíba. Requerem

também a inclusão de novas famílias no programa, a conclusão do

reassentamento em 180 dias e a suspensão das licenças ambientais e dos

contratos de energia em caso de descumprimento de tais pedidos.

f. Principais fatos Em 14.04.2015, apresentamos nossa manifestação contra a liminar. Em

11.05.2015, apresentamos a nossa contestação.






causa.


houver provisão



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Trabalhista

Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia e suas controladas eram parte em 121 processos trabalhistas

judiciais e 28 processos administrativos. O valor total envolvido nos processos cíveis judiciais somam

aproximadamente R$5 milhões e, dentre os 121 processos trabalhistas judiciais, a Companhia e suas

controladas não figuram no polo ativo em nenhum deles. Não há valores envolvidos nos processos

trabalhistas administrativos. Em todos os processos a classificação de perda varia entre possível e remota,

razão pela qual os respectivos valores não estão provisionados. Os objetos dos referidos processos

envolvem, em sua grande maioria, pedidos de adicional de periculosidade, horas-extras, verbas rescisórias

e multa do artigo 477 da Consolidação das Leis Trabalhistas.

Os objetos dos processos trabalhistas administrativos são, em sua maioria, condições irregulares de

trabalho em obra, trabalho em feriados e regularidade de documentos trabalhistas. Não há valores

envolvidos nos processos trabalhistas administrativos. A classificação de perda é possível para todos os

processos, de acordo com a avaliação dos nossos advogados responsáveis pela condução de tais processos.

Dentre as ações trabalhistas em que a Companhia e suas controladas são parte, que não estão sob sigilo, a

Companhia entende que não há nenhuma que seja isoladamente relevante.

Empresarial

Recuperação Judicial n° 0474961-48.2014.8.19.0001

a. Juízo 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro



d. Partes do Processo Requerentes: Eneva S.A. e Eneva Participações S.A.


envolvidos

Não aplicável: O conteúdo econômico do processo é inestimável. De todo

modo, no momento, o somatório dos créditos contidos no quadro de

credores das Requerentes corresponde atualmente a R$2,3 nilhões.

f. Principais fatos Em 9 de dezembro de 2014, a ENEVA ajuizou na Comarca do Estado do

Rio de Janeiro, pedido de recuperação judicial em conjunto com sua

subsidiária Eneva Participações S.A., nos termos do artigo 51 e seguintes

da Lei n.º 11.101, de 9 de fevereiro de 2005, conforme alterada (“Lei de

Falências”), em caráter de urgência, com base no artigo 122, parágrafo

único, da Lei das Sociedades por Ações, o qual foi deferido pelo Juízo da

4ª Vara Empresarial da referida Comarca em 16 de dezembro do mesmo

ano.

Em 12 de fevereiro de 2015, o Conselho de Administração da ENEVA

aprovou a apresentação de Plano de Recuperação Judicial perante o Juízo

da 4ª Vara Empresarial, no âmbito da recuperação judicial da ENEVA, o

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qual tem como premissa a reestruturação do endividamento financeiro e

o equacionamento da estrutura de capital da ENEVA (“Plano de

Recuperação”). O Plano de Recuperação ainda sofreu alterações pelo

Conselho de Administração da ENEVA em 10 de abril de 2015, as quais

dizem respeito à forma de restruturação do endividamento financeiro e

ao equacionamento da estrutura de capital. Em 30 de abril de 2015, o

Plano de Recuperação foi aprovado pela Assembleia Geral de Credores da

ENEVA e, posteriormente, em 15 de maio de 2015, foi homologação pelo

Juízo da 4ª Vara Empresarial.




Caso as obrigações previstas no Plano de Recuperação não sejam

cumpridas, a recuperação judicial poderá ser convolada em falência.


houver provisão

Não há.

Regulatório

Processo Administrativo n° 48500.006309/2013-21

a. Juízo Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL)

b. Instância Diretoria Colegiada da ANEEL


d. Partes do Processo Requerentes: Parnaíba I Geração de Energia S.A., Parnaíba III Geração

de Energia S.A. e Pecém II Geração de Energia S.A.


envolvidos

Aproximadamente R$170 milhões

f. Principais fatos Em 24/06/2014, a Parnaíba I, Parnaíba III e Pecém II ajuizaram uma

ação judicial (Processo Judicial 184-82.2014.4.01.3400) requerendo a

declaração da ilegalidade da forma de contabilização da indisponibilidade

das usinas à base horária e o reconhecimento da correção da apuração

levando-se em conta a média dos últimos 60 meses, inclusive de forma

retroativa.

Em 09/09/2014, foi deferido pelo Juízo da 7ª Vara Federal Judiciária do

Distrito Federal o pedido de antecipação de tutela no movido pela

Parnaíba I, Parnaíba III e Pecém II, bem como, foi julgado procedente o

pedido (“Decisão Judicial”), determinando à ANEEL que “abstenha-se de

calcular a taxa de indisponibilidade das usinas autoras com base nas

horas aplicando-se a média dos últimos sessenta meses, nos termos do

artigo 5º, par. Único, III da resolução nº 169/2005”.

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Em 17/09/2014, foi encaminhado pela ANEEL à CCEE o Ofício nº

402/2014-SEM/ANEEL, informando sobre a Decisão Judicial e

encaminhando o Memorando nº 0125/2014/CCJ/PFANEEL/AGU,

solicitando que seja dado cumprimento ao teor da Decisão que julgou

procedente o pleito da Parnaíba I, Parnaíba III e Pecém II, indicando,

dentre os pedidos deferidos, “que a ré fosse condenada a determinar à

CCEE a promoção dos cálculos das indisponibilidades com base na média

dos últimos sessenta meses, inclusive de forma retroativa.”

No entanto, a CCEE está descumprido uma expressa decisão judicial,

pois o cálculo da média móvel dos últimos sessenta meses está sendo

feito desconsiderando os meses anteriores à decisão, sendo que o pedido

e por conseguinte, o julgamento procedente do pleito, Parnaíba I,

Parnaíba II e Pecém II requerem expressamente que o cálculo também

seja feito retroativamente.

No mais, toda indisponibilidade apurada desde a entrada em operação

das usinas até setembro de 2014 foi apesar de completamente paga no

mês subsequente, e ainda assim se está a determinar novo pagamento

por indisponibilidade. Um mesmo evento está, portanto, determinando

dois pagamentos: o que foi realizado no mês subsequente à sua

ocorrência e o que está sendo realizado atualmente, quando o histórico

de pagamentos é desconsiderado do pagamento atual. Assim, é fato que

as distribuidoras estão a ser ressarcidas duas vezes pela mesma

indisponibilidade.

A Parnaíba I, Parnaíba III e Pecém II solicitaram a ANEEL que esclareça

à CCEE que as indisponibilidades já ressarcidas pelos agentes às

distribuidoras anteriormente à decisão judicial de 09/09/2014 não devem

ser consideradas no cálculo da média móvel de 60 (sessenta) meses, a

fim de que a decisão judicial proferida no Processo Judicial 0043145-

38.2014.4.01.3400 seja cumprida em sua integralidade, suspendendo

desde logo o pagamento em duplicidade.




Não há. Aguardar o término da ação judicial, para, em caso de êxito,

recuperar os valores já pagos em base horária.


houver provisão

Não há.

Processo Administrativo n° 48500.003200/2013-32, 48500.003202/2013-21 e 48580.000510/2015-00


b. Instância Superintendência de Regulação Econômica e Estudos do Mercado (SRM)

e Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG)

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d. Partes do Processo Requerentes: Parnaíba I Geração de Energia S.A., Parnaíba III Geração

de Energia S.A., Itaqui Geração de Energia S.A., Pecém II Geração de

Energia S.A. e


envolvidos


f. Principais fatos Em 24/06/2014, a Parnaíba I, Parnaíba III e Pecém II ajuizaram uma

ação judicial (Processo Judicial 184-82.2014.4.01.3400) requerendo a

declaração da ilegalidade da forma de contabilização da indisponibilidade

das usinas à base horária e o reconhecimento da correção da apuração

levando-se em conta a média dos últimos 60 meses, inclusive de forma

retroativa.

Em 09/09/2014, foi deferido pelo Juízo da 7ª Vara Federal Judiciária do

Distrito Federal o pedido de antecipação de tutela no movido pela

Parnaíba I, Parnaíba III e Pecém II, bem como, foi julgado procedente o

pedido (“Decisão Judicial”), determinando à ANEEL que “abstenha-se de

calcular a taxa de indisponibilidade das usinas autoras com base nas

horas aplicando-se a média dos últimos sessenta meses, nos termos do

artigo 5º, par. Único, III da resolução nº 169/2005”.

Em 17/09/2014, foi encaminhado pela ANEEL à CCEE o Ofício nº

402/2014-SEM/ANEEL, informando sobre a Decisão Judicial e

encaminhando o Memorando nº 0125/2014/CCJ/PFANEEL/AGU.

As Requerentes solicitam que seja determinado à CCEE que o acrônimo

PCGFP_PROD (Percentual de Comprometimento Preliminar da Garantia

Física com Produtos Negociados em Contratos por Disponibilidade ou

Contratos de Energia de Reserva) não seja utilizado no cálculo do

ressarcimento por geração abaixo do despacho do ONS para as UTEs

Porto do Itaqui, Pecém II, Maranhão IV, Maranhão V, e MC2 Nova Venécia

2, a partir do início da operação comercial de cada empreendimento.




Não recuperação dos valores pagos, conforme a metodologia vigente


houver provisão

Não há.



b. Instância Superintendência de Regulação dos Serviços de Geração (SRG)


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d. Partes do Processo Requerente: Parnaíba II Geração de Energia S.A.


envolvidos


f. Principais fatos Em 11 de novembro de 2014, a ANEEL, a Parnaíba II e a Eneva

celebraram o TAC para equacionamento das obrigações previstas nos

CCEARs decorrentes do Leilão nº 2/2011-ANEEL (A-3).

Dentre suas condições, o TAC prevê que, no período de 30 de novembro

de 2014 à 30 e junho de 2016 (“Período da Geração em Substituição”), o

combustível (gás natural) disponível para UTE Maranhão IV e para a UTE

Maranhão V será disponibilizado para a UTE Maranhão III, para fins de

geração de energia elétrica nessa última, sendo a geração de energia

elétrica da UTE Maranhão III contabilizada pela CCEE para atendimento

aos CCEARs das UTEs Maranhão IV e Maranhão V.

Desta forma, apesar da restrição da vazão do gás na forma estabelecida

pelas das Notas Técnicas Conjuntas nº 008/2014/SDP-SCM e 008-

1/2014/SDP-SCM-SEP, a Parnaíba Gás Natural S.A. - PGN, supridora do

gás natural, vem disponibilizando combustível na quantidade prevista no

TAC para atendimento dos CCEARs das UTEs Maranhão IV e Maranhão V.

Segundo o Ofício nº 65/2015 encaminhado PELA SRG ao ONS “(...) caso

a geração do complexo (Maranhão III, Maranhão IV e Maranhão V) não

atinja a geração programada para Maranhão IV e Maranhão V, o ONS

deverá classificar a indisponibilidade como falta de combustível, desde

que não haja registro de intervenção no SGI referente às usinas

Maranhão IV e Maranhão V”.

No entanto, conforme esclarecido em reunião realizada na SRG no dia

07/05/2015, não obstante a disponibilidade de combustível para geração

na configuração indicada no item 3 acima, a UTE Maranhão III vem

enfrentando uma restrição temporária do suprimento de água, em razão

da vazão atual dos poços estar significativamente inferior à vazão

projetada.

Portanto, como o combustível vem sendo disponibilizado nos volumes

determinados no TAC, as indisponibilidades verificadas não ocorreram

por falta de combustível, mas sim pela restrição temporária de água (ou

mesmo por restrições pontuais eletromecânicas), razão pela qual não há

que se enquadrar tais indisponibilidades como decorrentes de “Restrições

por Falta de Combustível”.




Valor indicado no item “e”

i. Valor provisionado, se Não há.

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houver provisão





d. Partes do Processo Requerente: Parnaíba II Geração de Energia S.A.


envolvidos


f. Principais fatos Em 11 de novembro de 2014, a ANEEL, a Parnaíba II e a Eneva S.A.

(“Eneva”) celebraram o TAC para equacionamento das obrigações

previstas nos CCEARs decorrentes do Leilão nº 2/2011-ANEEL (A-3).

O TAC, dentre outras condições, prevê que, no período de 30 de

novembro de 2014 à 30 e junho de 2016 (“Período da Geração em

Substituição”), o combustível (gás natural) disponível para UTE

Maranhão IV e para a UTE Maranhão V será disponibilizado para a UTE

Maranhão III, para fins de geração de energia elétrica nessa última,

sendo a geração de energia elétrica da UTE Maranhão III contabilizada

pela CCEE para atendimento aos CCEARs das UTEs Maranhão IV e

Maranhão V.

Dentre as condições aprovadas, o voto condutor do TAC, proferido pelo

Dir. André Pepitone, estabeleceu também que fosse suspenso o

pagamento pelo montante de uso do sistema de transmissão não

utilizado, considerando-se a diferença entre o MUST contratado pelas

Usinas do Complexo Parnaíba I, II e III e o MUST efetivamente utilizado

por essas usinas, desde que as Áreas Técnicas da ANEEL confirmem que

não houve investimento adicional no Sistema para atendimento às

Usinas.

Em 20/11/2014, a Parnaíba II protocolou o pedido de confirmação na

Superintendência de Regulação dos Serviços de Transmissão (SRT), de

que não houve investimento adicional no Sistema para atendimento às

Usinas. E, por meio do Ofício 329/2014-SRT/ANEEL, datado do dia

03/12/2014, esta Superintendência solicitou que a Parnaíba II

informasse os fundamentos do pedido de suspensão do pagamento pelo

MUST não utilizado pelas usinas do Complexo Parnaíba. Em 02/02/2014

foram apresentados os fundamentos e em 07/04/2015 a SRT exarou a

nota técnica nº 036/2015.

Aguarda-se o julgamento pela Diretoria da ANEEL.


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houver provisão

Não há.





d. Partes do Processo Requerentes: Pecém II Geração de Energia S.A. e Parnaíba I Geração de

Energia S.A.


envolvidos

Aproximadamente R$ 10 milhões.

f. Principais fatos Em 09/09/2014, o Juízo da 7ª Vara Federal Judiciária do Distrito Federal

proferiu sentença no âmbito do Processo Judicial nº 184-

82.2014.4.01.3400 julgando procedente o pedido para determinar que a

ANEEL calcular e a taxa de indisponibilidade das usinas aplicando-se a

média dos últimos 60 meses, conforme dispõe o art. 5º, parágrafo único,

III da Resolução nº 169/2005.

No dia 27/10/2014, a Pecém II e Parnaíba I protocolaram requerimento

à Superintendência de Regulação da Geração - SRG, indicando uma

inconsistência no que se refere à apuração das disponibilidades das

UTEs, calculadas de acordo com a Resolução ANEEL 169/2005, uma vez

que deve-se apurar as indisponibilidades utilizando como compromisso a

potência comprometida nos contratos, e não a potência instalada da

usina.






houver provisão

Não há.





d. Partes do Processo Requerente: Parnaíba I Geração de Energia S.A., Parnaíba III Geração de

Energia S.A. e Itaqui Geração de Energia S.A.

e. Valores, bens ou direitos Aproximadamente R$ 20 milhões

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envolvidos

f. Principais fatos No dia 22/12/2014 as empresas as Requerentes protocolaram perante a

SRG pedido de revisão pelo ONS do cálculo do Fator de Indisponibilidade

(“FID”) das UTEs levando-se em consideração as datas de entrada em

operação comercial de cada uma de suas respectivas unidades

geradoras.

Ocorre que, por meio do Ofício 343/2014, a SRG/ANEEL negou

provimento ao requerimento, alegando que a indisponibilidade da usina

deve ser calculada apenas com base na indisponibilidade da unidade em

operação comercial, ou seja, enquanto a outra unidade não entrar em

operação comercial a mesma não deve fazer parte dos cálculos e nem

utilizará valores de referência e, dessa forma, o cálculo do FID pelo ONS

estaria correto.

As empresas elaboraram um recurso administrativo, solicitando que a

Diretoria da ANEEL determine ao ONS que revise o Fator de

Disponibilidade – FID, considerando a data de entrada em operação

comercial de cada unidade geradora das UTES, nos termos da Resolução

Normativa 165/2005.






houver provisão

Não há.

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4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam

administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores

Na data deste Formulário de Referência, não há processos judiciais, administrativos ou arbitrais não

sigilosos em que administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores da

Companhia figurem no polo passivo das demandas.

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4.5 - Processos sigilosos relevantes

Na data deste Formulário de Referência, a Companhia não é parte de nenhuma demanda em processos

sigilosos relevantes em que a Companhia ou suas controladas sejam parte que não tenha sido divulgada

nos itens anteriores e que possa impactar nos negócios da Companhia e/ou de suas controladas se

eventualmente houver condenação.

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4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosose relevantes em conjunto

Na data deste Formulário de Referência, a Companhia não tem conhecimento de nenhuma demanda em

processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e que em conjunto

sejam relevantes para nós.

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4.7 - Outras contingências relevantes

Não existem outras contingências relevantes que não tenham sido divulgadas neste item 4 do Formulário

de Referência.

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4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados

(a) restrições impostas ao exercício de direitos políticos e econômicos

Não aplicável, tendo em vista que a Companhia possui sede no Brasil e seus valores mobiliários encontram-

se custodiados no país.

(b) restrições à circulação e transferência dos valores mobiliários



(c) hipóteses de cancelamento de registro



(d) outras questões do interesse dos investidores



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5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado

As operações da Companhia e de suas controladas estão sujeitas aos seguintes riscos de mercado abaixo

descritos:

Risco de crédito

O risco de crédito decorre da possibilidade da Companhia e de suas controladas sofrerem perdas

decorrentes de inadimplência de suas contrapartes ou de instituições financeiras depositárias de recursos

ou de investimentos financeiros. O descumprimento das obrigações assumidas por estes poderá gerar

perdas para a Companhia, em razão de um eventual “custo de reposição” do seu fluxo de caixa, afetando

adversamente os seus negócios. Tal risco pode ser oriundo de operações comerciais e da gestão de caixa.

A exposição máxima ao risco de crédito da Companhia pode ser representada pelo saldo das aplicações

financeiras.

Em 31 de

dezembro de 2014

Em 31 de

dezembro de 2013

Em 31 de dezembro

de 2012

(em R$ mil)

Posições representativas do risco de

crédito

Caixa e equivalentes de caixa 157.319 277.582 519.277

Títulos e valores mobiliários - - 3.441

Contas a receber de clientes 304.848 294.396 21.345

Ganhos em operações com derivativos 21.122 4.171 3.018

Subsídio a receber - CCC - 30.802 42.178

Depósito vinculado 62.111 118.644 135.683

Consolidado das contas credoras 545.400 725.595 724.942

O montante de caixa e equivalente está representado, substancialmente, por conta corrente e fundo de

investimento mantido no Itaú S.A. e, com relação às contas a receber, sua principal exposição é oriunda da

possibilidade da empresa vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento de valores

faturados.

Risco de taxas de juros

Risco de deslocamento das estruturas de juros que podem estar associadas aos fluxos de pagamento de

principal e juros de dívida.

(a) Risco de cash flow relacionado aos juros flutuantes

Existe um risco financeiro associado às taxas flutuantes que pode elevar o valor futuro dos passivos

financeiros.

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O risco comum é a incerteza sobre o mercado futuro de juros, que tira a previsibilidade dos fluxos de

pagamento. Em cenários de perda a estrutura a termo de juros se desloca para cima aumentando o valor

do passivo. Alternativamente, a Companhia ainda pode ter seus passivos reduzidos nos cenários de queda

das taxas.

A Companhia e suas controladas têm mais de 90% do seu passivo indexado ao mercado flutuante de juros

no segmento dos depósitos interbancários (DI) e da taxa de juros do longo prazo do BNDES (TJLP), e no

mercado inflacionário com a correção dada pelo índice IPCA.

As linhas com o BNDES corrigidas pelos indexadores IPCA e TJLP - que também contém um forte

componente inflacionário - são parte de um segmento diferenciado de crédito com baixa volatilidade

associada e, portanto, baixa probabilidade de deslocamentos abruptos nas taxas. Por se tratar de um

segmento especifico, há que se ter cautela quanto à realização de inferências e hipóteses presentes em

modelos estatísticos na tentativa de mapear a realizar previsões sobre esse mercado para a quantificação

de perdas hipotéticas relacionadas. Além disso, o ativo das empresas representado por suas receitas

também será corrigido pelas mesmas taxas, fato que reduz substancialmente o descasamento entras as

taxas de ativos e passivos.

(b) Sensibilidade a taxas de juros

A dívida corrigida pela taxa dos depósitos interbancários - DI teve principal de R$2,7 bilhões e saldo de

R$3,2 bilhões em 31 de dezembro de 2014. Desse total, 91,38% têm vencimento até o final de 2015. Por

se tratar de uma taxa flutuante em um cenário de alta de taxa de juros, a seguir está demonstrado o que

seria a perda financeira caso a curva de juros fosse deslocada em 25% e 50% respeitando os prazos de

pagamento de cada linha.

Risco de taxas de câmbio

(a) Gerenciamento de risco

A Companhia trabalha no gerenciamento do risco cambial no âmbito do consolidado de suas empresas para

identificar e dirimir os riscos associados à oscilação do valor das moedas às quais estão associados ativos e

passivos globais. O objetivo é identificar ou criar proteções naturais, aproveitando a sinergia entre as

operações das empresas minimizando, dessa forma, o uso de derivativos de proteção. Instrumentos

derivativos são utilizados nos casos em que não é possível utilizar-se da estratégia do hedge natural.

(b) Investimento em ativo fixo (capex)

As unidades geradoras de energia consolidadas da Eneva possuem sua receita lastreada em Reais. Por

outro lado, parte do investimento realizado em ativo fixo é paga em moeda estrangeira,

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preponderantemente dólar americano e euro. De modo geral, esses pagamentos têm volumes e prazos que

não requerem estruturação de operações de proteção. A Companhia trabalha atualmente no mapeamento

dos pagamentos em moedas estrangeiras - através de histórico e lançamentos futuros, com o objetivo de

estabelecer uma média dos montantes e prazos, assegurando dessa forma, no controle da exposição

cambial relacionada.

(c) Estoque de carvão

Na formação do estoque de carvão para suas termoelétricas, a Companhia assume posição comprada no

preço do carvão, que por sua vez, é determinado no mercado internacional em dólar americano.

Consequentemente, a Companhia assume também posição comprada em dólar, gerando assim um

descasamento entre seu ativo e passivo. Da forma como mencionado anteriormente para o risco de preço

do carvão, a Companhia estuda mecanismos de proteção contra os riscos de mercado associados à compra

do carvão. Ou seja, a operação de proteção para o preço da commodity e o risco cambial será estruturada

simultaneamente.

(d) Empréstimos e financiamentos

A Companhia não possui exposição cambial relevante relacionada ao seu passivo financeiro oriundo de

operações denominadas em moeda estrangeira em suas controladas. O empréstimo de US$ 50,0 milhões

na Companhia teve a sua cobertura interrompida com a liquidação da operação do tipo cross-currency

swap. Essa liquidação ocorreu em dezembro de 2014.

(e) Operações protegidas por instrumentos derivativos

A Energia Pecém possui investimento em capex (construção das UTEs) que será realizado na proporção de

75% com financiamento de longo prazo, parte em dólares norte-americanos, e 25% com capital próprio.

Em 10 de julho de 2009, foram assinados com o Banco Interamericano de Desenvolvimento ("BID") e com

o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social ("BNDES") os contratos de financiamento de

longo prazo. Com vista ao financiamento do capex no período anterior a 10 de julho de 2009, fez-se

necessária a contratação de empréstimo-ponte junto ao Citibank, o qual foi quitado com os recursos

provenientes dos referidos contratos.

Considerando o fato de que grande parte do investimento é denominada em dólares norte-americanos e

em euros e que suas receitas futuras serão lastreadas em Reais, foram contratados instrumentos

derivativos para fins de proteção patrimonial. Em 1º de abril de 2009, a Companhia adotou metodologia de

contabilização de hedge tendo como item objeto de hedge a variação cambial dos financiamentos em

dólares norte-americanos de longo prazo com o BID. O instrumento derivativo designado para essa relação

é uma NDF com vencimento em outubro de 2012 com valor nocional de US$ 327 milhões (US$ 163,5

milhões equivalente a 50% de participação da Eneva S.A.). Em 25 de setembro de 2012 esta NDF foi

rolada (rollover) com valor nocional de US$ 327 milhões e com vencimentos entre novembro 2012 e maio

2015.

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Por se tratar de hedge accounting classificado como de fluxo de caixa, as alterações geradas pela variação

cambial do instrumento derivativo de proteção designado são reconhecidas diretamente no patrimônio

líquido, em conta de ajuste de avaliação patrimonial, sendo esta parcela do valor justo do derivativo

considerada efetiva. A diferença entre o valor justo e a variação cambial é a parcela inefetiva e por

consequência é reconhecida no resultado.

Em 1º de abril de 2011, a Companhia adotou metodologia de hedge accounting tendo como item objeto de

hedge a taxa libor dos juros para o período de amortização referente financiamento em dólares norte-

americanos de longo prazo com o BID. O instrumento derivativo designado para essa relação é um termo

float/fixed do fluxo de caixa da taxa de juros com vencimento entre outubro de 2012 e outubro de 2024,

cujos valores nocionais referem-se à expectativa de desembolso acumulado dos juros de longo prazo com o

BID.

Por se tratar de hedge accounting classificado como de fluxo de caixa, as alterações geradas pela variação

do MTM (marked-to-market), líquido dos juros provisionados até a data-base, são reconhecidas

diretamente no patrimônio líquido em conta de ajuste de avaliação patrimonial. A diferença entre o valor

justo e a taxa libor é a parcela inefetiva e por consequência é reconhecida no resultado.

Em 31 de dezembro de 2014, 97,4% da dívida consolidada da Companhia e de suas controladas ou

R$5.029,9 bilhões estavam denominados em Reais e 2,6%, ou R$133,7 milhões, estavam denominados em

moeda estrangeira.

Risco de liquidez

Risco de liquidez é o risco em que a Companhia e suas controladas poderão encontrar dificuldades em

cumprir com as obrigações associadas com seus passivos financeiros que são liquidados com pagamentos à

vista ou com outro ativo financeiro. Entretanto, devido às suas dificuldades financeiras, a ENEVA ajuizou,

em conjunto com sua controlada Eneva Participações S.A., pedido de recuperação judicial, em 9 de

dezembro de 2014, na Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro, deferido no dia 16 de dezembro de

2014. Dessa forma, os pagamentos das obrigações da Companhia estão sendo tratados no âmbito da

recuperação judicial e não se pode garantir que haverá recursos suficientes em caixa ou de novos

financiamentos para o pagamento dos compromissos financeiros e que recursos de financiamentos serão

desembolsados conforme as demandas dos projetos.

Consolidado – 31/12/2014

(R$ mil) Até 6

meses

De 6 a 12

meses

De 1 a 2

anos

De 2 a 5

anos

Mais de 5

anos Total

Passivos financeiros

Fornecedores 149.785 - - - - 149.785

Partes relacionadas - - 320.875 - - 320.875

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Empréstimos e

financiamentos 2.168.102 1.577.102 767.386 1.286.344 2.480.823 8.279.757

Retenção contratual - 20.945 - - - 20.945

Total por faixa de prazo 2.317 1.598.047 1.050.742 1.286.344 2.480.823

8.733.842

Risco de variação de preço

Risco de variação de preço é o risco associado exclusivamente ao preço do carvão que entra no balanço da

Companhia pela formação dos estoques para geração de energia nas termoelétricas. O preço do carvão em

estoque está fixado e será convertido em receita pela remuneração da geração de energia de acordo com

as regras do Plano Plurianual estabelecido pela administração pública. O período entre a compra da carga e

sua utilização para geração de energia se configura como o risco de variação de preço carregado pela

termoelétrica.

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5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado

(a) riscos para os quais se busca proteção

Em suas atividades, a Companhia e suas controladas estão sujeitas a risco de crédito, risco de taxas de

juros, risco de taxas de câmbio, risco de liquidez e risco de variação de preço. Com o objetivo de minimizar

esses riscos, a Companhia dispõe de políticas e procedimentos para administrar tais exposições e pode

utilizar instrumentos de proteção, desde que previamente aprovados pelo Conselho de Administração.

Risco de crédito

Para mitigar o risco de crédito, a Companhia e suas controladas adotam como prática a análise das

situações financeira e patrimonial de suas contrapartes, assim como o acompanhamento permanente das

posições em aberto.

No que tange às instituições financeiras, a Companhia e suas controladas somente realizam operações com

instituições financeiras com reputação reconhecida no mercado e com boas avaliações de rating.

Adicionalmente, a Companhia possui uma Política de Aplicações Financeiras, na qual estabelece limites de

aplicação por instituição e considera a avaliação de rating como referencial para limitar o montante

aplicado. Os prazos médios são constantemente avaliados bem como os indexadores das aplicações para

fins de diversificação do portfólio. O referencial utilizado é o Índice RiskBank - reconhecido Sistema

Brasileiro de valorização e classificação de risco dos bancos e instituições financeiras. Quanto maior o

indicador, menor o risco da instituição. Os índices dos dois últimos exercícios sociais estão representados na

tabela abaixo.

Banco Classificação de risco

Em 31 de

dezembro de

2014

Em 31 de dezembro

de 2013

Bradesco Baixo risco para longo prazo 11,11 11,09

BTG Pactual Baixo risco para médio prazo 10,71 11,23

HSBC Bank Brasil Baixo risco para longo prazo 10,03 -

Itaú Unibanco Baixo risco para longo prazo 11,76 11,70

Santander Baixo risco para médio prazo 10,05 -

Citibank Baixo risco para longo prazo 10,47 -

Votorantim Baixo risco para médio prazo 9,09 9,03

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Para reduzir risco de inadimplência e auxiliar no gerenciamento desse risco, a Companhia monitora as

contas a receber realizando diversas ações de cobrança. Além disso, os clientes da Companhia e/ou de

suas subsidiárias têm firmado um Contrato de Constituição de Garantia de Pagamento e Fiel Cumprimento

das Obrigações.

Risco de taxas de juros

Existe um risco financeiro associado às taxas flutuantes que pode elevar o valor futuro dos passivos

financeiros. O risco comum é a incerteza sobre o mercado futuro de juros, que tira a previsibilidade dos

fluxos de pagamento. Em cenários de perda a estrutura a termo de juros se desloca para cima aumentando

o valor do passivo. Alternativamente, a empresa ainda pode ter seus passivos reduzidos nos cenários de

queda das taxas.

A ENEVA, em recuperação judicial, e suas controladas têm mais de 90% do seu passivo indexado ao

mercado flutuante de juros no segmento dos depósitos interbancários (DI) e da taxa de juros do longo

prazo do BNDES (TJLP), e no mercado inflacionário com a correção dada pelo índice IPCA.

A dívida corrigida pela taxa dos depósitos interbancários – DI teve principal de R$2,7 bilhões e saldo de

R$3,2 bilhões em 31 de dezembro de 2014. Desse total, 91,38% tem vencimento até o final de 2015. Por

se tratar de uma taxa flutuante em um cenário de alta de taxa de juros, está demonstrado o que seria a

perda financeira caso a curva de juros fosse deslocada em 25% e 50% respeitando os prazos de

pagamento de cada linha.

As linhas com o BNDES corrigidas pelos indexadores IPCA e TJLP - que também contÊm um forte

componente inflacionário - são parte de um segmento diferenciado de crédito com baixa volatilidade

associada e, portanto, baixa probabilidade de deslocamentos abruptos nas taxas. Por se tratar de um

segmento especifico, há que se ter cautela quanto à realização de inferências e hipóteses presentes em

modelos estatísticos na tentativa de mapear a realizar previsões sobre esse mercado para a quantificação

de perdas hipotéticas relacionadas. Além disso, o ativo das empresas representado por suas receitas

também será corrigido pelas mesmas taxas, fato que reduz substancialmente o descasamento entras as

taxas de ativos e passivos.

Risco cambial

A Companhia trabalha no gerenciamento do risco cambial no âmbito consolidado de suas empresas para

identificar e dirimir os riscos associados à oscilação do valor das moedas às quais estão associados ativos e

passivos globais. O objetivo é identificar ou criar proteções naturais, aproveitando a sinergia entre as

operações das empresas controladas pela Companhia. A ideia é minimizar o uso de derivativos de proteção,

realizando o gerenciamento do risco cambial sobre a exposição líquida. Instrumentos derivativos são

utilizados nos casos em que não é possível utilizar-se da estratégia do hedge natural.

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Tendo em vista que a receita da Companhia e suas controladas será lastreada em Reais e grande parte dos

investimentos em ativo fixo (Capex) é denominada em dólares americanos e em euros, uma parcela dos

investimentos em moeda estrangeira está sendo financiada em dólares e com juros internacionais (Libor).

Além disso, a matéria prima para as térmicas (carvão - combustível) tem a formação do seu preço no

mercado internacional, em dólares. Nesse contexto, o nível de exposição dos ativos e passivos é

permanentemente avaliado frente às possíveis necessidades de proteção.

Para amenizar o impacto dos descasamentos cambiais, a Companhia e suas controladas, com relação ao

investimento em ativo fixo (Capex), trabalham no mapeamento dos pagamentos em moedas estrangeiras –

através de histórico e lançamentos futuros, com o objetivo de estabelecer uma média dos montantes e

prazos, assegurando dessa forma, o controle da exposição cambial relacionada. Com relação à formação do

estoque de carvão, a Companhia estuda mecanismos de proteção contra proteção contra riscos de mercado

associados à compra de carvão.

Além disso, a Companhia e suas controladas detiveram operações de proteção com instrumentos do tipo

NDF (Non Deliverable Forward), que consiste na negociação a termo sem entrega física de moeda. O

volume de proteção contratado é um espelho dos fluxos de pagamento do contrato de origem. Para esse

tipo de operação não há exigência de margem de garantia.

Cabe ressaltar que a política de hedge da Companhia e de suas controladas não permite qualquer espécie

de alavancagem com intuito especulativo. Os volumes de proteção contratados respeitam igualmente o seu

nível de exposição, sempre observando as melhores práticas de governança do mercado.

Como parte da política adotada pela Companhia e por suas controladas, é calculada, diariamente, a perda

máxima potencializada em suas operações com derivativos, com base em técnicas estatísticas que

permitem o controle da exposição assumida.

Operação de Swap para proteção de dívida em dólar americano e corrigida pela Libor USD. A dívida foi

trocada para Reais e correção em CDI.

31/12/2014 31/12/2013

Venciment

o

Notiona

l USD

Ativ

o

Passiv

o

MT

M

Notiona

l USD MtM

ENEVA SA – Em Recuperação

Judicial

LiborUSD | DI

Citibank 27/09/2017 -

101.250

15.65

0

Total Swap

101.25

0

15.65

0

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Operação de proteção contra variação cambial oriunda de uma operação de dívida em dólar americano.

31/12/2014 31/12/2013

Vencimento

Notional

USD MTM

Notional

USD MtM

ENEVA SA - Em Recuperação Judicial

Posição comprada USD

Morgan Stanley -

59.207 4.171

Total USD

59.207 4.171

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5.3 - Alterações significativas nos principais riscos de mercado

Tendo em vista a situação conjuntural vivida pela Companhia ao longo do exercício social findo em 31 de

dezembro de 2014, a Companhia ajuizou, em 9 de dezembro de 2014, na Comarca da Capital do Estado do

Rio de Janeiro, pedido de recuperação judicial, em conjunto com sua controlada, a Eneva Participações

S.A.. O pedido de recuperação judicial ocorreu em virtude da não revalidação do acordo para suspender a

amortização e o pagamento de juros de operações financeiras contratadas pela Companhia e determinadas

subsidiárias com seus credores financeiros, expirado em 21 de novembro de 2014; e de não ter sido

alcançado um acordo entre a Companhia e instituições financeiras na implementação de um plano de

estabilização da Companhia visando ao fortalecimento da estrutura de capital e medidas para o

reperfilamento das dívidas financeiras da Companhia.

A Administração da Companhia entendeu que, diante dos desafios decorrentes de sua situação econômico-

financeira, tal medida era a mais adequada, dos pontos de vista econômico e financeiros, como forma de

assegurar a preservação dos interesses dos acionistas, dos credores e de terceiros interessados

(stakeholders). A Companhia entende que, dessa forma, preservará a sua função social e os empregos

diretos e indiretos por ela mantidos.

O Plano de Recuperação Judicial da Companhia foi apresentado perante o Juízo da 4ª Vara Empresarial, no

âmbito da recuperação judicial, e, na sequencia, foi aprovado pela Assembleia Geral de Credores da

Companhia.

Com a aprovação pela Assembleia Geral de Credores da Companhia, o Juízo da 4ª Vara Empresarial

Comarca do Estado do Rio de Janeiro proferiu decisão homologando o Plano de Recuperação Judicial da

Companhia.

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6.1 / 6.2 / 6.4 - Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM

Data de Constituição do Emissor

País de Constituição

Prazo de Duração

Data de Registro CVM

Forma de Constituição do Emissor

07/12/2007

25/04/2001

Sociedade por ações

Brasil

Prazo de Duração Indeterminado

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6.3 - Breve histórico

A ENEVA iniciou suas atividades em 25 de abril de 2001, com a constituição da MPX Mineração e Energia S.A., empresa destinada a atuar no setor de geração de energia. Desde sua constituição, a ENEVA contou com a experiência de seus acionistas na execução e financiamento de grandes projetos. Em 16 de outubro de 2007, a Porto do Pecém Geração de Energia S.A ("Energia Pecém" ou “Pecém I”), parceria 50/50 entre ENEVA e EDP - Energias do Brasil S.A. (“EDP”), com capacidade instalada de 720 MW, comercializou 615 MW médios no leilão A-5, por 15 anos, gerando uma receita anual de cerca de R$ 417,4 milhões (base: jan/07), indexada ao índice de inflação IPCA (Índice de Preços ao Consumidor Amplo - IBGE). No mesmo leilão, a Usina Termelétrica Itaqui, projeto 100% da ENEVA, com capacidade instalada de 332.700 kW (“Itaqui”) comercializou 315 MW médios, por 15 anos, gerando uma receita mensal de R$ 220,7 milhões (base: nov/07), também indexada ao IPCA. Em 14 de dezembro de 2007, a ENEVA emitiu 1.903.743 ações ordinárias ao preço de R$1.006,63 por ação, que começaram a ser negociadas no segmento do Novo Mercado da BM&FBOVESPA S.A. – Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (“BM&FBOVESPA”). Em janeiro de 2008, foi exercida a opção para a subscrição de um lote suplementar de 118.261 ações ordinárias pelo mesmo preço. O encerramento da oferta pública se deu em 17 de janeiro de 2008 e, considerando as ações do lote suplementar, foram disponibilizadas ao mercado um total de 2.022.004 ações ordinárias da ENEVA, resultando em uma captação no valor de R$2,0 bilhões. Em 30 de setembro de 2008, a Usina Termelétrica Energia Pecém II (“Pecém II”), um projeto 100% ENEVA, com capacidade instalada de 360 MW, vendeu 276 MW médios no leilão de energia nova A-5 realizado pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”), para contratos de fornecimento com duração de 15 anos. O PPA (Power Purchase Agreement), tem prazo de 15 anos e assegura uma receita fixa anual de R$ 302,1 milhões (base: jan/14), indexada ao IPCA. Os três contratos de venda de energia acima mencionados preveem repasse integral dos custos de combustível, incluindo o impacto da variação cambial para o preço da energia. Em 8 de maio de 2009, a Companhia lançou o seu Programa de Global Depositary Receipts Nível I, sob o código “MPXEY”, tendo o Banco Itaú S.A. como instituição custodiante e o Bank of New York Mellon como instituição depositária, os quais são negociados atualmente sob o código ENEVY. Em 24 de setembro de 2009, a ENEVA assinou um Memorando de Entendimento com a Óleo e Gás Participações S.A. (“OGPar”), nova denominação social da OGX Participações S.A., formalizando a intenção de adquirir 33,3% da participação que a OGPar adquiriu em sete blocos exploratórios terrestres na Bacia do Parnaíba,

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quais sejam PN-T-48, PN-T-49, PN-T-50, PN-T-67, PN-T-68, PN-T-84 e PN-T-85 (“Blocos”). Ainda nesta data, conforme publicado no site da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (“ANP”) a OGPar adquiriu 70% dos Blocos. Referida participação foi adquirida da Petra Energia S.A., que permaneceu com 30%. Adicionalmente, ENEVA e Petra Energia S.A. firmaram um acordo de parceria para o desenvolvimento de projetos integrados de geração termelétrica utilizando o gás natural a ser produzido nos Blocos (“Acordo de Parceria”). O Acordo de Parceria prevê que a ENEVA terá uma participação de 70% nos projetos, cabendo os demais 30% à Petra Energia S.A., com uma operação de participação. Em 27 de abril de 2010, a ANP aprovou a transferência da participação de 70% dos direitos e obrigações referentes aos Blocos, detida OGPar para a Parnaíba Gás Natural S.A., nova denominação da OGX Maranhão Petróleo e Gás Ltda. (“Parnaíba Gás Natural”), sociedade de propósito específico em que a ENEVA e a OGPar detinham à época 33,3% e 66,7% do capital social, respectivamente. Em 22 de novembro de 2010, a ENEVA adquiriu o projeto da Usina Termelétrica de Seival (“Seival”), que possui Licença de Instalação para 600 MW a carvão mineral no município de Candiota, estado do Rio Grande do Sul. Em março de 2011, o acionista controlador da Eneva na ocasião, Sr. Eike Batista, em conjunto com o BNDESPAR e o GIF Gestão de Investimentos e Participações Ltda., por meio de um ou mais dos seus fundos administrados (“Gávea Investimentos”), subscreveram debêntures conversíveis num montante total de aproximadamente R$1 bilhão. Em maio de 2011, foi declarada comercialidade de dois campos de gás natural operados pela coligada Parnaíba Gás Natural na Bacia do Parnaíba. A capitalização da ENEVA mediante subscrição de debêntures conversíveis foi aprovada, em junho de 2011, pelos participantes âncoras da operação, (i) a Gávea Investimentos Ltda. (“Gávea”), através de um dos seus fundos geridos; (ii) o acionista controlador da ENEVA na ocasião, Sr. Eike Batista; e (iii) a BNDESPAR. Com a emissão de R$1,4 bilhão em debêntures conversíveis, a capacidade de investimento da Companhia foi reforçada. Em junho de 2011, foi assinado Termo de Compromisso entre ENEVA e Grupo Bertin para aquisição de projetos com energia contratada no leilão A-5 de 2008, totalizando 450 MW médios. Em agosto de 2011, a diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”) aprovou a transferência das autorizações das usinas termelétricas UTE MC2 João Neiva S.A. e da UTE MC2 Joinville S.A (em conjunto, “Parnaíba I”) da Bertin Energia e Participações S.A. (“Bertin”) para a ENEVA, além da aprovação das alterações na localização e nas características

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técnicas de Parnaíba I, concretizando, assim, a aquisição dos contratos de energia do Grupo Bertin pela ENEVA. Ainda em relação ao Complexo Termelétrico Parnaíba (“Complexo”), a usina termelétrica Parnaíba II (“Parnaíba II”), com capacidade instalada de 518 MW, sagrou-se vitoriosa no leilão de energia nova A-3 realizado em 17 de agosto de 2011. O início da operação comercial da usina foi postergado para 1º de julho de 2016, de acordo com o Termo de Compromisso de Ajuste de Conduta celebrado, em 20 de novembro de 2014, entre a Companhia e a ANEEL (“TAC”). A Parnaíba II está atualmente substituindo Parnaíba I, conforme previsto no TAC, e somente terá sua operação comercial iniciada em 1º de julho de 2016. Ainda segundo os termos e condições do TAC, ficou definida a redução da receita fixa de Parnaíba II no valor total de R$334,1 milhões, a ser paga de forma parcelada da seguinte maneira (i) R$13,0 milhões por ano, entre 2022 e 2025; e (ii) R$25,7 milhões por ano, entre 2026 e 2036, sendo tais valores atualizados pelo IPCA. Adicionalmente, de forma a prevenir potenciais litígios relacionados ao fornecimento de gás natural, tendo em vista as disposições do TAC a Companhia celebrou, em 29 de abril de 2015, acordo com a Parnaíba Gás Natural e com a BPMB Parnaíba S.A. (“BPMB”), fornecedoras de gás natural de Parnaíba II, estabelecendo, entre outros pontos, que a Parnaíba Gás Natural e a BPMB concederão descontos sobre o fornecimento de gás natural às usinas do Complexo Parnaíba nos seguintes valores: (i) R$141,8 milhões, referentes à postergação do início de operação comercial de Parnaíba II, os quais passaram a ser apurados mensalmente a partir de abril de 2015 até setembro de 2016; e (ii) R$167,0 milhões, equivalentes à 50% da redução da receita fixa de Parnaíba II no valor de R$334,1 milhões, a serem apurados entre os anos de 2022 e 2036. Para a implantação das usinas termelétricas a gás natural acima mencionadas no Complexo, a ENEVA assinou contratos de engenharia, construção e montagem com as empresas espanholas Duro Felguera e Initec Energia S.A. Em setembro de 2011, a ENEVA, por meio de sua coligada Parnaíba Gás Natural, adquiriu 50% de participação no bloco exploratório terrestre PN-T-102 na bacia do Parnaíba, junto às companhias Imetame Energia S.A., DELP Engenharia Mecânica Ltda. e Orteng Equipamentos e Sistemas Ltda., que permanecem com participação no bloco de 16,67%, 16,665% e 16,665%, respectivamente (“Consórcio”). A Parnaíba Gás Natural passou a ser a operadora desse bloco em parceria com o Consórcio que já atua com bons resultados há alguns anos em diversas bacias do Brasil. Com essa concessão adicional, a Parnaíba Gás Natural passa a deter participação em oito blocos exploratórios terrestres na bacia do Parnaíba com área total superior a 24.500 km². Ainda em novembro, a Secretaria de Meio Ambiente e Recursos Naturais do Estado do Maranhão (SEMA) emitiu Licença de Instalação para a capacidade adicional de 1.859 MW para o Complexo, totalizando uma capacidade de 3.722 MW na região, já com Licença de Instalação. Em dezembro, a Parnaíba Gás

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Natural obteve a Licença Prévia para a produção de gás natural nos campos Gavião Real e Gavião Azul, ambos na Bacia do Parnaíba. No mesmo mês, a Companhia anunciou sua intenção de formar uma joint venture com a E.ON SE (“E.ON”), uma das maiores empresas privadas de energia e gás no mundo, segundo a Forbes, com o objetivo de alavancar as significativas complementaridades de ambas as companhias para acelerar o crescimento e desenvolver um projeto de energia maior e mais rentável no Brasil. Em abril de 2012, foram celebrados os documentos definitivos desta operação, por meio da qual ENEVA levantou R$ 1,0 bilhão via aumento de capital subscrito pela DD Brazil Holdings S.A.R.L, subsidiária da E.ON (“DD Brazil”). Após o referido aumento, a E.ON alcançou uma participação de 11,7% na ENEVA. Ainda no mês de maio de 2012, 99,6% das debêntures emitidas em junho de 2011 foram convertidas em ações da ENEVA. Em seguida, os ativos de mineração na Colômbia foram segregados, com versão da parcela cindida para uma nova companhia listada no Novo Mercado da BM&FBOVESPA, a CCX, que começou a negociar de forma independente no dia 25 de maio de 2012. Em agosto de 2012, a ENEVA, por meio da ENEVA Participações S.A., firmou um contrato para a aquisição dos Complexos Eólicos Jandaíra, Pedra Preta I e Pedra Preta II (em conjunto, “Projeto Ventos”), os quais possuem capacidade total de 600 MW. Em 1° de dezembro de 2012, a Energia Pecém recebeu autorização da ANEEL para iniciar a operação comercial da primeira unidade geradora, com capacidade instalada de 360 MW. Em 19 de janeiro de 2013, a primeira turbina de Parnaíba I, com capacidade instalada de 169 MW, realizou a primeira sincronização com o SIN. Em 1 de fevereiro de 2013, a Parnaíba I recebeu autorização da ANEEL para iniciar a operação comercial da primeira turbina (de um total de quatro), com capacidade instalada de 169 MW. No mesmo mês, a Itaqui recebeu autorização da ANEEL para iniciar a operação comercial, com capacidade instalada de 360 MW. Em 20 de fevereiro de 2013, a Parnaíba I recebeu autorização da ANEEL para iniciar a operação comercial da segunda turbina, com capacidade instalada de 169MW e, em 29 de março de 2013, recebeu a autorização para iniciar a operação comercial da terceira turbina, com capacidade instalada de 169 MW. Em 12 de abril de 2013, a Parnaíba I recebeu a autorização da ANEEL para iniciar a operação comercial da quarta turbina, também com capacidade instalada de 169 MW. Em 2013, portanto, a Parnaíba I atingiu sua capacidade instalada total de 676MW.

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Em 27 de março de 2013, o Sr. Eike Fuhrken Batista e a E.ON celebraram um acordo de investimento, no qual a E.ON, por meio de sua subsidiária DD Brazil, adquiriu participação equivalente à 24,47% do capital social da ENEVA. Ademais, a E.ON e o Sr. Eike Fuhrken Batista celebraram um acordo de acionistas, que regula, entre outras matérias, o exercício dos direitos de voto e restrições às transferências de ações detidas no capital social da Companhia. Para mais informações sobre o referido acordo de acionistas, ver item 15 deste Formulário de Referência. Em 5 de abril de 2013, a Companhia informou a mercado que concluiu a aquisição da totalidade do capital social da da Usina Termelétrica Parnaíba III (“Parnaíba III”) pela Companhia, Eneva Participações S.A. e Petra Energia S.A. Em 26 de abril de 2013, a ENEVA informou ao mercado que, em conjunto com a ENEVA Participações S.A. e a Petra Energia S.A., firmou contrato com a Kinross para implantação de projeto termelétrico a gás natural (“Parnaíba IV”). Em 3 de julho de 2013, a ENEVA informou ao mercado o aumento de capital social da Companhia, no valor de R$800 milhões, dentro do limite do capital autorizado, por meio de um aumento privado de capital com a observância ao direito de preferência para acionistas da Companhia (“Novo Aumento de Capital”). Em outubro de 2013, Parnaíba III iniciou as operações comerciais de sua primeira unidade geradora com capacidade de 176 MW. Em 31 de outubro de 2013, a ENEVA informou ao mercado que, em conjunto com a Cambuhy Investimentos Ltda. (“Cambuhy”), a DD Brazil, a OGX Petróleo e Gás Participações S.A. e algumas de suas afiliadas, celebrou contrato de subscrição e outras avenças por meio do qual acordaram investir na Parnaíba Gás Natural. A ENEVA, a E.ON e a Cambuhy firmaram um novo acordo de acionistas cuja eficácia estava sujeita à implementação do Novo Aumento de Capital. Em dezembro de 2013, Parnaíba IV iniciou suas operações comerciais, atendendo ao contrato com 56 MW. Em 24 de janeiro de 2014, A ENEVA informou ao mercado que a 15ª Vara Federal do Distrito Federal concedeu limiar às subsidiárias da Pecém I e Itaqui suspendendo os pagamentos por indisponibilidade das usinas em apuração horária. Em 12 de maio de 2014, a ENEVA informou ao mercado sua intenção de promover um aumento privado de capital de até R$1.500.000.000,00 em duas etapas (“Aumento de Capital em Duas Etapas”). Adicionalmente, um financiamento de longo prazo à Pecém II seria concedido por instituições financeiras, sujeito à obtenção de consentimentos e aprovações sob os contratos financeiros vigentes da ENEVA. Nesta mesma data e sujeita ao cumprimento de

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certas condições suspensivas, as instituições financeiras se comprometeram a (a) estender à ENEVA, sob a forma de um financiamento bridge, valor a ser repago com a utilização dos recursos do financiamento de longo prazo da Pecém II; (b) conceder uma reestruturação do endividamento da ENEVA e de suas subsidiárias; e (c) prorrogar 5 anos no prazo de vencimento dos empréstimos ainda existentes na ENEVA. Em 14 de julho de 2014, a Companhia informou ao mercado que concluiu, na mesma data, a alienação indireta de 50% das ações de emissão da Pecém II de sua titularidade para a E.ON. Como resultado da referida alienação indireta, a ENEVA recebeu R$400.000.000,00, e a ENEVA e a E.ON se tornaram acionistas, cada uma com 50% de participação, de uma sociedade de propósito específico que detém 100% das ações emitidas pela Pecém II. Em 10 de outubro de 2014, a Companhia comunicou ao mercado que celebrou um Protocolo de Entendimentos com a Copelmi Mineração Ltda. (“Copelmi”) que, dentre outros assuntos, prevê a capitalização da Seival Sul Mineração Ltda. (“SSM”), sociedade arrendatária dos direitos à exploração das jazidas de carvão mineral da Mina de Seival, na qual a Companhia e a Copelmi detém participação de 70% e 30%, respectivamente. Após a conclusão da referida operação, a qual está sujeita ao cumprimento de condições precedentes, as participações Companhia e da Copelmi na SSM serão de 30% e 70%, respectivamente. Em 9 de dezembro de 2014, a ENEVA informou ao mercado que ajuizou na Comarca do Estado do Rio de Janeiro, pedido de recuperação judicial em conjunto com sua subsidiária Eneva Participações S.A., nos termos do artigo 51 e seguintes da Lei n.º 11.101, de 9 de fevereiro de 2005, conforme alterada (“Lei de Falências”), em caráter de urgência, com base no artigo 122, parágrafo único, da Lei das Sociedades por Ações, o qual foi deferido pelo Juízo da 4ª Vara Empresarial da referida Comarca em 16 de dezembro do mesmo ano, que ainda decidiu pela nomeação da Deloitte Touché S.A. Tohmatsu como administrador judicial. O pedido de recuperação judicial ocorreu em virtude (i) da não revalidação do acordo para suspender a amortização e o pagamento de juros de operações financeiras contratadas pela Companhia e determinadas subsidiárias com seus credores financeiros, expirado em 21 de novembro de 2014; e (ii) de não ter sido alcançado um acordo entre a Companhia e instituições financeiras na implementação de um plano de estabilização da Companhia visando ao fortalecimento da estrutura de capital e medidas para o reperfilamento das dívidas financeiras da Companhia. Adicionalmente na mesma data do ajuízamento do pedido de recuperação judicial, a ENEVA informou ao mercado que celebrou contrato de venda da totalidade de sua participação em Pecém I para a EDP. A referida venda compreende o pagamento, pela EDP, de R$300.000.000,00 por 50% do capital social de Pecém I, referente (i) às ações detidas pela ENEVA; e (ii) pela futura capitalização de créditos concedidos originalmente pela ENEVA à Pecém I no valor

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total de, aproximadamente, R$409.900.000,00, a ser efetivada na conclusão da venda, a qual está sujeita a condições precedentes e também à aprovação do Conselho Administrativo de Defesa Econômica – CADE (“CADE”). Em 12 de fevereiro de 2015, o Conselho de Administração da ENEVA aprovou a apresentação de Plano de Recuperação Judicial perante o Juízo da 4ª Vara Empresarial, no âmbito da recuperação judicial da ENEVA, o qual tem como premissa a reestruturação do endividamento financeiro e o equacionamento da estrutura de capital da ENEVA (“Plano de Recuperação”). O Plano de Recuperação ainda sofreu alterações pelo Conselho de Administração da ENEVA em 10 de abril de 2015, as quais dizem respeito à forma de restruturação do endividamento financeiro e ao equacionamento da estrutura de capital. Já em 30 de abril de 2015, o Plano de Recuperação foi aprovado pela Assembleia Geral de Credores da ENEVA, juntamente com a alienação da participação societária detida pela ENEVA em Pecém I em favor da EDP – Energias do Brasil S.A. Em 12 de maio de 2015, o Juízo da 4ª Vara Empresarial Comarca do Estado do Rio de Janeiro proferiu decisão homologando o Plano de Recuperação Judicial da Companhia.

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6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas

Eneva Participações S.A.

a) e b) Evento e Principais Condições do Negócio Em 17 de abril de 2012, a Companhia celebrou os acordos definitivos com a E.ON, relativos à formação de uma joint venture 50/50, sob a denominação Eneva Participações S.A., a qual foi concluída em 25 de maio de 2012, bem como para captação de R$1.000.000.063,00 subscritos em sua quase totalidade pela E.ON para alcançar uma participação de 11,7% na ENEVA. O objetivo da joint venture é o desenvolvimento, em regime de exclusividade, de novos projetos de geração de energia no Brasil e no Chile, assim como desenvolvimento de determinados projetos de energia térmica e renovável da carteira de empreendimentos já detida pela ENEVA nesses países, os quais foram transferidos para a joint venture a valor contábil. Nesta linha, em 24 de maio de 2012, a DD Brazil, ingressou na Eneva Participações S.A. e a Companhia realizou as transferências das participações societárias em suas controladas, conforme acertado nos acordos definitivos. Ainda, em 24 de maio de 2012, foi aprovada em Assembleia Geral Extraordinária, a cisão parcial da Companhia, seguida da incorporação da parcela cindida do seu acervo líquido pela CCX Carvão da Colômbia S.A. Neste mesmo ato, restou aprovada a alteração do Estatuto Social da Companhia, em decorrência da redução do capital social resultante da cisão parcial, sem o cancelamento de ações. c) Sociedades envolvidas ENEVA S.A., E.ON SE, DD Brazil Holdings S.A.R.L e Eneva Participações S.A. d) Efeitos Relevantes da Operação no Quadro Acionário, especialmente sobre a participação do Controlador, de Acionista com mais de 5% do Capital Social e dos Administradores do Emissor Em decorrência da operação em comento, o Sr. Eike Fuhrken Batista teve a sua participação acionária na Companhia diminuída para 53,9% e, concomitantemente, ocorreu o ingresso da E.ON com 11,7% do capital social da Companhia. e) Quadro Societário Antes e depois da Operação Abaixo, segue abaixo estrutura acionária da Companhia antes e depois da cisão da ENEVA, criação da JV e aumento de capital. Antes:

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Depois:

Aquisição de Parque Eólico

a) e b) Evento e Principais Condições do Negócio Em julho de 2012, a Eneva Participações S.A. adquiriu da CSRX Energias Renováveis Ltda., 100% do capital social total de cada uma das 23 SPEs constituídas para o desenvolvimento dos complexos eólicos Jandaíra, Pedra Preta I e Pedra Preta II, com capacidade total de 600MW (“Ventos”). O acordo também inclui uma opção para adquirir uma expansão dos projetos, com capacidade adicional de 600MW, a qual não foi exercida até sua data de vencimento, qual seja, 31 de maio de 2013. O preço da aquisição foi de R$37.000,00 por MW instalado, equivalente a um valor total de R$22,2 milhões para os 600MW iniciais. Adicionalmente, o contrato prevê o pagamento de

~72% ~28%

EIKE BATISTA

Free Float

Mina de Carvão Seival

Parnaíba Gás Natural *

50% 100% 100% 51%

100% 100% 100% 100%

Sul & Seival UTE Castilla

Supply & Trading

100%

70%

33%

Tauá Solar

100%

Parnaíba II Açu

Amapari Energia Itaqui Pecém II Pecém I

*70% - Blocos Exploratórios de Gás Natural na Bacia do Parnaíba

Parnaíba I

70%

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royalties no valor de R$1,30 por MWh comercializado, pelo período de suprimento da energia, no limite máximo de 20 anos. Os mesmos termos serão aplicados para a expansão dos projetos, caso a Companhia opte por exercer a opção. c) Sociedades envolvidas Eneva Participações S.A. e CSRX Energias Renováveis Ltda. d) Efeitos Relevantes da Operação no Quadro Acionário, especialmente sobre a participação do Controlador, de Acionista com mais de 5% do Capital Social e dos Administradores do Emissor Não foram constatados efeitos relevantes no quadro acionário da Companhia, tampouco sobre a participação do Sr. Eike Fuhrken Batista e da DD Brazil (“Acionistas Controladores”) e dos acionistas da Companhia com mais de 5% do capital social da Companhia e de seus administradores. e) Quadro Societário Antes e depois da Operação

23 SPEs Eólicas – Projeto Ventos Antes Eneva Participações CSRX

0% 100% Depois Eneva Participações CSRX

100% 0% Abaixo, segue organograma do referido projeto: Acordo de Investimento entre Eike Fuhrken Batista e E.ON

DD Brazil

Holdings S.à.r.l.

SPEs Ventos*

100%

Eneva Participações

S.A.

ENEVAS.A.

50% 50%

* Central Eólica Algaroba Ltda. Central Eólica Asa Branca Ltda. Central Eólica Boa Vista I Ltda. Central Eólica Boa Vista II Ltda. Central Eólica Boa Vista III Ltda. Central Eólica Bonsucesso Ltda. Central Eólica Bonsucesso II Ltda. Central Eólica Milagres Ltda. Central Eólica Morada Nova Ltda. Central Eólica Ouro Negro Ltda. Central Eólica Pau Branco Ltda. Central Eólica Pau D´Arco Central Eólica Pedra Branca Ltda. Central Eólica Pedra Rosada Ltda. Central Eólica Pedra Vermelha I Ltda. Central Eólica Pedra Vermelha II Ltda. Central Eólica Santa Benvinda I Ltda. Central Eólica Santa Benvinda II Ltda. Central Eólica Santa Luzia Ltda. Central Eólica Santo Expedito Ltda. Central Eólica São Francisco Ltda. Central Eólica Ubaeira I Ltda. Central Eólica Ubaeira II Ltda.

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a) e b) Evento e Principais Condições do Negócio Em 27 de março de 2013, o Sr. Eike Fuhrken Batista, e a E.ON celebraram um acordo de investimento. Após a verificação de todas as condições precedentes constantes do acordo de acionistas, em 29 de maio de 2013, a E.ON, por meio de sua subsidiária DD Brazil Holdings S.A.R.L, adquiriu 141.544.637 ações de emissão da Companhia detidas pelo Sr. Eike Fuhrken Batista e por determinados acionistas da ENEVA, detentores de opções de compra de ações de emissão da ENEVA, representativas de 24,47% do seu capital social. Ademais, a E.ON e o Sr. Eike Fuhrken Batista celebraram um acordo de acionistas, que regula, entre outras matérias, o exercício dos direitos de voto e restrições às transferências de ações detidas no capital social da Companhia. Como resultado desse acordo, o Sr. Eike Fuhrken Batista passou a deter 23,6% do capital social da Companhia enquanto a E.ON passou a deter 36,2%. No âmbito da transação acima exposta, a Companhia protocolou, em, 31 de maio de 2013, perante a Associação Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiro e de Capitais – ANBIMA o pedido de análise prévia para registro de uma oferta pública de ações de emissão da Companhia, cujo valor totalizaria, pelo menos, R$1,2 bilhão, com garantia firme de colocação da totalidade do valor ao preço de R$10,00 por ação. No entanto, o Conselho de Administração da Companhia, em 3 de julho de 2013, aprovou o cancelamento da referida oferta pública baseando-se (i) nas condições adversas do mercado brasileiro e exterior naquele momento; e (ii) no fato de que investidores e acionistas relevantes da Companhia não manifestaram interesse em participar da oferta pública. c) Sociedades envolvidas Eike Fuhrken Batista, E.ON SE e DD Brazil Holdings S.A.R.L. d) e e) Efeitos Relevantes da Operação no Quadro Acionário, especialmente sobre a participação do Controlador, de Acionista com mais de 5% do Capital Social e dos Administradores do Emissor e Quadro Societário Antes e depois da Operação Tal operação resultou na seguinte mudança no quadro acionário da Companhia: Estrutura acionária antes da operação:

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Estrutura acionária depois da operação: Aquisição Mabe Brasil Ltda. a) e b) Evento e Principais Condições do Negócio Em 27 de março de 2013, a Companhia comunicou ao mercado que, em conjunto com a EDP – Energia do Brasil S.A., e em iguais proporções, concluiu a aquisição de 100% das ações da MABE Brasil Ltda., consórcio formado pelas empresas Maire Tecnimont SpA e Grupo Efacec, referente à gestão das obras de Pecém I, Itaqui e Pecém II, pelo valor simbólico de R$1,00. c) Sociedades envolvidas ENEVA S.A., EDP – Energias do Brasil S.A. e MABE Brasil Ltda. d) Efeitos Relevantes da Operação no Quadro Acionário, especialmente sobre a participação do Controlador, de Acionista com mais de 5% do Capital Social e dos Administradores do Emissor Não foram constatados efeitos relevantes no quadro acionário da Companhia, tampouco sobre a participação dos Acionistas Controladores e dos acionistas da Companhia com mais de 5% do capital social da Companhia e de seus administradores. e) Quadro Societário Antes e depois da Operação

MABE Brasil Ltda. Antes ENEVA EDP Consórcio Maire

11,7% 53,5%

EIKE BATISTA

FREE FLOAT

MPX-E.ON

34,8%

50%50%

36,2% 23,6%

EIKE BATISTA Outros

40,2%

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e Efacec 0% 0% 100%

Depois ENEVA EDP Consórcio Maire e Efacec

50% 50% 0% Aquisição Parnaíba III

a) e b) Evento e Principais Condições do Negócio Em 5 de abril de 2013, a Companhia informou a mercado que concluiu a aquisição da totalidade do capital social da Parnaíba III pela Companhia, Eneva Participações S.A. e Petra Energia S.A. A Parnaíba III iniciou suas operações comerciais em sua primeira unidade geradora em outubro de 2013 com capacidade de 176 MW. A capacidade adicional suprirá os contratos de Parnaíba III que contratou a venda de energia no Leilão de Energia Nova A-5 de 2008, na forma de Contratos de Comercialização de Energia em Ambienta Regulado (“CEARs”), totalizando 98 MW médios e podendo receber uma receita fixa anual de R$104,9 milhões (ambos os valores na data-base de novembro de 2014), desde que as disposições contratuais aplicáveis sejam cumpridas pelas partes. Os CCEARs têm prazo de 15 anos, a partir de 2013. c) Sociedades envolvidas ENEVA S.A., Eneva Participações S.A. e Petra Energia S.A. d) Efeitos Relevantes da Operação no Quadro Acionário, especialmente sobre a participação do Controlador, de Acionista com mais de 5% do Capital Social e dos Administradores do Emissor Não foram constatados efeitos relevantes no quadro acionário da Companhia, tampouco sobre a participação dos Acionistas Controladores e dos acionistas da Companhia com mais de 5% do capital social da Companhia e de seus administradores. e) Quadro Societário Antes e depois da Operação O quadro societário da Companhia não foi alterado em razão da operação ora descrita. O que ocorreu tão somente foi o aumento da participação indireta da Companhia na Parnaíba III. A estrutura abaixo ilustra a atual composição societária de Parnaíba III:

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Parceria com a Kinross a) e b) Evento e Principais Condições do Negócio Em 24 de abril de 2013, a Companhia, em conjunto com a Eneva Participações S.A. e a Petra, firmou contrato com a Kinross para a implementação de projeto termelétrico a gás natural, com capacidade instalada de 56MW, a ser construído na bacia de Parnaíba, estado do Maranhão. O valor anual do contrato é de aproximadamente R$54.000.000,00. c) Sociedades envolvidas ENEVA S.A., Eneva Participações S.A., Petra Energia S.A. e Kinross Brasil Mineração S.A. d) Efeitos Relevantes da Operação no Quadro Acionário, especialmente sobre a participação do Controlador, de Acionista com mais de 5% do Capital Social e dos Administradores do Emissor Não foram constatados efeitos relevantes no quadro acionário da Companhia, tampouco sobre a participação dos Acionistas Controladores e dos acionistas da Companhia com mais de 5% do capital social da Companhia e de seus administradores. e) Quadro Societário Antes e depois da Operação

Eneva Participações

50%

50%

Parnaíba III (Nova

Venécia)

Parnaíba Participações

70%

50% 50%

30%

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O quadro societário da Companhia não foi alterado em razão da operação ora descrita. Cessão de Blocos Exploratórios Terrestres pela Óleo e Gás Participações S.A. (“OGPar”), atual denominação social da OGX Participações S.A.

a) e b) Evento e Principais Condições do Negócio Em 16 de maio de 2013, a ENEVA informou ao mercado que firmou acordo com a Óleo e Gás Participações S.A. (“OGPar”), atual denominação social da OGX Participações S.A., que tem como objeto a cessão para a ENEVA de 50% de participação nos blocos exploratórios terrestres PN-T-168, PN-T-153, PN-T-113 e PN-T-114 (“Novos Blocos”), localizados na Bacia do Parnaíba, adquiridos pela OGPar através da 11ª Rodada de Licitações organizada pela ANP, a qual foi realizada em 14 de maio de 2013. A ENEVA irá adquirir a participação de 50% nos Novos Blocos em condições idênticas às ofertadas pela OGPar na 11ª Rodada de Licitações da ANP. O valor de aquisição pago pela ENEVA, assim sendo, será equivalente à metade dos bônus de assinatura e demais compromissos de exploração e desenvolvimento assumidos nas propostas apresentadas pela OGPar à ANP. A cessão, objeto do acordo, será submetida para aprovação da ANP tão logo assinados os contratos de concessão dos Novos Blocos. c) Sociedades envolvidas ENEVA S.A. e Óleo e Gás Participações S.A. d) Efeitos Relevantes da Operação no Quadro Acionário, especialmente sobre a participação do Controlador, de Acionista com mais de 5% do Capital Social e dos Administradores do Emissor Não foram constatados efeitos relevantes no quadro acionário da Companhia, tampouco sobre a participação dos Acionistas Controladores e dos acionistas da Companhia com mais de 5% do capital social da Companhia e de seus administradores. e) Quadro Societário Antes e depois da Operação Tal operação não resultou em qualquer mudança no quadro acionário da Companhia. Investimentos da E.ON e da Cambuhy na Parnaíba Gás Natural

a) e b) Evento e Principais Condições do Negócio

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Em 30 de outubro de 2013, A Companhia celebrou um contrato de subscrição e outras avenças com a Cambuhy, DD Brazil, OGPar e algumas de suas afiliadas, por meio do qual, nos termos e condições estipulados, a Cambuhy e a E.ON acordaram investir na Parnaíba Gás Natural o valor total de R$250.000.000,00. Em 19 de fevereiro de 2014 o investimento foi concluído por meio de aumento de capital da Parnaíba Gás Natural, no qual a Cambuhy subscreveu o montante de R$200.000.000,00 e a E.ON subscreveu o montante de R$50.000.000,00. Após o aumento de capital, a Cambuhy e a E.ON passaram a deter participação na Parnaíba Gás Natural de, respectivamente, 36,36% e 9,09%, enquanto a OGPar deverá deter uma participação de 36,36% e a ENEVA deverá deter uma participação de 18,18%. c) Sociedades envolvidas ENEVA S.A., Cambuhy Investimentos Ltda., DD Brazil Holdings S.a.r.l, Óleo e Gás Participações S.A. e Parnaíba Gás Natural S.A. d) e e) Efeitos Relevantes da Operação no Quadro Acionário, especialmente sobre a participação do Controlador, de Acionista com mais de 5% do Capital Social e dos Administradores do Emissor e Quadro Societário Antes e depois da Operação Tal operação resultou na seguinte mudança no quadro acionário da Companhia: Estrutura acionária antes da operação:

Estrutura acionária depois da operação:

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ENEVA S.A. E.ON SE

Pecém II Participações S.A

Pecém II Geração de Energia S.A

50,00% 50,00%

100%

Alienação Indireta de Pecém II Geração de Energia S.A. a) e b) Evento e Principais Condições do Negócio Em 14 de julho de 2014, a Companhia informou ao mercado que concluiu, na mesma data, a alienação indireta de 50% das ações de emissão da Pecém II Geração de Energia S.A. (“Pecém II”) de sua titularidade para a DD Brazil Holdings S.à.R.L. Como resultado da referida alienação indireta, a ENEVA recebeu R$ 400.000.000,00, e a ENEVA e a DD Brazil Holdings S.à.R.L. se tornaram acionistas, cada uma com 50% de participação, de uma sociedade de propósito específico que detém 100% das ações emitidas pela Pecém II. c) Sociedades envolvidas ENEVA S.A., DD Brazil Holdings S.à.R.L. e Pecém II Geração de Energia S.A. d) Efeitos Relevantes da Operação no Quadro Acionário, especialmente sobre a participação do Controlador, de Acionista com mais de 5% do Capital Social e dos Administradores do Emissor Não foram constatados efeitos relevantes no quadro acionário da Companhia, tampouco sobre a participação dos Acionistas Controladores e dos acionistas da Companhia com mais de 5% do capital social da Companhia e de seus administradores. e) Quadro Societário Antes e depois da Operação O quadro societário da Companhia não foi alterado em razão da operação ora descrita. O que ocorreu tão somente foi a alienação de 50% de participação da Companhia em Pecém II. A estrutura abaixo ilustra a atual composição societária de Pecém II:

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Alienação da Participação Acionária da Companhia na Porto Pecém Geração de Energia S.A. a) e b) Evento e Principais Condições do Negócio Em 9 de dezembro de 2014, a Companhia comunicou ao mercado que celebrou contrato de venda da alienação da totalidade de sua participação na empresa Porto do Pecém Geração de Energia S.A. para a EDP – Energias do Brasil S.A. pelo valor de, aproximadamente, R$300 milhões. Cumpridas as condições precedentes, a operação foi concluída em 15 de maio de 2015 e a EDP – Energias do Brasil S.A. passou a ser acionista da Porto do Pecém Geração de Energia S.A., com 50% de participação, enquanto a Companhia deixou de ser acionista da Porto do Pecém Geração de Energia S.A. c) Sociedades envolvidas ENEVA S.A., Porto do Pecém Geração de Energia S.A. e EDP – Energias do Brasil S.A. d) Efeitos Relevantes da Operação no Quadro Acionário, especialmente sobre a participação do Controlador, de Acionista com mais de 5% do Capital Social e dos Administradores do Emissor Não foram constatados efeitos relevantes no quadro acionário da Companhia, tampouco sobre a participação dos Acionistas Controladores e dos acionistas da Companhia com mais de 5% do capital social da Companhia e de seus administradores. e) Quadro Societário Antes e depois da Operação O quadro societário da Companhia não foi alterado em razão da operação ora descrita. O que ocorreu tão somente foi a alienação da totalidade da participação da Companhia na Porto Pecém Geração de Energia S.A. Baixa integral da participação da Companhia na MPX Chile Holding Ltda. a) e b) Evento e Principais Condições do Negócio Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia realizou a baixa integral de sua participação na controlada em conjunto MPX Chile Holding Ltda. c) Sociedades envolvidas ENEVA S.A. e MPX Chile Holding Ltda.

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d) Efeitos Relevantes da Operação no Quadro Acionário, especialmente sobre a participação do Controlador, de Acionista com mais de 5% do Capital Social e dos Administradores do Emissor Não foram constatados efeitos relevantes no quadro acionário da Companhia, tampouco sobre a participação dos Acionistas Controladores e dos acionistas da Companhia com mais de 5% do capital social da Companhia e de seus administradores. e) Quadro Societário Antes e depois da Operação O quadro societário da Companhia não foi alterado em razão da operação ora descrita. O que ocorreu tão somente foi a baixa integral de 100% da participação da Companhia na MPX Chile Holding Ltda.

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6.6 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperaçãojudicial ou extrajudicial

Em 9 de dezembro de 2014, a ENEVA informou ao mercado que ajuizou na Comarca do Estado do Rio de Janeiro pedido de recuperação judicial, nos termos do artigo 51 e seguintes da Lei de Falências, em caráter de urgência, com base no artigo 122, parágrafo único, da Lei das Sociedades por Ações. O pedido de recuperação judicial ocorreu em virtude (i) da não revalidação do acordo para suspender a amortização e o pagamento de juros de operações financeiras contratadas pela Companhia e determinadas subsidiárias com seus credores financeiros, expirado em 21 de novembro de 2014; e (ii) de não ter sido alcançado um acordo entre a Companhia e instituições financeiras na implementação de um plano de estabilização da Companhia visando ao fortalecimento da estrutura de capital e medidas para o reperfilamento das dívidas financeiras da Companhia. Em 16 de dezembro de 2014, a ENEVA informou ao mercado que o Juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Estado do Rio de Janeiro decidiu pelo deferimento do processamento da recuperação judicial da ENEVA e de sua subsidiária Eneva Participações S.A.. O referido juízo decidiu, também, pela nomeação da Deloitte Touché S.A. Tohmatsu como administrador judicial. Em 12 de fevereiro de 2015, o Conselho de Administração da ENEVA aprovou a apresentação de Plano de Recuperação, o qual ainda sofreu alterações pelo Conselho de Administração da ENEVA em 10 de abril de 2015, as quais dizem respeito à forma de restruturação do endividamento financeiro e ao equacionamento da estrutura de capital. O Plano de Recuperação tem as seguintes características:

(i) pagamento integral de até R$250.000,00 (duzentos e cinquenta mil reais) por credor quirografário, respeitado o valor do respectivo crédito;

(ii) redução obrigatória do valor de 20% (vinte por cento) ou 15% (quinze por cento) dos créditos quirografários, mediante a aplicação de deságio sobre o valor de cada crédito quirografário no montante que superar o valor de R$250.000,00 (duzentos e cinquenta mil reais) pagos conforme o item (i) acima. A determinação do percentual efetivamente aplicável dependerá do eventual aporte de ativos discriminados na versão ajustada do Plano de Recuperação;

(iii) redução obrigatória, por meio de capitalização de créditos, de 40% (quarenta por cento) ou 55% (cinquenta e cinco por cento) dos créditos quirografários no montante que superar o valor de R$250.000,00 (duzentos e cinquenta mil reais) pagos conforme o item (i) acima. A determinação do percentual efetivamente aplicável dependerá do eventual aporte de ativos discriminados na versão ajustada do Plano de Recuperação; e

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6.6 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperaçãojudicial ou extrajudicial

(iv) reperfilamento do saldo remanescente dos créditos quirografários, nos termos e condições ajustados, conforme indicados na versão ajustada do Plano de Recuperação.

Adicionalmente, o Plano de Recuperação ainda prevê realização de um aumento de capital, a ser deliberado e aprovado em Assembleia Geral de Acionistas, no valor estimado de R$3.000.000.000,00 (três bilhões de Reais), ao preço de emissão de R$0,15 (quinze centavos de Real) por ação da Companhia, sendo composto pela(o): (i) capitalização de créditos detidos por credores quirografários das Recuperandas; (ii) aporte de determinados ativos por parte de acionistas, credores e/ou investidores da Companhia; e/ou (iii) contribuição em moeda corrente. Em 30 de abril de 2015, a Assembleia Geral de Credores da ENEVA aprovou (i) a alienação da participação societária detida pela ENEVA em Pecém I em favor da EDP – Energias do Brasil S.A.; e (ii) o Plano de Recuperação, o qual será submetido à homologação pelo Juízo da 4ª Vara Empresarial. Em 12 de maio de 2015, o Juízo da 4ª Vara Empresarial Comarca do Estado do Rio de Janeiro proferiu decisão homologando o Plano de Recuperação Judicial da Companhia.

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Não há outras informações que a Companhia julgue relevante em relação ao item 6 que não tenham sido divulgadas nos demais itens deste Formulário de Referência.

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7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas

A ENEVA tem por objeto social a geração, distribuição e comercialização de energia elétrica e a participação, como sócia, sócia-quotista ou acionista, no capital de outras sociedades civis ou comerciais, no país ou no exterior, qualquer que seja o objeto social. Para tanto, a Companhia é uma empresa diversificada de energia, com negócios complementares em geração de energia elétrica e exploração e produção de gás natural na América do Sul. Nossa base atual de geração de energia está focada em fontes térmicas (carvão mineral, gás natural e óleo diesel), e temos desenvolvido, também, fontes complementares, como a energia solar e projetos de geração eólica. Essa diversificação é particularmente estratégica para a matriz energética brasileira, a qual é fortemente dependente da geração hidráulica. A ENEVA possui, atualmente, participação em oito usinas, detidas por ela integralmente ou por meio de parcerias, já em operação, localizadas nos Estados do Amapá, Ceará e Maranhão, que totalizam uma capacidade instalada bruta de 2,2 GW: • Itaqui: A Usina Termelétrica Porto do Itaqui (“Itaqui”) está localizada no

distrito industrial de São Luís, no estado do Maranhão. A Itaqui é uma usina termelétrica movida a carvão mineral integralmente detida pela ENEVA, com capacidade instalada de 360 MW de energia. A Itaqui contratou a venda de 315 MW médios, por um período de 15 anos contados a partir de 5 de fevereiro de 2013, no leilão de energia nova A-5 ocorrido em outubro de 2007, o que lhe permitirá receber uma receita fixa anual de até R$336,7 milhões (data-base: novembro de 2014), indexada ao IPCA (desde que as disposições contratuais aplicáveis sejam cumpridas pela Itaqui e pelos compradores de energia). O contrato de fornecimento de energia prevê, adicionalmente, uma receita variável destinada a cobrir os custos (combustível, operação e manutenção) incorridos quando a planta for despachada pelo Operador Nacional do Sistema (“ONS"). A Itaqui iniciou suas operações comerciais em fevereiro de 2013;

• Parnaíba I: A Usina Termelétrica Parnaíba I (“Parnaíba I”) está localizada

na Bacia do Parnaíba, na cidade de Santo Antônio dos Lopes, estado do Maranhão. A Parnaíba I é uma usina termelétrica movida a gás natural, na qual a ENEVA detém uma participação de 70%. A Paranaíba I é composta por quatro turbinas a gás natural de capacidade de 169 MW cada, totalizando uma capacidade instalada de 676 MW. A usina contratou a venda de 450 MW médios por um período de 15 anos contados a partir de 1 de fevereiro de 2013, no leilão de energia nova A-5 ocorrido em setembro de 2008, o que lhe permitirá receber uma receita fixa anual de R$472,6 milhões (data-base: novembro de 2014), indexada ao IPCA (desde que as

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disposições contratuais aplicáveis sejam cumpridas pela Parnaíba I e pelos compradores de energia). O gás natural é produzido nos blocos exploratórios da Parnaíba Gás Natural S.A., empresa na qual temos participação (“Parnaíba Gás Natural”), na Bacia do Parnaíba, no estado do Maranhão. O contrato de fornecimento de energia prevê, adicionalmente, uma receita variável destinada a cobrir os custos (combustível, operação e manutenção) incorridos quando a planta for despachada pelo ONS. A quarta e última turbina da usina recebeu autorização para iniciar a operação comercial em 12 de abril de 2013, passando Parnaíba I, assim, a gerar comercialmente 676 MW, com todas as suas turbinas em operação comercial;

• Amapari: A Usina Termelétrica Amapari (“Amapari”) está localizada no município de Serra do Navio, no estado do Amapá. A Amapari é uma usina termelétrica a óleo diesel, na qual a ENEVA participação majoritária de 51%, sendo o restante detido pela Eletronorte – Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. A Amapari se encontra em operação comercial desde novembro de 2008, com capacidade instalada de 23 MW. Ademais, há previsão de receitas variáveis, referentes a valores advindos do fornecimento da “energia fornecida”, a qual é dividida em (i) energia fornecida variável referente à operação e manutenção; e (ii) energia fornecida variável referente ao custo de aquisição de combustível. As receitas são reajustadas anualmente, com base na variação do IPCA. Já os valores referentes à energia fornecida referente ao custo de aquisição de combustível, são reajustados conforme custo determinado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”).

• Tauá: A Usina Solar Tauá (“Tauá”) está localizada no município de Tauá, no estado do Ceará. A Tauá é um empreendimento comercial de geração de energia a partir do sol, detida integralmente pela controlada da Companhia Eneva Participações S.A. Em operação desde julho de 2011, a Tauá possui capacidade instalada de 1 MW, além de uma autorização da ANEEL e da Secretaria Estadual do Meio Ambiente do Ceará – SEMACE para ampliação gradual de sua capacidade instalada até 5 MW;

• Pecém II: A Usina Termelétrica Pecém II (“Pecém II”) está localizada no

município de São Gonçalo do Amarante, no estado do Ceará. A Pecém II é uma usina termelétrica a carvão mineral na qual a ENEVA detém participação de 50%, com capacidade instalada de 360 MW. No leilão de energia nova A-5 de setembro de 2008, a Pecém II contratou a venda de 276 MW médios, por um período de 15 anos contados a partir de 18 de outubro de 2013, o que a permite receber uma receita fixa anual de aproximadamente R$302,1 milhões (data-base: novembro de 2014), indexada ao IPCA (desde que as disposições contratuais aplicáveis sejam cumpridas pela Pecém II e pelos compradores de energia). O contrato de

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fornecimento de energia prevê, adicionalmente, uma receita variável destinada a cobrir os custos (combustível, operação e manutenção) incorridos quando a planta for despachada pelo ONS. As operações comerciais de Pecém II iniciaram-se em outubro de 2013;

• Parnaíba II: Em agosto de 2011, a Companhia sagrou-se vitoriosa no leilão de energia nova A-3, garantindo a contratação da energia da Usina Termelétrica Parnaíba II (“Parnaíba II”), localizada na Bacia do Parnaíba, na qual a Companhia detém participação de 100% e cuja capacidade instalada será de 518 MW, atingida por meio da operação de duas turbinas a gás natural com capacidade de 169 MW cada e de uma turbina a vapor com capacidade de 181 MW. No entanto, conforme informando no item 6.3 deste Formulário de Referência, o início da operação comercial da usina foi postergado para 1° julho de 2016, de acordo com o Termo de Compromisso de Ajuste de Conduta celebrado, em 20 de novembro de 2014, entre Parnaíba II, a Companhia e a ANEEL (“TAC”). Atualmente, em substituição à Parnaíba I, conforme previsto no TAC, e somente terá sua operação comercial iniciada em 1° julho de 2016. Ainda segundo os termos e condições do TAC, ficou definida a redução da receita fixa de Parnaíba II no valor total de R$334,1 milhões, a ser paga de forma parcelada da seguinte maneira (i) R$13,0 milhões por ano, entre 2022 e 2025; e (ii) R$25,7 por ano, entre 2026 e 2036, sendo tais valores atualizados pelo IPCA. Adicionalmente, de forma a prevenir potenciais litígios relacionados ao fornecimento de gás natural, tendo em vista as disposições do TAC a Companhia celebrou acordo com a Parnaíba Gás Natural e com a BPMB Parnaíba S.A. (“BPMB”), fornecedoras de gás natural de Parnaíba II, estabelecendo, entre outros pontos, que a Parnaíba Gás Natural e a BPMB concederão descontos sobre o fornecimento de gás natural às usinas do Complexo Parnaíba nos seguintes valores: (i) R$141,8 milhões, referentes à postergação do início de operação comercial de Parnaíba II, os quais passaram a ser apurados mensalmente a partir de abril de 2015 até setembro de 2016; e (ii) R$167,0 milhões, equivalentes à 50% da redução da receita fixa de Parnaíba II no valor de R$334,1 milhões, a serem apurados entre os anos de 2022 e 2036.

• Parnaíba III: Em abril de 2013, a ENEVA adquiriu a totalidade do capital

social da Usina Termelétrica MC2 Nova Venécia, que passou a ser denominada Usina Termelétrica Parnaíba III (“Parnaíba III”) e a ser detida na seguinte proporção: (i) Companhia (35%); (ii) Eneva Participações S.A. (35%); e Petra Energia S.A (30%). A Parnaíba III iniciou suas operações comerciais da sua primeira unidade geradora em outubro de 2013 e da sua segunda e última unidade geradora em fevereiro de 2014, atingindo, assim, a capacidade instalada de 176 MW. A Parnaíba III suprirá os contratos que a antiga Usina Termelétrica MC2 Nova Venécia contratou, os quais preveem a venda de 98 MW médios, por um período de 15 anos contados a partir de 22

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de outubro de 2013, no leilão de energia nova A-5 de setembro de 2008. O contrato de fornecimento de energia garante o recebimento de receita fixa anual de R$104,9 milhões (data-base: dezembro de 2014), corrigida anualmente pelo IPCA (desde que as disposições contratuais aplicáveis sejam cumpridas por Parnaíba III e pelos compradores de energia) e, adicionalmente, uma receita variável destinada a cobrir os custos (combustível, operação e manutenção) incorridos quando a planta for despachada pelo ONS; e

• Parnaíba IV: Em abril de 2013, a Companhia firmou contrato com a Kinross

Brasil Mineração S.A. para a implantação de um projeto termelétrico a gás natural, com capacidade instalada de 56 MW. Construída na Bacia do Parnaíba, estado do Maranhão, a Usina Termelétrica Parnaíba IV (“Parnaíba IV”) iniciou suas operações comerciais em dezembro de 2013. O valor anual do contrato é de aproximadamente R$69,0 milhões (data-base: novembro de 2014). A Parnaíba IV é detida na seguinte proporção: (i) Companhia (35%); (ii) Eneva Participações S.A. (35%); e (iii) Petra Energia S.A (30%).

A tabela abaixo sintetiza os contratos de energia celebrados pela Companhia e o fluxo de receitas esperado para os próximos anos (desde que as disposições contratuais aplicáveis sejam cumpridas pelas respectivas partes):

Capacidade total

Participação direta ENEVA

Participação direta ENEVA

Participações

Receita fixa

anual (R$

milhões) (1)

Combustível Período do PPA

Data de início da Operação

(DCO)

Itaqui 360 MW 100% - 336,7 Carvão 2012-2026

02/2013

Pecém II

360 MW 50% - 302,1 Carvão 2013-2027

10/2013

Parnaíba I

676 MW 70% - 472,6 Gás natural 2013-2027

04/2013

Parnaíba II

517 MW 100% - 398,3 Gás natural 2014-2033

07/2016

Parnaíba III

176 MW 35% 35% 104,9 Gás natural 2013-2027

10/2013

Parnaíba IV

56 MW 35% 35% 69 Gás natural 2013-2018

12/2013

Amapari 23 MW 51% - - Óleo Diesel - 11/2008

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Tauá 1 MW - 100% - - - 07/2011

Total 2.169 MW 1.683,6 - -

Nota 1. Capacidade Ajustada/Energia Vendida/Receita Fixa Anual: dados ajustados consideram nossa participação em cada projeto Nota 2. Receita Fixa é corrigida anualmente pelo IPCA e representa a participação da ENEVA nos empreendimentos (valores apresentados na data base novembro de 2014). (1) Receita fixa anual pro rata.

Adicionalmente, a Companhia possui projetos em estudo e desenvolvimento, cuja construção não foi iniciada, distribuídos por diversas regiões do Brasil, que utilizarão fontes diversificadas de energia, como carvão mineral, gás natural e energia eólica. Tais projetos ainda não possuem contratos de fornecimento de energia e, no caso dos projetos no Brasil, ainda dependem de outorga da ANEEL. • Usina Termelétrica Açu: A Usina Termelétrica Açu (“Açu”), detida pela

Companhia e pela Eneva Participações S.A. na proporção 50%/50%, estará estrategicamente situada no Complexo Industrial do Superporto do Açu, no município de São João da Barra, estado do Rio de Janeiro, localidade com licenciamento ambiental para implantação de projetos de capacidade até 5.400 MW. A Açu possui licença de instalação para 2.100 MW, utilizando carvão mineral importado como insumo. Adicionalmente, a Açu possui licença prévia para a construção de uma usina térmica a gás natural com capacidade de até 3.300 MW;

• Usina Sul e Usina Seival: O Complexo das Usinas Termelétricas Sul e Seival (“Complexo Sul e Seival”) está localizado no município de Candiota, no estado do Rio Grande do Sul. O Complexo Sul e Seival possui como sócias a Companhia (50%) e a Eneva Participações S.A. (50%), e integra a geração de energia à exploração de recursos naturais e será abastecido pelo carvão mineral da Mina de Seival, um empreendimento atualmente desenvolvido pela Copelmi Mineração Ltda. (“Copelmi”), no qual possuímos participação de 30%. Quando iniciada sua operação comercial plena, o Complexo Sul e Seival acrescentará ao Sistema Interligado Nacional (“SIN”) 1.327 MW de capacidade instalada, sendo (i) 727 MW de potência instalada originada pela Usina Termelétrica Sul, e (ii) 600 MW de capacidade da Usina Termelétrica Seival;

• Complexo Ventos: O Complexo de Parques Eólicos Ventos (“Complexo

Ventos”) detido integralmente pela Eneva Participações S.A, trata-se de uma reunião de parques eólicos e está localizado no estado do Rio Grande do Norte, nas cidades de Jandaíra, Lajes e Pedra Preta. Com capacidade instalada total estimada de 600 MW, acreditamos que o projeto é um ativo

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com escala industrial e altamente competitivo, dada sua proximidade de 30 km da rede básica, e seu atrativo fator de capacidade;

• Complexo Parnaíba (expansão): Estamos desenvolvendo um complexo

termelétrico de geração de energia a gás natural em uma parceria entre a ENEVA, Eneva Participações S.A. e a Petra Energia S.A, na proporção de 35%, 35% e 30%, respectivamente, localizado na Bacia do Parnaíba. Possuímos licença de instalação para gerar 2,3 GW adicionais na Bacia do Parnaíba, que poderão ser contratados à medida que a Parnaíba Gás Natural avance com sua campanha exploratória nos blocos da Bacia do Parnaíba, identificando novos poços comercialmente viáveis para a produção de gás natural; e

Além dos seus empreendimentos e projetos de geração de energia, a Companhia tem na gestão dos recursos naturais necessários a tal geração – como carvão mineral e gás natural (por meio de nossa participação na Parnaíba Gás Natural, que detém participação em oito blocos exploratórios com alto potencial de gás natural na Bacia do Parnaíba, conforme descritos abaixo e de nossa participação de 30% na Mina de Seival) – um dos seus grandes diferenciais competitivos. A Companhia investe em ativos minerais com localização estratégica, capazes de abastecer nossas plantas. Os ativos de recursos naturais, nos quais a Companhia detém participações, encontram-se descritos abaixo: • Blocos da Bacia do Parnaíba: A Parnaíba Gás Natural (atual denominação

da OGX Maranhão S.A.) empresa na qual a Companhia detém participação (18,2%), em conjunto com a OGX Petróleo e Gás S.A. – Em Recuperação Judicial (36,3%), a Cambuhy Investimentos Ltda. (36,4%) e a E.ON (9,1%), foi em criada em 2009 por meio de uma parceria entre a Companhia e a Óleo e Gás Participações S.A. (atual denominação da OGX Petróleo e Gás Participações S.A.) e possui participação majoritária na concessão de oito blocos exploratórios terrestres na Bacia do Parnaíba, em uma área de, aproximadamente, 24.500 km², distribuídos pelos estados do Maranhão, Piauí, Tocantins e pequena parte dos estados do Pará, Ceará e Bahia, sendo um desses blocos em parceria (50%/50%) com o consórcio formado pela Imetame Energia, DELP Engenharia Mecânica, Orteng Equipamentos, e outros 7 blocos em parceria atualmente com a BPMB Parnaíba S.A, nos quais a Parnaíba Gás Natural detém 70% de participação. Três áreas dos blocos de operação já tiveram seu plano de desenvolvimento aprovado pela Agência Nacional de Petróleo e Biocombustíveis, quais sejam: Gavião Real, atualmente em produção comercial, Gavião Branco e Gavião Azul. A Parnaíba Gás Natural é a fornecedora de gás natural às usinas termelétricas da Companhia localizadas no Complexo Parnaíba e tem o compromisso

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contratual de disponibilizar até meados de 2016 a quantidade de 8,4 milhões de m³ de gás natural.

• Mina de Seival: localizada no município de Candiota, Rio Grande do Sul, a

375 quilômetros de Porto Alegre, a Mina de Seival está instalada em terreno adjacente às Usinas Termelétricas Sul e Seival, as quais serão supridas com carvão mineral. Fruto da nossa parceria com a Copelmi, na proporção de 30% para a Companhia e 70% para a Copelmi, a Mina de Seival poderá, adicionalmente, ter sua produção comercializada para o mercado local. Suas reservas comprovadas do combustível chegam a 152 milhões de toneladas, quantidade superior à necessária para a operação da Usina Termelétrica Sul, cuja capacidade instalada licenciada é de 727 MW, ou da Usina Termelétrica Seival, cuja capacidade instalada licenciada é de 600 MW. Os recursos totais certificados da mina chegam a 459 milhões de toneladas de carvão, quantidade superior à necessária para a operação do Complexo Sul e Seival. Estes números resultam de um intenso programa de sondagem e pesquisas realizadas na área e foram certificados pela John T. Boyd Company em julho de 1999.

Atuamos, ainda, de maneira inovadora na comercialização de energia no mercado livre de energia por meio da Eneva Comercializadora de Energia Ltda., controlada da Companhia (“Eneva Comercializadora”). Este posicionamento somente é possível em função da completa integração da nossa cadeia energética, que inclui desde a produção ou compra do combustível e a logística de transporte até a geração energética em nossas usinas. Atualmente, a Eneva Comercializadora é umas das 15 maiores empresas do Brasil em volume de energia comercializada, tanto de fontes convencionais, quanto de fontes incentivadas, segundo a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

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7.2 - Informações sobre segmentos operacionais

(a) Produtos e serviços comercializados

As receitas provenientes das atividades da Companhia são oriundas da operação de três atividades desempenhadas por suas controladas diretas e indiretas. Geração de Energia Energia elétrica, que é fornecida a consumidores livres e especiais, a outros geradores e a comercializadores, em contratos bilaterais, e a distribuidores, através de Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (“CCEAR”). A Companhia é uma empresa do setor privado brasileiro com uma estratégia plena de integração da cadeia energética, sendo a produção de energia elétrica o seu principal negócio. Atualmente, a Companhia atua nos submercados Norte e Nordeste, além de possuir projetos em estudo e desenvolvimento, cuja construção não foi iniciada, nos submercados Sul e Sudeste. A Companhia está, portanto, presente em todos os submercados do país. A Companhia ainda tem, hoje, 12 negócios de geração em desenvolvimento, a maioria com sítios já identificados e parte deles com sua energia negociada. Sua base de geração tem predominância de fontes térmicas (carvão mineral, gás natural e óleo diesel), mas conta também com fontes complementares, como as energias solar e eólica. Essa diversificação é estratégica para a matriz energética brasileira, que hoje depende fortemente das hidrelétricas. Comercialização de Energia A receita proveniente da comercialização de energia é resultante da comercialização de energia elétrica comprada para revenda pela investida Eneva Comercializadora. Em razão da adoção, pela Companhia, a partir de 1° de janeiro de 2013, de novas regras contábeis (IFRS 11), a Eneva Comercializadora passou a ser registrada por meio de equivalência patrimonial, o que fez que a Companhia deixasse de registrar em suas demonstrações financeiras consolidadas as receitas originadas pela Eneva Comercializadora. Outros Serviços A Companhia detém, em parceria com a OGPar, uma participação em oito blocos exploratórios com alto potencial de gás natural na Bacia do Parnaíba, estado do Maranhão, Brasil, através da Parnaíba Gás Natural, sendo 1 bloco em parceria (50%/50%) com o consórcio formado por Imetame Energia, DELP Engenharia Mecânica, Orteng Equipamentos, e outros 7 blocos em parceria com a Petra Energia S.A., nos quais a Parnaíba Gás Natural detém 70%. As usinas de geração da

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Companhia são também as principais consumidoras do gás natural produzido nos blocos da Parnaíba Gás Natural. Adicionalmente, a Companhia investe em ativos de carvão no sul do Brasil. A Mina de Seival, localizada no município de Candiota, Estado do Rio Grande do Sul, com licença de operação já emitida, possui 152 milhões de toneladas de reservas provadas e 459 milhões de toneladas de recursos totais, de acordo com relatório da John T. Boyd. Ela está localizada próxima ao Complexo Sul e Seival da Companhia, caracterizando a integração do combustível com a geração de energia, aumentando sua competitividade do projeto.

(b) Receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia

As receitas operacionais da Companhia provenientes dos segmentos de negócio, bem como suas participações na receita total da companhia, estão apresentadas nos quadros abaixo:

31/12/2014 31/12/2013 31/12/2012

(em R$ milhões) Receita líquida

% do total

Receita líquida

% do total

Receita líquida

% do total

Geração de energia 1.809,9 100% 1.438,8 100% 215,3 43,9%

Comercializadora de energia elétrica - - - 0,0% - 0,0% Suprimentos - - - 0,0% 0,8 0,0% Outros - - - 0,0% 186,8 38,1% Cisão/transferências - - - 0,0% 88,0 17,9% Eliminações e transferências -11,8 - - 0,0% - 0,0% Total da Receita Líquida

1.798,1 100%

1.438,8

100,0% 490,9

100,0%

(c) Lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no

lucro líquido do emissor

Os resultados provenientes dos segmentos de negócio da Companhia, bem como suas participações no prejuízo líquido da Companhia, estão apresentados nos quadros abaixo:

31/12/2014 31/12/2013 31/12/2012

(em R$ milhões) Lucro

líquido % do total

Lucro líquido

% do total

Lucro líquido

% do total

Geração de energia -518,1 34,1% -316,0 33,5% -182,6 42,0%

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31/12/2014 31/12/2013 31/12/2012 Comercializadora de energia elétrica - - - - - 0,0% Suprimentos - - 0,6 0,1% -0,7 0,2% Corporativo -

1.517,2 100% -942,5 100% -435,2 100,0% Outros -0,1 0,0% -0,2 0,0% -17,9 4,1% Cisão/transferências - - - - -11,4 2,6% Eliminações e ajustes 479,0 31,5% 0,6 0,1% 212,6 -48,9 Total do Lucro (Prejuízo) Líquido

-1.517,

2 100% -942,5 100,0

% -435,2 100,0

%

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7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais

(a) Características do processo de produção A produção de energia elétrica nada mais é que um processo de conversão de energias. Exemplificando, nas usinas a carvão mineral a partir da energia química dos combustíveis (energia primária), possibilita-se a conversão em energia térmica (calor) dos gases quentes em equipamentos chamados caldeira a vapor. A energia térmica, por sua vez, é convertida em energia potencial (vapor superaquecido), e esta em energia mecânica de rotação nas pás da turbina a vapor. Finalmente, no gerador elétrico, a energia mecânica é convertida em energia eletromagnética, ou seja, eletricidade, sendo esta a forma final de uso. O conjunto formado pela turbina a vapor e pelo gerador elétrico é chamado de turbogerador. Da mesma forma para usinas que utilizam gás natural como combustível, sendo que a fonte de energia térmica é decorrente da queima do gás natural. Para usinas a motor (caso de Amapari), a conversão de energia se dá por meio da combustão interna do óleo diesel, transformando em energia mecânica no motor e por sua vez em energia eletromagnética no gerador. Também é possível gerar energia elétrica com outras formas de conversão, como por exemplo aproveitando a energia da luminosidade do sol convertendo em energia elétrica através de painéis fotovoltaicos apropriados como é feito em Tauá. Esquema para geração de energia para usinas tendo carvão mineral como combustível:

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As tecnologias existentes para geração de energia elétrica em geral são bastante desenvolvidas e já vêm sendo aplicadas no mundo há longo tempo, portanto com alto índice de confiabilidade. Em geral, os riscos atribuídos à continuidade operacional das usinas estão relacionadas a falhas de sistemas e equipamentos que são mitigados pelas manutenções preditivas e preventivas e pela ação dos profissionais envolvidos na operação e manutenção, com treinamentos sistematizados. De forma geral estas ocorrências são mínimas e com rápidas correções. De todo modo, a Companhia ainda possui seguros com cobertura para riscos operacionais e de engenharia, incluindo os equipamentos e maquinários utilizados no processo de produção de energia elétrica, bem como as obras e instalações realizadas. Riscos inerentes ao processo de produção As tecnologias utilizadas pela Companhia nos processos de geração de energia elétrica são amplamente utilizadas em todo o mundo e apresentam altos índice de confiabilidade. Os riscos inerentes ao processo de produção, que poderão gerar paralização das atividades, estão relacionados principalmente a:

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(i) eventuais problemas e falhas mecânicas nas turbinas e demais equipamentos da usina, como, por exemplo, válvulas, ventiladores ou motores; (ii) indisponibilidade de equipamentos e peças de reposição; (iii) interrupção do fornecimento de combustível ou interferências hidrológicas e meteorológicas; e (iv) interrupções no trabalho, greves, agitações sociais e outras disputas trabalhistas. GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA

(A) Termelétricas Amapari

Amapari é uma instalação de geração de energia, operada a diesel, consistindo de 12 motores a diesel de, aproximadamente, 1,8 MW, totalizando uma capacidade instalada de, aproximadamente, 23 MW. A instalação está localizada na cidade de Serra do Navio, a cerca de 200 km da cidade de Macapá, capital do Estado do Amapá. O óleo diesel para a usina é fornecido pela Petrobras Distribuidora S.A., localizada no porto de Santana. As figuras abaixo descrevem o processo de geração da energia a diesel utilizado em Amapari:

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O combustível usado nos geradores é o óleo diesel, sendo fornecido através de caminhões tanque utilizando a estrada que liga a cidade de Serra do Navio à cidade de Macapá . O empreendimento possui Licença de Operação n° 172/2013 válida até 25 de março de 2016, a qual foi emitida pela Secretaria do Estado de Meio Ambiente do Amapá, em 25 de março de 2013. Pecém II O empreendimento é uma usina termelétrica a carvão com capacidade esperada de 360 MW de geração de energia, cujas operações comerciais iniciaram-se em outubro de 2013. Localizada no município de São Gonçalo do Amarante, no estado do Ceará, a usina utiliza a tecnologia da queima limpa de carvão. A Pecém II, um empreendimento 50% da Companhia, comercializou 276 MW médios no leilão de Energia Nova A-5/2008, permitindo o recebimento durante 15 anos contados a partir de 18 de outubro de 2013 de receita fixa de R$302,1

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milhões/ano (data-base: novembro de 2014) indexada ao IPCA (desde que as disposições contratuais aplicáveis sejam cumpridas pelas partes). Com Licença de Operação nº 09/2013 emitida pela SEMACE para a usina em 8 de fevereiro de 2013 e válida até 8 de fevereiro de 2016, e Licença de Operação n° 9/2013 emitida pela SEMACE para a linha de transmissão em 18 de julho de 2013 e válida até 17 de julho de 2016, a planta possui todos os equipamentos-chave assegurados. Itaqui A Itaqui, usina termelétrica movida a carvão mineral, tem capacidade para gerar 360 MW de energia. A Itaqui comercializou 315 MW médios no leilão de energia nova A-5 ocorrido em outubro de 2007, garantindo uma receita fixa durante 15 anos, de cerca de R$336,7 milhões/ano (data-base: novembro de 2014), indexada ao IPCA. A Licença de Operação foi emitida pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (“IBAMA”) em 26 de outubro de 2012 sob o nº 1101/2012 e é válida até 26 de outubro de 2017. A Itaqui é titular, ainda, da Licença de Operação n° 1061/2011 para a linha de transmissão, válida até 16 de dezembro de 2017. O empreendimento está em operação comercial desde fevereiro de 2013.

Complexo Termelétrico Parnaíba

A Companhia está desenvolvendo um complexo termelétrico de geração de energia a gás natural, o qual conta atualmente com os seguintes empreendimentos: Parnaíba I, Parnaíba II, Parnaíba III e Parnaíba IV, os quais estão em operação (“Complexo Termelétrico Parnaíba”). O gás natural é produzido nos blocos exploratórios da Parnaíba Gás Natural, parceria entre Companhia (33%) e OGPar (66%), na Bacia do Parnaíba, no estado do Maranhão. O Complexo Termelétrico Parnaíba está instalado em local estratégico, no município de Santo Antônio dos Lopes, no estado do Maranhão, sobre o campo de gás e próximo à linha 500 kV Presidente Dutra – Miranda II, a qual foi seccionada para a inserção da subestação de conexão do Complexo Termelétrico Parnaíba. As plantas serão compostas de módulos de ciclo combinado e de ciclo aberto, permitindo maior flexibilidade para o uso do gás natural e para a comercialização de energia.

Parnaíba I

Paranaíba I é composta por quatro turbinas a gás natural de 169 MW de capacidade

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cada, totalizando uma capacidade instalada de 676 MW. A usina contratou a venda de 450 MW médios, por um período de 15 anos contados a partir de 1 de fevereiro de 2013, no leilão A-5 de setembro de 2008, o que lhe permitirá receber uma receita fixa anual de até R$472,6 milhões (data-base: novembro de 2014), indexada ao IPCA. A Licença de Operação nº 559/2012 para o empreendimento foi emitida pela Secretaria de Estado de Meio Ambiente e Recursos Naturais do Maranhão (“SEMA/MA”) em 21 de dezembro de 2012, e é válida até 21 de dezembro de 2016.

Parnaíba II

Em agosto de 2011, a Companhia sagrou-se vitoriosa no leilão de energia nova A-3, garantindo a contratação da energia da Parnaíba II, localizada na Bacia do Parnaíba, na qual a Companhia detém participação de 100% e cuja capacidade instalada será de 517 MW, atingida por meio da operação de duas turbinas a gás natural com capacidade de 169 MW cada e uma turbina a vapor com capacidade de 179 MW. No entanto, conforme informando no item 6.3 deste Formulário de Referência, o início da operação comercial da usina foi ser postergado para julho de 2016, de acordo com o TAC celebrado, em 20 de novembro de 2014, entre a Companhia e a ANEEL. Portanto, a Parnaíba II está em operando, atualmente, em substituição à Parnaíba I e somente passará a ter sua operação comercial iniciada no dia 1 de julho de 2016. Ainda segundo os termos e condições do TAC, ficou definida a redução da receita fixa de Parnaíba II no valor total de R$334,1 milhões, a ser paga de forma parcelada da seguinte maneira (i) R$13,0 milhões por ano, entre 2022 e 2025; e (ii) R$25,7 por ano, entre 2026 e 2036, sendo tais valores atualizados pelo IPCA. Adicionalmente, de forma a prevenir potenciais litígios relacionados ao fornecimento de gás natural, tendo em vista as disposições do TAC a Companhia celebrou acordo com a Parnaíba Gás Natural e com a BPMB, fornecedoras de gás natural de Parnaíba II, estabelecendo, entre outros pontos, que a Parnaíba Gás Natural e a BPMB concederão descontos sobre o fornecimento de gás natural à usinas do Complexo Parnaíba nos seguintes valores: (i) R$141,8 milhões, referentes à postergação do início de operação comercial de Parnaíba II, os quais passaram a ser apurados mensalmente a partir de abril de 2015 até setembro de 2016; e (ii) R$167,0 milhões, equivalentes à 50% da redução da receita fixa de Parnaíba II no valor de R$334,1 milhões, a serem apurados entre os anos de 2022 e 2036.

Parnaíba III

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Em abril de 2013, a Companhia concluiu, em parceria com a Petra Energia S.A. e Eneva Participações S.A., a aquisição da totalidade do capital social da UTE MC2 Nova Venécia (atualmente, Parnaíba III). A Parnaíba III iniciou suas operações comerciais da sua primeira unidade geradora em outubro de 2013 e de sua segunda e última unidade geradora em fevereiro de 2014, atingindo, assim, a capacidade instalada de 176 MW. A Parnaíba III suprirá os contratos de Nova Venécia que contratou a venda de 98 MW médios, por um período de 15 anos contados a partir de 28 de outubro de 2013, no leilão de energia nova A-5 de setembro de 2008. O contrato de fornecimento de energia garante o recebimento de receita fixa anual de R$104,9 milhões (data-base: novembro de 2014), corrigida anualmente pelo IPCA (desde que as disposições contratuais aplicáveis sejam cumpridas por Parnaíba III e pelos compradores de energia) e, adicionalmente, uma receita variável destinada a cobrir os custos (combustível, operação e manutenção) incorridos quando a planta for despachada pelo ONS. O projeto conta com Licença de Operação nº 1001972/14 emitida pela SEMA/MA, a qual é válida até 29 de setembro de 2017.

Parnaíba IV

Em abril de 2013, a Companhia firmou contrato com a Kinross Brasil Mineração S.A. para a implantação de um projeto termelétrico a gás natural, com capacidade instalada de 56 MW. Construída na Bacia do Parnaíba, estado do Maranhão, a Parnaíba IV iniciou suas operações comerciais em dezembro de 2013. O valor anual do contrato é de aproximadamente R$69 milhões (data-base: novembro de 2014) e o projeto conta com licença de operação nº 415/13 emitida pela SEMA/MA, a qual é válida até 25 de novembro de 2017. A Parnaíba IV é detida na seguinte proporção: Companhia (35%), ENEVA Participações S.A. (35%) e Petra Energia S.A (30%).

Açu

A Eneva Participações possui dois projetos, somando uma capacidade total de 5.400 MW, localizado estrategicamente no Complexo Industrial do Superporto do Açu em de São João da Barra, região Norte Fluminense. O projeto denominado Açu I utilizará o carvão como insumo para produzir 2.100 MW. O projeto denominado Açu II será abastecido com gás natural e terá capacidade de 3.300 MW, com dez turbinas a gás e cinco a vapor. O projeto Açu II conta com Licença Prévia nº IN025871 que aprova a viabilidade ambiental, a concepção e a localização da termelétrica a gás natural com capacidade total instalada de 3.300 MW. Já o projeto Açu I, empreendimento de geração de energia a partir do carvão mineral, encontra-se atualmente pendente de julgamento recurso administrativo interposto contra a decisão proferida pelo

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Conselho Diretor do Instituto Estadual do Ambiente do Rio de Janeiro – INEA que indeferiu o pedido de prorrogação da LI IN000882, emitida em 14 de outubro de 2009. Usina Termelétrica Sul Considerada uma grande oportunidade de negócio, integrando exploração, geração e comercialização de produtos naturais, a usina termelétrica Sul será abastecida pelo carvão mineral da Mina de Seival, um empreendimento da ENEVA em parceria com a Copelmi (30%/70%). Localizada no município de Candiota, no estado do Rio Grande do Sul, terá planta com potencia instalada de 727 MW, com duas unidades geradoras de 363,5 MW, cada (“Projeto Sul”). O Projeto Sul prevê ainda a construção de uma barragem cuja implantação permitirá, além do fornecimento de água para o processo produtivo da Usina Termelétrica Sul, uma maior disponibilidade hídrica para a região (barragem de usos múltiplos) (“Barragem Sul”). A Barragem Sul conta com Licença Prévia nº 601/10 emitida pela Fundação Estadual de Proteção Ambiental do Rio Grande do Sul – FEPAM. A renovação dessa licença foi requerida com antecedência mínima de 120 dias da expiração de seu prazo de validade original, prorrogando-a automaticamente até a manifestação definitiva do órgão ambiental. A Licença Prévia nº nº 339/2009 do Projeto Sul – que atesta sua viabilidade ambiental e estabelece os requisitos a serem atendidos nas fases seguintes – foi concedida em novembro de 2009 para uma capacidade de 600 MW e retificada para os atuais 727 MW pelo IBAMA. A renovação dessa licença foi requerida com antecedência mínima de 120 dias da expiração de seu prazo de validade, prorrogando-a automaticamente até a manifestação definitiva do órgão ambiental.

Usina Termelétrica Seival

A oportunidade de agregar ainda mais valor à reserva de carvão de Candiota, gerando ganhos competitivos em função da sinergia com a Usina termelétrica Sul, resultou na aquisição do projeto da Usina Termelétrica Seival, em novembro de 2010 (“Seival”). A Seival possui Licença de Instalação n° 589/2009, a qual foi emitida pelo IBAMA e era válida até 18 de fevereiro de 2014, para a potência de 600 MW, em terreno localizado dentro da área de concessão da ENEVA. A renovação dessa licença foi requerida com antecedência mínima de 120 dias da expiração de seu prazo de validade, prorrogando-a automaticamente até a manifestação definitiva do órgão ambiental. Em operação comercial, o Complexo Sul e Seival acrescentará ao SIN 1.327 MW de

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capacidade instalada. As duas usinas serão abastecidas pelo carvão da Mina de Seival, um empreendimento da Companhia em parceria com a Copelmi (30%/70%).

(B) Renováveis Tauá

Tauá conta com 4.680 painéis fotovoltaicos para converter a energia solar em elétrica, numa área de aproximadamente 12 mil m2. A capacidade da unidade, já instalada e em operação, é de 1 MW. O projeto permite ainda a ampliação gradual da capacidade da usina para até 5 MW. Desde abril de 2011, Tauá conta com Licença de Operação n° 133, emitida em 20 de junho de 2012, concedida pela SEMACE, além de autorização da ANEEL para produzir até 5 MW de energia. A renovação dessa licença foi requerida com antecedência mínima de 120 dias da expiração de seu prazo de validade, prorrogando-a automaticamente até a manifestação definitiva do órgão ambiental.

Complexo Ventos O Complexo Ventos está localizado nas cidades de Jandaíra, Lajes e Pedra Preta, no estado do Rio Grande do Norte, em uma das áreas com maior potencial para a geração eólica no Brasil. O Complexo Ventos, que está em fase de desenvolvimento e possui licenças prévias já concedidas e em fase de renovação junto ao órgão ambiental estadual do Rio Grande do Norte responsável, totaliza 434 MW de capacidade instalada. Atualmente, novas áreas estão sendo avaliadas com o objetivo de expandir a capacidade instalada do complexo para 600 MW. (b) características do processo de distribuição As usinas geradoras da Companhia são, em sua maioria, conectadas ao SIN, por onde escoam sua energia produzida através da Rede Básica, com exceção da Usina Termelétrica Amapari, que se localiza no município de Serra do Navio, no estado do Amapá. Toda a energia comercializada pela Eneva Comercializadora também é escoada pelo SIN. As usinas geradoras mencionadas no item 7.2.(a) deste Formulário de Referência são empresas controladas direta e indiretamente pela Companhia. As características do SIN e dos Sistemas Isolados estão dispostas nos itens 7.3(c), (d) e (e) e 7.5. (c) Características dos mercados de atuação Sistema Interligado Nacional e Sistemas Isolados

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O mercado de atuação da Companhia é a geração e comercialização de energia elétrica no Brasil. Atualmente, o Brasil possui cerca de 129 GW de capacidade instalada, de acordo com dados disponíveis no site da ANEEL, em todo seu parque gerador existente, atendendo a mais de 61 milhões de consumidores de energia elétrica no País. Essa capacidade instalada inclui (i) o SIN; (ii) os Sistemas Isolados; (iii) as interligações internacionais já em operação; e (iv) a parcela de Itaipu importada do Paraguai. Os empreendimentos em operação comercial estão subdivididos de acordo com as fontes descritas na tabela abaixo.

Fonte : Banco de Informações da Geração ANEEL (www.aneel.gov.br) em 18 de junho de 2015. O SIN é um sistema hidrotérmico de grande porte, com forte predominância de usinas hidrelétricas e com múltiplos proprietários. O SIN abrange as instalações de energia elétrica das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte, sendo que aproximadamente 3,4% da capacidade de produção de eletricidade do país encontra-se fora do SIN, ou seja, nos chamados Sistemas Isolados, composto por sistemas elétricos de menor porte localizados principalmente na região amazônica. Segmento de geração de energia elétrica No segmento de geração, os atuais contratos de venda de energia dos quais as subsidiárias da Companhia são parte na condição de vendedoras no ambiente regulado são de longo prazo (15, 20 ou 25 anos de duração), com receita fixa atualizada pelo IPCA e com garantia de repasse dos custos variáveis. Já a expansão da capacidade instalada de geração no Brasil é feita

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majoritariamente por meio de leilões de energia nova (ambiente de contratação regulada) e, em menor parte, no mercado livre (ambiente de contratação livre). A demanda dos leilões de energia nova é determinada pela demanda futura por energia elétrica por parte das concessionárias de distribuição, sendo influenciada diretamente pelo crescimento econômico e aumento de demanda dos consumidores. De outro lado, no mercado livre, a demanda por novas instalações de geração é influenciada pela demanda futura por energia elétrica por parte dos consumidores livres (grandes consumidores de energia). Segmento de comercialização de energia A comercialização de energia elétrica no mercado livre é influenciada basicamente por dois fatores: (i) equilíbrio entre oferta e demanda de energia elétrica por parte dos consumidores livres e (ii) o preço da energia elétrica para o mercado livre. O equilíbrio entre a oferta e demanda de energia por parte dos consumidores livres é influenciado pelas decisões desses consumidores em relação à duração da contratação (curto ou longo prazo) e pela demanda por energia elétrica por parte desses consumidores. De outro lado, o preço da energia elétrica para o mercado livre é influenciado por diversos fatores. No curto prazo, ele é influenciado diretamente pelo Preço de Liquidação de Diferenças (PLD), que, por sua vez, é influenciado pelos níveis dos reservatórios das hidrelétricas, condições hidrológicas futuras e previsão de oferta e demanda do sistema elétrico. No longo prazo, as condições estruturais da oferta e demanda de energia elétrica no sistema representam a grande influência no preço da energia.

(i) participação em cada um dos mercados

Geração de Energia Elétrica

As unidades geradoras da Companhia atualmente em operação (Amapari, Tauá, Pecém II, Itaqui, Parnaíba I, Parnaíba II, Parnaíba III e Parnaíba IV) têm aproximadamente 2,2 GW de potência instalada. Os contratos permitem o recebimento de uma receita anual mínima e, adicionalmente, uma receita variável destinada a cobrir os custos (combustível, operação e manutenção) incorridos quando a planta for despachada pelo ONS, desde que as disposições contratuais aplicáveis sejam cumpridas pelas partes. Comercialização de Energia

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A empresa do Grupo Eneva autorizada a atuar como agente comercializador de energia no âmbito do SIN é a Eneva Comercializadora. No ano de 2014, a empresa comercializou em média 648 MW/med, não atrelados aos ativos de geração, evidenciando ser uma companhia bastante relevante para o mercado.

(ii) condições de competição nos mercados Nos segmentos de geração e comercialização as condições de competição nos Ambientes de Contratação Regulada (“ACR”) e nos Ambientes de Contratação Livre (“ACL”) são estabelecidas e reguladas pela Lei nº 10.848/2004 (“Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico”), de 15 de março de 2004, conforme alterada, Decreto nº 5.162, de 29 de julho de 2004 e pela legislação setorial, em especial as normas estabelecidas pela ANEEL, conforme descrito nos itens 7.3(d) e 7.5. deste Formulário de Referência. No segmento de geração de energia elétrica, a Companhia possui como principais competidores: (i) Eletrobrás; (ii) Grupo GDF Suez; (iii) EDP; (iv) Cemig; (v) Copel; e (vi) Petrobrás. No segmento de comercialização de energia elétrica, a Companhia possui como principais competidores: (i) CPFL; (ii) EDP; (iii) BTG Pactual e (iv) Comerc. (d) Eventual Sazonalidade Geração de Energia

Em relação aos agentes termelétricos que participam do Ambiente de Contratação Regulada (ACR), como é o caso das usinas da Companhia vencedoras de Leilões de Energia Nova, a venda de energia se dá através dos CCEARs na modalidade por disponibilidade. Nos termos de um Contrato por Disponibilidade do ACR (“Contrato de Disponibilidade”), a unidade geradora se compromete a disponibilizar uma determinada capacidade ao ACR. Neste caso, a receita da usina geradora será auferida se a energia contratada for disponibilizada e o risco hidrológico de despacho de tais usinas (pagamento de custos variáveis) é assumido pela distribuidora compradora, conforme dispõe a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Não há, portanto, riscos sazonais para a geradora. Neste tipo de contrato, a usina geradora recebe uma receita fixa anual exatamente igual ao montante total correspondente ao seu “bid vencedor” no leilão de energia nova. Esta receita fixa deve ser suficiente para a remuneração dos investimentos e cobertura de todos os custos fixos da usina, incluindo custos fixos de operação e

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manutenção (“O&M”), tarifas de transmissão/distribuição, encargos e tributos. Já os custos variáveis de geração são totalmente repassados às distribuidoras sempre que a usina é despachada pelo ONS. As distribuidoras por sua vez, repassam os custos variáveis aos consumidores finais, com autorização do regulador. Os custos fixos e variáveis de operação são declarados pelo gerador no processo realizado pela Empresa de Pesquisa Energética de habilitação técnica para o leilão. Com relação à indexação prevista no CCEAR, a receita fixa é indexada pelo IPCA. Já os custos variáveis são divididos em custo de combustível e custo de O&M variável. Para o carvão importado, por exemplo, o custo de combustível é corrigido pela variação do preço internacional do carvão somado a variação do câmbio. O custo de O&M variável é corrigido pelo IPCA. De outro lado, a geração de energia para suprimento dos Sistemas Isolados apresenta peculiaridades. O arranjo contratual regulatório da Amapari, por exemplo, prevê, em termos líquidos, uma receita fixa mensal (Preço da Potência Contratada Mensal) para a usina, evitando os efeitos da sazonalidade. (e) Principais insumos e matérias-primas

Conforme informado na característica do processo de produção, os insumos utilizados pela Companhia no segmento de geração termelétrica são os seguintes combustíveis: gás natural, carvão mineral e óleo diesel. (i) Descrição das relações com fornecedores, inclusive se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável

No caso da geração termelétrica os combustíveis são o carvão mineral, gás natural, óleo e a água utilizada na produção de vapor. Para o fornecimento de carvão, os contratos não tem regulamentação específica de agência governamental. No caso do carvão mineral, os contratos são celebrados em periodicidade anual, com alta competitividade devido ao alto número de potenciais fornecedores. Para o fornecimento de gás natural e óleo diesel, os contratos são regulados pela ANP. No caso das usinas a gás natural, há dependência de um único fornecedor. No entanto, o fornecedor é uma empresa do mesmo grupo econômico da Companhia e os contratos de fornecimento de combustível são de longo prazo, compatíveis com os CCEARs das usinas.

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(ii) Eventual dependência de poucos fornecedores

Na geração a carvão mineral e óleo diesel, há múltiplos fornecedores para o fornecimento aos diferentes empreendimentos elencado no item 7.3(a) deste Formulário de Referência. No caso das usinas a gás natural, há dependência de um único fornecedor. No entanto, o fornecedor é uma empresa do mesmo grupo econômico da Companhia e os contratos de fornecimento de combustível são de longo prazo, compatíveis com os CCEARs das usinas. (iii) Eventual volatilidade em seus preços

Conforme informado nos item 7.3.(d) deste Formulário de Referência, nos Contratos por Disponibilidade, a usina geradora recebe uma receita fixa adicionada da receita variável, em caso de geração de energia pela usina. O reajuste da parcela do combustível contida na receita variável é realizada em conformidade com a variação de preços de cada combustível e de acordo com as declarações dos agentes nos leilões. Nesse contexto, a volatilidade dos preços dos principais insumos tem impacto pouco significativo nas usinas comprometidas com Contratos por Disponibilidade. No mesmo sentido, o arranjo contratual/regulatório de determinada usina da Companhia no sistema isolado garante neutralidade para a usina geradora em caso de volatilidade dos preços do combustível.

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7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total

a) Montante total de receitas provenientes do cliente

Em 31 de dezembro de 2014, não possuíamos clientes, que individualmente fossem responsáveis por mais de 10% da receita líquida total.

b) segmentos operacionais afetados pelas receitas provenientes do cliente

Em 31 de dezembro de 2014, nenhum segmento de negócio da Companhia foi afetado em razão de concentração de receitas de clientes.

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7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades

(a) Necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades e histórico de relação com a administração pública para obtenção de tais autorizações Setor e Regulação O atual marco regulatório do setor elétrico se iniciou a partir da edição das Medidas Provisórias nº 144, de 11 de dezembro de 2003, e nº 145, de 11 de dezembro de 2003, convertidas nas Leis 10.847, de 15 de março de 2004 (“Lei nº 10.847”), e Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, esta última regulamentada pelo Decreto 5.163, de 30 de julho de 2004. O modelo do setor tem três objetivos principais:

• Garantir a segurança de suprimento de energia elétrica: O modelo exige que 100% da demanda por energia no mercado regulado esteja contratada, além de considerar um cálculo mais realista dos lastros de energia (energia assegurada ou garantia física dos empreendimentos);

• Promover a modicidade tarifária, por meio da contratação eficiente de energia: Os consumidores do mercado regulado adquirem energia das distribuidoras. A modicidade tarifária consiste em assegurar o suprimento de energia de forma confiável, isonômica e a geração mais econômica possível. Para isso, os agentes do mercado regulado serão obrigados a comprar e vender energia através de licitações; e

• Promover a universalização do atendimento no setor elétrico.

Para cumprir tais objetivos, foram tomadas as seguintes medidas, também previstas na regulamentação:

• Criação de dois ambientes de contratação de energia, o ACR e o ACL;

• Modificação no critério das licitações, sendo que o maior uso pelo bem público foi substituído pelo critério da menor tarifa;

• Obrigatoriedade das distribuidoras de estarem 100% com sua demanda

contratada;

• Desverticalização do setor, ou seja, separação das atividades de geração, distribuição, comercialização e transmissão de energia;

• Eliminação do self-dealing, ou seja, proibição de contratações bilaterais no

ACR entre partes relacionadas sem licitação (o self-dealing pode ser incidental, caso de empresa de geração que vence o leilão promovido pelo Poder Concedente e celebra contratos com distribuidoras do mesmo grupo

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econômico);

• Criação de novos agentes institucionais, para monitoramento e execução das políticas do setor; e

• Criação de programas de universalização.

Ambiente de Contratação Regulada (ACR) No ACR, as empresas de distribuição compram a energia que esperam comercializar com seus consumidores cativos, por meio de leilões regulados pela ANEEL e organizados pela CCEE. As compras de energia elétrica são feitas com as geradoras, comercializadoras e importadores de energia elétrica. Um dos aspectos que diferenciam o novo modelo institucional do anterior é o seu esquema de contratação para os consumidores cativos. Pelo esquema anterior, uma distribuidora poderia estabelecer contratos bilaterais diretamente com geradores ou Produtores Independentes de Energia (“PIE”). Já no modelo atual, as distribuidoras devem contratar sua energia somente através de leilões públicos. Os leilões regulados de compra de energia pelas distribuidoras são separados em leilões de energia existente (que visam à renovação de contratos) e leilões de energia nova (para contratação de novas usinas). O governo também tem o direito de organizar leilões especiais de energia renovável (usinas de biomassa, pequenas centrais hidrelétricas, eólicas e solares). Esses leilões são conduzidos pela ANEEL e CCEE. Os vencedores dos leilões de energia nova promovidos pelo Poder Concedente têm os seguintes direitos e obrigações principais:

(a) são autorizados a estabelecer-se como PIEs para a implantação e exploração da central geradora que permitiu sua participação no leilão (a autorização/outorga estabelece os direitos e obrigações do agente setorial); e

(b) celebrar os CCEARs com o conjunto de distribuidoras que declararam demanda no leilão.

Nesse contexto, os agentes de geração que pretendem participar do ACR devem entrar em procedimento licitatório. Os vencedores desses leilões (caso de grande parte das usinas termelétricas da Companhia) recebem autorização governamental para a produção de energia e celebram contratos para a venda de energia no SIN, com o preço/receita nos termos do “bid” do Leilão. As autorizações das usinas da Companhia participantes do ACR estão listadas a

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seguir:

Empresa titular Usina Ato de outorga Itaqui Geração de Energia

S.A. Itaqui Portaria MME 177/2008

Pecém II Geração de Energia S.A.

Pecém II Portaria MME 209/2009

Parnaíba I Geração de Energia S.A

Parnaíba I

(i) Portaria MME 464/2009 (transferida a titularidade para a atual titular pela REA ANEEL 3175/2011); e

(ii) Portaria MME 466/2009 (transferida a titularidade para a atual titular pela REA/ ANEEL 3176/2011).

Parnaíba II Geração de Energia S.A.

Parnaíba II Portaria MME 169/2012

Parnaíba III Geração de Energia S.A.

Parnaíba III Portaria MME n° 105/2013

Ambiente de Contratação Livre (ACL) No ACL é realizada a venda de energia em termos livremente negociados entre concessionárias de geração, produtores independentes, autoprodutores, comercializadoras de energia elétrica, importadores de energia e consumidores livres. Todos os consumidores acima de 3 MW e conectados a níveis de tensão acima de 69 kV, assim como novos consumidores acima de 3 MW, podem tornar-se consumidores desregulados e negociar seus contratos de fornecimento de energia diretamente com geradores e atacadistas no ambiente de contratação livre, sempre respeitando a regra de estar 100% contratado. Consumidores especiais também podem negociar no ACL, comprando energia estritamente de pequenas centrais hidrelétricas, usinas de biomassa, eólicas e solares. A ANEEL é competente para autorizar o exercício das atividades de PIE para usinas destinadas ao ACL (exceto hidrelétricas) e a atuação como agente comercializador de energia no SIN. Tais autorizações não dependem de licitação, mas apenas do preenchimento dos requisitos da legislação específica. As autorizações e registros para as usinas da Companhia que não participam do ACR e sim do ACL, bem como da empresa comercializadora estão listadas a seguir:

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Empresa titular Usina Ato de outorga /

registro

Amapari Energia S.A Amapari Resolução ANEEL nº 1369/2009

Eneva Comercializadora de Energia Ltda.

N/A (autorização para atuar como agente comercializador de

energia)

Despacho SCT/ANEEL nº 747/2008

Parnaíba IV Geração de Energia S.A.

Parnaíba IV Despacho SCAG/ANEEL nº 352/2013

Vale destacar que a exploração da usina solar de Tauá não depende de autorização do Poder Concedente ou da ANEEL, por se tratar de usina solar com capacidade menor do que 5 MW. Recentemente, o marco regulatório do setor de energia foi alterado pela Medida Provisória nº 579, de 11 de setembro de 2012, a qual foi convertida na Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, promulgada com o objetivo de viabilizar a redução do custo de energia elétrica para o consumidor brasileiro, promover a modicidade tarifária, garantir o suprimento de energia elétrica e tornar o setor produtivo ainda mais competitivo. Com esta finalidade, e de forma a possibilitar a flexibilização das tarifas de energia elétrica, foram estabelecidas regras para viabilizar a prorrogação, já em 2013, dos contratos de concessão de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica outorgados até 1995 1 , que se encontravam maciçamente amortizados e depreciados. A prorrogação das concessões foi, em regra, feita por mais 30 anos, sujeita à adesão dos agentes do setor a determinadas condições. Para a geração termelétrica, a prorrogação foi feita por até 20 anos, independentemente da data da outorga. A maior inovação para esses agentes foi que, a critério do MME, a energia gerada pelas usinas poderá ser diretamente contratada como energia de reserva. As alterações trazidas pela nova regulamentação afetaram direta e efetivamente os geradores cuja atividade foi outorgada pelo MME por meio de concessões. Nossas usinas são operadas ou estão sendo construídas através das outorgas que recebemos por meio de autorizações, assim, não fomos afetados diretamente por tais alterações. Não obstante, acreditamos que as medidas trazidas pela nova regulamentação proporcionou a abertura de um grande espaço para novos investidores e o aumento da importância de fontes de geração alternativas à hidrelétrica, principalmente a

1 Exceção feita à geração termelétrica, que pode ter sido outorgada em qualquer data.

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termelétrica. Questionamentos sobre a Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico Os partidos políticos contestaram a constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico perante o Supremo Tribunal Federal. Em outubro de 2007, foi proferida uma decisão do Supremo Tribunal Federal relativo a agravos apresentados no âmbito da ação, negando referidos agravos por maioria de votos. Até o momento, não existe ainda uma decisão final sobre o mérito e não se sabe quando esta será proferida. Neste ínterim, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico continua em vigor. Independentemente da decisão final do Supremo Tribunal Federal, espera-se que continuem em vigor certas disposições da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico relacionadas à proibição das distribuidoras de se dedicarem a atividades não relacionadas à distribuição de energia elétrica, incluindo vendas de energia elétrica para Consumidores Livres, e a eliminação do direito à auto contratação. Se toda ou parte da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal, o esquema regulatório introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico pode perder sua validade, gerando assim incertezas quanto a forma de atuação do Governo Federal na reforma do setor de energia elétrica. Todavia, importa ressaltar que o STF pode considerar, em suas decisões, aspectos relacionados à teoria do fato consumado, diante de situações consolidadas, o que é o caso de fatos decorrentes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Principais Entidades Regulatórias Ministério de Minas e Energia - MME O MME atua como Poder Concedente em nome do Governo Federal, tendo como principal atribuição o estabelecimento das políticas e diretrizes da regulamentação do setor. Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL O setor elétrico brasileiro é regulado pela ANEEL, autarquia federal autônoma. Depois da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as principais responsabilidades da ANEEL passaram a ser (i) regular e fiscalizar o setor elétrico, segundo a política determinada pelo MME; e (ii) responder à questões a ela delegadas pelo Governo Federal e pelo MME. As atuais obrigações da ANEEL incluem, entre outras, (i) fiscalização de concessões para atividades de comercialização, geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, inclusive aprovação de tarifas de energia elétrica; (ii) promulgação de regulamentos para o setor elétrico; (iii) implementação e regulamentação da exploração das fontes de

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energia, incluindo a utilização de energia hidrelétrica; (iv) promoção do processo licitatório para novas concessões; (v) solução de litígios administrativos entre os agentes do setor elétrico; e (vi) definição dos critérios e metodologia para determinação das tarifas de transmissão. Conselho Nacional de Política de Energia - CNPE Em agosto de 1997, foi criado o Conselho Nacional de Política de Energia (“CNPE”) para o desenvolvimento e criação da política nacional de energia. Presidido pelo MME, sendo a maioria de seus membros ministros do Governo Federal. Sua finalidade consiste em otimizar o uso dos recursos para garantir o fornecimento de energia no território brasileiro. Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS O ONS foi criado em 1998 e se caracteriza como uma entidade de direito privado sem fins lucrativos constituída por geradores, transmissores, distribuidores e consumidores livres. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu ao Governo Federal poder para indicar três diretores para a Diretoria Executiva do ONS. O papel básico do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do Sistema Interligado, sujeito à regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do ONS incluem: (i) planejamento da operação da geração e transmissão de energia elétrica; (ii) a organização e controle da utilização do SIN e interconexões internacionais; (iii) a garantia de acesso à rede de transmissão de maneira não discriminatória a todos os agentes do setor; (iv) o fornecimento de subsídios para o planejamento da expansão do sistema elétrico; (v) apresentação ao MME de propostas de ampliações da Rede Básica (propostas estas que serão levadas em consideração no planejamento da expansão do sistema de transmissão); (vi) proposição de normas relativas à operação do sistema de transmissão para aprovação pela ANEEL; e (vii) a elaboração de um programa de despacho otimizado com base na disponibilidade declarada pelos agentes geradores. Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE Em 12 de agosto de 2004, o Governo Federal editou um decreto estabelecendo a regulamentação aplicável à CCEE que, em 10 de novembro de 2004, sucedeu o Mercado Atacadista de Energia, absorvendo todas as suas atividades e ativos. Um dos principais papéis da CCEE é viabilizar a comercialização de energia elétrica no SIN, conduzindo os leilões públicos de energia elétrica nos ambientes regulados. Além disso, a CCEE é responsável, entre outras obrigações, por (i) registrar todos os contratos de comercialização de energia no ACR, os contratos resultantes de contratações de ajustes e os contratos celebrados no ACL; e (ii) contabilizar e liquidar as transações de curto prazo.

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A CCEE é composta por detentores de concessões, permissões e autorizações do setor elétrico, bem como por consumidores livres e consumidores que adquirem energia por meio de fonte solar, eólica e biomassa, e o seu Conselho de Administração é formado (i) por quatro membros, nomeados por tais agentes; e (ii) por um membro nomeado pelo MME, que ocupa o cargo de Presidente do Conselho de Administração. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o cálculo do preço da energia elétrica comprada ou vendida no mercado spot (Preço de Liquidação de Diferenças – PLD) é de responsabilidade da CCEE. Empresa de Pesquisa Energética - EPE Criada em 16 de agosto de 2004, por meio do Decreto nº 5.184, a EPE é uma empresa pública federal, vinculada ao MME, cuja autorização para criação foi concedida pela Lei nº 10.847, sendo responsável por conduzir pesquisas estratégicas no setor elétrico, inclusive com relação à energia elétrica, petróleo, gás, carvão e fontes energéticas renováveis. As pesquisas realizadas pela EPE serão usadas para subsidiar a formulação, o planejamento e a implementação de ações do MME no âmbito da política energética nacional. Comitê de Monitoramento do Setor de Energia - CMSE A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico autorizou a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (“CMSE”), que atua sob a direção do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das condições de fornecimento do sistema, propondo medidas preventivas para restaurar as condições adequadas de atendimento, incluindo ações no lado da demanda, da contratação de uma reserva conjuntural do lado da oferta e outras. Licenciamento Ambiental A legislação ambiental brasileira determina que a construção, instalação, ampliação e funcionamento de estabelecimentos e atividades utilizadores de recursos ambientais, efetiva ou potencialmente poluidores ou capazes, sob qualquer forma, de causar degradação ambiental dependerão de prévio licenciamento ambiental. No bojo do licenciamento, o empreendedor deve apresentar estudo ambiental compatível com os riscos e danos da atividade que pretende ser licenciada. No caso das atividades cujos impactos ambientais sejam considerados significativos, é necessária a elaboração de Estudo Prévio de Impacto Ambiental – EIA e seu respectivo Relatório de Impacto Ambiental – RIMA, assim como a implementação de medidas mitigadoras e compensatórias dos impactos ambientais causados pelo empreendimento. No caso das medidas compensatórias, a legislação ambiental impõe ao empreendedor a obrigação de destinar recursos à implantação e manutenção de unidades de conservação, conforme percentual a ser fixado pelo órgão ambiental licenciador, de acordo com o grau de impacto ambiental causado

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pelo empreendimento, e com base no valor total do empreendimento, excluídos, dentre outros, os investimentos referentes aos planos, projetos e programas exigidos no procedimento de licenciamento ambiental para mitigação de impactos, conforme disposto na Lei n° 9985, de 18 de julho de 2000. A Lei Complementar 140, de 8 de dezembro de 2011 (“LC nº 140”), fixou as regras gerais para definição quanto à competência dos órgãos integrantes do Sistema Nacional de Meio Ambiente para receber e processar os pedidos de licença ambiental e conduzir o licenciamento ambiental. Em geral, com exceção dos casos em que o licenciamento ambiental está sujeito à competência do IBAMA, os órgãos estaduais de meio ambiente, como, por exemplo, o Instituto Estadual do Ambiente – INEA no Estado do Rio de Janeiro, são competentes para conduzir o licenciamento ambiental. A LC nº 140 previu ainda a possibilidade de os municípios promoverem o licenciamento ambiental de atividades de impacto local, desde que preenchidas as exigências previstas na referida lei complementar. O processo de licenciamento ambiental é faseado e compreende a emissão de três licenças, todas com prazos de validade determinados e condicionantes específicas: (i) Licença Prévia: concedida na fase preliminar do planejamento do empreendimento ou atividade, aprovando sua localização e concepção, atestando a viabilidade ambiental e estabelecendo os requisitos básicos e condicionantes a serem atendidos nas próximas fases de sua implementação; (ii) Licença de Instalação: autoriza a instalação do empreendimento ou atividade, depois de cumpridas as condicionantes da Licença Prévia e de acordo com as especificações constantes dos planos, programas e projetos aprovados, incluindo as medidas de controle ambiental e demais condicionantes; e (iii) Licença de Operação: autoriza a operação da atividade ou empreendimento, após a verificação do efetivo cumprimento das condicionantes das licenças anteriores, com as medidas de controle ambiental e condicionantes determinados para a operação. Cada uma dessas licenças é emitida conforme a fase em que se encontra o desenvolvimento do empreendimento e a manutenção de sua validade depende do cumprimento das exigências estabelecidas pelo órgão ambiental licenciador. Recursos Hídricos A Política Nacional de Recursos Hídricos determina o uso múltiplo dos corpos d’água e exige que o volume necessário para fins de captação ou lançamento de efluentes (i) seja previamente autorizado pelo Poder Público por meio de outorga de direito de uso, respeitados os parâmetros de qualidade exigidos, além de (ii) ensejar a cobrança de valores para essa finalidade. Para as hidrelétricas situadas em rios de domínio estadual, a competência para a emissão da outorga cabe ao respectivo órgão estadual de recursos hídricos. Caso seja um rio de domínio da União, essa tarefa fica a cargo da Agência Nacional de Águas. O aproveitamento dos recursos hídricos tanto para fins de geração de energia quanto para utilização nos processos industriais, configura atividade sujeita à

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outorga e consequente cobrança pelo uso da água. (b) Política ambiental do emissor e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental e, se for o caso, de outras práticas ambientais, inclusive a adesão a padrões internacionais de proteção ambiental Além de respeitar a legislação ambiental aplicável, a Companhia busca integrar a produção de energia à preservação dos ecossistemas e o bem-estar das comunidades onde atua. A estratégia de gestão da Companhia está embasada em 16 diretrizes, consolidadas em sua Política do Sistema de Gestão Integrado – SGI, que teve sua implantação iniciada em 2013. As diretrizes que compõem o SGI são a base para a elaboração de procedimentos corporativos e procedimentos específicos das unidades. Todos esses documentos são fundamentados em normas internacionais de qualidade (ISO 9001), meio ambiente (ISO 14001) e segurança e saúde operacional (OHSAS 18001). Seus principais objetivos são garantir a proteção do meio ambiente, a segurança e a saúde das pessoas, a confiabilidade e a efetividade nas operações da companhia e a utilização racional de recursos naturais. (c) dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes para o desenvolvimento das atividades A Companhia e suas controladas dependem, para exercer suas atividades operacionais e conduzir os seus negócios, da outorga de autorização, concedida pelo Poder Concedente ou pela ANEEL. Para mais informações veja item 7.3. e 9.1.(b) deste Formulário de Referência. Adicionalmente, a Companhia necessita das licenças de operação descritas no item 7.5.(a) deste Formulário de Referência, as quais são emitidas pelo órgão ambiental correspondente. Exceto pelas autorizações e licenças mencionadas acima, a Companhia e suas controladas não dependem de quaisquer outras patentes, marcas, licenças, concessões, contratos de royalties para o desenvolvimento de suas atividades. Para mais informações sobre as marcas e patentes, domínios e softwares da Companhia, ver os itens 9.1 e 9.2 deste Formulário de Referência.

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7.6 - Receitas relevantes provenientes do exterior

(a) Receita proveniente dos clientes atribuídos ao país sede do emissor e sua participação na receita líquida total do emissor Em 31 de dezembro de 2014, não possuíamos receitas provenientes de clientes em outros países. (b) Receita proveniente dos clientes atribuídos a cada país estrangeiro e sua participação na receita líquida total do emissor

Em 31 de dezembro de 2014, não possuíamos receitas provenientes de clientes em outros países. (c) Receita total proveniente de países estrangeiros e sua participação na receita líquida total do emissor

Em 31 de dezembro de 2014, não possuíamos receitas provenientes de clientes em outros países.

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7.7 - Efeitos da regulação estrangeira nas atividades

Tendo em vista que a Companhia não possui receitas provenientes de outros países que não o Brasil, a Companhia não está sujeita à regulação estrangeira.

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7.8 - Relações de longo prazo relevantes

A ENEVA entende que a Sustentabilidade é um valor importante e fundamental na estratégia e operação de seus ativos. Ao investir em uma região, a Companhia busca ir além da dimensão econômica, implantando ações sociais e ambientais que valorizem o capital humano, a saúde e segurança das pessoas e que envolvam a comunidade local e as instituições representativas. Em 2014 a empresa consolidou o monitoramento de diversos indicadores ambientais e de saúde e segurança de suas usinas em operação. Esses indicadores são acompanhados continuamente, com o objetivo de avaliar o desempenho da companhia e encontrar oportunidades de melhoria. Após a consolidação dos indicadores, a companhia iniciara o projeto de engajamento para a elaboração do Relatório de Sustentabilidade utilizando os padrão da Global Reporting Initiative (GRI) fazendo parte da implantação do Sistema de Gestão, que utiliza a Política de Meio Ambiente, Saúde, Segurança e Qualidade Eneva como base sendo a base. Em dezembro de 2014, a ENEVA acumulou 88,5 milhões de horas trabalhadas sem acidentes fatais. No mesmo período, foram feitos significativos investimentos em treinamento e capacitação, contribuindo de forma determinante para a redução do indicador LTI (acidentes com afastamento). Responsabilidade Ambiental A empresa avançou na gestão de resíduos sólidos, com a busca de soluções sustentáveis para os resíduos gerados no processo de geração de energia. Destacam-se as seguintes iniciativas: Destinação de cinzas para a fabricação de cimento – Pecém II O projeto teve como finalidade buscar alternativas para o reaproveitamento das cinzas geradas durante a queima do carvão, reduzir o volume de resíduos decorrente da disposição final em aterros e reduzir os custos relacionados à destinação das cinzas em Pecém II. De 2010 a 2014, os times de Operação e Manutenção e de Sustentabilidade desenvolveram diversos estudos identificando as possíveis alternativas de reutilização das cinzas. Em 2014, foi concluído um acordo de longo prazo com uma cimenteira da região que irá incorporar parte das cinzas geradas em Pecém II em seu processo de fabricação de cimento. O objetivo final do projeto é destinar a totalidade das cinzas geradas em Pecém II. Dentre os benefícios gerados pelo projeto, destaca-se a redução do envio das cinzas para aterros industriais e a redução do uso de outras matérias-primas na produção do cimento.

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7.8 - Relações de longo prazo relevantes

Destinação de lodo gerado na operação para a fabricação de Tijolos – Itaqui Com o intuito de buscar alternativas para o reaproveitamento do lodo gerado pelo processo de clarificação da água do mar usada pela usina, Itaqui firmou parceria com uma empresa local para encaminhamento do lodo gerado para a fabricação de tijolos. Ao todo, cerca de 30% lodo produzido pela usina, antes destinado como resíduo, está sendo reaproveitado, deixando de ser enviado para aterro. Os estudos para reaproveitamento do lodo foram iniciados em 2014 e continuam em andamento. Atualmente, os times de Operação e Processo, de Pesquisa e Desenvolvimento e de Sustentabilidade têm como desafio aumentar a reutilização do lodo, buscando outras destinações, como a produção de telhas. Responsabilidade Social Na área de responsabilidade social, destaca-se a evolução do projeto de reassentamento voluntário no interior do Maranhão, associado ao Complexo Parnaíba. Em 2014, foram iniciadas as obras de implantação do projeto de reassentamento de cerca de 220 moradores da comunidade da Demanda, no interior do Maranhão, localizada próxima ao Complexo Parnaíba. O projeto do reassentamento foi construído de forma coletiva e participativa, incluindo a escolha da área na qual o projeto será implantado, e conta com a adesão de todas as 65 famílias que vivem na comunidade. Cada uma será proprietária de uma residência mobiliada, com água e energia elétrica, e terá apoio para atividades agrícolas. O projeto contempla ainda a construção de uma escola, um posto de saúde, duas igrejas, área de convivência com campo de futebol, praça e um centro comunitário. O programa de reassentamento foi proposto à comunidade com o objetivo de permitir a manutenção de seu modo de vida tradicional e oferecer condições de moradia mais adequadas, contribuindo para a melhoria da qualidade de vida dos moradores. A mão-de-obra local da comunidade também está sendo aproveitada para a implantação do empreendimento. Paralelamente, estão sendo realizados cursos gratuitos profissionalizantes para todas as famílias participantes do reassentamento, em parceria com o Serviço Nacional de Aprendizagem Rural do Maranhão – SENAR-MA. A realização desses cursos busca o aperfeiçoamento e a valorização das atividades agrícolas e de desenvolvimento socioeconômico da comunidade. Com relação ao Comunicado Externo BM&FBovespa “Relate ou Explique, esclarecemos que a Companhia ainda não publica relatório de sustentabilidade ou integrado.

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Oportunidades de Mercado Apresentamos a seguir nossas ponderações sobre algumas oportunidades do setor de energia, das quais podemos nos beneficiar, incluindo as recentes alterações regulatórias promovidas pelo Governo Federal, a diversificação das matrizes energéticas brasileiras, a realização de leilões de energia nova e a descrição de regiões com potencial de exploração energética. Crescimento do setor energético e déficit de energia estrutural a curto prazo A economia brasileira tem sido pautada nos últimos anos por cenários positivos decorrentes especialmente de perspectivas favoráveis, que envolvem investimentos voltados (i) à infraestrutura para crescimento do País; (ii) aos eventos esportivos realizados no país 2014; e aos eventos esportivos a serem realizados em 2016; e (iii) à exploração e produção de petróleo. O crescimento econômico exige melhorias estruturais que possibilitem a sustentação de um padrão econômico elevado no longo prazo. No que diz respeito ao setor elétrico, tem-se buscado estruturar o crescimento de forma a acompanhar o padrão elevado na economia por meio, por exemplo, da continuidade dada ao sucesso dos leilões de energia nova e de reserva. Entretanto, as recentes alterações na regulamentação e as perspectivas de crescimento aliadas à busca pela sustentabilidade ambiental e o atraso no início das operações de algumas usinas elétricas são fatores que poderão impactar negativamente a confiabilidade da oferta de energia e a estabilidade de preços. No cenário atual, a quantidade de usinas integrantes da expansão da oferta de energia elétrica no Brasil soma 679, totalizando 40.074 MW. Constata-se que, dos 40.074 MW da expansão da oferta, 75% são comercializados no Ambiente de Contratação Regulada e 25% no Ambiente de Contratação Livre. Abaixo encontra-se o somatório das potências das usinas, divididas por tipo, em obras ou com obras não iniciadas ou paralisadas: Para as UHEs, 18.041 MW de potência instalada estão com obras em andamento e 1.026 MW estão com obras não iniciadas ou paralisadas. Dos 2.319 MW outorgados para PCHs, 419 MW estão em obras, enquanto 1.901 MW estão com obras não iniciadas ou paralisadas. Para as usinas eólicas, 3.379 MW de um total de 10.083 MW estão com as obras em andamento. Contudo, dos 6.704 MW restantes, que ainda não estão com obras iniciadas, grande parte tem possibilidade de cumprir o cronograma. A situação das UTEs fósseis evidencia que 2.831 MW encontram-se efetivamente em obras e 3.379 MW estão com obras não iniciadas ou paralisadas.

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Para as UTEs a biomassa, 1.349 MW estão com obras em andamento e 1.046 MW estão com obras não iniciadas ou paralisadas. Estão previstos para o ano de 2015, a partir de 15 de janeiro, 6.904 MW, sendo 3.346 MW de UHE, 2.144 MW de EOLs, 1.241 de UTEs e 173 MW de PCHs. As preocupações com a sustentabilidade ambiental têm sido focadas principalmente nas construções das grandes usinas hidrelétricas, porém sem capacidade de regularização, que acarretam elevado impacto ambiental na região onde são instaladas. Há intenção do governo em incentivar no longo prazo que as usinas hidrelétricas sejam de menor porte e que se intensifique a implementação de novas fontes de energia. Acreditamos que o crescimento do setor de energia renovável está diretamente relacionado a alguns fatores, entre os quais destacamos (i) a preocupação global em relação aos impactos que a geração de energia através de fontes não renováveis tem sobre o meio-ambiente com a consequente substituição de combustíveis fósseis; (ii) acordos internacionais que preveem o aproveitamento de crédito de carbono gerado por tais fontes, conferindo uma receita adicional além daquela advinda da geração elétrica; (iii) incentivos governamentais através de legislações nacionais favoráveis; (iv) queda, nos últimos anos, dos custos de instalação de novas plantas, em especial, de plantas eólicas; e, por fim, (iv) retornos atrativos com poder de atrair grandes volumes de investimentos tanto de investidores privados como de governos. Os insumos mencionados acima são os mesmos utilizados em usinas termelétricas, assim, a expansão do aumento da produção e do consumo de tais produtos indica a continuidade do crescimento paralelo nos investimentos dessa fonte de energia. Nós temos desenvolvido e investido em projetos que envolvem fontes alternativas de energia e possuímos condições favoráveis ao seu desenvolvimento, como por exemplo, a detenção dos insumos que são necessários à operação de termelétricas por meio de parcerias. Por exemplo, a produção de gás no campo de Gavião Real da Parnaíba Gás Natural estará estrategicamente direcionada às usinas do Complexo Parnaíba. A proximidade do campo com a usina termelétrica proporciona baixo custo de produção da energia elétrica. Já o carvão extraído da Mina de Seival será utilizado como insumo para o funcionamento do Complexo Sul e Seival. A proximidade da Mina de Seival com estes empreendimentos é crucial para alcançarmos competitividade nos preços da energia que produziremos, já que a Mina de Seival e o Complexo Sul e Seival estão localizadas em uma região de potencial hídrico limitado e com restrições na transmissão.

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Acreditamos, assim, estar, preparados para as alterações nas políticas energéticas e direcionados ao investimento em matrizes estratégicas ao setor energético nacional nos próximos anos. Crescimento da matriz energética termelétrica Historicamente, a principal matriz energética brasileira tem sido hidrelétrica, representando aproximadamente 62% da capacidade instalada total em operação atualmente, segundo a ANEEL. A exploração das hidrelétricas já se apresentou agressiva do ponto de vista ambiental e, por vezes, insuficiente ao consumo demandado em decorrência do crescimento populacional, econômico e industrial. As hidrelétricas situam-se, em regra, em regiões com fortes restrições ambientais e distantes dos principais centros consumidores, causam grande impacto ambiental na região de seus reservatórios e a energia produzida se torna escassa durante períodos de grandes secas. As fortes secas que atingiram os reservatórios das grandes hidrelétricas no País em 2001 e resultaram no racionamento energético em nível nacional são um exemplo recente desse cenário. O risco de abastecimento e eventuais quedas no fornecimento de energia tem estimulado o governo na criação de incentivos a fontes alternativas de geração de energia. Como consequência, a participação das hidrelétricas na matriz energética brasileira vem diminuindo gradativamente desde 2001. Em contrapartida, nota-se a participação cada vez mais significativa de fontes alternativas de geração de energia, renováveis ou não, com destaque para as termelétricas, as quais respondem por 28,3% da capacidade instalada em operação no País, segundo a ANEEL. Devido aos níveis baixos dos reservatórios nos últimos cinco anos, a geração térmica vem operando a plena carga, subindo de 7,09% do consumo total para 23,1%. Investimentos em novas ofertas de energia serão necessários a curto prazo para garantir que novos racionamentos de energia não ocorram, bem como para suprir as novas demandas decorrentes do crescimento demográfico e do desenvolvimento econômico e industrial associados ao próximos grandes eventos a serem sediados em nosso País. A energia termelétrica, já consolidada no mercado de energia, estará por certo dentre essas novas ofertas. Perspectivas de novos leilões Buscando reduzir eventuais fragilidades no abastecimento de energia em determinadas regiões do Brasil, o Governo Federal tem estudado a possibilidade de promover leilões regionais de energia que considerem as necessidades específicas de cada estado ou região. Tem-se estudado também a individualização dos leilões

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por fonte de energia, de forma a suprir a falha estrutural de oferta, dependência de condições hidrológicas e dependência da expansão da transmissão. O governo tem reconhecido a crescente demanda por usinas termelétricas em determinadas regiões do País. Dada a flexibilidade na definição da melhor localização para esses empreendimentos, ainda que proporcionem um custo adicional de geração, seu investimento pode ser compensado ao dispensar a realização de obras de transmissão. O Leilão de Energia Elétrica A-5 2015 para novos empreendimentos, por exemplo, foi realizado pelo Governo Federal 30 de abril de 2015 e contemplou a geração de 14 empreendimentos, movimentando contratos de compra e venda de energia na ordem de R$67,4 milhões que deverão garantir o fornecimento de energia elétrica a partir do ano de 2020. Da mesma forma, de forma a garantir o fornecimento de energia elétrica, o Governo Federal já divulgou que irá realizar novos leilões ao longo do ano de 2015. Da mesma forma, a EPE reconhece que as usinas termelétricas proporcionam segurança ao suprimento de energia do País, e por isso incluiu novas termelétricas no Plano Decenal de Expansão de Energia PDE 2022, e realizou, no segundo semestre de 2014, um novo leilão de reserva, o que não ocorria desde 2011, o qual teve a energia fotovoltaica disputando sozinha, além de espaço para projetos a partir de resíduos sólidos. Recentemente, o governo admitiu que terá que recorrer a usinas térmicas como nuclear, a carvão e a gás natural para operar de forma permanente e garantir a segurança energética do país tendo em vista a dificuldade de construir novas hidrelétricas com reservatórios. Estudos em fase de elaboração pela EPE indicam que os leilões de geração previstos entre 2015 e 2018 devem resultar na contratação de 38 GW de energia elétrica durante o quinquênio, onde pelo menos 9GW devem ser contratados em eólica e cerca de 7,5 GW em gás natural ou carvão natural. Oportunidades na região Sul Conforme dados apresentados pelo governo federal, que levam em consideração o crescimento regional, as fontes energéticas predominantes em cada estado e as características de consumo ao longo dos anos, estima-se que o consumo de energia na região sul do país cresça aproximadamente 3,8% ao ano nos próximos três anos e 43,9% ao ano a partir de 2018, segundo o Plano Decenal de Expansão PDE 2022. Estima-se, ainda, que será constatado um crescimento de 40% na potência instalada na região sul entre os anos de 2015 e 2022, sendo grande parte desse crescimento originário de fontes alternativas de energia elétrica. Isso decorre do fato de que o potencial hídrico de tal região é limitado às bacias dos rios Iguaçu,

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Uruguai e Paraná e outras pequenas vias que possibilitariam apenas a implantação de pequenas centrais hidrelétricas. Além disso, os regimes hidrológicos do Sul são considerados complementares e sazonais àqueles correspondentes as usinas do Sudeste/Centro-Oeste. Só há previsão de licitação para concessão de usinas hidrelétricas de grande porte nessa região para o ano de 2019. Há, com isso, grandes perspectivas de investimentos em eólicas e termelétricas nessa região para garantir o suprimento de energia atual e resultante do crescimento mencionado acima. Nossos dois projetos na região, Usinas Termelétricas Sul e Seival, além de estrategicamente localizados em uma região de baixo potencial hídrico, apresentam a vantagem de estarem próximos a uma mina de carvão, a Mina de Seival, que lhes servirá de insumo para a produção de energia a preços competitivos.

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8.1 - Descrição do Grupo Econômico

(a) Controladores diretos e indiretos A tabela abaixo contém informações sobre a titularidade das nossas ações ordinárias na data deste Formulário de Referência.

Acionistas Ações Capital Total (%)

DD Brazil Holdings S.à.R.L. 360.725.664 42,94

Eike Fuhrken Batista 145.704.988 17,34

Centennial Asset Mining Fund LLLC 20.208.840 2,41

Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC 1.822.065 0,22

BNDES Participações S.A. 72.650.210 8,65

FIA Dinâmica Energia 130.023.200 15,48

Outros 108.971.140 13,55

Total 840.106.107 100,0

A Companhia é controlada diretamente pelo Sr. Eike Fuhrken Batista (o qual detém, direta e indiretamente por meio da Centennial Asset Mining Fund LLC e da Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC, 19,97% do capital social da Companhia) e pela DD Brazil Holdings S.A.R.L, sociedade constituída conforme as leis de Luxemburgo, empresa do grupo alemão E.ON (a qual detêm 42,94% do capital social da Eneva), os quais são parte de um acordo de acionistas celebrado em 27 de maio de 213 e aditado em 30 de dezembro de 2014. A Centennial Asset Mining Fund LLC é integralmente detida pela Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC que, por sua vez, é detida indiretamente em sua totalidade pelo Sr. Eike Fuhrken Batista. A DD Brazil Holdings S.A.R.L é uma empresa do grupo alemão E.ON constituída conforme as leis de Luxemburgo, cujos acionistas controladores encontram-se descritos nos itens 15.1 / 15.2 deste Formulário de Referência. A Centennial Asset Equity Fund LLC, a Centennial Asset Mining Fund LLC e a DD Brazil Holdings S.A.R.L possuem como objeto social a participação em outras sociedades. (b) Controladas e coligadas A Companhia possui as seguintes controladas diretas ou coligadas: Participação Atividades CONTROLADAS DIRETAS Parnaíba II Geração de Energia S.A. 100,00%(1) Geração de Energia Itaqui Geração de Energia S.A. 100,00% Geração de Energia Pecém II Participações S.A 50,00% Geração de Energia Tauá II Geração de Energia Ltda. 100,00% Geração de Energia

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Participação Atividades

ENEVA Desenvolvimento S.A. 99,99% Participação em outras

sociedades

ENEVA Investimentos S.A. 99,99% Participação em outras

sociedades Parnaíba I Geração de Energia S.A. 70,00% Geração de Energia

Termopantanal Participações Ltda. 66,67% Participação em outras

sociedades Amapari Energia S.A. 51,00% Geração de Energia COLIGADAS (EQUIVALÊNCIA)

Açu II Geração de Energia S.A. 50,00% Geração de Energia Eneva Participações S.A. - Em recuperação judicial (3)

50,00% Participação em outras

sociedades Mabe Construção e Administração de Projetos Ltda.

50,00% Participação em outras

sociedades

OGMP Transporte Aéreo Ltda. 50,00%

Aquisição de aeronaves para exploração de

transporte aéreo não-regular

Parnaíba Participações S.A.(2) 50,00% Participação em outras

sociedades

Pecém Operação e Manutenção de Unidades de Geração S.A.

50,00% Serviços de operação e

manutenção de unidades de geração elétrica

Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A.

50,00%

Transporte de minérios através de correias transportadoras no

Complexo Industrial do Porto do Pecém

Seival Participações S.A.(2) 50,00% Participações em outras

sociedades Sul Geração de Energia Ltda.(2) 50,00% Geração de Energia UTE Porto do Açu Energia S.A.(2) 50,00% Geração de Energia Porto do Pecém Geração de Energia S.A.

50,00% Geração de Energia

Seival Sul Mineração Ltda. 30,00% Indústria e comércio de

minérios

Parnaíba Gás Natural S.A. 18,18% Pesquisa, lavra, refino,

comércio e transporte de petróleo e gás natural

(1) A Petra possui opção de participar em até 30% do projeto mediante aporte do capital equivalente. (2) Sociedades nas quais a Eneva Participações possui participação direta de 50%.

Ademais, a Companhia possui participação indireta nas seguintes empresas: Sociedade

Participação

Atividades

Termopantanal Ltda. 100,00%(2) Geração de energia elétrica

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Sociedade

Participação

Atividades

Comercializadora de Equipos y Materiales Mabe Limitada

100,00%(2) (3) Execução dos Contratos de EPCs do empreendimentos Pecém I, Pecém II e Itaqui

Seival Geração de Energia Ltda. 100,00%(2) Geração de Energia - usina

Seival Parnaíba IV Geração de Energia Ltda.

70,00%(2) Geração de Energia - usina

Parnaíba IV Parnaíba Geração e Comercializadora de Energia S.A.

70,00%(2) Participação em outras

sociedades

Parnaíba III Geração de Energia S.A. 70,00%(2) Geração de Energia - usina

Parnaíba III

Tauá Geração de Energia Ltda. 100,00%(2) Geração de Energia - usina

Tauá

ENEVA Solar Empreendimentos Ltda 100,00%(2) Participação em outras

sociedades ENEVA Comerc. de Combustíveis Ltda

100,00%(2) Comercialização de

combustíveis

Açu III Geração de Energia Ltda 100,00%(2) Geração de Energia - usina

Açú III ENEVA Comerc. de Energia Ltda 100,00%(2) Comercialização de Energia SPE`s Ventos 100,00%(2) Geração de Energia - Eólica (3) Os percentuais acima se referem à participação direta detida pelas controladas diretas da Eneva S.A. em cada uma dessas sociedades. (4) Considera as participações diretas detidas pela Pecém Operação e Manutenção de Unidades de Geração S.A. (0,0001%) e Mabe Construção e Administração de Projetos Ltda. (99,9999%).

Para mais informações sobre nossas controladas, diretas e indiretas, e coligadas, veja o item 8.2. deste Formulário de Referência. (c) Participação da Companhia em sociedades do grupo A Companhia não possui participação em outras sociedades do grupo econômico em que se insere, além daquelas mencionadas no item anterior. (d) Participação de sociedades do grupo na Companhia Não há outros acionistas da Companhia que não os controladores identificados no item (a). (e) Sociedades sob controle comum Não há sociedades sob controle comum com a Companhia.

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8.2 - Organograma do Grupo Econômico

ENEVA S.A.

Termopantanal Ltda.

ENEVA Investimentos S.A.99,9%

MPX Energia GMBH

100%

Tauá II Geração de Energia Ltda.


*Porto do Pecém Geração de Energia S.A.

Itaqui Geração de Energia S.A.

Amapari Energia S.A.

*Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A.

Seival Sul Mineração Ltda.

Pecém II Geração de Energia S.A.

Termopantanal Participações Ltda.

**Parnaíba Gás Natural S.A.

*Pecém Operação e Manutenção de Unidades de Geração Elétrica S.A.

*OGMP Transporte Aéreo Ltda.

100%

18,18%

30%

100%

100%

Pecém II Participações S.A.

Parnaíba I Geração de Energia S.A.

50%

70%

50%

100%

50%

50%

66,7%

50%

51%

100%

ENEVA Desenvolvimento S.A.

99,9%

100%

*MPX Chile Holding Ltda.

*Sul Geração de Energia Ltda.

Açu III Geração de Energia Ltda.

ENEVA Solar Empreendimentos Ltda

100%

*ENEVA Participações

S.A.

50%

Tauá Geração de Energia Ltda.

100%

ENEVA Comerc. de Energia Ltda.

ENEVA Comerc. de Combustíveis Ltda

100%

Parnaíba Participações S.A.50%

*UTE Porto do Açu Energia S.A.

*Açu II Geração de Energia S.A.

100%

50%

50%

50%

50%

50%

50%

50%

50%

100%

50%

70%

SPE`s Ventos100%

Parnaíba IV Geração de Energia S.A.

Parnaíba Geração e Comerc. de Energia S.A.

70%

Seival Participações S.A. Seival Geração de Energia Ltda.

50%50%

Mabe Construção e Administração de Projetos Ltda.

50%

Comercializadora de Equipos y Materiales Mabe Limitada

99,9999%

0,0001%

Parnaíba III Geração de Energia S.A.70%

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Vide item “6.5” deste Formulário de Referência, uma vez que não houve operações de reestruturação no grupo econômico da Companhia além daquelas que envolvem a Companhia e suas controladas já descritas no referido item.

Justificativa para o não preenchimento do quadro:

8.3 - Operações de reestruturação

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Não há outras informações relevantes a serem inseridas neste item 8.

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9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes - outros

As informações acerca dos bens do ativo não circulante relevantes da Companhia encontram-se nos itens

9.1(a), 9.1(b) e 9.1(c) deste Formulário de Referência.

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Edificações Obras e benfeitorias da Parnaíba Geração de Energia S.A. Brasil MA Santo Antonio dos Lopes Própria

Máquinas e equipamentos da Parnaíba Geração de Energia S.A. Brasil MA Santo Antonio dos Lopes Própria

Linha e subestação da Parnaíba Geração de Energia S.A. Brasil MA Santo Antonio dos Lopes Própria

Linha e subestação da Parnaíba II Brasil MA Santo Antonio dos Lopes Própria

Edificações Obras e benfeitorias da Parnaíba II Brasil MA Santo Antonio dos Lopes Própria

Terreno da UTE Parnaíba Geração de Energia S.A. Brasil MA Santo Antonio dos Lopes Própria

Máquinas e equipamentos da Parnaíba II Brasil MA Santo Antonio dos Lopes Própria

Licenças Ambientais e estudos de projetos da Eneva S.A. Brasil RJ Rio de Janeiro Própria

Máquinas e equipamentos da Amapari Energia S.A. Brasil AP Amapari Própria

Linha e subestação de Amapari Energia S.A. Brasil AP Amapari Própria

Edificações Obras e benfeitorias da UTE Porto de Itaqui. Brasil MA São Luís Própria

Máquinas e equipamentos da UTE Porto de Itaqui. Brasil MA São Luís Própria

Linha e subestação da UTE Porto de Itaqui. Brasil MA São Luís Própria

Edificações Obras e Benfeitorias da Amapari Energia S.A. Brasil AP Amapari Própria

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

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Marcas Marca mista ENEVA nº 828327300

Brasil Registro válido até 01.04.2018

No âmbito administrativo, os eventos que podem causar a perda dos direitos relativos a tais marcas são: (i) expiração do prazo de vigência, sem o devido e tempestivo pagamento das taxas oficiais para renovação; (ii) renúncia do direito, por nós próprios, que poderá ser total ou parcial em relação aos produtos ou serviços assinalados pela marca; (iii) caducidade do registro, decorrente da não utilização injustificada da marca; (iv) utilização da marca com modificação significativa que implique alteração de seu caráter distintivo original, tal como constante do certificado de registro, por período igual ou superior a cinco anos, contados da data da concessão do registro, ou (v) declaração de nulidade do registro, obtido por terceiros depois do êxito em processo administrativo. No âmbito judicial, embora sejamos titulares do registro de nossas marcas, terceiros podem alegar que estamos violando direitos de propriedade intelectual e, eventualmente, podem vir a obter vitória.

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. De todo modo, a Companhia entende que a perda de tais marcas não acarretará um efeito substancialmente adverso às suas operações e condição financeira.


Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos

Consequência da perda dos direitos

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Marcas Marca nominativa ENEVA nº 828327297







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Marcas Marca mista MPX nº 900567872







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Marcas Marca nominativa MPX nº 900567805







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Marcas Marca nominativa ENEVA nº 900567902







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Eneva Investimentos S.A.

16.570.411/0001-52 - Controlada Brasil RJ Rio de Janeiro Investimento em outras sociedades. 99,990000

31/12/2013 0,000000 0,000000 0,00

31/12/2014 0,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 0,00

Valor mercado

Investimento em outras sociedades.

31/12/2012 0,000000 0,000000 0,00

Razões para aquisição e manutenção de tal participação

Amapari Energia S.A. 08.815.601/0001-64 - Controlada Brasil DF Brasília A implantação e exploração da UTE Serra do Navio e a PCH Capivara, e outros empreendimentos de energia elétrica no Estado do Amapá, incluindo a geração, a transmissão e a comercialização de energia e capacidade elétrica, a intermediação na compra e venda de energia e capacidade elétrica.

51,000000

Investimento em geração de energia termelétrica.

31/12/2014 0,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 0,00

Valor mercado

31/12/2013 0,000000 0,000000 0,00


31/12/2012 0,000000 0,000000 0,00

Açú II Geração de Energia S.A.

15.285.704/0001-25 - Controlada Brasil RJ Rio de Janeiro Geração, transmissão e comercialização de energia e capacidade elétrica, a intermediação na compra e venda de energia e capacidade elétrica.

50,000000

31/12/2014 0,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 2.336.000,00

Valor mercado

31/12/2013 9,000000 0,000000 0,00



31/12/2012 0,000000 0,000000 0,00

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

Participação do emisor (%)

Exercício social Valor contábil - variação % Valor mercado - variação %

Montante de dividendos recebidos (Reais)

Data Valor (Reais)

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Itaqui Geração de Energia S.A.

08.219.477/0001-74 - Controlada Brasil MA São Luís (i) Realização de estudos, projetos, construção, instalação, implantação, operação comercial, manutenção e exploração da usina térmica denominada Itaqui, localizada no Estado do Maranhão, assim como a comercialização da energia gerada por esse empreendimento e a prática de atos de comércio em geral, relacionados a essas atividades; (ii) elaboração, o desenvolvimento e o gerenciamento de projetos na área de infraestrutura; (iii) operação portuária de descarga/carga de granéis, o transporte dos mesmos através de correia(s) transportadora(s) no Distrito Industrial de São Luis, 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).

100,000000

31/12/2014 -14,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 859.102.000,00

Valor mercado

31/12/2013 80,000000 0,000000 0,00



31/12/2012 25,110000 0,000000 0,00

Eneva Participações S.A.

15.379.168/0001-27 - Controlada Brasil RJ Rio de Janeiro Investimento em outras sociedades. 50,000000

31/12/2014 -50,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 67.101.000,00

Valor mercado

31/12/2013 24,000000 0,000000 0,00

Investimento em outras sociedades


31/12/2012 0,000000 0,000000 0,00






Data Valor (Reais)

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Parnaíba I Geração de Energia S.A.

11.744.699/0001-10 - Coligada Brasil MA São Luís Comercialização de gás natural e desenvolvimento, construção e operação de projetos de unidades de geração térmica a partir do gás natural.

70,000000

31/12/2013 -25,000000 0,000000 0,00

31/12/2014 15,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 197.844.000,00

Valor mercado

31/12/2012 115,520000 0,000000 0,00

Parnaíba Gás Natural S.A.

11.230.122/0001-90 - Coligada Brasil RJ Rio de Janeiro Pesquisa, a lavra, o refino, o processamento, o comércio e o transporte de petróleo proveniente de poço, de xisto ou de outras rochas, de seus derivados, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, apoio marítimo e apoio portuário para auxilio à exploração e produção de petróleo e gás no mar, bem como quaisquer outras atividades correlatas ou afins.

33,330000

Investimento em comercialização de energia.

31/12/2014 85,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 95.889.000,00

Valor mercado

31/12/2013 63,000000 0,000000 0,00


31/12/2012 41,500000 0,000000 0,00

OGMP Transporte Aéreo Ltda

13.528.307/0001-01 - Controlada Brasil RJ Rio de Janeiro Exploração de transporte aéreo não regular de passageiro, carga e mala postal na modalidade de taxi aéreo, incluindo as operações "off-shore"

50,000000

31/12/2014 -7,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 258.000,00

Valor mercado

31/12/2013 -96,000000 0,000000 0,00

Investimento em exploração de transporte aéreo.


31/12/2012 -9,840000 0,000000 0,00






Data Valor (Reais)

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Pecém II Participações S.A.

16.523.901/0001-06 - Controlada Brasil RJ Rio de Janeiro Geração, transmissão e comercialização de energia e capacidade elétrica, a intermediação na compra e venda de energia e capacidade elétrica.

50,000000

Valor mercado

31/12/2012 0,000000 0,000000 0,00

31/12/2013 0,000000 0,000000 0,00

31/12/2014 0,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 367.909.000,00



Parnaíba Participações S.A.

15.439.528/0001-39 - Coligada Brasil RJ Rio de Janeiro Investimento em outras sociedades. 0,000000

31/12/2013 1395,000000 0,000000 0,00

Valor mercado


31/12/2012 0,000000 0,000000 0,00

31/12/2014 -8,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 95.003.000,00



14.578.002/0001-77 - Controlada Brasil MA São Luís Construção e operação de projetos de unidades de geração térmica a partir do gás natural e comercialização de gás natural.

99,990000

31/12/2014 26,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 415.018.000,00

Valor mercado

31/12/2013 285,000000 0,000000 0,00



31/12/2012 8525300,000000 0,000000 0,00








Data Valor (Reais)

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Seival Participações S.A.

05.790.957/0001-00 - Controlada Brasil SC Florianópolis Investimento em outras sociedades. 50,000000

31/12/2013 1,000000 0,000000 0,00

31/12/2014 1,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 19.727.000,00

Valor mercado


31/12/2012 -49,710000 0,000000 0,00



10.661.303/0001-09 - Controlada Brasil CE Fortaleza Transporte de minérios através de correia(s) transportadora(s) no Complexo Industrial Porto 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).

50,000000

Investimento em transporte de minérios.

31/12/2014 187,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 1.289.000,00

Valor mercado

31/12/2013 33,000000 0,000000 0,00


31/12/2012 -35,730000 0,000000 0,00

Pecém Operação e Manutenção de Unidades de Geração Elétrica S.A.

13.746.853/0001-19 - Controlada Brasil CE São Gonçalo do Amarante Prestação de serviço de operação e manutenção de unidades de geração elétrica.

50,000000

31/12/2014 -15,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 176.000,00

Valor mercado

31/12/2013 -44,000000 0,000000 0,00

Investimento em operação e manutenção de unidades de geração elétrica.


31/12/2012 26,380000 0,000000 0,00






Data Valor (Reais)

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Sul Geração de Energia Ltda.

09.130.156/0001-61 - Controlada Brasil RS Candiota Implantação e exploração de empreendimentos de energia elétrica em qualquer parte do território nacional, incluindo a geração e comercialização de energia e disponibilidade de lastro de geração, a intermediação na compra e venda de energia e disponibilidade de lastro de geração, seja no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE ou de outro foro regulamentado por lei, ou seja diretamente a consumidores livres ou outras comercializadoras de energia, incluindo ainda a comercialização e distribuição de energia, a compra e venda, importação e exportação genérica de bens e insumos, equipamentos e produtos.

50,000000

31/12/2014 187,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 6.573.000,00

Valor mercado

31/12/2013 0,000000 0,000000 0,00



31/12/2012 -29,810000 0,000000 0,00

Seival Sul Mineração Ltda.

04.527.315/0001-42 - Controlada Brasil RJ Rio de Janeiro Indústria e comércio de minérios em geral, compreendendo a pesquisa, lavra e beneficiamento de jazidas minerais, prestação de serviços geológicos, importação, exportação comércio de produtos minerais, químicos e industriais.

70,000000

31/12/2014 -54,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 1.594.000,00

Valor mercado

31/12/2013 6,000000 0,000000 0,00

Investimento em indústria e comércio de minérios.


31/12/2012 7,120000 0,000000 0,00






Data Valor (Reais)

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Termopantanal Participações Ltda.

05.929.091/0001-68 - Controlada Brasil MS Corumbá Geração, comercialização, importação e exportação de energia e capacidade elétrica; a intermediação na compra e venda de energia e capacidade elétrica, seja no âmbito da CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 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 compra e venda, importação e exportação, industrialização e transformação de gás natural, petróleo e seus produtos derivados.

66,670000

31/12/2013 0,000000 0,000000 0,00

31/12/2012 0,000000 0,000000 0,00



31/12/2014 0,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 1.545.000,00

Valor mercado

Tauá II Geração de Energia Ltda.

17.157.518/0001-36 - Controlada Brasil CE Fortaleza Implantação e exploração de empreendimentos de energia elétrica através de aproveitamento de energia solar, incluindo a geração e comercialização de energia elétrica e disponibilidade de lastro de geração.

100,000000

31/12/2014 0,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 442.000,00

Valor mercado

31/12/2013 0,000000 0,000000 0,00

Investimento em comercialização de energia.


31/12/2012 0,000000 0,000000 0,00






Data Valor (Reais)

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UTE Porto do Açu Energia S.A.

09.130.974/0001-64 - Controlada Brasil RJ São João da Barra Geração, transmissão e comercialização de energia e capacidade elétrica, a intermediação na compra e venda de energia e capacidade elétrica.

50,000000

31/12/2014 -14,000000 0,000000 0,00 Valor contábil 31/12/2014 21.271.000,00

31/12/2013 -9,000000 0,000000 0,00


31/12/2012 -24,920000 0,000000 0,00

Valor mercado





Data Valor (Reais)



PÁGINA: 179 de 421



A Companhia informa que todas as participações acionárias detidas por ela são relevantes e, por esse

motivo, são apresentadas no item 9.1 acima.

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10.1 - Condições financeiras e patrimoniais gerais

Comentário Geral da Administração

O exercício social findo em 31 de dezembro de 2014 foi marcado por grandes desafios e importantes

eventos para a Companhia. Nesse sentido, diversas decisões foram tomadas para que a Companhia

pudesse continuar sua operação de forma consistente, contribuindo para a segurança energética do Brasil.

Dentre elas, destacam-se a conclusão da implantação de todo seu parque gerador, em especial a usina

termelétrica a gás natural Parnaíba II, a concepção e implementação de um importante plano para

restruturação financeira da Companhia e relevantes realizações no âmbito regulatório.

A Companhia passou a ser uma empresa 100% operacional e a entregar um total de 2,4GW de energia,

sendo oito usinas em operação, estando assim entre as maiores empresas privadas de geração de energia

termelétrica do Brasil, contribuindo para a estabilidade do sistema elétrico.

Ao longo do ano, as usinas apresentaram relevante melhora em suas performances operacionais e

confiabilidade. A usina de Itaqui, por exemplo, alcançou 96% de disponibilidade em dezembro de 2014, a

melhor marca desde o início de sua operação comercial.

Adicionalmente, destacam-se as conquistas regulatórias obtidas em 2014, dentre elas a reversão dos

pagamentos por indisponibilidade horária das usinas (também conhecido como “ADOMP”) e o acordo com a

Aneel, necessário para a manutenção dos contratos de Parnaíba II (TAC Parnaíba II). O sucesso dessas

realizações e os avanços na operação das usinas foram fundamentais para atingir a atual receita de R$1,8

bilhão.

No âmbito corporativo, com o início do plano de restruturação em maio de 2014, foram realizadas

importantes atividades, destacando-se a redução de custos e despesas e a captação de recursos, advindos

de um aumento de capital, da venda parcial de Pecém II para a E.ON e da venda da participação da

Companhia em Pecém I para a EDP.

Ainda com o objetivo de promover o equilíbrio financeiro da Companhia, foram mantidas negociações com

os principais credores da Companhia para implementar um plano de estabilização e, assim, equalizar a

estrutura de capital e o vencimento da dívida. Não obstante os esforços realizados, um acordo não foi

alcançado, levando assim à Companhia e à Eneva Participações a requererem, em dezembro, recuperação

judicial de modo a blindar e garantir a continuidade da operação das suas usinas, além de seguir com as

discussões com os credores em melhores condições.

Para o ano de 2015, a Administração seguirá com os esforços empregados na redução de custos e

despesas, no plano de estabilização operacional das usinas, como também para a implementação do plano

de recuperação judicial aprovado, de forma a estabilizar a estrutura de capital da Companhia.

Diante disso, os Diretores da Companhia apresentam as informações abaixo, as quais foram por eles

avaliadas e comentadas. As avaliações e opiniões aqui constantes traduzem a visão e percepção de nossos

Diretores sobre nossas atividades, negócios e desempenho.

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Por fim, os valores constantes nesta seção 10 foram extraídos das demonstrações financeiras consolidadas

da Companhia referentes aos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012.

(a) Comentários dos Diretores sobre as condições financeiras e patrimoniais gerais

Os Diretores da Companhia possuem os seguintes comentários sobre as condições financeiras e

patrimoniais gerais da Companhia:

No ano de 2012, a Companhia apresentou uma receita bruta consolidada de R$54,1 milhões, sendo esta

totalmente originada pela operação de Amapari, Comercializadora de Energia e Itaqui. A Companhia apurou

prejuízo de R$435,2 milhões para este ano, porém com posição de caixa e equivalentes de caixa

consolidado em 31 de dezembro de 2012 de R$519,3 milhões e títulos e valores mobiliários de R$3,4

milhões. Em 31 de dezembro de 2012, os empréstimos, financiamentos e debêntures totalizavam

R$4.924,8 milhões.

No ano de 2013, a Companhia apresentou uma receita bruta consolidada de R$1.600,3 milhões, esta

receita foi originada pela operação das controladas Pecém II, Itaqui, Parnaíba e Parnaíba II e Amapari. A

Companhia apurou prejuízo de R$942,4 milhões para este ano, porém com posição de caixa e equivalentes

de caixa consolidado de R$277,6 milhões. Em 31 de dezembro de 2013, os empréstimos, financiamentos e

debêntures totalizavam R$6.210,5 milhões.

No ano de 2014, a Companhia apresentou uma receita bruta consolidada de R$2.010,8 milhões, esta

receita foi originada pela operação das controladas Pecém II, Itaqui, Parnaíba e Parnaíba II e Amapari. A

Companhia apurou prejuízo de R$1.517,2 milhões para este ano, porém com posição de caixa e

equivalentes de caixa consolidado de R$157,3 milhões. Em 31 de dezembro de 2014, os empréstimos,

financiamentos e debêntures totalizavam R$5.163,7 milhões.

Vale destacar que devido à adoção das novas práticas contábeis (IFRS 11), a Companhia deixou de

registrar proporcionalmente a receita de algumas investidas dentre elas a Comercializadora de Energia,

Pecém II e Pecém I.

O índice de liquidez geral da Companhia, medido pela soma dos ativos circulantes e não circulantes sobre a

soma do passivo circulante e do não circulante era de 1,51 em 31 de dezembro de 2012, 1,36 em 31 de

dezembro de 2013 e 0,29 em 31 de dezembro de 2014.

Em 9 de dezembro de 2014, a Companhia protocolou pedido de recuperação judicial na Comarca da Capital

do Estado do Rio de Janeiro. Esta decisão tem por objetivo preservar as suas condições de caixa de forma

adequada para a continuidade de suas atividades, que têm apresentado evolução continuada em seus

indicadores operacionais.

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O plano de recuperação judicial visa a permitir que a Companhia supere sua crise econômico-financeira,

adote as medidas adicionais necessárias para sua reorganização operacional e preserve a manutenção de

empregos diretos e indiretos, bem como os direitos de seus credores e acionistas.

Nesse sentido, a decisão de pedir recuperação judicial ocorreu em face da não renovação de acordo que a

Companhia mantinha até o dia 21 de novembro de 2014 com instituições financeiras detentoras de sua

dívida financeira. Nos termos do acordo expirado, tais instituições financeiras concordavam em suspender

os pagamentos de juros e principal da divida financeira da Companhia.

A recuperação judicial protege a Companhia e suas operações do pagamento de dívidas correntes,

possibilitando a continuidade do diálogo com seus credores e a apresentação do seu plano de recuperação

judicial no prazo de até 60 dias a contar da data de aceitação do seu pedido.

Em 16 de dezembro de 2014, o Juízo da 4° Vara Empresarial da Comarca da Capital do Estado do Rio de

Janeiro decidiu pelo deferimento do processamento da recuperação judicial da Companhia e de sua

subsidiária ENEVA Participações S.A. Ademais, o Juízo decidiu pela nomeação da Deloitte Touché Tohmatsu

como administradora judicial.

Em 12 de fevereiro de 2015, o Conselho de Administração da Companhia aprovou a apresentação de Plano

de Recuperação Judicial perante o Juízo da 4ª Vara Empresarial, no âmbito da recuperação judicial da

Companhia, o qual tem como premissa a reestruturação do endividamento financeiro e o equacionamento

da estrutura de capital da Companhia (“Plano de Recuperação”). O Plano de Recuperação ainda sofreu

alterações pelo Conselho de Administração da Companhia em 10 de abril de 2015, as quais dizem respeito

à forma de restruturação do endividamento financeiro e ao equacionamento da estrutura de capital. Já em

30 de abril de 2015, o Plano de Recuperação foi aprovado pela Assembleia Geral de Credores da

Companhia, e será submetido à homologação pelo Juízo da 4ª Vara Empresarial.

Em 12 de maio de 2015, o Juízo da 4ª Vara Empresarial Comarca do Estado do Rio de Janeiro proferiu

decisão homologando o Plano de Recuperação Judicial da Companhia.

A Companhia acredita ser indispensável para o seu erguimento financeiro e operacional a reestruturação da

sua dívida, que ocorrerá essencialmente por meio (i) da capitalização dos créditos detidos pelos credores

quirografários que assim optarem (ii) do perdão em relação a parte dos créditos quirografários e (iii)

reperfilamento da dívida para pagamento do saldo remanescente dos créditos quirografários, dentre outras

medidas previstas no Plano de Recuperação.

A diretoria entende que nas notas explicativas em 31 de dezembro de 2014 na nota nº1- contexto

operacional, a Companhia apresenta as condições financeiras e patrimoniais suficientes para implementar o

seu plano de negócios e cumprir as suas obrigações atuais de curto, médio e longo prazo.

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(b) Comentários dos Diretores sobre a estrutura de capital e possibilidade de resgate de

ações ou quotas

Segue abaixo a composição da estrutura de capital da Companhia para os períodos indicados. Na avaliação

dos Diretores, a estrutura de capital da Companhia representa, atualmente, uma adequada relação entre

capital próprio e capital de terceiros:

Em 31 de dezembro de 2014, a estrutura de capital da Companhia era composta de 16% de capital

próprio e 84% de capital de terceiros. Nesta data, o patrimônio líquido consolidado da Companhia

era de R$1.135,3 bilhão enquanto a dívida bruta somada às obrigações com terceiros totalizava

R$5.826,7 bilhões.


próprio e 73% de capital de terceiros. Nesta data, o patrimônio líquido consolidado da Companhia

era de R$2.573 bilhões enquanto a dívida bruta somada às obrigações com terceiros totalizava

R$7.115 bilhões.


próprio e 66% de capital de terceiros. Nesta data, o patrimônio líquido consolidado da MPX era de

R$2.701bilhões enquanto a dívida bruta somada às obrigações com terceiros totalizava R$5.338,5

bilhões.

i. hipóteses de resgate de ações ou quotas

Os Diretores acrescentam que a Companhia não possui ações resgatáveis emitidas.

ii. fórmula de cálculo do valor de resgate de ações ou quotas

Os Diretores acrescentam que não há uma fórmula de cálculo do valor de resgate, uma vez que a

Companhia não possui ações resgatáveis emitidas.

(c) Comentários dos Diretores em relação a capacidade de pagamento em relação aos

compromissos financeiros assumidos

Os Diretores entendem que, ultrapassada a fase de recuperação em que a Companhia se encontra, os seus

projetos apresentam capacidade de pagamento suficiente para arcar com todos os seus compromissos

financeiros, apesar de alguns deles precisarem de pequenos ajustes e estarem sendo renegociados juntos

aos credores de longo prazo (conforme pode ser observado abaixo neste mesmo item), pois estruturou

seus grandes empreendimentos na modalidade de Project Finance, com aporte de recursos próprios

correspondente a, aproximadamente, 25% dos investimentos totais, o qual ocorre pari passu com a

entrada de recursos dos financiadores. Além disso, os referidos empreendimentos possuem Contratos de

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Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR, que permitem com geração de receita

fixa por 15 e 20 anos (desde que as partes cumpram com as respectivas obrigações contratuais).

A Companhia adquiriu dívida de curto prazo para financiar suas atividades durante 2012 e 2013. No âmbito

dos projetos, Parnaíba 2 teve em dezembro de 2014 sua dívida de curto prazo com Itaú e CEF rolada por 6

meses, para junho de 2015, vencendo agora junto com a dívida de curto prazo do BNDES. A partir de 31

de dezembro de 2014, os empréstimos consolidados com vencimento nos próximos 12 meses podem ser

resumidos como segue:

Entre 6 e 9 meses: R$3,246 bilhões, que inclui saldo vencido de R$2,0 bilhões da holding que

encontra-se no processo de recuperação judicial.

Entre 9 e 12 meses: R$29,9 milhões.

As captações de dívida de curto prazo, abertas em dezembro de 2013, tiveram o objetivo de financiar parte

dos investimentos realizados, bem como atender as demandas de capital de giro. Ademais, a Companhia

continua trabalhando para liquidação parcial e rolagem para longo prazo das dívidas de curto prazo no

projeto e considera, principalmente, os seguintes eventos no seu plano de negócios:

o Reestruturação da dívida de longo prazo de Itaqui, proporcionando 6 meses de carência de juros e

24 meses de carência de principal. Aditivo já assinado pelo BNDES e em fase de assinatura com o

Banco do Nordeste – BNB, Bradesco e Votorantim.

o Rolagem por 12 meses da dívida de curto prazo de Parnaíba 2, e posteriormente captação de dívida

de longo prazo no montante total de R$960 milhões.

o Captação de dívida de longo prazo em Parnaíba III no montante total de R$150 milhões.

o Alongamento da dívida de curto prazo do projeto Parnaíba 1, para 18 meses de prazo total com 6

meses de carência de principal. Aditivo já assinado com Bradesco e em fase de assinatura com Itaú.

Adicionalmente à reestruturação financeira de alguns projetos, como descrito acima, a Companhia está

também trabalhando para reestruturar sua própria dívida de curto prazo. O plano de recuperação judicial

incluirá uma diminuição significativa na dívida da holding, além de um alongamento de dívida que

permanecer. Estas medidas potenciais são extremamente necessárias para reforçar a estrutura de capital

e criar os fundamentos necessários para permitir uma redução significativa de sua alavancagem e desta

forma sua sobrevivência de forma sustentável no longo prazo.

(d) Fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não

circulantes utilizadas.

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Em relação às fontes de financiamentos para investimentos em ativos não circulantes, vide resposta abaixo

no item “f”.

Os Diretores acreditam que as fontes de financiamento utilizadas são adequadas ao perfil de endividamento

da Companhia porque seus projetos foram estruturados na modalidade Project Finance, sendo financiados

por bancos de fomento a juros subsidiados e prazos de amortização bastante extensos, que chegam até 14

anos. No item “c” acima listamos os principais eventos relativos à reestruturação financeira de alguns dos

projetos. Estas medidas potenciais são extremamente necessárias para reforçar o fluxo de caixa destes

projetos e criar os fundamentos necessários para sua sobrevivência de forma sustentável no longo prazo.

(e) Fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não

circulantes que pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez

A Companhia continua trabalhando para liquidação parcial e rolagem para longo prazo das suas dívidas de

curto prazo, conforme detalhado no item “c” acima, de forma a reforçar a sua estrutura de capital e criar os

fundamentos necessários para permitir uma redução significativa de sua alavancagem e desta forma sua

sobrevivência de forma sustentável no longo prazo.

(f) Níveis de endividamento e as características de tais dívidas

(i) Contratos de empréstimo e financiamento relevantes

Em 31 de dezembro de 2014 e 31 de dezembro de 2013, a composição dos empréstimos junto a

instituições financeiras está demonstrada a seguir:

Consolidado

31/12/2014

31/12/2014

Empres

a Credor

Moed

a

Taxas de

juros

Venciment

o

Taxa

Efetiva

Custo de

transaçã

o

Custo a

apropriar Principal Juros Total

Custo de

transação

Custo a

apropriar Principal Juros Total

Itaqui

BNDES

(Direto) (a) R$

TJLP+2,78

% 15/06/26 2,89% 11.182 9.217 762.788 2.535 756.107

11.182 9.913 830.630 2.586 823.304

Itaqui BNB (b) R$ 10% 15/12/26

10,14

% 2.892 2.602 200.787 852 199.037

2.892 2.727 201.977 857 200.107

Itaqui

BNDES

(Indireto) (c) R$

IPCA + TR

BNDES+

4,8% 15/06/26 4,94% 2.023 1.878 107.505 5.942 111.569

1.475 1.473 109.302 6.041 113.870

Itaqui

BNDES

(Indireto) (d) R$ TJLP+4,8% 15/06/26 4,94% 1.475 1.460 149.088 621 148.249

2.023 1.953 162.052 632 160.731

Pecém II

BNDES

(Direto) (e) R$

TJLP+2,18

% 15/06/27 - - - - - -

7.803 6.091 710.327 2.054 706.290

Pecém II

BNDES

(Direto) (f) R$

IPCA+ TR

BNDES +

2,18% 15/06/27 - - - - - -

1.740 1.294 131.607

42.84

0 173.153

Pecém II BNB (g) R$ 10,00% 31/01/28 - - - - - -

4.287 3.620 250.000 4.070 250.450

Parnaíba

I

BRADESC

O (h) R$ CDI+3,00% 22/04/15 - - - 30.294 134 30.428

4.593 - 48.000 117 48.117

Parnaíba

I

Banco Itaú

BBA (i) R$ CDI+3,00% 15/04/15 - - - 53.174 178 53.352

11.516 - 60.670 776 61.446

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Parnaíba

I

BNDES

(Direto) (j) R$

TJLP+1,88

% 15/06/27 2,35% 28.395 28.191 456.893 1.353 430.055

16.867 16.860 493.444 1.370 477.954

Parnaíba

I

BNDES

(Direto) (k) R$

IPCA + TR

BNDES +

1,88% 15/07/26 2,37% 11.705 10.629 212.438 4.776 206.585

6.953 6.663 215.988

10.40

8 219.733

Parnaíba

II

Banco Itaú

BBA (l) R$ CDI+3,00% 15/06/15 - - - 228.330 126 228.456

- - 200.000 146 200.146

Parnaíba

II CEF (m) R$ CDI+3,00% 15/06/15 - - - 280.000 39.843 319.843

- - 280.000 286 280.286

Parnaíba

II BNDES (n) R$

TJLP+2,40

% 15/06/15 5,05% 10.967 3.890 299.387 2.624 298.120

3.619 3.619 280.700 223 277.304

ENEVA

S/A

Banco Itaú

BBA (o) R$ CDI+2,65% 16/12/14 - - - 105.790 14.150 119.940

- - 105.790 503 106.293

ENEVA

S/A

Banco

Citibank (p) R$ CDI+2,95% 22/09/14 - - - 101.250 19.961 121.211

- - 101.250 3.107 104.357

ENEVA

S/A

Banco

Citibank

(q)

US$

LIBOR 3M +

1,26% 27/09/17 - - - 132.810 909 133.719

- - 117.130 20 117.150

ENEVA

S/A

Banco BTG

Pactual

(r)

R$ CDI+3,75% 09/12/14 - - - 101.912 6.524 108.437

- - 101.912 792 102.705

ENEVA

S/A

Banco BTG

Pactual

(s)

R$ CDI+3,75% 09/06/15 - - - 350.000 22.406 372.406

- - 350.000 2.559 352.559

ENEVA

S/A

Banco BTG

Pactual

(t)

R$ CDI+3,75% 09/12/14 - - - 370.000 23.687 393.687

- - 370.000 1.196 371.196

ENEVA

S/A

Banco BTG

Pactual

(u)

R$ CDI+2,75% 12/12/14 - - - 303.825 50.296 354.120

- - 303.825 1.747 305.572

ENEVA

S/A

Banco

Citibank

(v)

R$ CDI+4,00% 03/11/14 - - - - - -

- - 42.000 879 42.879

ENEVA

S/A

Banco

Citibank

(w)

R$ CDI+4,00% 09/12/14 - - - 102.099 13.014 115.113

- - 100.000 792 100.792

ENEVA

S/A

Banco Itaú

BBA

(x)

R$ CDI+2,65% 05/12/14 - - - 200.000 27.505 227.505

- - 200.000 1.618 201.618

ENEVA

S/A

Banco Itaú

BBA

(y)

R$ CDI+2,65% 09/12/14 - - - 210.000 28.654 238.654

- - 210.000 1.499 211.499

ENEVA

S/A

Banco

Santander

(z)

R$

CDI+3,25-

4,25% 15/01/15 - - - - - -

- - 66.667 336 67.003

ENEVA

S/A

Morgan

Stanley

(aa)

R$

CDI+3,25-

4,25% 15/01/15 - - - - - -

- - 66.667 336 67.003

ENEVA

S/A

Banco Itaú

BBA

(bb

) R$

CDI+3,25-

4,25% 15/01/15 - - - - - -

- - 66.667 336 67.003

ENEVA

S/A

Banco Itaú

BBA

(cc)

R$ CDI+3,15% 19/01/16 - - - 80.000 9.782 89.782

- - - - -

ENEVA

S/A

Banco BTG

Pactual

(dd

) R$ CDI+3,00% 13/10/14 - - - 39.782 2.914 42.696

- - - - -

ENEVA

S/A

Banco Itaú

BBA

(dd

) R$ CDI+3,00% 13/10/14 - - - 28.838 2.112 30.950

- - - - -

ENEVA

S/A

Banco

Citibank

(dd

) R$ CDI+3,00% 13/10/14 - - - 16.675 1.221 17.896

- - - - -

ENEVA

S/A

Banco BTG

Pactual

(dd

) R$ CDI+3,00% 13/10/14 - - - 14.705 1.077 15.782

- - - - -

68.639 57.867 4.938.36

9

283.19

6

5.163.69

8

74.950 54.213 6.176.60

5

88.12

9

6.210.52

0

Custoaapropria

r

Principal Juros Total Custoaapropria

r

Principal Juros Total

Circulante 6.698 3.022.47

8

273.41

4

3.289.19

4

2.607 2.322.84

3

87.90

6

2.408.14

2

Não

circulante

51.171 1.915.89

1

9.782 1.874.50

2

51.606 3.853.76

2

223 3.802.37

9

A tabela abaixo apresenta a composição dos empréstimos da controlada em conjunto Porto do Pecém

Geração de Energia S.A. e Pecém II Geração de Energia S.A. e as controladas indiretas MPX Chile Holding

Ltda., UTE Parnaíba IV Geração de Energia S.A. e UTE Parnaíba III Geração de Energia S.A., para as quais,

a partir de 2013 aplicando as novas regras de consolidação, introduzidas pela adoção do IFRS 11, não

temos obrigação de apresentar nas informações trimestrais:

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Consolidado

31/12/14

31/12/13

Empres

a

Credor Moed

a

Taxas de

juros

Vencimen

to

Taxa

Efetiv

a

Custo de

transaçã

o

Custo a

apropri

ar

Princip

al

Juro

s

Total Custo de

transaçã

o

Custo a

apropri

ar

Princip

al

Juro

s

Total

Pecém I

(50%)

BNDES

(Direto)

(ee

)

R$ TJLP +

2,77%

15/06/26 TJLP +

3,09%

16.921 4.102 681.213 2.26

9

679.380 8.461 4.844 740.449 2.31

2

737.917

Pecém I

(50%)

BID (ff) US$ LIBOR +

3,50%

15/05/26 Libor

+

4,67%

17.658 4.846 170.719 798 166.671 8.808 5.296 158.142 779 153.625

Pecém I

(50%)

BID (gg

)

US$ LIBOR +

3,00%

15/05/22 Libor

+

4,16%

17.930 4.086 191.207 777 187.897 8.939 5.374 184.506 791 179.924

Pecém

II

BNDES

(Direto)

(e) R$ TJLP+3,14

%

15/06/27 2,30% 7.256 6.322 657.582 2.29

0

653.550 - - - - -

Pecém

II

BNDES

(Direto)

(f) R$ IPCA+ TR

BNDES +

3,14%

15/06/27 2,32% 1.611 1.060 203.221 912 203.072 - - - - -

Pecém

II

BNB (g) R$ 10% 31/01/28 10,17

%

4.287 4.153 243.812 - 239.659 - - - - -

Chile

(50%)

Banco

Credit

Suisse

(hh

)

US$ 9,900% 15/07/15 - - 12.392 116 12.508 - - 17.532 303 17.834

Parnaíb

a IV

(35%)

Banco

BTG

Pactual

(jj) R$ CDI +

2,28%

29/01/14 - - - - - - - 24.500 1.79

6

26.296

Parnaíb

a III

(35%)

Banco

Bradesc

o

(kk

)

R$ CDI +

2,53%

27/01/15 4,23% 349 52 42.000 601 42.549 - - 42.000 493 42.493

66.012 24.621 2.202.14

5

7.76

2

2.185.28

7

26.208 15.514 1.167.12

9

6.47

4

1.158.08

8

Custo a

apropri

ar

Princip

al

Juro

s

Total Custo a

apropri

ar

Princip

al

Juro

s

Total

Circulan

te

52

219.652

7.76

2

227.363

2.481

160.876

6.47

5

164.870

Não

circulant

e

24.569

1.982.49

3

-

1.957.92

4

13.033

1.006.25

3

-

993.219

Itaqui Geração de Energia SA (Itaqui)

(a) O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (“BNDES”) liberou a totalidade dos R$784

milhões do financiamento de longo prazo de Itaqui relativos aos subcréditos A, B e C, sendo o custo anual

contratado de TJLP + 2,78%. O prazo do financiamento é de 17 anos, sendo 14 anos de amortização e

carência para pagamento de principal até julho de 2012. Já o subcrédito D, destinado a investimentos

sociais (BNDES Social) no valor de R$13,7 milhões, tem custo somente de TJLP e teve desembolso de

R$11,7 milhões até o momento. O prazo total da linha BNDES Social é de 9 anos, sendo 6 anos de

amortização e carência de pagamento até julho de 2012. Os juros apurados durante a fase de carência

foram capitalizados junto aos valores desembolsados. Com isto o saldo do principal em 31 de dezembro de

2014 corresponde a R$762,7 milhões. Durante a fase de construção os juros destes empréstimos foram

capitalizados. Este financiamento conta com o pacote de garantia tradicional de operações na modalidade

de Project Finance.

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(b) Complementar ao financiamento do BNDES, Itaqui conta com um empréstimo do BNB-FNE, no

montante total de R$203 milhões, o qual teve sua última parcela desembolsada em 28 de julho de 2011,

totalizando o valor contratado. O empréstimo do BNB tem prazo total de 17 anos, sendo 14 anos de

amortização e carência para pagamento de principal até julho de 2012, com um custo anual de 10%. O

financiamento prevê um bônus de adimplência (15%), com a consequente redução do custo para 8,5% ao

ano. Este financiamento conta com o pacote de garantia tradicional de operações na modalidade de Project

Finance.

(c) Da linha do BNDES indireto que tem os bancos Bradesco e Votorantim como agentes, foram repassados

a Itaqui R$99 milhões relativos aos subcréditos A, B, C, D e E. Esta parte do empréstimo tem prazo total

de 17 anos, sendo 14 anos de amortização, e carência para pagamento de juros e principal até julho de

2012. O custo anual contratado é de IPCA + Taxa Referência BNDES + 4,8% durante a fase de construção

e de IPCA + Taxa Referência BNDES + 5,3% durante a fase de operação. Os juros apurados durante a fase

de carência foram capitalizados junto aos valores desembolsados. Com isto o saldo do principal em 31 de

dezembro de 2014 corresponde a R$107,5 milhões. Durante a fase de construção, os juros destes

empréstimos foram capitalizados. Este financiamento conta com o pacote de garantia tradicional de

operações na modalidade de Project Finance.

(d) Todo o subcrédito F, do mesmo empréstimo do item anterior e que corresponde a R$141,8 milhões, foi

repassado a Itaqui. Esta parte do empréstimo tem prazo total de 17 anos, sendo 14 anos de amortização, e

carência para pagamento de juros e principal até julho de 2012. O custo anual contratado é de TJLP +

4,80% durante a fase de construção e de TJLP + 5,30% durante a fase de operação. Os juros apurados

durante a fase de carência foram capitalizados junto aos valores desembolsados. Com isto o saldo do

principal em 31 de dezembro de 2014 corresponde a R$149,0 milhões. Durante a fase de construção os

juros destes empréstimos foram capitalizados. Este financiamento conta com o pacote de garantia

tradicional de operações na modalidade de Project Finance.

Pecém II Geração de Energia S.A. (Pecém II)

(e) Pecém II recebeu até 30 de junho de 2014 o montante de R$615,3 milhões de um total de R$627,3

milhões previstos nos subcréditos A, B, C, D e L do contrato de financiamento de longo prazo com o BNDES

(em R$ nominais, excluindo juros durante a construção). Estes subcréditos têm prazo total de 17 anos,

sendo 14 anos de amortização, e carência para pagamento de juros e principal até julho de 2013. O custo

anual contratado inicialmente era de TJLP + 2,18%, porém em dezembro de 2014 uma repactuação foi

realizada e o spread do financiamento foi alterado para 3,14% ao ano. Os juros apurados durante a fase de

carência foram capitalizados junto aos valores desembolsados. Com isto o saldo do principal em 31 de

dezembro de 2014 corresponde a R$657,5 milhões. Este financiamento conta com o pacote de garantia


(f) Referente à totalidade dos subcréditos E, F, G, H e I do mesmo contrato de financiamento de longo

prazo com o BNDES mencionado no item anterior, Pecém II recebeu a liberação de R$110,1 milhões. Estes

subcréditos têm prazo total de 17 anos, sendo 14 anos de amortização, e carência para pagamento de

juros e principal até junho de 2014. O custo anual contratado é de IPCA + Taxa Referência BNDES +

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2,18%. Em dezembro de 2014, uma repactuação do contrato foi realizada e os juros incorridos até a data

foram incorporados ao principal, ficando a carência alterada para até Dezembro de 2015. Nesta mesma

repactuação o spread do financiamento foi alterado para 3,14%. O subcrédito J de R$22 milhões, que fazia

parte desta linha de financiamento foi transferido em abril de 2012 para o subcrédito A do item anterior.

Este financiamento conta com o pacote de garantia tradicional de operações na modalidade de Project

Finance.

(g) Complementar ao financiamento do BNDES, Pecém II conta com um empréstimo do BNB com recursos

do FNE, no montante total de R$250 milhões, totalmente desembolsados. O empréstimo do BNB tem prazo

total de 17 anos, com juros trimestrais e 14 anos de amortização com carência para pagamento de

principal até fevereiro de 2014, tendo um custo anual de 10%. O financiamento prevê um bônus de

adimplência (15%), com a consequente redução do custo para 8,5% ao ano. Este financiamento conta com

o pacote de garantia tradicional de operações na modalidade de Project Finance.

Parnaíba Geração de Energia S.A. (Parnaíba I)

(h) Em 27 de dezembro de 2011, o projeto Parnaíba I captou R$75 milhões em um contrato de CCB

(Cédula de Crédito Bancária) com o BRADESCO, tendo a controladora como avalista. Este empréstimo-

ponte, para o financiamento da implantação das usinas termelétricas Maranhão IV e V, tem juros anuais de

100% do CDI mais 3% e vencimento inicial o dia 26 de junho de 2013 com principal e juros pagos ao final.

Em 28 de fevereiro de 2012, foram desembolsados mais R$75,0 milhões pelo banco nas mesmas condições

do desembolso anterior. Em 28 de dezembro de 2012 foram liquidados R$90,0 milhões de principal

acrescidos dos juros devidos, quando da liberação do empréstimo de longo prazo do BNDES descritos nos

itens (j) e (k). Em 26 de junho de 2013 a empresa renovou o saldo de principal de R$60,0 milhões,

pagando a totalidade dos juros devidos até esta data, passando o novo vencimento para 24 de setembro

de 2013 e mantendo os juros em 100% do CDI mais 3% ao ano. Em 24 de setembro de 2013, a UTE

Parnaíba renegociou os termos do contrato alterando seu vencimento para 24 de outubro de 2013, e

posteriormente para 24 de novembro de 2013. Em 31 de outubro de 2013, uma nova renegociação alterou

o vencimento do contrato para 18 de dezembro de 2014. Uma nova repactuação do contrato foi realizada e

o saldo de juros incorridos foi incorporado ao principal e, desde então, tanto o principal quanto os juros

deverão ser pagos em 4 parcelas mensais a partir de janeiro de 2015. O saldo do principal, em 31 de

dezembro de 2014, corresponde a R$30,2 milhões.

(i) Em 27 de dezembro de 2011, Parnaíba I captou R$125 milhões em um contrato de Cédula de Crédito

Bancária – CCB com o Banco Itaú BBA, tendo a controladora como avalista. Este empréstimo-ponte, que se

destinou ao financiamento da implantação das usinas termelétricas Maranhão IV e V, tem juros anuais de

100% do CDI mais 3% e vencimento original em 26 de junho de 2013 com principal e juros pagos no final.

Em Dezembro de 2012 foram liquidados R$60,0 milhões de principal acrescidos dos juros devidos, quando

da liberação do empréstimo de longo prazo do BNDES descritos nos itens (j) e (k). Em 26 de junho de

2013 a empresa renovou o saldo de principal de R$65,0 milhões, pagando a totalidade dos juros devidos

até esta data, passando o novo vencimento para 24 de setembro de 2013 e mantendo os juros em 100%

do CDI mais 3% ao ano. Nesta data, uma nova renovação alterou o vencimento do contrato para 24 de

outubro de 2013 e, posteriormente, para 15 de abril de 2015. Em dezembro de 2014 foi realizada nova

repactuação do contrato onde o saldo de juros incorridos até a data foi incorporado ao principal e, desde

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então, tanto o principal quanto os juros deverão ser pagos em 3 parcelas mensais a partir de fevereiro de

2015. O saldo do principal, em 31 de dezembro de 2014, corresponde a R$53,1 milhões.

(j) A Parnaíba I recebeu em dezembro de 2012 a liberação de R$495,7 milhões, referentes aos subcréditos

B e C do contrato de financiamento de longo prazo com o BNDES de um total previsto de R$671 milhões.

Estes subcréditos serão amortizados em 168 parcelas mensais com início em 15 de julho de 2013,

juntamente com os juros. O custo anual contratado é de TJLP + 1,88%. O saldo do principal, em 31 de

dezembro de 2014, corresponde a R$456,7 milhões.

(k) Adicionalmente, a Parnaíba I recebeu em dezembro de 2012 a liberação de R$204,3 milhões, referentes

à totalidade do subcrédito A do mesmo contrato de financiamento de longo prazo com o BNDES

mencionado no item anterior. Este subcrédito será amortizado em 13 parcelas anuais com início em 15 de

julho de 2014, junto com os juros devidos. O custo anual contratado é de IPCA + TR BNDES + 1,88%. Os

juros apurados durante a fase de carência foram capitalizados junto aos valores desembolsados. Com isto o

saldo do principal em 31 de dezembro de 2014 foi de R$208,9 milhões. Este financiamento conta com

pacote de garantia tradicional de operações na modalidade de Project Finance.

Parnaíba II Geração de Energia SA (Parnaíba II)

(l) O Projeto Parnaíba II captou, em 30 de março de 2012, o valor de R$100,0 milhões em um contrato de

CCB com o Banco Itaú BBA, tendo a controladora como avalista. Com vencimento original em 30 de

setembro de 2013 para pagamentos de principal e juros, este empréstimo-ponte foi destinado ao

financiamento da implantação da usina termelétrica Maranhão III. À ocasião do vencimento, tem juros

anuais de 100% do CDI mais 3% e vencimento em 30 de setembro de 2013 com principal e juros pagos no

final. A empresa repactuou o contrato alterando seu vencimento para 30 de dezembro de 2013.

Posteriormente, renegociou o contrato alterando seu vencimento para 30 de dezembro de 2014 e fez

captação adicional de R$100 milhões com vencimento em 30 de dezembro de 2014. Ao fim de dezembro,

ambos os contratos foram novamente renegociados e tiveram seu vencimento alterado para 15 de junho

de 2015. O saldo do principal, em 31 de dezembro de 2014, corresponde a R$228,3 milhões.

(m) Em maio de 2012, Parnaíba II celebrou um contrato de CCB no valor de R$325 milhões com a Caixa

Econômica Federal, tendo a controladora como avalista. Este empréstimo-ponte, para o financiamento da

implantação da usina termelétrica Maranhão III, foi desembolsado em uma tranche de R$125 milhões e

duas de R$100 milhões, nos dias 8 de maio de 2012, 15 de maio de 2012 e 30 de maio de 2012,

respectivamente, e tem juros anuais de 100% do CDI mais 3% e vencimento original em 7 de novembro

de 2013 com principal e juros pagos no final. À ocasião do vencimento, a empresa repactuou o contrato

alterando seu vencimento para 30 de dezembro de 2013. A essa data foram liquidados R$45 milhões de

principal, além de juros incorridos até a data, e renegociado o valor restante com vencimento previsto para

30 de dezembro de 2014. Ao fim de dezembro, o contrato foi novamente renegociado e teve seu

vencimento alterado para 15 de junho de 2015. O saldo do principal, em 31 de dezembro de 2014,

corresponde a R$280 milhões.

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(n) Parnaíba II recebeu do BNDES empréstimo-ponte no valor de R$280,7 milhões ao final de dezembro de

2013. Este empréstimo será amortizado em parcela única em 15 de junho de 2015 juntamente com os

juros. O custo anual contratado foi de TJLP + 2,40%.

Eneva SA - Em recuperação judicial (“Companhia”)

(o) Em 16 de dezembro de 2013, a Companhia repactuou os R$105,8 milhões de CCB (Cédula de Crédito

Bancário), com o Banco Itaú BBA S.A., pagando a totalidade dos juros devidos até esta data, passando o

novo vencimento para 16 de dezembro de 2014. O custo será de CDI mais 2,65% ao ano com juros e

principal pagos ao final da operação. Devido ao processo de recuperação judicial, a companhia não efetuou

o pagamento no vencimento.

(p) Em 27 de setembro de 2012, a controladora Companhia emitiu junto ao Banco Citibank S.A uma CCB,

no valor de R$101.250 com vencimento em 27 de setembro de 2013. Os juros pactuados foram de 100%

do CDI mais 1,15% ao ano e serão pagos no vencimento, em 27 de setembro de 2013. Nesta data a

Companhia renovou este contrato alterando seu vencimento para 22 de setembro de 2014 e alterando a

taxa de juros para CDI mais 2,95% ao ano. Devido ao processo de recuperação judicial, a companhia não

efetuou o pagamento no vencimento.

(q) Em 27 de setembro de 2012, Companhia obteve empréstimo junto ao Banco Citibank S.A através da

celebração de Credit Agreement, nos termos da Resolução 4.131 do BACEN, num montante de US$ 50.000.

Os juros incidentes nessa captação são de Libor + 1,26% a.a. e serão pagos trimestralmente. O principal

será pago semestralmente com carência até 26 de setembro de 2014 e término do contrato em 27 de

setembro de 2017. Para se proteger da variação cambial sobre essa captação a Companhia contratou junto

ao próprio Citibank uma operação de swap. Vide Nota Explicativa 18. Devido ao processo de recuperação

judicial, a companhia não efetuou o pagamento no vencimento.

(r) Em 13 de dezembro de 2012, a Companhia emitiu junto ao Banco BTG Pactual uma CCB no valor de

R$101,9 milhões com vencimento em 13 de dezembro de 2013. Á ocasião do vencimento, a linha foi

repactuada com vencimento previsto para 9 de dezembro de 2014. Os juros serão pagos trimestralmente

ao custo do CDI mais spread de 3,75% a.a. O principal será pago integralmente no vencimento. Devido ao

processo de recuperação judicial, a companhia não efetuou o pagamento no vencimento.

(s) Em 7 de fevereiro de 2013, a Companhia emitiu junto ao Banco BTG Pactual uma CCB no valor de

R$350,0 milhões, com vencimento em 6 de agosto de 2013. Os juros pactuados foram de 100% do CDI

mais 2,95% ao ano e serão pagos no vencimento. Em 6 de agosto de 2013 a companhia repactuou o

empréstimo alterando seu vencimento para 2 de dezembro de 2013. Uma nova repactuação postergou o

vencimento da dívida para 9 de junho de 2015, com juros pagos trimestralmente ao custo de CDI + 3,75%

a.a. e principal pago no vencimento.

(t) A Companhia emitiu junto ao Banco BTG Pactual duas CCBs no valor individual de R$100,0 milhões em

9 de dezembro de 2013 e R$270,0 milhões em 26 de dezembro de 2013, ambas com vencimento do

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principal em 9 de dezembro de 2014. Os juros pactuados foram de 100% do CDI mais 3,75% ao ano e

serão pagos trimestralmente. Devido ao processo de recuperação judicial, a companhia não efetuou o

pagamento no vencimento.

(u) Em 25 de março de 2013, a Companhia emitiu junto ao Banco HSBC uma CCB no valor de R$100,0

milhões com vencimento em 25 de março de 2014. Os juros pactuados foram de 100% do CDI mais 1,75%

ao ano e serão pagos no vencimento. Os juros acumulados até 12 de dezembro de 2013 foram pagos e um

novo vencimento foi acordado para 12 de dezembro de 2014. O spread para esse novo período será de

2,75% ao ano. À ocasião da repactuação, a companhia emitiu nova CCB no valor de R$203,8 milhões com

vencimento previsto para 12 de dezembro de 2014. O custo será de CDI mais 2,75% ao ano com juros e

principal pagos ao final da operação. Devido ao processo de recuperação judicial, a companhia não efetuou

o pagamento no vencimento. Em 30 de Dezembro de 2014, o Banco HSBC endossou ao Banco BTG Pactual

ambas CCBs, com anuência da Companhia.

(v) A Companhia contraiu junto ao Citibank S.A uma dívida no valor de R$42,0 milhões (na forma de CCB)

em 01 de novembro de 2013 com vencimento em 3 de novembro de 2014. Os juros serão pagos

trimestralmente ao custo de CDI mais 4,00% ao ano e principal será pago no vencimento. Esta dívida foi

pré-paga em julho de 2014.

(w) A Companhia emitiu junto ao Banco Citibank S.A uma CCB no valor de R$100,0 milhões em 9 de

dezembro de 2013 com vencimento em 9 de dezembro de 2014. Principal e juros serão pagos no

vencimento ao custo de CDI mais 4,00% de spread. Devido ao processo de recuperação judicial, a

companhia não efetuou o pagamento no vencimento.

(x) A Companhia emitiu junto ao Itaú BBA uma CCB no valor de R$200,0 milhões em 5 de dezembro de

2013 com vencimento em 5 de dezembro de 2014. Os juros pactuados foram de 100% do CDI mais 2,65%

de spread ao ano, com pagamento de principal e juros ao final da operação. Devido ao processo de

recuperação judicial, a companhia não efetuou o pagamento no vencimento.

(y) A Companhia emitiu junto ao Itaú BBA uma CCB no valor de R$210,0 milhões em 9 de dezembro de

2013 com vencimento em 9 de dezembro de 2014. Os juros pactuados foram de 100% do CDI mais 2,65%

de spread ao ano, com pagamento de principal e juros ao final da operação. Devido ao processo de

recuperação judicial, a companhia não efetuou o pagamento no vencimento.

(z) Em função das negociações da OGX Maranhão (atual Parnaíba Gás Natural), a Companhia adquiriu

junto ao Banco Santander dívida no valor de R$66,6 milhões (na forma de CCB) em 4 de novembro de

2013 com vencimento em 15 de janeiro de 2015. Os juros serão pagos mensalmente ao custo de CDI mais

3,25% ao ano de spread até 14 de junho de 2014, 3,75% ao ano de spread até 14 de setembro de 2014 e

4,25% ao ano de spread até a data de quitação integral da CCB. A totalidade da CCB foi liquidada em

março de 2014 juntamente com os juros incorridos.

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(aa) Em função das negociações da OGX Maranhão (atual Parnaíba Gás Natural), a Companhia adquiriu

junto ao Morgan Stanley dívida no valor de R$66,6 milhões (na forma de CCB) em 4 de novembro de 2013

com vencimento em 15 de janeiro de 2015. Os juros serão pagos mensalmente ao custo de CDI mais:

3,25% ao ano de spread até 14 de junho de 2014, 3,75% ao ano de spread até 14 de setembro de 2014 e

4,25% ao ano de spread até a data de quitação integral da CCB. A totalidade da CCB foi liquidada em

março de 2014 juntamente com os juros incorridos.

(bb) Em função das negociações da OGX Maranhão (atual Parnaíba Gás Natural), a Companhia adquiriu

junto ao Itaú BBA dívida no valor de R$66,6 milhões (na forma de CCB) em 4 de novembro de 2013 com

vencimento em 15 de janeiro de 2015. Os juros serão pagos mensalmente ao custo de CDI mais: 3,25% ao

ano de spread até 14 de junho de 2014, 3,75% ao ano de spread até 14 de setembro de 2014 e 4,25% ao

ano de spread até a data de quitação integral da CCB. A totalidade da CCB foi liquidada em março de 2014

juntamente com os juros incorridos.

(cc) A Companhia emitiu junto ao Itaú BBA CCB (Cédula de Crédito Bancário), no valor de R$80 milhões

em 29 de janeiro de 2014 com vencimento em 19 de janeiro de 2016. Os juros pactuados foram de 100%

do CDI mais 3,15% de spread ao ano, com pagamento de principal e juros ao final da operação.

(dd) A Companhia emitiu em 12 de maio de 2014 junto ao bancos Itaú BBA, BTG Pactual, Citibank e HSBC

4 CCBs, que juntas totalizam R$100 milhões e têm vencimento em 12 de agosto de 2014. Os juros

pactuados foram de 100% do CDI mais 3% de spread ao ano, com pagamento de principal e juros ao final

da operação. A Companhia e os credores repactuaram estas CCBs alterando seus vencimentos para 13 de

outubro de 2014. Devido ao processo de recuperação judicial, a companhia não efetuou o pagamento no

vencimento.

Porto do Pecém Geração de Energia SA (Pecém I)

(ee) O BNDES liberou até 30 de junho de 2013 o montante de R$1,40 bilhão do financiamento de longo

prazo de Pecém I. O contrato de financiamento com o BNDES prevê um valor total de R$1,41 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 2012. O custo anual contratado é

de TJLP + 2,77%. Durante a fase de construção os juros foram capitalizados. Os saldos de principal e juros

demonstrados na tabela acima correspondem a 50% dos saldos originais, tendo em vista a participação de

50% da EDP Energias do Brasil S.A. na empresa. Este financiamento conta com pacote de garantia


(ff) Em complementação ao empréstimo direto do BNDES, Pecém I conta com empréstimo direto (“Loan”)

do Banco Interamericano de Desenvolvimento – BID no montante de US$147 milhões, dos quais foi

desembolsado até o momento o total de US$143,78 milhões (equivalente a R$341.437 em 31 de dezembro

de 2014). O “Loan” tem custo anual de Libor + 3,5% e prazo total de 17 anos, sendo 14 anos de

amortização e carência para pagamento de principal até julho de 2012. Os saldos de principal e juros


50% da EDP Energias do Brasil S.A.

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(gg) Em complementação ao empréstimo direto do BNDES, Pecém I conta com empréstimo indireto do

Banco Interamericano de Desenvolvimento (“BID”), (“B loan”) no montante de US$180,0 milhões, dos

quais foi desembolsado até o momento o total de US$176 milhões (equivalente a R$382.413 em 31 de

dezembro de 2014). Os bancos repassadores são Grupo Banco Comercial Português, Calyon e Caixa Geral

de Depósito. O “B Loan” tem custo anual de Libor + 3,0% e prazo total de 13 anos, sendo 10 anos de

amortização e carência para pagamento de principal até julho de 2012. Os saldos de principal e juros


50% da EDP Energias do Brasil S.A.

MPX Chile Holding Ltda (MPX Chile)

(hh)Em 13 de abril de 2011, a MPX Chile celebrou contrato de empréstimo em moeda estrangeira com o

Banco Credit Suisse, tendo como avalista a controladora. O empréstimo foi captado em dólar norte-

americano no montante de US$15 milhões, sobre o qual incidem juros anuais fixos de 8,13%. Principal e

juros serão pagos semestralmente, com carência para pagamento do principal até 15 de abril de 2013 e o

término do contrato será em 15 de abril de 2015. Posteriormente este contrato foi repactuado e seu novo

vencimento será em 15 de julho de 2015 e os juros incidentes foram fixados em 9,90% ao ano. Os saldos

de principal e juros demonstrados na tabela acima correspondem a 50% dos saldos originais.

(ii)Em 29 de junho de 2011, a MPX Chile celebrou contrato de empréstimo em moeda estrangeira com o

Banco Credit Suisse, tendo como avalista a controladora. O empréstimo foi captado em dólar norte-

americano no montante de US$10 milhões (equivalente a R$8.888 em 30 de junho de 2014),sobre o qual

incidem juros anuais fixos de 8%. Principal e juros serão pagos semestralmente, com carência para

pagamento do principal até 15 de abril de 2013 e o término do contrato ocorrerá 15 de abril de 2015.

Posteriormente este contrato foi repactuado e seu novo vencimento será em 15 de julho de 2015 e os juros

incidentes foram fixados em 9,90% ao ano. Os saldos de principal e juros demonstrados na tabela acima

correspondem a 50% dos saldos originais.

Parnaíba IV Geração de Energia SA (Parnaíba IV)

(jj) Em 29 de abril de 2013, o Projeto Parnaíba IV captou R$70,0 milhões em um contrato de CCB com o

Banco BTG Pactual. Este empréstimo-ponte, que é para o financiamento da implantação de projeto

termelétrico a gás natural firmado com a Kinross Brasil Mineração S.A., tem juros anuais de 100% do CDI

mais 2,28% ao ano e vencimento em 29 de janeiro de 2014 com principal e juros pagos no final. Este

empréstimo foi liquidado no vencimento.

Parnaíba III Geração de Energia SA (Parnaíba III)

(kk) O Projeto Parnaíba III recebeu em 25 de novembro de 2013 do Banco Bradesco empréstimo-ponte no

valor de R$120,0 milhões com vencimento inicial previsto para 9 de janeiro de 2014. Nesta data foi

repactuado novo vencimento para 31 de janeiro de 2014. O custo do empréstimo-ponte é de CDI mais

2,53% ao ano. Principal e juros serão pagos ao final da operação. Em substituição a este empréstimo foi

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emitida uma Nota Promissória nas mesmas condições e com novo vencimento em 30 de julho de 2014. Em

substituição a esta Nota Promissória foi emitida outra ao custo de CDI + 3,0% ao ano e com novo

vencimento em 26 de Janeiro de 2015.

As parcelas dos empréstimos e financiamentos classificadas no passivo não circulante em 31 de dezembro

de 2014 têm o seguinte cronograma de pagamento:

Consolidado

Ano de vencimento

2016 265.578

2017 219.752

2018 155.002

2019 até o último vencimento 1.234.170

1.874.502

(ii) Outras relações de longo prazo com instituições financeiras

Não existem relações de longo prazo entre a Companhia e suas controladas com instituições financeiras,

além daquelas já descritas no item 10.1(f)(i) deste Formulário de Referência.

(iii) Grau de subordinação entre as dívidas

Os contratos de financiamento de longo prazo celebrados pelas controladas da Companhia descritos acima

são, em sua maioria, financiamentos na modalidade de Project Finance, e possuem garantia real. Os

empreendimentos que possuem financiamento têm obrigações usualmente praticadas no mercado de não

constituir, salvo autorização prévia e expressa dos respectivos financiadores, garantias de qualquer espécie

em operações com outros credores, sem que as mesmas garantias sejam oferecidas aos financiadores, com

exceção dos ônus permitidos previstos nos respectivos contratos.

Ademais, os contratos de financiamento de um empreendimento não apresentam qualquer subordinação

com as dívidas contraídas em relação aos demais empreendimentos.

(iv) Eventuais restrições impostas à Companhia, 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

Covenants financeiros

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Como forma de monitoramento da situação financeira da Companhia e suas investidas pelos credores

envolvidos em contratos financeiros, alguns deles incluem cláusulas específicas de covenants financeiros.

Os contratos de financiamento relativos aos projetos Pecém I, Pecém II Geração de Energia S.A., Itaqui

Geração de Energia S.A. e Parnaíba Geração de Energia S.A. contêm especificações de índices (índice de

cobertura do serviço da dívida) mínimos que visam medir a capacidade de pagamento da despesa

financeira em relação ao EBITDA (“earnings before interest, taxes, depreciation and amortization”).

Em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012 todos os covenants financeiros previstos nos contratos estavam

atendidos.

Covenants não financeiros--Continuação

Alguns contratos de financiamento possuem também cláusulas com covenants não financeiros, usuais no

mercado e resumidos a seguir, as quais em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012 se encontram

integralmente atendidas.

Obrigação de apresentar aos credores demonstrações financeiras periodicamente.

Direito dos credores de proceder a inspeções e visitas das suas instalações.

Obrigação de manter-se em dia em relação a obrigações tributárias, previdenciárias e trabalhistas.

Obrigação de manter em vigor contratos materialmente relevantes para as suas operações.

Respeitar a legislação ambiental e manter em vigor as licenças necessárias para as suas operações.

Restrições contratuais quanto a operações com partes relacionadas e alienações de ativos fora do

curso normal de negócios.

Restrições quanto à mudança de controle, reestruturações societárias e alteração material no objeto

social e nos atos constitutivos dos devedores; e

Limites de endividamento e para a contratação de novas dívidas.

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(g) Limites de utilização dos financiamentos já contratados

A tabela abaixo apresenta os financiamentos contratados pela Companhia e suas subsidiárias, bem como o

total desembolsado até 31 de dezembro de 2014:

R$ MM Desembolsado % Desembolsado Total

Pecém I 1.958 99,1% 1.976

Itaqui 1.239 99,9% 1.241

Pecém II 975 98,8% 987

Parnaíba I 700 78,9% 888

Total 4.872 95,6% 5.092

Valores desembolsados até 31 de Dezembro de 2014

Porto do Pecém Geração de Energia S.A. (Pecém I)

Conta com um Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito celebrado com o BNDES que prevê

um financiamento no valor de R$1,4 bilhão (em R$ nominais, excluindo juros durante a construção),

dividido nos subcréditos A, B, C e D, com prazo de 17 anos, sendo 14 anos de amortização, e carência de

pagamento de juros e principal até julho de 2012. O custo contratado é de TJLP+2,77% a.a. Durante a fase

de construção os juros serão capitalizados. Até 31 dezembro de 2013 foi desembolsado o valor total de

R$1,393 bilhão. Além disso, o empreendimento conta com um contrato de financiamento com o BID, que

prevê um “A Loan” no montante total de USD147 milhões, e “B Loan” no montante total de USD 180,0

milhões. O “A Loan” tem prazo total de 17 anos, sendo 14 anos de amortização e carência para pagamento

de principal até julho de 2012. Até 31 de dezembro de 2013 foram desembolsados US$ 117,0 milhões em

30 de outubro de 2009, US$ 22,68 milhões em 2 de setembro de 2010 e US$ 4,1 milhões em 2 de

fevereiro de 2011, ao custo anual de LIBOR + 3,5%. O “B Loan” tem prazo total de 13 anos, sendo 10 anos

de amortização e carência para pagamento de principal até julho de 2012. Até 31 de dezembro de 2013

foram desembolsados US$ 143 milhões em 30 de outubro de 2009, US$ 27,7 milhões em 2 de setembro de

2010 e US$ 4,9 milhões em 2 de fevereiro de 2011, ao custo anual de LIBOR + 3,0%.

Porto do Itaqui Geração de Energia S.A. (Itaqui)

Conta com um Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito direto com o BNDES que prevê um

financiamento no valor de R$797 milhões. O custo anual contratado é de TJLP + 2,78%, sendo que parte

da linha destinada a investimentos sociais (BNDES Social) no valor de R$10 milhões possui custo somente

de TJLP. O prazo total da linha “BNDES Social” é de 9 anos, sendo 6 anos de amortização e carência de

pagamento até julho de 2012. O prazo do montante restante do financiamento é de 17 anos, sendo 14

anos de amortização e carência para pagamento de principal até julho de 2012. Durante a fase de

construção os juros destes empréstimos serão capitalizados. Até 31 de dezembro de 2014 foi

desembolsado o valor total de R$795,0 milhões. Em complemento à linha direta de financiamento do

BNDES, a UTE Porto do Itaqui conta com linha de recursos indiretos do BNDES, repassados pelo Banco

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Bradesco S/A e Banco Votorantim S/A, no valor total de R$241,0 milhões. O empréstimo tem prazo total de

17 anos, sendo 14 anos de amortização, e carência para pagamento de juros e principal até julho de 2012.

O custo anual contratado para os Subcréditos A, B, C, D e E é de IPCA + Taxa de Referência + 4,80%

durante a fase de construção e de UMIPCA + Taxa de Referência + 5,30% durante a fase de operação para

o subcrédito F o custo anual contratado é de IPCA + 4,80% durante a fase de construção e de IPCA +

5,30% durante a fase de operação. Durante a fase de construção os juros destes empréstimos serão

capitalizados. Até 31 de dezembro de 2013 foi desembolsado a totalidade do empréstimo. Em

complementação aos financiamentos direto e indireto do BNDES, a UTE Porto do Itaqui Geração de Energia

S.A. conta com um empréstimo do BNB-FNE, no montante total de R$203,0 milhões. O empréstimo do BNB

tem prazo total de 17 anos, sendo 14 anos de amortização e carência para pagamento de principal até

julho de 2012, com um custo anual de 10%. O financiamento prevê um bônus de adimplência (15%), com

uma redução do custo ao ano para 8,5%. Até 31 de dezembro de 2014 foi desembolsado o valor de

R$203,0 milhões.

MPX Pecém II Geração de Energia S.A. (Pecém II)

Conta com um Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito de longo prazo com o BNDES que

prevê um empréstimo no valor total de R$737,4 milhões (em R$ nominais, excluindo juros durante a

construção), dividido nos subcréditos A, B, C, D, E, F, G, H, I, J e L. Os subcréditos A, B, C, D e L no

montante total de R$627,2 milhões têm prazo final total de 17 anos, sendo 14 anos de amortização, e

carência para pagamento de juros e principal até julho de 2013. O custo anual contratado era de TJLP +

2,18%%, porém em dezembro de 2014 uma repactuação foi realizada e o spread do financiamento foi

alterado para 3,14% ao ano. Parte da linha destes subcréditos, equivalente a R$2,0 milhões, é destinada a

investimentos sociais (BNDES Social) e possui custo somente de TJLP. O prazo total da linha “BNDES

Social” é de 9 anos, sendo 6 anos de amortização e carência de pagamento até julho de 2013. Os

subcréditos E, F, G, H, I e J no montante total de R$110,1 têm prazo total de 17 anos, sendo 14 anos de

amortização, e carência para pagamento de juros e principal até junho de 2014. O custo anual contratado é

de IPCA + TR BNDES + 2,18%. O subcrédito J de R$22,0 milhões, que fazia parte desta linha de

financiamento foi transferido em abril de 2012 para o subcrédito A. Em dezembro de 2014, uma

repactuação do contrato foi realizada e os juros incorridos até a data foram incorporados ao principal,

ficando a carência alterada para até Dezembro de 2015. Nesta mesma repactuação o spread do

financiamento foi alterado para 3,14%. Até 31 de dezembro de 2014 foi desembolsado o valor total de

R$725,0 milhões. Em complementação ao financiamento do BNDES, a MPX Pecém II Geração de Energia

S.A. conta com um empréstimo do BNB com recursos do FNE, no montante total de R$250 milhões (em R$

nominais), tem prazo total de 17 anos, com juros trimestrais e 14 anos de amortização com carência para

pagamento de principal até fevereiro de 2014, tendo um custo anual de 10%. O financiamento prevê um

bônus de adimplência (15%), com uma redução do custo para 8,5% ao ano. Até 31 de dezembro de 2014

foi desembolsado o valor total do empréstimo de R$250,0 milhões.

UTE Parnaíba Geração de Energia S.A. (Parnaíba I)

A UTE Parnaíba Geração de Energia S.A. conta com um Contrato de Financiamento Mediante Abertura de

Crédito de longo prazo com o BNDES, assinado no dia 18 de dezembro de 2012, no valor de R$887,6

milhões, subdividido nos subcréditos A, B, C e D.

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A UTE Parnaíba Geração de Energia S.A. recebeu a liberação de R$495,6 milhões, referentes aos

subcréditos B e C do contrato de financiamento de longo prazo com o BNDES de um total previsto de

R$671 milhões. Estes subcréditos serão amortizados em 168 parcelas mensais com início em 15 de julho

de 2013, juntamente com os juros. O custo anual contratado é de TJLP + 1,88%. Esse financiamento conta

ainda com Subcrédito D, destinado a investimentos sociais (BNDES Social) no valor de R$12,2 milhões,

ainda não desembolsados, que possui custo somente de TJLP. Adicionalmente, a UTE Parnaíba Geração de

Energia S.A. recebeu em dezembro de 2012 a liberação de R$204,3 milhões, referentes a totalidade do

subcrédito A do mesmo contrato de financiamento de longo prazo com o BNDES mencionado acima. Este

subcrédito será amortizado em 13 parcelas anuais com início em 15 de julho de 2014, juntamente aos

juros. O custo anual contratado é de IPCA + TR BNDES + 1,88%.

.

Como garantia ao financiamento concedido através dos subcréditos A, B e C, foram emitidas fianças no

montante total desembolsado de R$700,0 milhões dos quais R$310 milhões do Banco Itaú BBA S/A,

R$240,0 milhões do Banco Bradesco S/A e R$150,0 milhões do Banco Santander (Brasil) S/A.

(h) Alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras:

As informações a seguir apresentadas expressam as opiniões dos nossos Diretores.

O resumo das demonstrações financeiras da Companhia para os exercícios sociais encerrados em 31 de

dezembro de 2014, 2013 e 2012, foi extraído das demonstrações financeiras consolidadas, preparadas sob

a responsabilidade da administração da Companhia, de acordo com as IFRS e com as práticas contábeis

adotadas no Brasil.

Os Diretores da Companhia entendem que a Companhia adotou todas as normas, revisões de normas e

interpretações emitidas pelo IASB que estavam em vigor e aplicáveis às demonstrações financeiras em 31

de dezembro de 2014, 2013 e 2012.

As demonstrações financeiras consolidadas incluíram as demonstrações financeiras da Companhia e das

sociedades nas quais a Companhia mantém o controle acionário, direta ou indiretamente, cujos exercícios

sociais são coincidentes com os da Companhia e as práticas contábeis são uniformes.

A Companhia adotou a partir de 1° de janeiro de 2013, o IFRS 10 e o IFRS 11,cuja política contábil é como

segue:

O IFRS 10 estabelece um modelo único de controle que se aplica a todas as entidades, inclusive

entidades de propósito específico. As mudanças introduzidas pelo IFRS 10 exigiram que a

Administração exercesse julgamento significativo para determinar quais entidades são controladas

e, portanto, obrigadas a serem consolidadas por uma controladora, comparativamente aos

requisitos que estavam na IAS 27.

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O IFRS 11 eliminou a opção de contabilização de entidades controladas em conjunto (ECC) com

base na consolidação proporcional. Em vez disso, as ECC que se enquadrem na definição de

empreendimento conjunto (joint venture) foram contabilizadas com base no método da equivalência

patrimonial.

A adoção do IFRS 10 e IFRS 11 foi efetuada de forma retroativa para o exercício findo em 31 de dezembro

de 2012.

Em atendimento ao IFRS 11, os investimentos nas controladas em conjunto: Porto do Pecém Geração de

Energia S.A., Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A., OGMP Transporte Aéreo Ltda., Pecém

Operação e Manutenção de Unidades de Geração S.A., MABE Construção e Administração de Projetos Ltda.,

MPX Chile Holding Ltda., Seival Participações S.A., Sul Geração de Energia Ltda., Parnaíba Participações

S.A., UTE Porto do Açú Energia S.A., Açú II Geração de Energia S.A., Eneva Comercializadora de Energia

Ltda, Pecém II Participações e Eneva Participações S.A. são avaliados por equivalência patrimonial nas

informações individuais e consolidadas dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012.

Comparação dos nossos resultados consolidados nos períodos encerrados em 31 de dezembro

de 2014 e 31 de dezembro de 2013.

As demonstrações dos resultados para os períodos encerrados em 31 de dezembro de 2014 e de 2013

consideram as práticas contábeis adotadas a partir de 1° de janeiro de 2013.

Consolidado

2014 AV 2013 Var14/13

Receita de venda de bens e/ou serviços

1.798.092 -115% 1.438.831 25%

Custo dos bens e/ou serviços vendidos

(1.579.302) 101% (1.507.047) 5%

Resultado bruto

218.790 -14% (68.217) -421%

Despesas/Receitas operacionais

(702.498) 45% (358.958) 96%

Gerais e Administrativas

(173.013) 11% (167.261) 3%

Pessoal e administradores

(81.474) 5% (79.762) 2%

Outras despesas

(15.601) 1% (12.323) 27%

Serviços de Terceiros

(65.280) 4% (64.803) 1%

Depreciação e Amortização

(3.211) 0% (3.125) 3%

Arrendamentos e Aluguéis

(7.446) 0% (7.248) 3%

Outras receitas operacionais

484.487 -31% 4.424 10852%

Venda da PGN (OGX Maranhão)

21.858 -1% - 0%

Venda Pecém II

419.303 -27% - 0%

Outros

43.326 -3% 4.424 879%

Outras despesas operacionais - (843.318) 54% (43.109) 1856%

Passivo a Descoberto

197 0% (7.717) -103%

Perdas na alienação de bens

(2.175) 0% (7.231) -70%

Provisão para perda em Investimento

(1.644) 0% (23) 6921%

Baixa de Benefício CCC

- 0% (24.617) -100%

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Penalidade/Adomp CCEE

(16.842) 1% - 0%

Venda Pecém II

(378.913) 24% - 0%

Provisão perda investimento - Impairment

(421.303) 27% - 0%

Perda na Operação do Chile

(4.108) 0% - 0%

Outros

(18.529) 1% (3.521) 426%

Resultado de equivalência patrimonial

(170.655) 11% (153.012) 12%

Resultado antes do resultado financeiro e dos tributos

(483.708) 31% (427.176) 13%

Resultado financeiro

(510.056) 33% (506.096) 1%

Receitas financeiras

131.713 -8% 88.513 49%

Despesas financeiras

(641.768) 41% (594.609) 8%

Resultado antes dos tributos sobre o lucro

(993.764) 64% (933.272) 6%

Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro (2.532) 0% (11.152) -77%

Corrente

(1.238) 0% (3.744) -67%

Diferido

(1.293) 0% (7.408) -83%

Resultado Líquido Consolidado das Operações Continuadas

(996.296) 64% (944.424) 5%

-

-

Operações descontinuadas

Prejuízo nas operações descontinuadas - Venda Pecém I

(560.665) 36% - 0%

Lucro/ Prejuízo do exercício

(1.556.961) 100% (944.424) 65%

Atribuído a Sócios da Empresa Controladora

(1.517.183)

(942.456) 61%

Atribuído a Sócios Não Controladores

(39.779)

(1.966)

Lucro/ Prejuízo por Ação

-

-

Prejuízo básico e diluído por ação (em R$)

(4,99687)

(3,52556)

Receita operacional líquida

A receita operacional líquida da Companhia passou de R$1.438,8 milhões no período encerrado em 31 de

dezembro de 2013 para R$1.798,1 milhões no período encerrado em 31 de dezembro de 2014,

representando um aumento de 25%. Os Diretores da Companhia entendem que essa variação ocorreu,

principalmente, pelo fato de os projetos de Parnaíba I e Itaqui terem intensificado suas operações

comerciais no exercício de 2014, o que resultou em um incremento da venda de energia em relação ao

mesmo período no ano de 2013. A receita líquida consolidada é composta principalmente, pelas receitas

dos contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) de Itaqui, Pecém II

(considerada até maio de 2014) e Parnaíba I.

Itaqui: No exercício de 2014, houve o cumprimento integral do contrato de comercialização no

ambiente regulado.

Pecém II: Em 14 de julho de 2014, a Companhia finalizou a alienação de 50% das ações de emissão

da sua subsidiária Pecém II Geração de Energia S.A.. Essa alienação foi realizada por meio de um

processo competitivo com a participação de potenciais interessados, que resultou na venda de 50% da

totalidade das ações de emissão da Pecém II., bem como um empréstimo intercompany concedido pela

Companhia a Pecém II, por meio de uma sociedade de propósito específico a qual terá E.ON e ENEVA

como acionistas. Por esse motivo a Receita Líquida consolidada considerou apenas 5 meses das receitas

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pelo cumprimento integral dos contratos de comercialização em ambiente regulado, da Pecém II

Geração de Energia.

Parnaíba I: A usina recebeu autorização para iniciar a operação comercial parcialmente em 1 de

fevereiro de 2013 (1º Turbina) e total em 17 de fevereiro de 2013 (2º Turbina). No exercício de 2014,

houve o cumprimento integral do contrato de comercialização no ambiente regulado.


O custo dos bens e/ou serviços vendidos passou de R$1.507,0 milhões no período encerrado em 31 de


representando um aumento de 5%. Os Diretores da Companhia entendem que os custos consolidados

estão em linha com os incorridos no exercício anterior e também alinhados com a expectativa da

administração.

Resultado bruto

O resultado bruto da Companhia passou de um prejuízo R$68,2 milhões no período encerrado em 31 de

dezembro de 2013 para um lucro de R$218,8 milhões no período encerrado em 31 de dezembro de 2014,

representando um aumento de 421%. Os Diretores da Companhia entendem que esse aumento ocorreu,

principalmente, em função dos fatores descritos acima.

Receitas (despesas) operacionais

Outras receitas e (despesas) operacionais

Outras receitas e (despesas) operacionais passaram de (R$38,8 milhões) no período encerrado em 31 de

dezembro de 2013 para (R$348,8 milhões) no período encerrado em 31 de dezembro de 2014,

representando um aumento de 802%. Os Diretores da Companhia entendem que esse aumento ocorreu

em função do reconhecimento de provisão para redução ao valor recuperável dos ativos imobilizados e

intangíveis das usinas Itaqui e Amapari, respectivamente, R$348,0 milhões e R$62,0 milhões. Também

impactaram a variação apresentada neste grupo de contas o registro do ganho gerado pela venda parcial

de Pecém II Geração de Energia, no montante de R$40,0 milhões e o ganho na diluição da participação da

Companhia no capital social da Parnaíba Gás Natural, no montante de R$22,0 milhões.

Resultado de Equivalência Patrimonial

O resultado de equivalência patrimonial passou de uma despesa de R$153,0 milhões no período encerrado

em 31 de dezembro de 2013 para uma despesa de R$170,6 milhões no período de encerrado em 31 de

dezembro de 2014, representando um aumento das despesas de 12%.

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Resultado financeiro líquido

O resultado financeiro líquido passou de R$506,1 milhões de despesa no período encerrado em 31 de

dezembro de 2013 para R$510 milhões de despesa no período encerrado em 31 de dezembro de 2014,

representando um aumento de 1%. Os Diretores da Companhia entendem que este resultado financeiro

consolidado está em linha com o incorrido no exercício anterior e também alinhados com a expectativa da

administração. Na composição deste resultado financeiro destacamos o crescimento das despesas com

encargos da dívida na Controladora, Itaqui, Pecém II e Parnaíba I.

Imposto de renda e contribuição social – diferido

Os valores referentes ao imposto de renda e contribuição social – diferido passaram de R$7,4 milhões de

receita no período encerrado em 31 de dezembro de 2013 para R$1,3 milhão de despesa no período

encerrado em 31 de dezembro de 2014, representando uma redução de 83%. Os Diretores da Companhia

entendem que essa variação ocorreu, principalmente, pela desconsolidação de Pecém II Geração de

Energia e constituição de imposto diferido ativo sobre prejuízo fiscal em Parnaíba II Geração de Energia, no

montante de R$7 milhões.

Resultado das operações descontinuadas

Os valores apresentados como operações descontinuadas referem-se a venda da totalidade da participação

da Companhia na sua subsidiária Pecém I para a EDP – Energias do Brasil S.A..

Esta venda compreende o pagamento de R$300,0 milhões pela participação de 50% do capital social de

Pecém I, referente às ações detidas pela Companhia nesta data e pela futura capitalização de créditos

concedidos originalmente pela Companhia à Pecém I, no valor total de R$391 milhões, a ser efetivada no

fechamento da transação.

Em decorrência do descrito acima realizamos, em 31 de dezembro de 2014, a classificação do montante

registrado em investimento (R$469 milhões), mútuo ativo (R$181 milhões) e créditos referentes a compra

de energia e carvão (R$210 milhões) para o ativo circulante, na rubrica de ativo mantido para negociação.

Essa classificação foi avaliada e ratificada com base nos requisitos do CPC 31 – Ativo não circulante

Mantido para Venda e Operação Descontinuada. O registro do ativo circulante – ativo mantido para

negociação foi realizado pelo valor justo da transação (R$300 milhões), e a variação gerada pela diferença

entre o valor contábil e o valor justo desses ativos foi registrada na Demonstração de Resultado do

Exercício, sendo apresentada sob a forma de operação descontinuada.

Prejuízo do exercício

O prejuízo do exercício da Companhia passou de R$942,5 milhões no período encerrado em 31 de


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As demonstrações dos resultados para os períodos encerrados em 31 de dezembro de 2013 e de 2012

consideram as práticas contábeis adotadas a partir de 1° de janeiro de 2013, que foram ajustadas

retroativamente nas demonstrações dos resultados do período encerrado em 31 de dezembro de 2012.

(Em milhares de reais) Consolidado

2013

AV

2012

AV

Var13/12

(Reapresentado)

Receita de venda de bens e/ou serviços 1.438.831

100%

48.786

100%

2849%

Custo dos bens e/ou serviços vendidos (1.507.047)

-105%

(50.949)

-104%

2858%

Resultado bruto (68.216)

-5%

(2.163)

-4%

3054%

Despesas/Receitas operacionais (358.957)

-25%

(404.708)

-830%

-11%

Gerais e Administrativas (167.261)

-12%

(231.026)

-474%

-28%

Pessoal e administradores (79.762)

-6%

(111.440)

-228%

-28%

Outras despesas (12.323)

-1%

(12.411)

-25%

-1%

Serviços de Terceiros (64.803)

-5%

(92.139)

-189%

-30%

Depreciação e Amortização (3.125)

0%

(2.788)

-6%

12%

Arrendamentos e Aluguéis (7.248)

-1%

(12.248)

-25%

-41%

0%

0%

0%

Outras receitas operacionais 4.424

0%

1.208

2%

266%

Outras despesas operacionais (43.108)

-3%

(16.787)

-34%

157%

Passivo a Descoberto (7.717)

-1%

(14.671)

-30%

-47%

Perdas na alienação de bens (7.231)

-1%

(879)

-2%

723%

Provisão para perda em Investimento (23)

0%

(1.237)

-3%

-98%

Baixa de Benefício CCC (24.617)

-2%

-

0%

0%

Outros (3.520)

0%

-

0%

0%

Resultado de equivalência patrimonial (153.012)

-11%

(158.103)

-324%

-3%

0%

0%

0%

Resultado antes do resultado financeiro e dos tributos sobre o lucro (427.173)

-30%

(406.871)

-834%

5%

0%

0%

0%

Resultado financeiro (506.096)

-35%

(90.459)

-185%

459%

Receitas financeiras 88.513

6%

(249.822) -512%

-135%

Variação Cambial Positiva 15.346

1%

25.086

51%

-39%

Valor Justo Debêntures (479)

0%

62.482

128%

-101%

Aplicação Financeira 63.707

4%

76.599

157%

-17%

Instrumentos financeiros derivativos 2.728

0%

(422.684)

-866%

-101%

Outras Receitas financeiras 7.211

1%

8.695

18%

-17%

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(Em milhares de reais) Consolidado

2013

AV

2012

AV

Var13/12

(Reapresentado)

Despesas financeiras (594.609)

-41%

159.363

327%

-473%

Variação Cambial Negativa (33.745)

-2%

(16.479)

-34%

105%

Instrumentos financeiros derivativos (3.339)

0%

398.638

817%

-101%

Juros/Custos Debêntures (786)

0%

(130.863)

-268%

-99%

Valor Justo Debêntures -

0%

-

0%

0%

Encargos de Dívidas (364.832)

-25%

(47.248)

-97%

672%

Assessoria Financeira (123.093) -9% - 0% 0%

Outras Despesas financeiras (68.814)

-5%

(44.685)

-92%

54%

0%

0%

0%

Resultado antes dos tributos sobre o lucro (933.269)

-65%

(497.330)

-1019%

88%

0%

0%

0%

Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro (11.152)

-1%

62.876

129%

-118%

Corrente (3.744)

0%

(1.921)

-4%

95%

Diferido (7.408)

-1%

64.797

133%

-111%

0%

0%

0%

Resultado Líquido do Exercício (944.421)

-66%

(434.454)

-891%

117%

-

0%

-

0%

0%

Prejuízo do exercício (944.421)

-66%

(434.454)

-891%

117%

-

0%

-

0%

0%

Atribuído a Sócios da Empresa Controladora (942.455)

-66%

(435.202)

-892%

117%

Atribuído a Sócios Não Controladores (1.966)

0%

748

2%

-363%


A receita operacional líquida da Companhia passou de R$48,7 milhões no período encerrado em 31 de


representando um aumento de 2.849%. Os Diretores da Companhia entendem que essa variação ocorreu,

principalmente, pelo fato de os projetos de Parnaíba I e Itaqui terem intensificado suas operações

comerciais no exercício de 2013, o que resultou em um incremento da venda de energia em relação ao

mesmo período no ano de 2012. A receita líquida consolidada é composta principalmente, pelas receitas

dos contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) de Itaqui, Pecém II e

Parnaíba I e pelo contrato de produtor independente no mercado livre de Parnaíba II.

Itaqui: A Receita Líquida impactada pela revisão do critério de ressarcimento a ser aplicado em caso de

atraso no início da operação comercial da usina, aprovada pela Aneel em dezembro de 2013.

Anteriormente, o critério de ressarcimento estabelecia que o reembolso fosse baseado no índice custo-

benefício (ICB) da usina, ou seja, o custo médio estimado da planta para o Sistema Integrado Nacional

(SIN), à época do leilão em que a planta vendeu energia. A nova metodologia determina que o critério

de reembolso seja baseado no custo efetivo (“online”) da usina para o SIN (ICB Online), caso esta

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estivesse disponível. A decisão foi retroativa à data de início do CCEAR, em 20 de dezembro de 2012,

resultando em uma receita adicional de R$17,2 milhões no 4T13.

Pecém II: A usina recebeu autorização para iniciar a operação comercial em 18 de outubro de 2013. A

receita líquida no 4T13, que totalizou R$146,6 milhões, foi impactada positivamente pela aprovação do

novo critério de reembolso ICB Online (R$6,1 milhões) e pela liminar que concedeu à Pecém II o direito

de receber receitas fixas a partir de setembro de 2013 até a data de início de operação comercial

(R$31,0 milhões). Em agosto de 2013, a diretoria da Aneel determinou a postergação do início dos

Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (CCEARs) de Pecém II até o

início de operação comercial da subestação e da linha de transmissão, o que ocorreu em outubro. Como

a usina estava pronta para entrar em operação em 1 de julho de 2013, a Companhia entrou com uma

liminar contra a Aneel, solicitando que as receitas fixas fossem pagas a partir de julho. Em setembro,

uma liminar da Justiça Federal determinou que Pecém II tivesse o direito de receber receitas fixas a

partir da data da liminar até a data de operação comercial. A empresa ainda aguarda uma decisão

judicial sobre o seu direito de receber as receitas fixas relativas aos meses de julho e agosto de 2013,

no valor de R$48,0 milhões.

Parnaíba I: A usina recebeu autorização para iniciar a operação comercial parcialmente em 01 de

fevereiro de 2013 (1º Turbina) e total em 17 de fevereiro de 2013 (2º Turbina). A receita líquida no

4T13, que totalizou R$239,0 milhões.

Parnaíba II: A receita líquida totalizou R$9,1 milhões, referente a um contrato no mercado livre para

novembro e dezembro de 2013.


O custo dos bens e/ou serviços vendidos passou de R$50,9 milhões no período encerrado em 31 de


representando um aumento de 2.858%. Os Diretores da Companhia entendem que essa variação ocorreu,

basicamente, pelas seguintes razões:

Energia Elétrica Comprada para Revenda

Registramos no período encerrado em 31 de dezembro de 2013, um aumento na compra de energia

elétrica para revenda pelas subsidiárias Itaqui, Pecém II e Parnaíba II, o que representou um incremento

de R$252,7 milhões no custo dos bens e/ou serviços vendidos. O aumento na compra de energia elétrica se

deve ao cumprimento das obrigações de fornecimento de energia que a Companhia e suas controladas

possuem perante os órgãos reguladores no âmbito de contratos CCEARs, as quais impõem que a

Companhia e suas controladas forneçam energia elétrica em um determinado prazo por meio dos

empreendimentos de Itaqui, Pecém II e Parnaíba II. Devido ao atraso do início das operações de geração

de energia de tais empreendimentos, a Companhia se viu obrigada a comprar energia elétrica no mercado

para honrar seus compromissos de fornecimento de energia elétrica.

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Combustíveis para Geração de Energia Elétrica

Registramos no período encerrado em 31 de dezembro de 2013, um aumento do consumo de carvão

mineral e gás natural pelas subsidiárias citadas acima no montante de R$556,2 milhões que incrementou o

custo dos bens e/ou serviços vendidos em relação ao mesmo período de 2012.

Prejuízo bruto

O prejuízo bruto da Companhia passou de R$2,2 milhões no período encerrado em 31 de dezembro de

2012 para R$68,2 milhões no período encerrado em 31 de dezembro de 2013, representando um aumento

de 3.054%. Os Diretores da Companhia entendem que esse aumento ocorreu, principalmente, em função

dos fatores descritos acima.


Gerais e administrativas

As despesas gerais e administrativas passaram de R$231,0 milhões no período encerrado em 31 de

dezembro de 2012 para R$167,0 milhões no período encerrado em 31 de dezembro de 2013,

representando uma redução de 28%. Os Diretores da Companhia entendem que essa redução ocorreu,

principalmente, em razão da redução das despesas de stock options resultante, principalmente, do menor

número de opções em aberto e da queda do preço das ações em relação a 2012, menor provisão de bônus

em relação ao período de 2012, aumento salarial médio de 8% após a conclusão do processo de

negociação coletiva anual e custos trabalhistas associados a demissões.

Resultado de Equivalência Patrimonial

O resultado de equivalência patrimonial passou de uma despesa de R$158,0 milhões no período encerrado

em 31 de dezembro de 2012 para uma despesa de R$153,0 milhões no período de encerrado em 31 de

dezembro de 2013, representando uma redução de despesas de 3%.

Resultado financeiro líquido

O resultado financeiro líquido passou de R$90,5milhões de despesa no período encerrado em 31 de

dezembro de 2012 para R$506,1 milhões de despesa no período encerrado em 31 de dezembro de 2013,

representando um aumento de 460%. Aumento impactado, principalmente, pelo crescimento das despesas

com encargos da dívida na Companhia, Itaqui, Pecém II e Parnaíba I. Com o fim do período de carência

dos financiamentos de longo prazo em Itaqui, Pecém II e Parnaíba I, os juros da dívida, que até então

eram em sua maior parte capitalizados, passaram a impactar resultados. O crescimento dos encargos na

Companhia justifica-se pelo aumento da dívida em função das necessidades de aporte nas controladas para

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compra de energia diante da postergação do início de operação comercial das usinas e para cobrir custos

de indisponibilidade.

O resultado financeiro líquido também foi impactado pelo aumento de outras despesas financeiras,

decorrentes das taxas de Imposto sobre Operações de Crédito, Câmbio e Seguros – IOF e taxas de

estruturação relacionadas ao refinanciamento da dívida da Companhia, concluído em dezembro de 2013.


Os valores referentes ao imposto de renda e contribuição social – diferido passaram de R$64,8 milhões de

receita no período encerrado em 31 de dezembro de 2012 para R$7,4 milhões de despesa no período


entendem que essa variação ocorreu, principalmente, pela baixa do imposto diferido da Controladora no

valor de R$114 milhões.

Prejuízo do exercício

O prejuízo do exercício da Companhia passou de R$435,2 milhões no período encerrado em 31 de

dezembro de 2012 para R$942,5 milhões no período encerrado em 31 de dezembro de 2013,





As demonstrações dos resultados para os exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2012 e

2011, apresentadas abaixo, foram preparadas e estão apresentadas conforme as práticas contábeis

vigentes em 31 de dezembro de 2013. As variações ocorridas nas demonstrações financeiras de 2012 e

2011, ambas reapresentadas, estão explicadas abaixo. Todavia com a aplicação do IFRS 11, a partir de 01

de janeiro de 2013, os investimentos nas controladas em conjunto Porto do Pecém Geração de Energia

S.A., Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A., OGMP Transporte Aéreo Ltda., Pecém Operação e

Manutenção de Unidades de Geração S.A., MABE Construção e Administração de Projetos Ltda., MPX Chile

Holding Ltda., Seival Participações S.A., Sul Geração de Energia Ltda., Parnaíba Participações S.A., UTE

Porto do Açú Energia S.A., Açú II Geração de Energia S.A. e Eneva Participações S.A estão avaliados por

equivalência patrimonial nas demonstrações financeiras individuais e consolidadas. Anteriormente, estes

investimentos eram consolidados proporcionalmente.

Exercício social encerrado em 31 de dezembro de

2012 AV 2011 AV AH

(Em milhares de reais, exceto percentuais)

(Reapresentado)

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Receita de venda de bens e/ou serviços................................................................. 48.786 100% 167.873 100% -71%

Custo dos bens e/ou serviços vendidos................................................................. (50.949) -104% (162.214) -97% -69%

Resultado bruto...................................................................................................... (2.163) -4% 5.659 3% -138%

Despesas/Receitas operacionais............................................................................. (404.708) -830% (371.999) -222% 9%

Gerais e Administrativas...................................................................................... (231.026) -474% (270.414) -161% -15%

Pessoal e administradores................................................................................. (111.440) -228% (146.349) -87% -24%

Outras despesas................................................................................................ (12.411) -25% (16.751) -10% -26%

Serviços de Terceiros....................................................................................... (92.139) -189% (90.323) -54% 2%

Depreciação e Amortização............................................................................. (2.788) -6% (3.289) -2% -15%

Arrendamentos e Aluguéis............................................................................... (12.248) -25% (13.703) -8% -11%

0%

0% 0%

Outras receitas operacionais............................................................................. 1.208 2% 1.128 1% 7%

Outras despesas operacionais............................................................................ (16.787) -34% (37.060) -22% -55%

Passivo a Descoberto........................................................................................ (14.671) -30% - 0% 0%

Perdas na alienação de bens............................................................................. (879) -2% (120) 0% 631%

Provisão para perda em Investimento.............................................................. (1.237) -3% (36.940) -22% -97%

Baixa de Benefício CCC.................................................................................. - 0% - 0% 0%

Outros............................................................................................................... - 0%

0% 0%

Resultado de equivalência patrimonial............................................................ (158.103) -324% (65.653) -39% 141%

0%

0% 0%

Resultado antes do resultado financeiro e dos tributos sobre o lucro............... (406.871) -834% (366.340) -218% 11%

0%

0% 0%

Resultado financeiro.......................................................................................... (90.459) -185% (154.80

8) -92% -42%

Receitas financeiras........................................................................................ (249.82

2) -512% 441.799 263% -157%

Variação Cambial Positiva........................................................................... 25.086 51% 5.401 3% 364%

Valor Justo Debêntures................................................................................ 62.482 128% - 0%

Aplicação Financeira.................................................................................... 76.599 157% 97.305 58% -21%

Instrumentos financeiros derivativos........................................................... (422.684) -866% 333.098 198% -227%

Outras Receitas financeiras.......................................................................... 8.695 18% 5.995 4% 45%

Despesas financeiras...................................................................................... 159.363 327% (596.607) -355% -127%

Variação Cambial Negativa......................................................................... (16.479) -34% (17.376) -10% -5%

Instrumentos financeiros derivativos........................................................... 398.638 817% (383.611) -229% -204%

Juros/Custos Debêntures.............................................................................. (130.863) -268% (53.875) -32% 143%

Valor Justo Debêntures................................................................................ - 0% (62.003) -37% -100%

Encargos de Dívidas..................................................................................... (47.248) -97% (3.865) -2% 1123%

Outras Despesas financeiras......................................................................... (44.685) -92% (75.878) -45% -41%

0%

0% 0%

Resultado antes dos tributos sobre o lucro........................................................... (497.330) -1019% (521.148) -310% -5%

0%

0% 0%

Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro..................................... 62.876 129% 119.286 71% -47%

Corrente........................................................................................................ (1.921) -4% (4.867) -3% -61%

Diferido......................................................................................................... 64.797 133% 124.152 74% -48%

0%

0% 0%

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Resultado Líquido do Exercício............................................................................ (434.454) -891% (401.862) -239% 8%

- 0% - 0% 0%

Prejuízo do exercício.............................................................................................. (434.454) -891% (401.862) -239% 8%

- 0% - 0% 0%

Atribuído a Sócios da Empresa Controladora..................................................... (435.202) -892% (408.553) -243% 7%

Atribuído a Sócios Não Controladores................................................................. 748 2% 6.691 4% -89%


A receita operacional líquida da Companhia passou de R$167,8 milhões no exercício social encerrado em 31

de dezembro de 2011 para R$48,8 milhões no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012,

representando uma redução de 71%. Os Diretores da Companhia entendem que essa variação ocorreu,

principalmente, em atendimento ao IFRS 11 os investimentos nas controladas em conjunto Porto do Pecém

Geração de Energia S.A., Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A., OGMP Transporte Aéreo Ltda.,

Pecém Operação e Manutenção de Unidades de Geração S.A., MABE Construção e Administração de

Projetos Ltda., MPX Chile Holding Ltda., Seival Participações S.A., Sul Geração de Energia Ltda., Parnaíba

Participações S.A., UTE Porto do Açú Energia S.A., Açú II Geração de Energia S.A. e Eneva Participações

S.A. que a partir de 01 de janeiro de 2013 são avaliados por equivalência patrimonial nas demonstrações

financeiras individuais e consolidados. Anteriormente, estes investimentos eram consolidados

proporcionalmente.


O custo dos bens e/ou serviços vendidos passou de R$162,2 milhões no exercício social encerrado em 31

de dezembro de 2011 para R$50,9 milhões no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012,

representando uma redução de 69%. O aumento na compra de energia elétrica se deve ao cumprimento

das obrigações de fornecimento de energia que suas controladas possuíam perante os órgãos reguladores

nos termos dos contratos de CCEARs, as quais impõem o fornecimento de energia elétrica em um

determinado prazo por meio dos empreendimentos de Itaqui e Energia Pecém. Devido ao atraso do início

das operações de geração de energia de tais empreendimentos, a Companhia se viu obrigada a comprar

energia elétrica no mercado para honrar seus compromissos de fornecimento de energia elétrica.

Lucro (Prejuízo) bruto

O lucro (prejuízo) bruto da Companhia passou de um lucro bruto de R$4,5 milhões no exercício social

encerrado em 31 de dezembro de 2011 para um prejuízo bruto de R$106,6 milhões no exercício social

encerrado em 31 de dezembro de 2012, representando uma variação negativa de R$111,1 milhões. Os

Diretores da Companhia entendem que essa redução ocorreu, principalmente, em função dos fatores

descritos acima.


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Outras despesas operacionais

As outras despesas operacionais passaram de R$37,1 milhões no exercício social encerrado em 31 de

dezembro de 2011 para R$2,2 milhões no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012,

representando uma redução de 94%. Os Diretores da Companhia entendem que essa variação ocorreu,

principalmente, em função da redução pela cisão da CCX e provisão de perda de investimento efetuada em

2011.


O resultado de equivalência patrimonial passou de uma despesa de R$27,7 milhões no exercício social

encerrado em 31 de dezembro de 2011 para uma despesa de R$34,2 milhões no exercício social encerrado

em 31 de dezembro de 2012, representando um aumento de 24%. Os Diretores da Companhia entendem

que esse aumento ocorreu, principalmente, em função do resultado apurado pela coligada Parnaíba Gás

Natural (antiga OGX Maranhão).

Receitas (despesas) financeiras líquidas


As receitas financeiras passaram de R$106,3 milhões no exercício social encerrado em 31 de dezembro de

2011 para R$157,8 milhões no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, representando um

aumento de 48%. Os Diretores da Companhia entendem que essa variação ocorreu, principalmente, em

função da parcela do ganho referente ao valor justo das debêntures.


As despesas financeiras passaram de R$197,3 milhões no exercício social encerrado em 31 de dezembro de

2011 para R$232,0 milhões no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, representando um

aumento de 18%. Os Diretores da Companhia entendem que essa variação ocorreu, basicamente, em

função do pagamento de prêmio na conversão antecipada das debêntures. Essa operação resultou na

contabilização de uma despesa no valor de R$ 75,0 milhões.

Instrumentos financeiros derivativos

Os valores referentes aos instrumentos financeiros derivativos passaram de uma despesa de R$62,2

milhões no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011 para uma despesa de R$37,7 milhões

no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, representando uma redução de 39%. Os

Diretores da Companhia entendem que essa variação ocorreu, principalmente, em função da variação pelo

mark to market – MTM (marcação ao mercado) dos derivativos.

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Variação cambial líquida

Os valores referentes à variação cambial líquida passaram de uma despesa de R$49,1 milhões no exercício

social encerrado em 31 de dezembro de 2011 para uma despesa de R$15,5 milhões no exercício social


entendem que essa variação ocorreu, principalmente, pelo efeito das operações em moeda estrangeira da

CCX. Em decorrência da cisão parcial da Companhia com a versão da participação societária então detida

pela Companhia na MPX Áustria para CCX Carvão da Colômbia, a Companhia deixou de registrar em seus

resultados as operações da CCX, blindando a Companhia das variações cambiais das operações da CCX.


Os valores referentes ao imposto de renda e contribuição social – diferido passaram de R$142,5 milhões no

exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2011 para R$116,9 milhões no exercício social encerrado

em 31 de dezembro de 2012, representando uma redução de 18%. Os Diretores da Companhia entendem

que essa variação ocorreu, principalmente, pelo aumento dos débitos tributários decorrentes de diferença

temporária, principalmente, receita com variação cambial sobre empréstimos.

Comparação das Principais Contas Patrimoniais Consolidadas em 31 de dezembro de 2014 e 31

de dezembro de 2013.

Os balanços patrimoniais consolidados em 31 de dezembro de 2014 e 31 de dezembro de 2013 consideram

as práticas contábeis adotadas a partir de 1° de janeiro de 2013.

Balanços Patrimoniais Consolidados

Consolidado

2014 AV 2013 Var 14/13

Ativo

Circulante

Caixa e equivalentes de caixa

157.318 2% 277.582 -43%

Títulos e valores mobiliários

- 0% - 0%

Contas a receber

304.848 4% 294.396 4%

Subsídios a receber - Conta Consumo de Combustível

- 0% 30.802 -100%

Estoques

99.185 1% 78.376 27%

Despesas antecipadas

42.081 1% 9.825 328%

Impostos a recuperar

32.354 0% 47.651 -32%

Ganhos com derivativos

- 0% 4.171 -100%

Adiantamentos diversos

8.880 0% 5.001 78%

Depósitos vinculados

41 0% 38 9%

Outros ativos circulantes

300.000 4% - 0%

Ativos Não-Correntes a Venda

300.000

-

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944.708 13% 747.841 26%

Não circulante

Realizável a longo prazo

Despesas antecipadas

6.774 0% 2.905 133%


62.070 1% 118.606 -48%

Subsídios a receber - Conta Consumo de Combustível

- 0% - 0%

Imposto a recuperar

37.575 1% 14.614 157%

Imposto de renda e contribuição social diferidos

219.713 3% 302.327 -27%

Mutuo com controladas

284.774 4% 191.968 48%

Contas a receber com outras pessoas ligadas

63.970 1% 218.680 -71%

Contas a receber com controladas

20.492 0% 117.372 -83%

AFAC com controladas

26.250 0% 150 17400%

Adiantamento para futuro aumento de capital com controladas

- 0% - 0%

Ganhos com derivativos

21.122 0% 0 0%

Outros créditos

2 0% 60 -96%

742.743 11% 966.682 -23%

Investimentos

733.927 10% 941.853 -22%

Imobilizado

4.423.468 63% 6.819.454 -35%

Intangível

199.572 3% 213.381 -6%

7.044.418 100% 9.689.211 -27%

Consolidado

2014 AV 2013 Var14/13

Passivo

Circulante

Fornecedores

149.785 2% 331.216 -55%

Empréstimos e financiamentos

3.289.195 47% 2.408.142 37%

Debentures

- 0% 112 -100%

Impostos e contribuições a recolher

27.116 0% 45.934 -41%

Obrigações sociais e trabalhistas

14.934 0% 16.770 -11%

Retenção contratual

20.945 0% 84.789 -75%

Participações nos lucros

16.592 0% 8.148 104%

Outras obrigações

101.344 1% 83.748 21%

3.619.909 51% 2.978.859 22%

Não circulante


1.874.502 27% 3.802.378 -51%

Débitos com outras partes relacionadas

320.875 5% 307.720 4%

Debêntures

- 0% 5.239 -100%

Provisão para passivo a descoberto

442 0% 9.286 -95%


10.978 0% 9.591 14%

Provisão para desmantelamento

- 0% 2.266 -100%

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2.206.797 31% 4.136.480 -47%

Patrimônio líquido

Capital social

4.707.088 67% 4.532.313 4%

Reserva de capital

350.771 5% 350.514 0%

Ajustes de avaliação patrimonial

(36.861) -1% (53.284) -31%

Prejuízos acumulados

(3.885.741) -55% (2.379.303) 63%

1.135.257 16% 2.450.240 -54%

Patrimônio líquido atribuível aos controladores

82.455 1% 123.633 -33%

Participações de acionistas não controladores

1.217.712 17% 2.573.873 -53%

Total do patrimônio líquido

7.044.418 100% 9.689.212 -27%

Ativo circulante

Nosso ativo circulante passou de R$747,8 milhões em 31 de dezembro de 2013 para R$944,7 milhões em

31 de dezembro de 2014, representando um aumento de 26%. Os Diretores da Companhia entendem que

esse aumento ocorreu, principalmente, pelos seguintes fatores:


Os valores referentes ao caixa e equivalentes de caixa passaram de R$277,6 milhões em 31 de dezembro

de 2013 para R$157,3 milhões em 31 de dezembro de 2014, representando uma redução de 43%. Os

Diretores da Companhia entendem que essa variação ocorreu, principalmente, em função dos gastos com

investimentos (capex), principalmente nos empreendimentos Parnaíba I e Parnaíba II.

Subsídios a receber – conta de consumo de combustível

Os valores referentes ao Subsídio a receber – conta de consumo de combustível que eram de R$30,8

milhões em 31 de dezembro de 2013 foram 100% provisionados para perda em 31 de dezembro de 2014.

Os Diretores da Companhia entendem que esse provisionamento se fez necessário diante da falta de

perspectiva para o recebimento destas verbas, retratados nas inúmeras correspondências enviadas à

Eletrobras.

Estoques

Os valores referentes aos estoques passaram de R$78,4 milhões em 31 de dezembro de 2013 para R$99,2

milhões em 31 de dezembro de 2014, representando um aumento de 27%. Os Diretores da Companhia

entendem que essa variação ocorreu, principalmente, pelo maior consumo de carvão no processo de

geração de energia elétrica, principalmente pelo empreendimento Itaqui. Cabe destacar que esta usina

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entrou em operação comercial parcialmente em fevereiro de 2013 e totalmente em maio do mesmo ano,

por isso notamos que em 2014 temos um volume maior de compras e de consumo de carvão.


Os valores referentes impostos a recuperar, passaram de R$47,6 milhões em 31 de dezembro de 2013

para R$32,3 milhões em 31 de dezembro de 2014, representando uma redução de 32%. Os Diretores da

Companhia entendem que essa variação ocorreu, principalmente, em função da compensação de créditos

tributários referentes à antecipação de imposto de renda, contribuição social e, principalmente, PIS e

COFINS relativos ao empreendimento Itaqui.

Ativos não - correntes a Venda

O saldo apresentado como ativos não-correntes a Venda refere-se a classificação do investimento mantido

na controlada em conjunto Pecém I, como mantido para negociação. Esta classificação reflete a intenção da

administração da Companhia em alienar sua participação no capital social desta subsidiária. Esta venda foi

realizada em 9 de dezembro de 2014, para EDP - Energias do Brasil S.A., por R$300 milhões. Este

montante representa 50% do capital social de Pecém I.

Ativo não circulante

Nosso ativo não circulante (realizável a longo prazo somado a investimento, imobilizado e intangível)

passou de R$8.941,4 milhões em 31 de dezembro de 2013 para R$6.099.7 milhões em 31 de dezembro de

2014, representando uma redução de 32%. Os Diretores da Companhia entendem que essa variação

ocorreu, principalmente, pelos seguintes fatores:

Mútuo com coligadas

Os valores referentes ao mútuo com coligadas passaram de R$191,9 milhões em 31 de dezembro de 2013

para R$284,7 milhões em 31 de dezembro de 2014, representando um aumento de 48%. Os Diretores da

Companhia entendem que essa variação ocorreu, principalmente, pela desconsolidação de Pecém II, que

foi parcialmente vendida à E.ON e assim teve seu controle compartilhado. Como consequência, de acordo

com as normas contábeis estabelecidas pela IFRS 11, em 1º de junho de 2014, Pecém II é reconhecida de

acordo com o método de equivalência patrimonial. Por isso seu saldo de mutúo junto a Companhia passou

a não ser mais eliminado na consolidação do balanço da Companhia.


Os valores referentes à contas a receber com outras pessoas ligadas passou de R$218,7 milhões em 31 de

dezembro de 2013 para R$63,9 milhões em 31 de dezembro de 2014, representando uma redução de

71%. Esta variação ocorreu, principalmente, em função da liquidação de grande parte dos saldos em

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aberto relativos ao contrato de compra de gás e arrendamento de capacidade de unidade de tratamento de

gás, firmado entre Parnaíba Gás Natural e Parnaíba Geração.

Contas a receber com controladas e controladas em conjunto

Os valores referentes à contas a receber com controladas e controladas em conjunto reduziu de R$117,3

milhões em 31 de dezembro de 2013 para R$20,5 milhões em 31 de dezembro de 2014, representando

uma redução de 83%. Esta variação ocorreu, principalmente, em função da alienação de Pecém I para a

EDP. Como parte do acordo firmado entre a Companhia e EDP os saldos a receber mantidos pela

Companhia contra Pecém I, referentes a compras de carvão (para estoque) e energia (para revenda),

integraram a negociação pela alienação da participação mantida pela Companhia no capital social da Pecém

I. Cabe destacar que a venda possui condições precedentes ainda não totalmente atendidas e por isso

esses ativos, bem como o saldo do investimento da Companhia em Pecém I foram classificados como

ativos não - correntes a venda.

Imobilizado

Os valores referentes ao imobilizado passaram de R$6.819,4 milhões em 31 de dezembro de 2013 para

R$4.423,5 milhões em 31 de dezembro de 2014, representando uma redução de 35%. Os Diretores da

Companhia entendem que essa redução ocorreu, principalmente, pela desconsolidação de Pecém II, que foi

parcialmente vendida à E.ON e assim teve seu controle compartilhado. Como consequência, de acordo com

as normas contábeis estabelecidas pela IFRS 11, em 1º de junho de 2014, Pecém II é reconhecida de

acordo com o método de equivalência patrimonial. Em 2013 o ativo imobilizado da Pecém II representava

28% do saldo consolidado da rubrica. Adicionalmente realizamos em dezembro de 2014 a provisão para

redução ao valor recuperável do imobilizado de Itaqui e Amapari, no montante R$348,0 milhões e R$61,0

milhões, respectivamente.

Passivo circulante

Nosso passivo circulante passou de R$2.978,8 milhões em 31 de dezembro de 2013 para R$3.619,9


entendem que essa variação ocorreu, principalmente, pelos seguintes fatores:

Fornecedores

Os valores referentes aos fornecedores passaram de R$331,2 milhões em 31 de dezembro de 2013 para

R$149,8 milhões em 31 de dezembro de 2014, representando uma redução de 55%. Os Diretores da

Companhia entendem que essa redução ocorreu, principalmente, por que os gastos com compras de capex

praticamente cessaram, uma vez que apenas Parnaíba II ainda está em construção.


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Os valores referentes aos empréstimos e financiamentos passaram de R$2.408,0 milhões em 31 de

dezembro de 2013 para R$3.289,2 milhões em 31 de dezembro de 2014, representando um aumento de

37%. Os Diretores da Companhia entendem que esse aumento ocorreu, principalmente, (i) pelo aumento

de empréstimos de curto prazo tomados principalmente pela Companhia, bem como (ii) pela apropriação

dos juros do período anterior ao pedido de recuperação judicial.


Os valores referentes a impostos e contribuições a recolher passaram de R$45,9 milhões em 31 de

dezembro de 2013 para R$27,1 milhões em 31 de dezembro de 2014, representando uma redução de

41%. Os Diretores da Companhia entendem essa redução ocorreu, principalmente, em função da

compensação tributária realizada pelas subsidiárias.

Retenções contratuais

Os valores referentes a retenções contratuais passaram de R$84,7 milhões em 31 de dezembro de 2013


Companhia entendem essa redução foi gerada por dois efeitos: (i) desconsolidação de Pecém II que gerou

uma redução no saldo consolidado dessa rubrica em comparação a 2013 quando ela era integralmente

consolidada e (ii) em função da compensação dos saldos retidos com os adiantamentos realizados para os

fornecedores que participaram da construção de Itaqui, ambos iniciados em 2014.

Participação nos lucros

Os valores referentes a retenções contratuais passaram de R$8,1 milhões em 31 de dezembro de 2013


Companhia entendem que esse aumento está relacionado ao incremento na média das metas estipuladas

pela administração da Companhia.

Passivo não circulante

Nosso passivo não circulante passou de R$4.136,5 milhões em 31 de dezembro de 2013 para R$2.206,8

milhões em 31 de dezembro de 2014, representando uma redução de 47%. Os Diretores da Companhia

entendem que essa variação ocorreu pelo fato de os valores referentes aos empréstimos e financiamentos

terem passado de R$3.802,4 milhões em 31 de dezembro de 2013 para R$1.874,5 milhões em 31 de

dezembro de 2014, representando uma redução de 51%. Os Diretores da Companhia entendem que essa

variação ocorreu, principalmente, em função da desconsolidação de Pecém II. Em 31 de dezembro de

2013, os empréstimos e financiamentos de Pecém II representavam 18% do total consolidado.

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as práticas contábeis adotadas a partir de 1° de janeiro de 2013, que foram ajustadas retroativamente no

balanço patrimonial consolidado em 31 de dezembro de 2012, para fins de comparabilidade.


Consolidado

(Reapresentado)

2013

AV

2012

AV

VAR13/12

Ativo Total 9.689.212

100%

8.039.595

100%

21%

Caixa e equivalentes de caixa 277.582

3%

519.277

6%

-47%

Títulos e valores mobiliários -

3.441

0%

-100%

Contas a receber 294.396

3%

21.345

0%

1279%

Subsídios a receber - Conta Consumo de Combustível 30.802

0%

17.561

0%

75%

Estoques 78.376

1%

142.687

2%

-45%

Despesas antecipadas 9.825

0%

19.351

0%

-49%

Impostos a recuperar 47.651

0%

37.410

0%

27%

Ganhos com derivativos 4.171

0%

3.018

0%

38%

Adiantamentos diversos 5.001

0%

1.783

0%

180%

Depósitos vinculados 38

0%

35

0%

7%

Dividendos a receber -

-

Outros créditos -

-

Circulante 747.842

8%

765.908

10%

-2%


0%

8.494

0%

-66%

Depósitos vinculados 118.606

1%

135.648

2%

-13%

Subsídios a receber - Conta Consumo de Combustível -

0%

24.617

0%

-100%


0%

24.034

0%

-39%

Imposto de renda e contribuição social diferidos 302.327

3%

305.548

4%

-1%

Mutuo com controladas e controladas em conjunto 191.968

2%

134.926

2%

42%

Contas a receber com outras pessoas ligadas 218.680

2%

1.134

0%

19176%

Contas a receber com controladas e controladas em conjunto 117.372

1%

6.793

0%

1628%

AFAC com controladas e controladas em conjunto 150

0%

12.425

0%

-99%

Derivativos embutidos 0

0%

479

0%

-100%

Outros créditos 60

0%

-

0%

0%

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Consolidado

(Reapresentado)

2013

AV

2012

AV

VAR13/12

Não Circulante 966.682

10%

654.098

8%

48%

Investimentos 941.853

10%

833.955

10%

13%

Imobilizado 6.819.454

70%

5.570.399

69%

22%

Intangível 213.381

2%

215.236

3%

-1%

Consolidado

(Reapresentado)

2013

AV

2012

AV

VAR13/12

Passivo Total 9.689.212

100%

8.039.596

100%

21%

Fornecedores 331.216

3%

115.261

1%

187%

Empréstimos e financiamentos 2.408.142

25%

1.819.974

23%

32%

Débitos com controladas -

0%

-

0%

0%

Débitos com controladora -

0%

26.783

0%

-100%

Débitos com outras partes relacionadas -

0%

3.989

0%

-100%

Debentures 112

0%

111

0%

1%

Impostos e contribuições a recolher 45.934

0%

7.241

0%

534%

Obrigações sociais e trabalhistas 16.770

0%

9.863

0%

70%

Perdas em operações com derivativos -

0%

22.951

0%

-100%

Retenção contratual 84.789

1%

77.374

1%

10%

Participações nos lucros 8.148

0%

20.633

0%

-61%

Dividendos a pagar -

0%

1.960

0%

-100%

Outras obrigações 83.748

1%

3.325

0%

2419%

Circulante 2.978.859

31%

2.109.465

26%

41%


39%

3.104.806

39%

22%

Débitos com outras partes relacionadas 307.720

3%

430

0%

71386%

Debêntures 5.239

0%

4.954

0%

6%

Derivativos embutidos -

0%

-

0%

0%

Perdas em operações com derivativos -

0%

94.797

1%

-100%

Provisão para passivo a descoberto 9.286

0%

19.840

0%

-53%

Imposto de renda e contribuição social diferidos 9.591

0%

2.048

0%

368%

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Consolidado

(Reapresentado)

2013

AV

2012

AV

VAR13/12

Provisão para desmantelamento 2.266

0%

2.118

0%

7%

Outras provisões -

0%

-

0%

0%

Não Circulante 4.136.480

43%

3.228.993

40%

28%


Capital social 4.532.313

47%

3.731.734

46%

21%

Reservas de capital 350.514

4%

321.904

4%

9%

Ajustes de avaliação patrimonial (53.284)

-1%

(119.067)

-1%

-55%

Prejuízos acumulados (2.379.303)

-25%

(1.384.971)

-17%

72%

Patrimônio líquido atribuível aos controladores 2.450.240

25%

2.549.600

32%

-4%

Participações de acionistas não controladores 123.633

1%

151.538

2%

-18%

Total do patrimônio líquido 2.573.873

27%

2.701.139

34%

-5%

Ativo circulante

Nosso ativo circulante passou de R$765,9 milhões em 31 de dezembro de 2012 para R$747,8,0 milhões em

31 de dezembro de 2013, representando uma redução de 2%. Os Diretores da Companhia entendem que

esse aumento ocorreu, principalmente, pelos seguintes fatores:


Os valores referentes ao caixa e equivalentes de caixa passaram de R$519,3 milhões em 31 de dezembro



investimentos (capex), principalmente nos empreendimentos Parnaíba I, Parnaíba II e Itaqui, os quais

foram compensados parcialmente pela captação de recursos via empréstimos de longo prazo.

Contas a receber

Os valores referentes às contas a receber passaram de R$21,3 milhões em 31 de dezembro de 2012 para

R$294 milhões em 31 de dezembro de 2013, representando um aumento de 1279%. Os Diretores da

Companhia entendem que esse aumento ocorreu, principalmente pelo fato de os projetos de Parnaíba I,

Parnaíba II e Parnaíba III e Itaqui terem intensificado suas operações comerciais e a entrada em operação

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de Pecém II, o que resultou em um incremento da venda de energia da Companhia e suas subsidiárias de

em relação ao mesmo período no ano de 2012.

Estoques

Os valores referentes aos estoques passaram de R$142,7 milhões em 31 de dezembro de 2012 para


Companhia entendem que essa variação ocorreu, principalmente, pelo consumo de carvão mineral no

processo de geração de energia elétrica, principalmente pelo empreendimento Itaqui.


Os valores referentes impostos a recuperar, passaram de R$37,4 milhões em 31 de dezembro de 2012


Companhia entendem que essa variação ocorreu, principalmente, em função do aumento de créditos

tributários referentes à antecipação de imposto de renda, contribuição social e, principalmente, PIS e

COFINS relativos ao empreendimento de Itaqui.


Nosso ativo não circulante (não circulante somado a investimento, imobilizado e intangível) passou de

R$7.273,7 milhões em 31 de dezembro de 2012 para R$8.941,4 milhões em 31 de dezembro de 2013,

representando um aumento de 82%. Os Diretores da Companhia entendem que essa variação ocorreu,

principalmente, pelos seguintes fatores:

Mútuo com coligadas

Os valores referentes ao mútuo com coligadas passaram de R$134,9 milhões em 31 de dezembro de 2012


Companhia entendem que essa variação ocorreu, principalmente, em função da criação da joint venture

Eneva E.ON Participações S.A. entre a Companhia e a E.ON, em maio de 2012, a Companhia deixou de

consolidar, integral e proporcionalmente, as participações societárias nas seguintes empresas: UTE Sul,

Porto do Açú, MPX Chile, Porto do Açú II, Seival Participações, Eneva Comercializadora de Energia, Eneva

Solar e Eneva Comercializadora de Combustível que foram transferidas para a referida joint venture, sendo

que tal adequação à norma contábil supracitada foi responsável pela não eliminação dos saldos referentes

aos mútuos com as subsidiárias citadas acima.


Os valores referentes à contas a receber com outras pessoas ligadas passou de R$1,1 milhão em 31 de

dezembro de 2012 para R$218,7 milhões em 31 de dezembro de 2013, representando um aumento de

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19.176%. Esta variação ocorreu, principalmente, em função do empréstimo concedido à Parnaíba Gás

Natural (R$204,0 milhões) para pagamento dos custos financeiros.

Contas a receber com controladas e controladas em conjunto

Os valores referentes à contas a receber com controladas e controladas em conjunto passou de R$6,8

milhão em 31 de dezembro de 2012 para R$117,3 milhões em 31 de dezembro de 2013, representando um

aumento de 1.628%. Esta variação ocorreu, principalmente, em função do pagamento do custo do carvão

de Pecém I.

Imobilizado

Os valores referentes ao imobilizado passaram de R$5.570,4 milhões em 31 de dezembro de 2012 para

R$6.819,4 milhões em 31 de dezembro de 2013, representando um aumento de 22%. Os Diretores da

Companhia entendem que esse aumento ocorreu, principalmente, pelos gastos com investimentos capex

na construção de Parnaíba I, Parnaíba II e Parnaíba III.

Passivo circulante

Nosso passivo circulante passou de R$2.109,5 milhões em 31 de dezembro de 2012 para R$2.978,8


entendem que essa variação ocorreu, principalmente, pelos seguintes fatores:

Fornecedores

Os valores referentes aos fornecedores passaram de R$115,3 milhões em 31 de dezembro de 2012 para

R$331,2 milhões em 31 de dezembro de 2013, representando um aumento de 187%. Os Diretores da

Companhia entendem que esse aumento ocorreu, principalmente, pelos gastos com fornecedores para

investimentos capex na construção das UTEs com especial destaque para os empreendimentos de Itaqui,

Parnaíba I e Parnaíba II.


Os valores referentes aos empréstimos e financiamentos passaram de R$1.820,0 milhões em 31 de


32%. Os Diretores da Companhia entendem que esse aumento ocorreu, principalmente, pelo aumento de

empréstimos de curto prazo tomados principalmente pela Companhia.


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Os valores referentes a impostos e contribuições a recolher passaram de R$7,2 milhões em 31 de

dezembro de 2012 para R$45,9 milhões em 31 de dezembro de 2013, representando um aumento de

534%. Os Diretores da Companhia entendem esse aumento ocorreu, principalmente, em função do PIS e

COFINS gerados pelo faturamento dos empreendimentos de Itaqui e UTE Parnaíba I.

Outras obrigações

Os valores referentes a outras obrigações passaram de R$3,3 milhões em 31 de dezembro de 2012 para


Companhia entendem esse aumento ocorreu, principalmente, em função dos custos de indisponibilidades

decorrentes das paralizações das usinas térmicas de Itaqui, Parnaíba I e Pecém II.




entendem que essa variação ocorreu pelo fato de os valores referentes a débitos com outras partes

relacionadas terem passado de R$0,4 milhão em 31 de dezembro de 2012 para R$307,7 milhões em 31 de

dezembro de 2013, representando um aumento de 71.386%. Os Diretores da Companhia entendem que

essa variação ocorreu, principalmente, em função da obrigação de compra de energia de Itaqui para a

Eneva Comercializadora de Energia Ltda.




as práticas contábeis adotadas a partir de 1° de janeiro de 2013, que foram ajustadas retroativamente no

balanço patrimonial consolidado em 31 de dezembro de 2012, para fins de comparabilidade.



2012 AV 2011 AV AH


Ativo

Total............................................................................................................................ 8.039.595 100%

7.123.36

9 100% 13%

Caixa e equivalentes de

caixa................................................................................................ 519.277 6% 1.380.151 19% -62%

Títulos e valores

mobiliários.................................................................................................. 3.441 0% 9.437 0% -64%

Contas a

receber..................................................................................................................... 21.345 0% 21.480 0% -1%

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2012 AV 2011 AV AH


Subsídios a receber - Conta Consumo de Combustível......................................................... 17.561 0% 4.828 0% 264%

Estoques..........................................................................................................................

....... 142.687 2% 58.190 1% 145%

Despesas

antecipadas............................................................................................................. 19.351 0% 13.272 0% 46%

Impostos a

recuperar.............................................................................................................. 37.410 0% 35.126 0% 7%

Ganhos com

derivativos......................................................................................................... 3.018 0% 36.445 1% -92%

Adiantamentos

diversos......................................................................................................... 1.783 0% 8.416 0% -79%

Depósitos

vinculados............................................................................................................. 35 0% 61.844 1% -100%

Dividendos a

receber.............................................................................................................. -

- -

Outros

créditos....................................................................................................................... -

38 0 -100%

Circulante.......................................................................................................................

...... 765.908 10%

1.629.22

7 23% -53%

Despesas

antecipadas............................................................................................................. 8.494 0% 1.964 0% 333%

Depósitos

vinculados............................................................................................................. 135.648 2% 54.148 1% 151%

Subsídios a receber - Conta Consumo de Combustível......................................................... 24.617 0% 24.617 0% 0%

Impostos a

recuperar.............................................................................................................. 24.034 0% 82.689 1% -71%

Imposto de renda e contribuição social diferidos................................................................... 305.548 4% 248.862 3% 23%

Mutuo com controladas e controladas em conjunto............................................................... 134.926 2% 680 0% 19735

%

Contas a receber com outras pessoas

ligadas......................................................................... 1.134 0% 8.436 0% -87%

Contas a receber com controladas e controladas em conjunto............................................... 6.793 0% - 0% 0%

AFAC com controladas e controladas em conjunto............................................................... 12.425 0% - 0% 0%

Derivativos

embutidos........................................................................................................... 479 0% 411.121 6% -100%

Outros

créditos....................................................................................................................... - 0% - 0% 0%

Não

Circulante...................................................................................................................... 654.098 8% 832.515 12% -21%

Investimentos................................................................................................................

........ 833.955 10% 431.695 6% 93%

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2012 AV 2011 AV AH


Imobilizado....................................................................................................................

....... 5.570.399 69% 3.962.979 56% 41%

Intangível.......................................................................................................................

........ 215.236 3% 266.954 4% -19%

Passivo

Total......................................................................................................................... 8.039.596 100%

7.123.36

9 100% 13%

Fornecedores....................................................................................................................

...... 115.261 1% 154.476 2% -25%

Empréstimos e

financiamentos.............................................................................................. 1.819.974 23% 994.608 14% 83%

Débitos com

controladas........................................................................................................ - 0% - 0% 0%

Débitos com

controladora...................................................................................................... 26.783 0% - 0% 0%

Débitos com outras partes

relacionadas................................................................................. 3.989 0% 3.697 0% 8%

Debentures......................................................................................................................

........ 111 0% 30.463 0% -100%

Impostos e contribuições a

recolher....................................................................................... 7.241 0% 17.939 0% -60%

Obrigações sociais e

trabalhistas............................................................................................ 9.863 0% 16.246 0% -39%

Perdas em operações com

derivativos.................................................................................... 22.951 0% 27.580 0% -17%

Retenção

contratual................................................................................................................ 77.374 1% 127.965 2% -40%

Participações nos

lucros......................................................................................................... 20.633 0% 19.177 0% 8%

Dividendos a

pagar................................................................................................................. 1.960 0% 2.269 0% -14%

Outras

obrigações................................................................................................................... 3.325 0% 48.603 1% -93%

0%

Circulante.......................................................................................................................

....... 2.109.465 26%

1.443.02

1 20% 46%

Empréstimos e

financiamentos.............................................................................................. 3.104.806 39% 2.326.101 33% 33%

Débitos com outras partes

relacionadas................................................................................. 430 0% - 0% 0%

Debêntures......................................................................................................................

........ 4.954 0% 1.403.152 20% -100%

Derivativos

embutidos............................................................................................................ - 0% 62.003 1% -100%

Perdas em operações com

derivativos.................................................................................... 94.797 1% 502.723 7% -81%

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2012 AV 2011 AV AH


Provisão para passivo a

descoberto........................................................................................ 19.840 0% - 0% 0%

Imposto de renda e contribuição social diferidos................................................................... 2.048 0% 13.239 0% -85%

Provisão para

desmantelamento............................................................................................. 2.118 0% 1.946 0% 9%

Outras

provisões..................................................................................................................... - 0% 1.026 0% -100%

Não

Circulante..................................................................................................................... 3.228.993 40%

4.310.19

0 61% -25%

Patrimônio

líquido...............................................................................................................

Capital

social.......................................................................................................................... 3.731.734 46% 2.042.014 29% 83%

Reservas de

capital................................................................................................................. 321.904 4% 274.625 4% 17%

Ajustes de avaliação

patrimonial............................................................................................ (119.067) -1% (71.670) -1% 66%

Prejuízos

acumulados............................................................................................................

(1.384.971

) -17% (970.897) -14% 43%

Patrimônio líquido atribuível aos

controladores............................................................... 2.549.600 32%

1.274.07

2 18% 100%

Participações de acionistas não

controladores................................................................... 151.538 2% 96.086 1% 58%

Total do patrimônio

líquido................................................................................................ 2.701.139 34%

1.370.15

8 19% 97%

Ativo circulante

Nosso ativo circulante passou de R$1.629,2 milhões em 31 de dezembro de 2011 para R$765,9 milhões em

31 de dezembro de 2012, representando uma redução de 53%. Os Diretores da Companhia entendem que

essa variação ocorreu pelos seguintes fatores:


Os valores referentes ao caixa e equivalentes de caixa passaram de R$1.380,1 milhões em 31 de dezembro



investimentos CAPEX que foi compensado parcialmente pela captação de recursos via capitalização pela

emissão de ações ordinárias.

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Estoques

Os valores referentes aos estoques passaram de R$58,2 milhões em 31 de dezembro de 2011 para


Companhia entendem que esse aumento ocorreu, principalmente, pela aquisição de insumos para geração

de energia elétrica, principalmente carvão.


Os valores referentes aos depósitos vinculados passaram de R$61,8 milhões em 31 de dezembro de 2011

para R$0,35 milhão em 31 de dezembro de 2012, representando uma redução de 100%. Os Diretores da

Companhia entendem que essa redução ocorreu, principalmente, pela liberação dos depósitos vinculados a

empréstimo com o BNDES após aportes de capital nos investimentos em Energia Pecém.


Nosso ativo não circulante ( não circulante+ investimento+imobilizado+intangível) passou de R$5.494,1

milhões em 31 de dezembro de 2011 para R$7.273,7 milhões em 31 de dezembro de 2012, representando

um aumento de 93%. Os Diretores da Companhia entendem que esse aumento ocorreu pelos seguintes

fatores:


Os valores referentes aos depósitos vinculados passaram de R$54,1 milhões em 31 de dezembro de 2011


Companhia entendem que esse aumento ocorreu, principalmente, (i) pela liberação das garantias com

Banco Bradesco para compra de energia no mercado livre por Itaqui; e (ii) pela contratação de novas

garantias de empréstimo com Citibank pela Eneva.


Os valores referentes aos impostos a recuperar passaram de R$2,7 milhões em 31 de dezembro de 2011

para R$24 milhões em 31 de dezembro de 2012, representando uma redução de 71%. Os Diretores da

Companhia entendem que essa redução ocorreu, principalmente, em função da compensação de créditos

tributários referentes à antecipação de imposto de renda, contribuição social e impostos retidos.


PÁGINA: 228 de 421



Os valores referentes ao imposto de renda e contribuição social diferidos passaram de R$248,9 milhões em

31 de dezembro de 2011 para R$305,5 milhões em 31 de dezembro de 2012, representando um aumento

de 23%. Os Diretores da Companhia entendem que essa variação ocorreu, principalmente, em função do

aumento dos créditos tributários (prejuízo fiscal e diferenças temporárias) nos investimentos em Pecém II,

Itaqui.

Imobilizado

Os valores referentes ao imobilizado, passaram de R$3.962,9 milhões em 31 de dezembro de 2011 para

R$5.570,4 milhões em 31 de dezembro de 2012, representando um aumento de 41%. Os Diretores da

Companhia entendem que essa variação ocorreu, principalmente, pelos gastos com Investimentos CAPEX

na construção das Usinas Termelétricas - UTEs.

Passivo circulante

Nosso passivo circulante passou de R$1.443 milhões em 31 de dezembro de 2011 para R$2.109,5 milhões

em 31 de dezembro de 2012, representando um aumento de 46%. Os Diretores da Companhia entendem

que essa variação ocorreu, principalmente, pelos seguintes fatores:


Os valores referentes aos empréstimos e financiamentos, passaram de R$994,6 milhões em 31 de



de empréstimos de curto prazo tomados pela Eneva; e (ii) pelos investimentos na Parnaíba I e na Parnaíba

II.

Debêntures

Os valores referentes às debêntures passaram de R$30,5 milhões em 31 de dezembro de 2011 para R$0,1

milhão em 31 de dezembro de 2012. Os Diretores da Companhia entendem que essa redução ocorreu,

principalmente, pela conversão de quase a totalidade das debêntures emitidas, em ações da Eneva.


Os valores referentes à retenção contratual passaram de R$127,9 milhões em 31 de dezembro de 2011


Companhia entendem que essa variação ocorreu, principalmente, em função liberação da retenção

contratual para a MABE (EPC), pela Itaqui.

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Outras obrigações

Os valores referentes às outras obrigações passaram de R$48,6 milhões em 31 de dezembro de 2010 para


Companhia entendem que essa variação ocorreu, principalmente, em função da redução da obrigação com

IVA em função da cisão de parte do capital da Eneva referente ao investimento na MPX Colômbia.



milhões em 31 de dezembro de 2012, representando uma redução de 25%. Os Diretores da Companhia

entendem que essa redução ocorreu, principalmente, pelos seguintes fatores:


Os valores referentes aos empréstimos e financiamentos, passaram de R$2.326,1 milhões em 31 de


33%. Os Diretores da Companhia entendem que esse aumento ocorreu, principalmente, pela liberação de

desembolsos das linhas de empréstimos de longo prazo, Pecém II, pelo BNDES e pelo BNB, e Itaqui, pelo

BNDES e pelo BNB.

Debêntures

Os valores referentes às debêntures passaram de R$1.403,1 milhões em 31 de dezembro de 2011 para

R$5,0 milhões em 31 de dezembro de 2012. Os Diretores da Companhia entendem que essa variação

ocorreu, principalmente, pela conversão de quase a totalidade das debêntures emitidas, em ações da

Eneva.

Derivativos embutidos

A variação dos derivativos embutidos ocorreu pela conversão da quase totalidade das debêntures em ações

da Eneva.

Patrimônio Líquido

Os valores referentes ao patrimônio líquido consolidado passaram de R$1.370,1 milhões em 31 de



de capital pela emissão de ações ordinárias; (ii) pelo aumento de capital com conversão de debêntures;

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(iii) pela redução de capital com a cisão da MPX Colômbia; e (iv) e pelo prejuízo apurado no exercício social

encerrado em 31 de dezembro de 2012.

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10.2 - Resultado operacional e financeiro

As informações financeiras incluídas neste Formulário de Referência, exceto quando expressamente

ressalvado, referem-se às demonstrações financeiras consolidadas da Companhia.

(a) Resultados das operações da Companhia

(i) Descrição de quaisquer componentes importantes da receita

Os Diretores da Companhia entendem que a base de sustentação de suas receitas,

consequentemente de suas operações, nos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2014,

2013 e 2012, resume-se à receita operacional bruta de venda de energia que totalizou R$2.010,8

milhões, R$1.600,3 milhões e R$54,1 milhões, respectivamente.

(ii) Fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais

De acordo com os Diretores da Companhia, os fatores que afetaram materialmente seus resultados

operacionais podem ser assim resumidos:

Exercício social findo em 2014: A Companhia apurou um prejuízo de R$1.517,2 milhões. Os

principais fatores que afetaram materialmente este resultado foram: (i) apropriação dos juros

incorridos no montante de R$516,5 milhões, (ii) registro de provisão por perda a valor recuperável

dos ativos imobilizado e intangível das subsidiárias Itaqui Geração de Energia S.A. e Amapari

Energia S.A., respectivamente nos montantes R$358,8 milhões e R$62,5 milhões e (iii) apuração de

prejuízo na operação de venda da participação de 50% mantida sobre Porto do Pecém, no montante

de R$560,0 milhões. Essa operação envolveu a participação de 50% sobre o capital da Porto do

Pecém, bem como os créditos detidos pela Companhia contra a Pecém I, referentes a empréstimo

intercompany, suprimento de carvão e energia elétrica para revenda.

Exercício social findo em 2013: A Companhia apurou um prejuízo de R$942,4 milhões. O

principal fator que afetou materialmente este resultado foi que a Companhia e suas controladas

receberam as devidas autorizações da ANEEL para iniciar a produção de energia elétrica, porém,

devido aos empreendimentos para os quais foram concedidas tais autorizações não terem sido

concluídos, a Companhia e suas controladas foram obrigadas a comprar energia elétrica de terceiros

para cumprir com seus contratos de fornecimento de energia, o que acarretou um substancial

prejuízo.

Exercício social findo em 2012: A Companhia apurou um prejuízo de R$434,5 milhões. Os

principais fatores que afetaram materialmente este resultado são os seguintes: (i) apropriação dos

juros incorridos e custos sobre as debêntures no montante de R$130,9 milhões, (ii) resultado

negativo de R$37,7 milhões das operações com derivativos não especulativo e (iii) impacto nos

custos operacionais das usinas a carvão pela alteração do início da operação comercial.

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10.2 - Resultado operacional e financeiro

(b) Variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio, inflação,

alterações de volumes e introdução de novos produtos e serviços

Os Diretores da Companhia entendem que sua receita não é diretamente impactada por variações nos

preços, taxas de câmbio e inflação, bem como não foram afetadas nos três últimos exercícios sociais por

alterações de volumes e introdução de novos produtos e serviços.

(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

No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012, o resultado financeiro líquido

consolidado foi uma despesa de R$510,1 milhões, R$506,1 milhões e R$90,5 milhões, respectivamente,

devido principalmente aos juros sobre empréstimos e financiamentos, à contabilização de posições de

hedge e à marcação a mercado das posições ainda em aberto.

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10.3 - Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstraçõesfinanceiras

(a) Introdução ou alienação de segmento operacional

A Administração da Companhia toma suas decisões com base em quatro segmentos de negócios, os quais

estão sujeitos a riscos e remunerações gerenciados por decisões centralizadas, a saber: geração de

energia, comercialização de energia, suprimentos e corporativos.

Na medida em que seus empreendimentos progredirem, a Administração pretende reavaliar possíveis

segmentações de negócios para prover o mercado com informações reais e qualitativas.

Portfólio Operacional

O portfólio operacional da Companhia é composto pelas unidades de Itaqui Geração de Energia S.A., Pecém

II Geração de Energia S.A., Parnaíba I Geração de Energia Ltda., Parnaíba II Geração de Energia S.A.,

Parnaíba III Geração de Energia S.A., Parnaíba IV Geração de Energia S.A., Tauá Geração de Energia Ltda.

e Amapari Energia S.A.

A planta Itaqui, usina termelétrica a carvão térmico, está localizada nas proximidades do Itaqui, no Estado

do Maranhão, e sua capacidade de geração de energia é de 360 MW com contrato de venda de energia

firmado a partir de 2012.

Já as usina termelétrica Pecém II Geração de Energia S.A. está localizada na região do Porto do Pecém, no

Estado do Ceará, possuindo capacidades instaladas de 360 MW, respectivamente.

Ainda na região do Ceará, encontra-se localizada a Tauá, empresa de geração de energia solar, que possui

licenciamento ambiental aprovado para capacidade de geração de energia de 5MW, com uma unidade de

1MW já instalada e operacional.

A Amapari, Produtor Independente de Energia (PIE) em parceria com a Eletronorte – Centrais Elétricas do

Norte do Brasil S.A., no sistema isolado, compreende uma usina termelétrica de geração de energia a partir

do óleo diesel, localizada no Município de Serra do Navio, no Estado do Amapá, com capacidade instalada

de 23 MW.

O Complexo Parnaíba, complexo de geração térmica a gás natural, encontra-se localizada estrategicamente

no bloco PN-T-68 da Bacia do Parnaíba, no Estado do Maranhão. O projeto é composto por 4 (quatro)

usinas de geração térmica, sendo 3 (três) em operação comercial. A usina Parnaíba II iniciará operação em

1º de junho de 2016, conforme acordo celebrado junto a ANEEL em 2014.

Projetos Greenfield

Os Projetos Greenfield da ENEVA são compostos pelos projetos UTE Porto do Açu Energia S.A., Açu III

Geração de Energia Ltda., Sul Geração de Energia S.A. e Seival Sul Mineração Ltda.

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Açu é o complexo de geração greenfield licenciado no Sudeste do Brasil, com 5,4 GW. A ENEVA possui

licença de instalação, emitida pelo Instituto Estadual do Ambiente do Estado do Rio de Janeiro (INEA), para

2.100 MW, utilizando carvão mineral importado como combustível. Além disso, possui licença prévia para a

construção de uma usina térmica a gás natural com capacidade de 3.330 MW. Os dois projetos estão

localizados próximos à subestação de Campos dos Goytacazes e aos blocos exploratórios de gás natural da

Bacia de Campos.

A mina de Seival Sul, localizada no Município de Candiota, Estado do Rio Grande do Sul, possui reservas

comprovadas de 152 milhões de toneladas de carvão mineral. Nesta mesma área, serão construídos os

projetos termelétricos de Sul e Seival, usinas que terão capacidade instalada de 727 MW e 600 MW,

respectivamente, sendo que, a partir da integração com a mina de Seival Sul, terão o suprimento de

combustível garantido por 30 anos.

Os Complexos Eólicos Ventos, com capacidade projetada de até 600 MW e planejamento de expansão para

600 MW adicionais, totalizando 1.200 MW, são localizados no nordeste do Brasil, em uma das áreas com

maior potencial para a geração eólica do país.

As transações envolvendo alienação de segmentos operacionais estão descritas no item 10.3.b.

(b) Constituição, aquisição ou alienação de participação societária

Em 1º de março de 2012 foi constituída a CCX Brasil Participações S.A., que tem como objeto social a

participação no capital social de outras sociedades empresariais e não empresariais, no Brasil ou no

exterior. Em 24 de maio de 2012 o Conselho de Administração da Companhia aprovou a cisão parcial que

resultou na criação da CCX Carvão da Colômbia. Está operação teve como objetivo cindir os ativos

minerários da Companhia situados na Colômbia.

A ENEVA Participações S.A., constituída em 20 de março de 2012, tem como objeto social a

participação no capital social de outras sociedades empresariais e não empresariais, no Brasil ou no

exterior. Em 24 de maio de 2012 a Companhia aportou R$67,9 milhões, no capital da ENEVA Participações,

através da transferência parcial de sua carteira de investimentos com participação nas controladas MPX

Chile Holding Ltda., Parnaíba Participações S.A., Sul Geração de Energia Ltda. , UTE Porto do Açu Energia

S.A. e Açu II Geração de Energia S.A. .Na mesma data, a Companhia aportou R$62.000.000,00 a título de

prêmio na subscrição de novas ações. Em 12 de dezembro de 2012 a ENEVA aumentou, em R$19,3

milhões, o capital social da ENEVA Participações, através da transferência de 50% da sua participação na

controlada Seival Participações.

Em 8 de novembro de 2012 foi constituída a Tauá II Geração de Energia Ltda., que tem como objeto

social a implantação e exploração de empreendimentos de energia elétrica através de aproveitamento de

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energia solar, incluindo a geração e comercialização de energia elétrica e disponibilidade de lastro de

geração.

Em 11 de maio de 2012 foi constituída a Pecém II Participações S.A. (nova denominação social da

Parnaíba V Geração de Energia S.A.), que tem como objeto social o desenvolvimento, a construção e a

operação de projetos de unidades de geração térmica a partir de gás natural e a comercialização de gás

natural.

Em 12 de maio de 2012 foi constituída a Parnaíba Geração e Comercialização de Energia S.A., que tem

como objeto social a comercialização, importação e exportação de energia elétrica, bem como a

participação no capital social de outras sociedades.

Em 20 de junho de 2012 foi constituída a ENEVA Investimentos S.A., tendo por objeto social a

participação no capital social de outras sociedades empresárias ou não empresárias, como sócia acionista

ou quotista, no Brasil ou no exterior.

Em 10 de setembro de 2012 constituiu-se a ENEVA Desenvolvimento S.A., tendo por objeto social o

desenvolvimento e a implantação de projetos de gaseificação de carvão para produção de gases industriais

e de seus derivados líquidos e gasosos (produtos decorrentes), utilizando tecnologias comerciais. Em 31 de

dezembro de 2012 esta controlada encontra-se contabilizada como passivo a descoberto.

Em 01 de março de 2012 foi constituída a Parnaíba III Geração de Energia S.A., tendo por objeto social

o desenvolvimento, construção e operação de projetos de unidades de geração térmica a partir do gás

natural e a comercialização de gás natural, bem como a participação no capital de outras sociedades,

simples ou empresariais, que possuam objeto social semelhante ao da Companhia. Em 8 de outubro de

2012 foi alterada a denominação social da Companhia para Parnaíba Participações S.A..

Em 10 de setembro de 2012, a ENEVA Participações S.A., joint-venture entre ENEVA e DD Brazil

Holdings S.à.r.l., adquiriu 100% dos Complexos Eólicos Ventos, com capacidade projetada de até 600 MW e

planejamento de expansão para 600 MW adicionais, totalizando 1.200 MW, são localizados no nordeste do

Brasil.

Em 27 de março de 2013, foi concluída a aquisição de 100% das quotas da Mabe Construção e

Administração de Projetos Ltda., consórcio formado pela Maire Tecnimont SpA e pela Efacec Group. A

aquisição foi realizada em conjunto e em iguais proporções entre a ENEVA e a EDP – Energias do Brasil

S.A., e refere-se à gestão das obras das Usinas Termelétricas Pecém, Itaqui e Pecém II. A ENEVA e a EDP

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acordaram que Pecém II e Itaqui, empreendimentos controlados integralmente pela ENEVA, continuarão

administrados exclusivamente pela ENEVA.

Em 5 de abril de 2013, foi concluída a aquisição da totalidade do capital social da UTE MC2 Nova

Venécia pela ENEVA, ENEVA Participações S.A. (nova denominação social da MPX E.ON Participações S.A.) e

Petra Energia S.A. Em 15 de novembro de 2013, foi alterada a denominação social da companhia para

Parnaíba III Geração de Energia S.A.

Em 12 de maio de 2014 a Companhia publicou, mediante fato relevante ao mercado, a intenção de

alienar entre 50% e 100% das ações de emissão da sua controlada Pecém II Geração de Energia S.A., por

meio de um processo competitivo com a participação de potenciais interessados. A E.ON se obrigou a

conceder uma garantia backstop pela qual, sujeito a determinadas condições suspensivas, incorporará

indiretamente até 50% da totalidade das ações de emissão da Pecém II., bem como um empréstimo

intercompany concedido pela ENEVA a Pecém II, por meio de uma sociedade de propósito específico a qual

terá E.ON e ENEVA como acionistas. Como resultado da Venda Parcial de Pecém II, a ENEVA recebeu

aproximadamente R$408 milhões por 50% das ações de emissão de Pecém II e pela cessão de parte dos

créditos relacionados a um empréstimo intercompany concedido originalmente pela Companhia à Pecém II.

Em 10 de outubro de 2014 foi celebrado um Protocolo de Entendimentos com a Copelmi Mineração

Ltda. (“Copelmi”) que, dentre outros assuntos, previu a capitalização da Seival Sul Mineração Ltda. (“SSM”)

(“Operação”), sociedade arrendatária dos direitos à exploração das jazidas de carvão mineral da Mina de

Seival e da qual ENEVA e Copelmi detém participação de 70% e 30%, respectivamente. A Operação, sujeita

a condições precedentes, objetiva a compra pela SSM das ações da Companhia Nacional de Mineração

Candiota (“CNMC”), atual detentora e arrendadora dos direitos minerários da Mina de Seival. A

capitalização da SSM foi realizada exclusivamente pela Copelmi e, com a efetivação da Operação, as

participações da Copelmi e da ENEVA na SSM serão de 70% e 30%, respectivamente.

Em 9 de dezembro de 2014, a ENEVA concordou em vender sua participação na Pecém I para a EDP -

Energias do Brasil S.A. por R$300 milhões. Este montante representa 50% do capital social de Pecém I em

mãos da ENEVA e a futura capitalização de créditos originalmente concedidos pela ENEVA a Pecém I,

totalizando R$409,9 milhões. Em 23 de fevereiro de 2015, o CADE - Conselho Administrativo de Defesa

Econômica aprovou sem restrições a transação, não obstante sua conclusão estar sujeita a outras

condições precedentes, entre outras coisas a aprovação por parte de credores da Companhia.

Em 31 de dezembro de 2014, a Companhia realizou a baixa integral de sua participação na controlada

em conjunto MPX Chile Holding Ltda.

(c) Eventos ou operações não usuais

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Os Diretores informam que não houve, durante os exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2014,

2013 e 2012, quaisquer eventos ou operações não usuais com relação à Companhia ou suas atividades que

tenham causado ou se espera que venham causar efeito relevante nas demonstrações financeiras ou

resultados da Companhia.

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10.4 - Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer doauditor

Os Diretores da Companhia possuem os seguintes comentários sobre as mudanças das práticas contábeis e

sobre as ênfases realizadas pelos auditores independentes:

(a) Mudanças significativas nas práticas contábeis

As seguintes normas e alterações de normas foram adotadas pela primeira vez para o exercício iniciado em

1° de janeiro de 2014 e tiveram impactos materiais para a Companhia:

alteração ao CPC 01/IAS 36 – “Redução no Valor Recuperável de Ativos” sobre a divulgação

do valor recuperável de ativos não financeiros. Essa alteração elimina determinadas

divulgações do valor recuperável de Unidades Geradoras de Caixa (UGC) que haviam sido

incluídas no IAS 36 com a emissão do IFRS 13;

alteração ao CPC 38/IAS 39 – “Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e mensuração” –

esclarece que as que substituições de contrapartes originais pelas contrapartes de

compensação que vierem a ser exigidas por introdução ou mudança de leis e regulamentos

não provocam expiração ou término do instrumento de hedge. Além disso, os efeitos da

substituição da contraparte original devem ser refletidos na mensuração do instrumento de

hedge e, portanto, na avaliação e mensuração da efetividade do hedge;

alteração ao CPC 39/IAS 32 – “Instrumentos Financeiros: Apresentação”, sobre compensação

de ativos e passivos financeiros. Esta alteração esclarece que o direito de compensação não

deve ser contingente em um evento futuro. Ele também deve ser legalmente aplicável para

todas as contrapartes no curso normal do negócio, bem como no caso de inadimplência,

insolvência ou falência. A alteração também considera os mecanismos de liquidação;

ICPC 19/IFRIC 21 – “Tributos”, trata da contabilização de obrigação de pagar um imposto se

o passivo fizer parte do escopo do IAS 37 – “Provisões”. A interpretação esclarece qual fato

gerador da obrigação gera o pagamento de um imposto e quando um passivo deve ser

reconhecido;

OCPC 07 – “Evidenciação na Divulgação dos Relatórios Contábil-financeiros de Propósito

Geral”, trata dos aspectos quantitativos e qualitativos das divulgações em notas explicativas,

reforçando as exigências já existentes nas normas contábeis e ressaltando que somente as

informações relevantes para os usuários das demonstrações financeiras devem ser

divulgadas; e

Revisão CPC 07 – “Método de Equivalência Patrimonial em Demonstrações Separadas”, altera

a redação do CPC 35 – “Demonstrações Separadas” para incorporar as modificações

efetuadas pelo IASB no IAS 27 - Separate Financial Statements, que passa a permitir a

adoção do método de equivalência patrimonial em controladas, coligadas e joint ventures nas

demonstrações separadas, alinhando, dessa forma, as práticas contábeis brasileiras às

normas internacionais de contabilidade. Especialmente para fins de IFRS, as modificações do

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IAS 27 foram adotadas antecipadamente.

Outras alterações e interpretações em vigor para o exercício financeiro a ser iniciado em 1° de janeiro de

2014 não são relevantes para a Companhia.

Os seguintes pronunciamentos foram adotados pela primeira vez para o exercício iniciado em 1º de janeiro

de 2013 e tiveram impactos materiais para a Companhia.

CPC 19 (R2)/IFRS 11 – “Negócios em Conjunto” foca nos direitos e nas 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. Consolidação proporcional

não é mais permitida;

CPC 36 (R3)/IFRS 10 – “Demonstrações Consolidadas”, baseia-se na identificação de controle

como fator determinante para uma entidade ser incluída nas demonstrações financeiras

consolidadas da controladora;

CPC 40 (R1)/IFRS 7 – “Instrumentos Financeiros: Evidenciação” - essa alteração inclui novos

requisitos de divulgação sobre a compensação de ativos e passivos;

CPC 45/IFRS 12 – “Divulgações de Participações em Outras Entidades” incluem os

requerimentos de divulgação para todas as formas de participações em outras entidades,

inclusive operações em conjunto, coligadas, entidades estruturadas e outros tipos de

entidades-veículo não registradas no balanço; e

CPC 46/IFRS 13 – “Mensuração do Valor Justo” tem por objetivo aprimorar a consistência e

reduzir a complexidade da mensuração ao valor justo, fornecendo uma definição mais precisa

e uma única fonte de mensuração do valor justo e suas exigências de divulgação.

Exceto pela adoção do IFRS 10 e 11, cuja política contábil é descrita a seguir, as informações foram

elaboradas considerando as mesmas práticas contábeis adotadas utilizadas quando da preparação das

Demonstrações Financeiras de 31 de dezembro de 2012. Portanto essas informações devem ser lidas em

conjunto com as Demonstrações Financeiras de 31 de dezembro de 2012.

O IFRS 10 estabelece um modelo único de controle que se aplica a todas as entidades, inclusive entidades

de propósito específico. As mudanças introduzidas pelo IFRS 10 exigiram que a Administração exercesse

julgamento significativo para determinar quais entidades são controladas e, portanto, obrigadas a serem

consolidadas por uma controladora, comparativamente aos requisitos que estavam na IAS 27.

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O IFRS 11 elimina a opção de contabilização de entidades controladas em conjunto (ECC) com base na

consolidação proporcional. Em vez disso, as ECC que se enquadrarem na definição de empreendimento

conjunto (joint arrangement) deverão ser contabilizadas com base no método da equivalência patrimonial.

As mudanças nas políticas contábeis impactaram as demonstrações financeiras individuais e consolidadas,

requerendo a reapresentação das cifras comparativas. Os principais ajustes efetuados e os impactos sobre

as demonstrações financeiras dos períodos apresentados estão demonstrados a seguir:

Em atendimento ao IFRS 11 os investimentos nas controladas em conjunto Porto do Pecém Geração de

Energia S.A., Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A., OGMP Transporte Aéreo Ltda., Pecém

Operação e Manutenção de Unidades de Geração S.A., MABE Construção e Administração de Projetos Ltda.,

MPX Chile Holding Ltda., Seival Participações S.A., Sul Geração de Energia Ltda., Parnaíba Participações

S.A., UTE Porto do Açú Energia S.A., Açú II Geração de Energia S.A. e Eneva Participações S.A. são

avaliados por equivalência patrimonial nas demonstrações financeiras individuais e consolidadas..

Anteriormente, estes investimentos eram consolidados proporcionalmente.

(b) Efeitos significativos das alterações em práticas contábeis

Desde 1 de janeiro de 2013, a Companhia passou a adotar novas regras contábeis visando à adequação

aos padrões internacionais de contabilidade. A mudança das práticas contábeis fez com que a Companhia

deixasse de consolidar em suas informações financeiras todas as investidas sobre as quais a Companhia,

individualmente, não detém o poder de controle, quais sejam Porto do Pecém Geração de Energia S.A.,

Porto do Pecém Transportadora de Minérios S.A., OGMP Transporte Aéreo Ltda., Pecém Operação e

Manutenção de Unidades de Geração S.A., MABE Construção e Administração de Projetos Ltda., MPX Chile

Holding Ltda., Seival Participações S.A., UTE MPX Sul Energia Ltda., Parnaíba Participações S.A., UTE Porto

do Açú Energia S.A.,Porto do Açú II Energia S.A. e MPX E.ON Participações S.A.

Além disso, a Companhia passou a reconhecer o resultado das empresas supracitadas por equivalência

patrimonial. Assim, a conta de resultado por equivalência patrimonial da Companhia se tornou mais

relevante no contexto do resultado da Companhia como um todo, o que não ocorreria pelas práticas

contábeis adotadas anteriormente.

Abaixo quadro demonstrando as alterações efetuadas nos saldos comparativos reapresentados nas

demonstrações financeiras em 31 de dezembro de 2012:

Consolidado 31/12/2012

(em milhares de R$)

Originalmente divulgado

Ajustes

Reapresentado

Ativo

Circulante


590.469

(71.192)

519.277

Títulos e valores mobiliários

3.441

-

3.441

Contas a receber 152.114

(130.769)

21.345

Subsídios a receber - conta Consumo de Combustível 17.561

-

17.561

Estoques 211.718

(69.031)

142.687


(21.111)

19.351

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(em milhares de R$)


Ajustes

Reapresentado


(20.028)

37.410

Ganhos com derivativos 3.018

-

3.018

Adiantamentos diversos 20.267

(18.484)

1.783


(4.202)

35

Outros créditos 3

(3)

-

1.100.728

(334.820)

765.908

Não circulante


(211)

8.494


(2.069)

135.648

Subsídios a receber - conta Consumo de Combustível 24.617

-

24.617

Imposto a recuperar 34.709

(10.675)

24.034


456.123

(150.575)

305.548

Mutuo com coligadas

359

134.567

134.926


8.575

(7.441)

1.134

Contas a receber com coligadas

3.732

3.061

6.793

Adiantamento para futuro aumento de capital com coligadas

-

12.425

12.425

Derivativos embutidos

479

-

479

675.016

(20.918)

654.098

Investimentos

62.956

770.999

833.955

Imobilizado

7.362.815

(1.792.416)

5.570.399

Intangível

249.665

(34.429)

215.236

9.451.180

(1.411.584)

8.039.596


(em milhares de R$)


Ajustes

Reapresentado

Passivo

Circulante

Fornecedores

228.638

(113.377)

115.261


1.915.402

(95.428)

1.819.974

Débitos com coligadas

-

26.783

26.783

Débitos com controladora

3.407

(3.407)

-

Débitos com outras partes relacionadas

19.057

(15.068)

3.989

Debentures

111

-

111


11.375

(4.134)

7.241

Obrigações sociais e trabalhistas

12.980

(3.117)

9.863

Perdas em operações com derivativos

39.506

(16.555)

22.951


133.935

(56.561)

77.374

Participações nos lucros

23.900

(3.267)

20.633

Dividendos a pagar

1.960

-

1.960

Outras obrigações

16.888

(13.563)

3.325

2.407.159

(297.694)

2.109.465

Não circulante


(1.047.141)

3.104.806

Débitos com outras partes relacionadas 215

215

430

Debêntures 4.954

-

4.954

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(em milhares de R$)


Ajustes

Reapresentado

Perdas em operações com derivativos

166.992

(72.195)

94.797

Provisão para passivo a descoberto

-

19.840

19.840


10.431

(8.383)

2.048

Provisão para desmantelamento

4.197

(2.079)

2.118

Outras provisões

710

(710)

-

4.339.446

(1.110.453)

3.228.993


Capital social

3.731.734

-

3.731.734

Reserva de capital

321.904

-

321.904

Ajustes de avaliação patrimonial

(119.067)

-

(119.067)

Prejuízos acumulados

(1.384.971)

-

(1.384.971)

Patrimônio líquido atribuível aos controladores

2.549.600

-

2.549.600

Participações de acionistas não controladores

154.975

(3.437)

151.538

Total do patrimônio líquido

2.704.575

(3.437)

2.701.138

9.451.180

(1.411.584)

8.039.596

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Demonstração de Resultado



Ajustes

Reapresentado

Receita de venda de bens e/ou serviços

490.940

(442.154)

48.786


(597.554) 546.605 (50.949)

Resultado bruto

(106.614) 104.451 (2.163)

Despesas/Receitas operacionais

(314.937) (89.771) (404.708)

Gerais e Administrativas

(280.284)

49.258

(231.026)

Pessoal e administradores

(134.188)

22.748

(111.440)

Outras despesas

(20.860)

8.449

(12.411)

Serviços de Terceiros

(107.473)

15.334

(92.139)

Depreciação e Amortização

(3.976)

1.188

(2.788)

Arrendamentos e Aluguéis

(13.787)

1.539

(12.248)

Outras receitas operacionais

1.823

(615)

1.208

Outras despesas operacionais

(2.241)

(14.546)

(16.787)

Passivo a descoberto

0

(14.671)

(14.671)

Perdas na alienação de bens

(895)

16

(879)

Provisão para perda em Investimento

(1.346)

109

(1.237)


(34.235) (123.868) (158.103)

Resultado antes do resultado financeiro e dos tributos

(421.551) 14.680 (406.871)

Resultado financeiro

(127.540) 37.087 (90.453)


165.279 (415.102) (249.823)

Variação Cambial Positiva

74.258

(49.172)

25.086

Valor Justo Debêntures

62.482

0

62.482

Aplicação Financeira

85.136

(8.537)

76.599


(66.739)

(355.945)

(422.684)

Outras Receitas financeiras

10.142

(1.448)

8.694


(292.819) 452.189 159.370

Variação Cambial Negativa

(89.793)

73.314

(16.479)


29.018

369.620

398.638

Juros/Custos Debêntures

(130.863)

0

(130.863)

Valor Justo Debêntures

0

0

0

Outras Despesas financeiras

(101.181) 9.255 (91.926)

Resultado antes dos tributos sobre o lucro

(549.091) 51.767 (497.324)

Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro

114.638 (51.762) 62.876

Corrente

(2.289)

368

(1.921)

Diferido

116.927 (52.130) 64.797

Resultado Líquido Consolidado do Período

(434.453) 5 (434.448)

Lucro/ Prejuízo do exercício

(434.453) 5 (434.448)

Atribuído a Sócios da Empresa Controladora

(435.201) 0 (435.201)

Atribuído a Sócios Não Controladores

749

5

754

Lucro/ Prejuízo por Ação

Prejuízo básico e diluído por ação (em R$)

(0,7513)

(0,8705)

(1,6218)

O exercício findo em 31 de dezembro de 2014 não foi impactado por mudança nas práticas contábeis,

sendo apresentado de acordo com as práticas adotadas nos exercícios 2013 e 2012.

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(c) Ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor

Em observância às disposições constantes no artigo 25 da Instrução da CVM nº 480, de 7 de dezembro de

2009, conforme alterada, a Diretoria declara que revisou, discutiu e concordou com a opinião expressa nos

pareceres dos Auditores Independentes, relativos às Demonstrações Financeiras (Controladora e

Consolidado) do exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2012, 2013 e 2014.

(2012)

Ênfase

Conforme descrito na nota explicativa 3, as demonstrações financeiras individuais foram elaboradas de

acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da MPX Energia S.A. essas práticas diferem

do IFRS, aplicável 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; e pela opção pela manutenção do

saldo de ativo diferido, existente em 31 de dezembro de 2008, que vem sendo amortizado. Nossa opinião

não está ressalvada em função desse assunto.

Parte relevante da Companhia, suas controladas e controladas em conjunto encontram-se em fase pré-

operacional, e a continuidade dos negócios e a recuperação dos valores registrados no ativo não circulante

dependem do sucesso das operações futuras, bem como do suporte financeiro dos acionistas e/ou recursos

de terceiros até que suas operações se tornem rentáveis. Os planos da administração com relação às

atividades operacionais estão descritos nas notas explicativas 1 e 12. As demonstrações financeiras foram

preparadas considerando a continuidade normal dos negócios da Companhia, suas controladas e

controladas em conjunto. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto.

A administração da Companhia concorda com a ênfase do auditor e reitera seu entendimento no sentido de

que os projetos descritos nestas demonstrações financeiras são rentáveis e que irão remunerar os

acionistas pelos investimentos realizados.

(2013)

Ênfase

Aplicação do método de equivalência patrimonial e manutenção do ativo diferido

Conforme descrito na Nota 3 das Demonstrações Financeiras, as demonstrações financeiras individuais

foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da Companhia, 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, uma vez que para fins de IFRS seria custo ou valor justo, e pela manutenção do

saldo de ativo diferido existente em 31 de dezembro de 2008, que vem sendo amortizado. Nossa opinião

não está ressalvada em função desse assunto.

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Continuidade operacional

Chamamos a atenção para a Nota 1 às demonstrações financeiras, que descreve que a Companhia

registrou, em 31 de dezembro de 2013 prejuízo acumulado de R$2.379.303 mil e apresentou excesso de

passivos sobre ativos circulantes nas demonstrações financeiras individuais e consolidadas nos montantes

de R$1.438.768 mil e R$2.231.017 mil, respectivamente. Essa situação, entre outras descritas na Nota 1,

suscita incerteza significativa sobre sua continuidade operacional, a qual dependerá do sucesso das

operações em curso e futuras, bem como do suporte financeiro dos acionistas e/ou renegociações de

alongamento dos empréstimos com terceiros. As demonstrações financeiras não incluem quaisquer ajustes

em virtude dessas incertezas. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto.

No que tange à ênfase presente no comentário dos auditores independentes acerca da Continuidade

Operacional da Companhia, a Administração entende ser necessária a adequação da relação

passivos/ativos circulantes e, para tanto, está analisando potenciais medidas para reforçar a estrutura de

capital da Companhia e criar os fundamentos necessários para permitir uma redução significativa de sua

alavancagem de curto prazo.

(2014)

Ênfase

Continuidade operacional

Conforme mencionado em maiores detalhes na Nota 1 das Demonstrações Financeiras, em 9 de dezembro

de 2014 a Companhia protocolou pedido de recuperação judicial na Comarca da Capital do Estado do Rio de

Janeiro. Em 16 de dezembro de 2014, o Juízo da 4ª Vara Empresarial da Comarca da Capital do Estado do

Rio de Janeiro decidiu pelo deferimento do processamento da recuperação judicial da companhia e de sua

subsidiária ENEVA Participações S.A. – em recuperação judicial. Em 12 de Fevereiro de 2015 a Companhia

apresentou à 4ª Vara Empresarial do Rio de Janeiro o Plano de Recuperação Judicial. A assembleia geral de

credores, nos termos da referida Lei, votará pela aprovação ou não do referido plano em prazo que não

excederá a 180 dias contados da data do deferimento do processamento da recuperação judicial.

Adicionalmente a Companhia registrou, em 31 de dezembro de 2014, prejuízos acumulados de

R$3.885.741 mil, prejuízos no exercício de R$1.517.183 mil e apresentou excesso de passivos sobre ativos

circulantes demonstrações financeiras individuais e consolidadas nos montantes de R$1.842.558 mil e

R$2.675.201 mil, respectivamente. Portanto, a reversão desta situação de prejuízos acumulados e a

readequação da estrutura financeira e patrimonial da Companhia dependem do sucesso das ações do plano

de recuperação judicial, conforme detalhado na Nota 1 das Demonstrações Financeiras. Esse contexto

suscita dúvida substancial sobre a continuidade operacional da Companhia. As demonstrações financeiras

não incluem quaisquer ajustes em virtude das incertezas envolvidas. Nossa opinião não está ressalvada em

função desse assunto.

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10.5 - Políticas contábeis críticas

Os Diretores da Companhia esclarecem que as políticas contábeis consideradas críticas praticadas pela

Companhia encontram-se descritas abaixo.

Uso de estimativas e julgamentos

A preparação das demonstrações financeiras individuais e consolidadas, de acordo com as normas IFRS e

as normas CPC, exige que a Administração faça julgamentos, estimativas e premissas que afetam a

aplicação de políticas contábeis e os valores relatados de ativos, passivos, receitas e despesas. Os

resultados reais futuros poderão vir a divergir dessas estimativas.

As estimativas e os julgamentos contábeis são continuamente avaliados e baseiam-se na experiência

histórica e em outros fatores, incluindo expectativas de eventos futuros, consideradas razoáveis para as

circunstâncias.

Com base em premissas, a Companhia faz estimativas com relação ao futuro. Por definição, as estimativas

contábeis resultantes raramente serão iguais aos respectivos resultados reais. As estimativas e premissas

que apresentam um risco significativo, com probabilidade de causar um ajuste relevante nos valores

contábeis de ativos e passivos para o próximo exercício social, estão contempladas a seguir.

Recuperação Judicial

As demonstrações financeiras foram preparadas em base de continuidade da Companhia e prevê a

aprovação do plano de recuperação judicial. A não aprovação do Plano de Recuperação poderá afetar

significativamente o valor de recuperação dos ativos, capacidade de pagamento dos passivos e, em última

estância, a continuidade da Companhia.

Perda (impairment) dos ativos não circulantes

A Companhia testa eventuais perdas (impairment) nos ativos imobilizado, intangível e imposto de renda e

contribuição social diferidos, de acordo com as políticas contábeis descritas na nota 4.5.10 das

Demonstrações Financeiras da Companhia. Os valores recuperáveis de Unidades Geradoras de Caixa

(“UGCs”) foram determinados com base em cálculos do valor em uso, efetuados utilizando premissas e

estimativas formadas com base, principalmente, em estudos a cerca do mercado regulado de

comercialização de energia elétrica. Essas premissas e estimativas foram discutidas com os gestores

operacionais e foram revisadas e aprovadas pela Administração.

Valor justo de derivativos e das opções (remunerações

baseadas em ações)

O valor justo de instrumentos financeiros que não são negociados em mercados ativos é determinado

mediante o uso de técnicas de avaliação. A Companhia usa seu julgamento para escolher diversos métodos

e definir premissas que se baseiam principalmente nas condições de mercado existentes na data do

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balanço. O Grupo ENEVA utilizou metodologia própria para cálculo de valor justo dos derivativos e das

opções outorgadas, instrumentos estes não negociados em mercados ativos.

Resumo das principais políticas contábeis –

As principais políticas contábeis aplicadas na preparação dessas demonstrações financeiras estão definidas

abaixo. Essas políticas foram aplicadas de modo consistente nos exercícios apresentados, salvo disposição

em contrário.

Consolidação

As demonstrações financeiras consolidadas e incluem as demonstrações financeiras da controladora,

daquelas empresas onde a Companhia detém o controle (diretamente e indiretamente) e dos

Fundos Exclusivos, conforme detalhadas abaixo:

Participação Controladora

2014

2013

Controladas diretas e indireta (consolidadas)

Pecém II Participações S.A 50% -

Pecém II Geração de Energia S.A. 100,00%

99,70%

Itaqui Geração de Energia S.A. 100,00%

100,00%

Amapari Energia S.A. 51,00%

51,00%

Seival Sul Mineração Ltda. 70,00%

70,00%

Termopantanal Participações Ltda. 66,67%

66,67%

Parnaíba Geração de Energia S.A. 70,00%

70,00%

Parnaíba II Geração de Energia S.A. 100,00% 100,00%

Parnaíba V Geração de Energia S.A. 99,99% 99,99%

Parnaíba Geração e Comercialização de Energia S.A. 70,00%

ENEVA Investimentos S.A. 99,99% 99,99%

ENEVA Desenvolvimento S.A. 99,99% 99,99%

Tauá II Geração de Energia Ltda. 100,00% 100,00%

Fundos exclusivos:

Fundo de Investimento em Cotas de Fundos de

Investimento Multimercado Crédito Privado MPX 63 100,00% 100,00%

Fundo de Investimento Multimercado Crédito Privado MPX 100,00% 100,00%

As seguintes políticas contábeis são aplicadas na elaboração das demonstrações financeiras consolidadas.

Controladas

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Controladas são todas as entidades nas quais a Companhia detém o controle. A Companhia controla uma

entidade quando está exposto ou tem direito a retornos variáveis decorrentes de seu envolvimento com a

entidade e tem a capacidade de interferir nesses retornos devido ao poder que exerce sobre a entidade. As

controladas são totalmente consolidadas a partir da data em que o controle é transferido para a

Companhia. A consolidação é interrompida a partir da data em que a Companhia deixa de ter o controle.

A Companhia usa o método de aquisição para contabilizar as combinações de negócios. A contraprestação

transferida para a aquisição de uma controlada é o valor justo dos ativos transferidos, passivos incorridos e

instrumentos patrimoniais emitidos pela Companhia. A contraprestação transferida inclui o valor justo de

ativos e passivos resultantes de um contrato de contraprestação contingente, quando aplicável. Custos

relacionados com aquisição são contabilizados no resultado do exercício conforme incorridos. Os ativos

identificáveis adquiridos e os passivos e passivos contingentes assumidos em uma combinação de negócios

são mensurados inicialmente pelos valores justos na data da aquisição. A Companhia reconhece a

participação não controladora na adquirida, tanto pelo seu valor justo como pela parcela proporcional da

participação não controlada no valor justo de ativos líquidos da adquirida. A mensuração da participação

não controladora é determinada em cada aquisição realizada.

O excesso: (i) de contraprestação transferida; (ii) do valor da participação de não controladores na

adquirida; e (iii) do valor justo na data da aquisição de qualquer participação patrimonial anterior na

adquirida, em relação ao valor justo da participação do Grupo ENEVA nos ativos líquidos identificáveis

adquiridos é registrado como ágio (goodwill). Quando o total da contraprestação transferida, a participação

dos não-controladores reconhecida e a mensuração da participação mantida anteriormente for menor que o

valor justo dos ativos líquidos da controlada adquirida, a diferença é reconhecida diretamente na

demonstração do resultado do exercício.

Transações, saldos e ganhos não realizados em transações entre empresas ligadas da Companhia são

eliminados. Os prejuízos não realizados também são eliminados a menos que a operação forneça

evidências de uma perda (impairment) do ativo transferido. As políticas contábeis das controladas são

alteradas, quando necessário, para assegurar a consistência com as políticas adotadas pela Companhia.

(a) Transações com participações de não controladores

A Companhia trata as transações com participações de não controladores como transações com

proprietários de ativos da Companhia. Para as compras de participações de não controladores, a diferença

entre qualquer contraprestação paga e a parcela adquirida do valor contábil dos ativos líquidos da

controlada é registrada no patrimônio líquido. Os ganhos ou perdas sobre alienações para participações de

não controladores também são registrados diretamente no patrimônio líquido, na conta "Ajustes de

avaliação patrimonial".

(b) Perda de controle em controladas

Quando a Companhia deixa de ter controle, qualquer participação retida na entidade é remensurada ao seu

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valor justo, sendo a mudança no valor contábil reconhecida no resultado. O valor justo é o valor contábil

para subsequente contabilização da participação retida em uma coligada, uma joint venture ou um ativo

financeiro. Além disso, quaisquer valores previamente reconhecidos em outros resultados abrangentes

relativos àquela entidade são contabilizados como se a Companhia tivesse alienado diretamente os ativos

ou passivos relacionados. Isso pode significar que os valores reconhecidos previamente em outros

resultados abrangentes são reclassificados para o resultado.

(c) Coligadas e empreendimentos controlados em conjunto

Coligadas são todas as entidades sobre as quais a Companhia tem influência significativa, mas não o

controle, geralmente por meio de uma participação societária de 20% a 50% dos direitos de voto.

Acordos em conjunto são todas as entidades sobre as quais a Companhia tem controle compartilhado com

uma ou mais partes. Os investimentos em acordos em conjunto são classificados como operações em

conjunto (joint operations) ou empreendimentos controlados em conjunto (joint ventures) dependendo dos

direitos e das obrigações contratuais de cada investidor.

As operações em conjunto são contabilizadas nas demonstrações financeiras para representar os direitos e

as obrigações contratuais da Companhia. Dessa forma, os ativos, passivos, receitas e despesas

relacionados aos seus interesses em operação em conjunto são contabilizados individualmente nas

demonstrações financeiras.

Os investimentos em coligadas e joint ventures são contabilizados pelo método de equivalência patrimonial

e são, inicialmente, reconhecidos pelo seu valor de custo. O investimento da Companhia em coligadas e

joint ventures inclui o ágio identificado na aquisição, líquido de qualquer perda por impairment acumulada.

A participação da Companhia nos lucros ou prejuízos de suas coligadas e joint ventures é reconhecida na

demonstração do resultado e a participação nas mutações das reservas é reconhecida nas reservas da

Companhia. Quando a participação da Companhia nas perdas de uma coligada ou joint venture for igual ou

superior ao valor contábil do investimento, incluindo quaisquer outros recebíveis, a Companhia não

reconhece perdas adicionais, a menos que tenha incorrido em obrigações ou efetuado pagamentos em

nome da coligada ou controlada em conjunto.

Os ganhos não realizados das operações entre a Companhia e suas coligadas e joint ventures são

eliminados na proporção da participação da Companhia. As perdas não realizadas também são eliminadas,

a menos que a operação forneça evidências de uma perda (impairment) do ativo transferido. As políticas

contábeis das coligadas são alteradas, quando necessário, para assegurar consistência com as políticas

adotadas pela Companhia.

Se a participação societária na coligada for reduzida, mas for retida influência significativa, somente uma

parte proporcional dos valores anteriormente reconhecidos em outros resultados abrangentes será

reclassificada para o resultado, quando apropriado.

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Os ganhos e as perdas de diluição, ocorridos em participações em coligadas, são reconhecidos na

demonstração do resultado.

Apresentação de informações por segmentos

As informações por segmentos operacionais são apresentadas de modo consistente com o relatório interno

fornecido para o principal tomador de decisões operacionais. O principal tomador de decisões operacionais,

responsável pela alocação de recursos e pela avaliação de desempenho dos segmentos operacionais, é o

Conselho de Administração, também responsável pela tomada das decisões estratégicas da Companhia.

Conversão de moeda estrangeira

(a) Moeda funcional e moeda de apresentação

Os itens incluídos nas demonstrações financeiras de cada uma das empresas ligadas à Companhia são

mensurados usando a moeda do principal ambiente econômico no qual a empresa atua ("a moeda

funcional"). As demonstrações financeiras individuais e consolidadas estão apresentadas em R$, que é a

moeda funcional e, também, a moeda de apresentação da Companhia. A moeda funcional da controlada

em conjunto MPX Chile Holding Ltda é o Peso chileno (MPX Chile Holding Ltda.), em função de seu plano de

negócios, ambiente econômico e, principalmente, em decorrência dos seus custos de operação. Os ativos e

passivos monetários denominados em moedas estrangeiras foram convertidos para reais pela taxa de

câmbio da data de fechamento do balanço. A Companhia realizou, em 31 de dezembro de 2014, a baixa

integral da sua participação na controlada em conjunto MPX Chile Holding.

(b) Transações e saldos

As operações com moedas estrangeiras são convertidas para a moeda funcional, utilizando as taxas de

câmbio vigentes nas datas das transações ou nas datas da avaliação, quando os itens são remensurados.

Os ganhos e as perdas cambiais resultantes da liquidação dessas transações e da conversão pelas taxas de

câmbio do final do exercício, referentes a ativos e passivos monetários em moedas estrangeiras, são

reconhecidos na demonstração do resultado, exceto quando qualificadas como hedge accounting e,

portanto, diferidos no patrimônio como operações de hedge de fluxo de caixa.

Os ganhos e as perdas cambiais relacionados com empréstimos, caixa e equivalentes de caixa são

apresentados na demonstração do resultado como receita ou despesa financeira.

(c) Empresas com moeda funcional diferente

Os resultados e a posição financeira da MPX Chile Holding Ltda (a qual não é moeda de economia

hiperinflacionária), cuja moeda funcional é diferente da moeda de apresentação, são convertidos na moeda

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de apresentação, como segue:

(i) Os ativos e passivos de cada balanço patrimonial apresentado são convertidos pela taxa de

fechamento da data do balanço.

(ii) As receitas e despesas de cada demonstração do resultado são convertidas pelas taxas de câmbio

médias (a menos que essa média não seja uma aproximação razoável do efeito cumulativo

das taxas vigentes nas datas das operações, e, nesse caso, as receitas e despesas são convertidas

pela taxa das datas das operações).

(iii) Todas as diferenças de câmbio resultantes são reconhecidas como um componente separado no

patrimônio líquido, na conta "Ajustes de avaliação patrimonial".

Na consolidação, as diferenças de câmbio decorrentes da conversão do investimento líquido em operações

no exterior são reconhecidas no patrimônio líquido. Quando uma operação no exterior é parcialmente

alienada ou vendida, as diferenças de câmbio que foram registradas no patrimônio são reconhecidas na

demonstração do resultado como parte de ganho ou perda da venda.

Ágio e ajustes de valor justo, decorrentes da aquisição de uma entidade no exterior são tratados como

ativos e passivos da entidade no exterior e convertidos pela taxa de fechamento.


Caixa e equivalentes de caixa incluem o caixa, os depósitos bancários e outros investimentos de curto

prazo de alta liquidez, com vencimentos originais de até três meses, e com risco insignificante de mudança

de valor, sendo o saldo apresentado líquido de saldos de contas garantidas na demonstração dos fluxos de

caixa.

Ativos financeiros

Classificação

A Companhia classifica seus ativos financeiros, no reconhecimento inicial, sob as seguintes categorias:

mensurados ao valor justo por meio do resultado e empréstimos e recebíveis. A classificação depende da

finalidade para a qual os ativos financeiros foram adquiridos.

(a) Ativos financeiros ao valor justo por meio do resultado

Os ativos financeiros ao valor justo por meio do resultado são ativos financeiros mantidos para negociação.

Um ativo financeiro é classificado nessa categoria se foi adquirido, principalmente, para fins de venda no

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curto prazo. Os ativos dessa categoria são classificados como ativos circulantes. Os derivativos também

são categorizados como mantidos para negociação, a menos que tenham sido designados como

instrumentos de hedge.

(b) Empréstimos e recebíveis

Os empréstimos e recebíveis são ativos financeiros não derivativos, com pagamentos fixos ou

determináveis, que não são cotados em um mercado ativo. São apresentados como ativo circulante, exceto

aqueles com prazo de vencimento superior a 12 meses após a data de emissão do balanço (estes são

classificados como ativos não circulantes).

Reconhecimento e mensuração

As compras e as vendas de ativos financeiros são normalmente reconhecidas na data da negociação. Os

investimentos são, inicialmente, reconhecidos pelo valor justo, acrescidos dos custos da transação para

todos os ativos financeiros não classificados como ao valor justo por meio do resultado. Os ativos

financeiros ao valor justo por meio de resultado são, inicialmente, reconhecidos pelo valor justo, e os

custos da transação são debitados à demonstração do resultado. Os ativos financeiros são baixados quando

os direitos de receber fluxos de caixa tenham vencido ou tenham sido transferidos; neste último caso,

desde que a Companhia tenha transferido, significativamente, todos os riscos e os benefícios de

propriedade. Os empréstimos e recebíveis são contabilizados pelo custo amortizado, usando o método da

taxa efetiva de juros.

Os ganhos ou as perdas decorrentes de variações no valor justo de ativos financeiros mensurados ao valor

justo por meio do resultado são apresentados na demonstração do resultado em "Receita ou despesa

financeira" no período em que ocorrem.

As variações cambiais de títulos monetários são reconhecidas no resultado. As variações cambiais de títulos

não monetários são reconhecidas no patrimônio.

Compensação de instrumentos financeiros

Ativos e passivos financeiros são compensados e o valor líquido é apresentado no balanço patrimonial

quando há um direito legal de compensar os valores reconhecidos e há a intenção de liquidá-los em uma

base líquida, ou realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente.

Impairment de ativos financeiros

(a) Ativos mensurados ao custo amortizado

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A Companhia avalia na data de cada balanço se há evidência objetiva de que um ativo financeiro ou grupo

de ativos financeiros está deteriorado. Um ativo ou grupo de ativos financeiros está deteriorado e as perdas

por impairment são incorridas somente se há evidência objetiva de impairment como resultado de um ou

mais eventos ocorridos após o reconhecimento inicial dos ativos (um "evento de perda") e aquele evento

(ou eventos) de perda tem um impacto nos fluxos de caixa futuros estimados do ativo financeiro ou grupo

de ativos financeiros que pode ser estimado de maneira confiável.

Os critérios que a Companhia usa para determinar se há evidência objetiva de uma perda por impairment

incluem:

(i) dificuldade financeira relevante do emissor ou devedor;

(ii) uma quebra de contrato, como inadimplência ou mora no pagamento dos juros ou principal;

(iii) a Companhia, por razões econômicas ou jurídicas relativas à dificuldade financeira do tomador de

empréstimo, estende ao tomador uma concessão que um credor normalmente não consideraria;

(iv) torna-se provável que o tomador declare falência ou outra reorganização financeira;

(v) o desaparecimento de um mercado ativo para aquele ativo financeiro devido às dificuldades

financeiras; ou

(vi) dados observáveis indicando que há uma redução mensurável nos futuros fluxos de caixa estimados

a partir de uma carteira de ativos financeiros desde o reconhecimento inicial daqueles ativos,

embora a diminuição não possa ainda ser identificada com os ativos financeiros individuais na

carteira, incluindo:

o mudanças adversas na situação do pagamento dos tomadores de empréstimo na carteira; e

o condições econômicas nacionais ou locais que se correlacionam com as inadimplências sobre

os ativos na carteira.

O montante da perda por impairment é mensurado como a diferença entre o valor contábil dos ativos e o

valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados (excluindo os prejuízos de crédito futuro que não

foram incorridos) descontados à taxa de juros em vigor original dos ativos financeiros. O valor contábil do

ativo é reduzido e o valor do prejuízo é reconhecido na demonstração do resultado. Se um empréstimo ou

investimento mantido até o vencimento tiver uma taxa de juros variável, a taxa de desconto para medir

uma perda por impairment é a atual taxa efetiva de juros determinada de acordo com o contrato. Como

um expediente prático, a Companhia pode mensurar o impairment com base no valor justo de um

instrumento utilizando um preço de mercado observável. Se, num período subsequente, o valor da perda

por impairment diminuir e a diminuição puder ser relacionada objetivamente com um evento que ocorreu

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após o impairment ser reconhecido (como uma melhoria na classificação de crédito do devedor), a reversão

dessa perda reconhecida anteriormente será reconhecida na demonstração do resultado.

Instrumentos financeiros derivativos e atividades de hedge

Inicialmente, os derivativos são reconhecidos pelo valor justo na data em que um contrato de derivativos é

celebrado e são, subsequentemente, remensurados ao seu valor justo. O método para reconhecer o ganho

ou a perda resultante depende do fato do derivativo ser designado ou não como um instrumento de hedge

nos casos de adoção da contabilidade de hedge (hedge accounting). Sendo este o caso, o método depende

da natureza do item que está sendo protegido por hedge.

A Companhia (i) adota a contabilidade de hedge (hedge accounting) e designa certos derivativos como

hedge de um risco específico associado a um ativo ou passivo reconhecido ou uma operação prevista

altamente provável (hedge de fluxo de caixa); ou (ii) documenta, no início da operação, a relação entre os

instrumentos de hedge e os itens protegidos por hedge, assim como os objetivos da gestão de risco e a

estratégia para a realização de várias operações de hedge. A Companhia também documenta sua

avaliação, tanto no início do hedge como de forma contínua, de que os derivativos usados nas operações

de hedge são altamente eficazes na compensação de variações no valor justo ou nos fluxos de caixa dos

itens protegidos por hedge.

Os valores justos dos instrumentos derivativos usados para fins de hedge estão divulgados na Nota 18 das

Demonstrações Financeiras da Companhia. O valor justo total de um derivativo de hedge é classificado

como ativo ou passivo não circulante, quando o vencimento remanescente do item protegido por hedge for

superior a 12 meses, e como ativo ou passivo circulante, quando o vencimento remanescente do item

protegido por hedge for inferior a 12 meses. Os derivativos de negociação são classificados como ativo ou

passivo circulante.

(a) Hedge de fluxo de caixa

A parcela efetiva das variações no valor justo de derivativos designados e qualificados como hedge de fluxo

de caixa é reconhecida no patrimônio líquido, na conta "Ajustes de avaliação patrimonial". O ganho ou

perda relacionado com a parcela não efetiva é imediatamente reconhecido na demonstração do resultado

como "Receita ou despesa financeira".

Os valores acumulados no patrimônio são realizados na demonstração do resultado nos períodos em que o

item protegido por hedge afetar o resultado (por exemplo, quando ocorrer a venda prevista que é

protegida por hedge). O ganho ou perda relacionado com a parcela efetiva dos swaps de taxa de juros que

protege os empréstimos com taxas variáveis é reconhecido na demonstração do resultado como "Receita

ou despesas financeiras". O ganho ou perda relacionado com a parcela não efetiva é reconhecido na

demonstração do resultado em "Receita ou despesa financeira".

Quando um instrumento de hedge vence ou é vendido, ou quando um hedge não atende mais aos critérios

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da contabilidade de hedge, todo ganho ou perda acumulado existente no patrimônio naquele momento

permanece no patrimônio e é reconhecido no resultado quando a operação for reconhecida na

demonstração do resultado. Quando não se espera mais que uma operação ocorra, o ganho ou a perda

acumulado que havia sido apresentado no patrimônio é imediatamente transferido para a demonstração do

resultado em "Outras despesas operacionais".

Derivativos mensurados ao valor justo por meio do resultado

Certos instrumentos derivativos não se qualificam para a contabilização de hedge. As variações no valor

justo de qualquer um desses instrumentos derivativos são reconhecidas imediatamente na demonstração

do resultado em "Receita ou despesa financeira".

Contas a receber de clientes

As contas a receber de clientes correspondem aos valores a receber pela venda de energia elétrica no curso

normal das atividades da Companhia. Se o prazo de recebimento é equivalente a um ano ou menos, as

contas a receber são classificadas no ativo circulante. Caso contrário, estão apresentadas no ativo não

circulante.

As contas a receber de clientes são, inicialmente, reconhecidas pelo valor justo e, subsequentemente,

mensuradas pelo custo amortizado com o uso do método da taxa efetiva de juros menos a provisão para

créditos de liquidação duvidosa ("PDD" ou impairment).

Estoques

Os estoques são demonstrados ao custo ou ao valor líquido de realização, dos dois, o menor. O método de

avaliação dos estoques é o da média ponderada móvel. O valor líquido de realização é o preço de venda

estimado no curso normal dos negócios, menos os custos estimados de conclusão e os custos estimados

necessários para efetuar a venda.

Ativos intangíveis

(a) Ágio

O ágio (goodwill) é representado pela diferença positiva entre o valor pago e/ou a pagar pela aquisição de

um negócio e o montante líquido do valor justo dos ativos e passivos da controlada adquirida. O ágio de

aquisições de controladas é registrado como "Ativo intangível" nas demonstrações financeiras consolidadas.

No caso de apuração de deságio, o montante é registrado como ganho no resultado do período, na data da

aquisição. O ágio é testado anualmente para verificar perdas (impairment). Ágio é contabilizado pelo seu

valor de custo menos os encargos de amortização e as perdas acumuladas por impairment.O prazo de

amortização do ágio é o período de autorização da planta. Perdas por impairment reconhecidas sobre ágio

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não são revertidas. Os ganhos e as perdas da alienação de uma entidade incluem o valor contábil do ágio

relacionado com a entidade vendida.

O ágio é alocado a UGCs para fins de teste de impairment. A alocação é feita para as UGCs ou para os

grupos de UGC que devem se beneficiar da combinação de negócios da qual o ágio se originou, e são

identificadas de acordo com o segmento operacional.

(b) Outros ativos intangíveis

Os ativos intangíveis compreendem os ativos adquiridos de terceiros e possuem vida útil finita, são

mensurados pelo custo total de aquisição, deduzido da amortização acumulada e das perdas por redução

ao valor de recuperável, quando aplicável. Os outros ativos intangíveis estão representados, principalmente

por outorgas de contratos de geração de energia adquiridos de terceiros.

Imobilizado

Reconhecimento e mensuração

Itens do imobilizado são mensurados pelo custo histórico de aquisição ou construção, deduzido de

depreciação acumulada e perdas de redução ao valor recuperável (impairment) acumuladas.

O custo inclui gastos que são diretamente atribuíveis à aquisição de um ativo. O custo de ativos

construídos pela própria companhia inclui:

o custo de materiais e mão de obra direta;

quaisquer outros custos para colocar o ativo no local e condição necessários para que esses sejam

capazes de operar da forma pretendida pela Administração;

os custos de desmontagem e de restauração do local onde estes ativos estão localizados; e

custos de empréstimos sobre ativos qualificáveis.

O custo de um ativo imobilizado pode incluir reclassificações de outros resultados abrangentes de

instrumentos de proteção de fluxos de caixa qualificáveis de compra de ativo fixo em moeda estrangeira.

Software comprado que seja parte integrante da funcionalidade de um equipamento é capitalizado como

parte daquele equipamento.

Quando partes de um item do imobilizado têm diferentes vidas úteis, elas são registradas como itens

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individuais (componentes principais) de imobilizado.

Ganhos e perdas na alienação de um item do imobilizado (apurados pela diferença entre os recursos

advindos da alienação e o valor contábil do imobilizado), são reconhecidos em outras receitas/despesas

operacionais no resultado.

Custos subsequentes

Gastos subsequentes são capitalizados na medida em que seja provável que benefícios futuros associados

com os gastos serão auferidos pelo Grupo ENEVA. Gastos de manutenção e reparos recorrentes são

registrados no resultado.

Depreciação

Itens do ativo imobilizado são depreciados pelo método linear no resultado do exercício baseado na vida

útil econômica estimada de cada componente (conforme demonstrado na nota nº13 das Demonstrações

Financeiras da Companhia). Ativos arrendados são depreciados pelo menor período entre a vida útil

estimada do bem e o prazo do contrato, a não ser que seja certo que a Companhia obterá a propriedade do

bem ao final do arrendamento. Terrenos não são depreciados.

Itens do ativo imobilizado são depreciados a partir da data em que são instalados e estão disponíveis para

uso, ou em caso de ativos construídos internamente, do dia em que a construção é finalizada e o ativo está

disponível para utilização.

Impairment de ativos não financeiros

Os ativos que têm uma vida útil indefinida, como o ágio, não estão sujeitos à amortização e são testados

anualmente para identificar eventual necessidade de redução ao valor recuperável (impairment). Os ativos

que estão sujeitos à amortização são revisados para a verificação de impairment sempre que eventos ou

mudanças nas circunstâncias indicarem que o valor contábil pode não ser recuperável. Uma perda por

impairment é reconhecida quando o valor contábil do ativo excede seu valor recuperável, o qual representa

o maior valor entre o valor justo de um ativo menos seus custos de venda e o seu valor em uso. Para fins

de avaliação do impairment, os ativos são agrupados nos níveis mais baixos para os quais existam fluxos

de caixa identificáveis separadamente (UGCs). Os ativos não financeiros, exceto o ágio, que tenham sido

ajustado por impairment, são revisados subsequentemente para a análise de uma possível reversão do

impairment na data do balanço.

As estimativas de recuperação dos ativos não financeiros foram fundamentadas nas projeções dos lucros

levando em consideração premissas financeiras e de negócios consideradas no encerramento do exercício.

Consequentemente, as estimativas estão sujeitas a não se concretizarem no futuro, tendo em vista as

incertezas inerentes a essas previsões.

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Contas a pagar aos fornecedores

As contas a pagar aos fornecedores são obrigações a pagar por bens ou serviços que foram adquiridos no

curso normal dos negócios, sendo classificadas como passivos circulantes se o pagamento for devido no

período de até um ano. Caso contrário, as contas a pagar são apresentadas como passivo não circulante.

Elas são, inicialmente, reconhecidas pelo valor justo e, subsequentemente, mensuradas pelo custo

amortizado com o uso do método de taxa efetiva de juros.

Empréstimos e Financiamentos

Os empréstimos e financiamentos são reconhecidos, inicialmente, pelo valor justo, líquido dos custos

incorridos na transação e são, subsequentemente, demonstrados pelo custo amortizado. Qualquer

diferença entre os valores captados (líquidos dos custos da transação) e o valor total a pagar é reconhecida

na demonstração do resultado durante o período em que os empréstimos estejam em aberto, utilizando o

método da taxa efetiva de juros.

Os empréstimos e financiamentos são classificados como passivo circulante, a menos que a Companhia

tenha um direito incondicional de diferir a liquidação do passivo por, pelo menos, 12 meses após a data do

balanço.

Os custos de empréstimos e financiamentos gerais e específicos que são diretamente atribuíveis à

aquisição, construção ou produção de um ativo qualificável, que é um ativo que, necessariamente,

demanda um período de tempo substancial para ficar pronto para seu uso ou venda pretendidos, são

capitalizados como parte do custo do ativo quando for provável que eles irão resultar em benefícios

econômicos futuros para a entidade e que tais custos possam ser mensurados com confiança. Demais

custos de empréstimos são reconhecidos como despesa no período em que são incorridos.

Provisões

As provisões são reconhecidas quando: (i) a Companhia tem uma obrigação presente ou não formalizada

(constructive obligation) como resultado de eventos já ocorridos; (ii) é provável que uma saída de recursos

seja necessária para liquidar a obrigação; e (iii) o valor puder ser estimado com segurança. As provisões

não incluem as perdas operacionais futuras.

Quando houver uma série de obrigações similares, a probabilidade de liquidá-las é determinada levando-se

em consideração a classe de obrigações como um todo. Uma provisão é reconhecida mesmo que a

probabilidade de liquidação relacionada com qualquer item individual incluído na mesma classe de

obrigações seja pequena.

As provisões são mensuradas pelo valor presente dos gastos que devem ser necessários para liquidar a

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obrigação, usando uma taxa antes dos efeitos tributários, a qual reflita as avaliações atuais de mercado do

valor do dinheiro no tempo e dos riscos específicos da obrigação. O aumento da obrigação em decorrência

da passagem do tempo é reconhecido como despesa financeira.

Imposto de renda e contribuição social corrente e diferido

As despesas de imposto de renda e contribuição social do período compreendem os impostos correntes e

diferido. Os impostos sobre a renda são reconhecidos na demonstração do resultado, exceto na proporção

em que estiverem relacionados com itens reconhecidos diretamente no patrimônio líquido ou no resultado

abrangente. Nesse caso, o imposto também é reconhecido no patrimônio líquido ou no resultado

abrangente.

O encargo de imposto de renda e a contribuição social corrente e diferido é calculado com base nas leis

tributárias promulgadas, ou substancialmente promulgadas, na data do balanço dos países em que as

entidades da Companhia atuam e geram lucro tributável. A administração avalia, periodicamente, as

posições assumidas pela Companhia nas apurações de impostos sobre a renda com relação às situações em

que a regulamentação fiscal aplicável dá margem a interpretações; e estabelece provisões, quando

apropriado, com base nos valores estimados de pagamento às autoridades fiscais.

O imposto de renda e a contribuição social corrente são apresentados líquidos, por entidade contribuinte,

no passivo quando houver montantes a pagar, ou no ativo quando os montantes antecipadamente pagos

excedem o total devido na data do relatório.

O imposto de renda e a contribuição social diferidos são reconhecidos usando-se o método do passivo

sobre as diferenças temporárias decorrentes de diferenças entre as bases fiscais dos ativos e passivos e

seus valores contábeis nas demonstrações financeiras. Entretanto, o imposto de renda e a contribuição

social diferidos não são contabilizados se resultar do reconhecimento inicial de um ativo ou passivo em uma

operação que não seja uma combinação de negócios, a qual, na época da transação, não afeta o resultado

contábil, nem o lucro tributável (prejuízo fiscal).

O imposto de renda e a contribuição social diferidos ativo são reconhecidos somente na proporção da

probabilidade de que lucro tributável futuro esteja disponível e contra o qual as diferenças temporárias

possam ser usadas.

Os impostos de renda diferidos são reconhecidos sobre as diferenças temporárias decorrentes dos

investimentos em controladas, exceto quando o momento da reversão das diferenças temporárias seja

controlado pela Companhia, e desde que seja provável que a diferença temporária não será revertida em

um futuro previsível.

Os impostos de renda diferidos ativos e passivos são apresentados pelo líquido no balanço quando há o

direito legal e a intenção de compensá-los quando da apuração dos tributos correntes, em geral

relacionado com a mesma entidade legal e mesma autoridade fiscal. Dessa forma, impostos diferidos ativos

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e passivos em diferentes entidades ou em diferentes países, em geral são apresentados em separado, e

não pelo líquido.

Benefícios a empregados

(a) Remuneração com base em ações

A Companhia opera uma série de planos de remuneração com base em ações, liquidados com ações,

segundo os quais a entidade recebe os serviços dos empregados como contraprestação por instrumentos

de patrimônio líquido (opções) da Companhia. O valor justo dos serviços do empregado, recebidos em

troca da outorga de opções, é reconhecido como despesa. O valor total a ser reconhecido é determinado

mediante referência ao valor justo das opções outorgadas, excluindo o impacto de quaisquer condições de

aquisição de direitos com base no serviço e no desempenho que não são do mercado (por exemplo,

rentabilidade, metas de aumento de vendas e permanência no emprego por um período de tempo

específico). As condições de aquisição de direitos que não são do mercado estão incluídas nas premissas

sobre a quantidade de opções cujos direitos devem ser adquiridos. O valor total da despesa é reconhecido

durante o período no qual o direito é adquirido; período durante o qual as condições específicas de

aquisição de direitos devem ser atendidas. Na data do balanço, a entidade revisa suas estimativas da

quantidade de opções cujos direitos devem ser adquiridos com base nas condições de aquisição de direitos

que não são do mercado. Esta reconhece o impacto da revisão das estimativas iniciais, se houver, na

demonstração do resultado, com um ajuste correspondente no patrimônio.

Os valores recebidos, líquidos de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis, são creditados no

capital social (valor nominal), quando as opções são exercidas.

(b) Participação nos resultados

A Companhia reconhece um passivo e uma despesa de participação nos resultados com base em

metodologia, que leva em conta o lucro atribuído aos acionistas da Companhia após certos ajustes. A

Companhia reconhece uma provisão quando estiver contratualmente obrigado ou quando houver uma

prática anterior que tenha gerado uma obrigação não formalizada (contructive obligation).

Capital social

As ações ordinárias são classificadas no patrimônio líquido.

Os custos incrementais diretamente atribuíveis à emissão de novas ações ou opções são demonstrados no

patrimônio líquido como uma dedução do valor captado, líquida de impostos.

Reconhecimento da receita

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A receita compreende o valor justo da contraprestação recebida ou a receber pela comercialização de

energia elétrica no curso normal das atividades da Companhia. A receita é apresentada líquida dos

impostos, das devoluções, dos abatimentos e dos descontos, bem como das eliminações das vendas entre

empresas do Grupo ENEVA.

A Companhia reconhece a receita quando o valor da receita pode ser mensurado com segurança, é

provável que benefícios econômicos futuros fluirão para a entidade e quando critérios específicos tiverem

sido atendidos para cada uma das atividades da Companhia, conforme descrição a seguir. A Companhia

baseia suas estimativas em resultados históricos, levando em consideração o tipo de cliente, o tipo de

transação e as especificações de cada venda.

(a) Venda de energia

A receita pela venda de energia elétrica é reconhecida por medição equivalente ao volume de energia

transferido para o cliente e através de estimativas para mensurar a energia entregue, mas ainda não

considerado pelas medições anteriores ao fechamento do exercício. As receitas decorrem de contratos de

fornecimento de energia elétrica, sendo parcela mensal fixa e parcela variável de acordo com a demanda

requerida pelo Operador Nacional do Sistema - ONS.

(b) Receita financeira

A receita financeira é reconhecida conforme o prazo decorrido pelo regime de competência, usando o

método da taxa efetiva de juros. Quando uma perda (impairment) é identificada em relação a contas a

receber, a Companhia reduz o valor contábil para seu valor recuperável, que corresponde ao fluxo de caixa

futuro estimado, descontado à taxa efetiva de juros original do instrumento. Subsequentemente, à medida

que o tempo passa, os juros são incorporados às contas a receber, em contrapartida de receita financeira.

Essa receita financeira é calculada pela mesma taxa efetiva de juros utilizada para apurar o valor

recuperável, ou seja, a taxa original do instrumento.

Arrendamentos

Os arrendamentos nos quais uma parcela significativa dos riscos e benefícios da propriedade é retida pelo

arrendador são classificados como arrendamentos operacionais. Os pagamentos efetuados para

arrendamentos operacionais (líquidos de quaisquer incentivos recebidos do arrendador) são reconhecidos

na demonstração do resultado pelo método linear, durante o período do arrendamento.

Distribuição de dividendos e juros sobre capital próprio

A distribuição de dividendos e juros sobre capital próprio para os acionistas da Companhia é reconhecida

como um passivo nas demonstrações financeiras da Companhia ao final do exercício, com base no estatuto

social da Companhia. Qualquer valor acima do mínimo obrigatório somente é provisionado na data em que

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são aprovados pelos acionistas, em Assembleia Geral.

O benefício fiscal dos juros sobre capital próprio é reconhecido na demonstração de resultado.

Subvenção da Conta de Consumo de Combustível - CCC

Esta subvenção tem por objetivo cobrir parte dos elevados custos de geração de energia elétrica nos

sistemas isolados, cujos recursos são provenientes da Conta de Consumo de Combustível (“CCC”).

Corresponde a uma receita de subvenção recebida referente ao combustível requisitado e pago por conta

da CCC.

Normas novas e interpretações de normas que ainda não estão em vigor

As seguintes novas normas e interpretações de normas foram emitidas pelo IASB, mas não estão em vigor

para o exercício de 2014. A adoção antecipada de normas, embora encorajada pelo IASB, não é permitida,

no Brasil, pelo Comitê de Pronunciamento Contábeis (CPC).

IFRS 9 - "Instrumentos Financeiros", aborda a classificação, a mensuração e o reconhecimento de ativos e

passivos financeiros. O IFRS 9 foi emitido em novembro de 2009 e outubro de 2010 e substitui os trechos

do IAS 39 relacionados à classificação e mensuração de instrumentos financeiros. O IFRS 9 requer a

classificação dos ativos financeiros em duas categorias: mensurados ao valor justo e mensurados ao custo

amortizado. A determinação é feita no reconhecimento inicial. A base de classificação depende do modelo

de negócios da entidade e das características contratuais do fluxo de caixa dos instrumentos financeiros.

Com relação ao passivo financeiro, a norma mantém a maioria das exigências estabelecidas pelo IAS 39. A

principal mudança é a de que nos casos em que a opção de valor justo é adotada para passivos financeiros,

a porção de mudança no valor justo devido ao risco de crédito da própria entidade é registrada em outros

resultados abrangentes e não na demonstração dos resultados, exceto quando resultar em descasamento

contábil. O Grupo ENEVA está avaliando o impacto total do IFRS 9. A norma é aplicável a partir de 1o de

janeiro de 2018.

Não há outras normas IFRS ou interpretações IFRIC que ainda não entraram em vigor que poderiam ter

impacto significativo sobre a Companhia.

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10.6 - Controles internos relativos à elaboração das demonstrações financeiras - Grau deeficiência e deficiência e recomendações presentes no relatório do auditor

(a) Grau de eficiência de tais controles, indicando eventuais imperfeições e providências

adotadas para corrigi-las

Os Diretores da Companhia acreditam na eficiência dos procedimentos e controles internos adotados para

assegurar a qualidade, precisão e confiabilidade das demonstrações financeiras da Companhia. Por essa

razão, as demonstrações financeiras da Companhia apresentam adequadamente o resultado de suas

operações e sua situação patrimonial e financeira nas respectivas datas. Ainda, os Diretores não

identificaram quaisquer tipos de imperfeições que possam comprometer as demonstrações financeiras da

Companhia.

(b) Deficiências e recomendações sobre os controles internos presente no relatório do auditor

independente

Os Diretores entendem que os relatórios sobre os controles internos emitidos pelos auditores

independentes da Companhia com relação aos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2014, 2013

e 2012 não apontam deficiências significativas à adequação das nossas demonstrações contábeis de acordo

com as práticas contábeis adotadas no Brasil e ao IFRS.

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. 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.

Todavia, 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.

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10.7 - Destinação de recursos de ofertas públicas de distribuição e eventuais desvios

10.7 - Comentários dos Diretores a respeito da destinação de recursos de ofertas públicas de

distribuição e eventuais desvios

(a) Como os recursos resultantes da oferta foram utilizados

Os Diretores da Companhia informam que, em 15 de junho de 2011, a Companhia emitiu 21.735.744

debêntures, no valor unitário de R$63,00, totalizando R$1,376 bilhão. No exercício social encerrado em 31

de dezembro de 2011, os recursos provenientes da emissão de debêntures foram utilizados para:

reforçar o caixa da Companhia; e

suportar os aportes necessários aos investimentos no desenvolvimento dos empreendimentos da

Companhia.

A Companhia não realizou ofertas públicas de distribuição de valores mobiliários nos exercícios sociais

findos em 31 de dezembro de 2012, 2013 e 2014.

(b) Se houve desvios relevantes entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de

aplicação divulgadas nos prospectos da respectiva distribuição

Os Diretores informam que não houve, nos últimos três exercícios sociais e no exercício social corrente,

desvios entre a aplicação dos recursos e as propostas de aplicação descritas nos prospectos.

(c) Caso tenha havido desvios, as razões para tais desvios

Os Diretores informam que não houve, nos últimos três exercícios sociais e no exercício social corrente,

desvios entre a aplicação dos recursos e as propostas de aplicação descritas nos prospectos.

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10.8 - Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras

(a) Os ativos e passivos detidos pelo emissor, direta ou indiretamente, que não aparecem no

seu balanço patrimonial (off-balance sheet items)

Os Diretores informam que não existem ativos e passivos detidos pela Companhia que não aparecem em

seu balanço patrimonial.

i. Arrendamentos mercantis e operacionais, ativos e passivos

Não aplicável, tendo em vista que a Companhia não possui ativos ou passivos que não estejam

registrados em seu balanço patrimonial.

ii. carteiras de recebíveis baixadas sobre as quais a entidade mantenha riscos e

responsabilidades, indicando respectivos passivos



iii. contratos de futura compra e venda de produtos ou serviços



iv. contratos de construção não terminada



v. contratos de recebimentos futuros de financiamentos



(b) Outros itens não evidenciados nas demonstrações financeiras

Os Diretores informam que não há outros itens não evidenciados nas demonstrações financeiras.

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10.9 - Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras

(a) Como tais itens alteram ou poderão vir a alterar as receitas, as despesas, o resultado

operacional, as despesas financeiras ou outros itens das demonstrações financeiras do emissor



(b) Natureza e o propósito da operação



(c) Natureza e o montante das obrigações assumidas e dos direitos gerados em favor do

emissor em decorrência da operação



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10.10 - Plano de negócios

(a) Investimentos

(i) Descrição quantitativa e qualitativa dos investimentos em andamento e dos

investimentos previstos

Os Diretores da Companhia informam que a Companhia tem atualmente em seu portfólio um projeto

em construção, Parnaíba II. Não há previsão de novos investimentos no curto prazo.

Parnaíba II

Os investimentos realizados e previstos podem ser resumidos nas tabelas abaixo:

(1) Incluindo impostos e eventuais contingências.

(2) Não considerando juros durante a construção e conta reserva para o serviço da dívida.

(1) Valores esperados em termos nominais.

(2) Contingências orçadas e não utilizadas serão transferidas para o orçamento dos anos seguintes.

(3) Considera investimentos relativos à 100% do empreendimento.

(ii) Fontes de financiamento dos investimentos

Parnaíba II

Os Diretores da Companhia informam que no quarto trimestre foi alongada a dívida de curto prazo

(Bridge Loan) junto ao Itaú BBA, CEF e BNDES. Esta contratação visa a cobertura das obrigações

financeiras do empreendimento, obedecendo a expectativa de alavancagem do acionista, até o

closing da dívida de longo prazo, prevista para o 2º trimestre de 2015. O quadro abaixo resume as

condições da dívida contratada até 31 de dezembro de 2014:

Valor Vencimento Custo

BNDES R$280,7 MM 15/06/2015 TJLP + 2,4% a.a.

2010 2011 2012 2013 2014 2015E T OT A L

- 22.082 455.764 684.047 77.826 129.692 1.369.411

C apex Operacio nal R ealizado ( 1 ) ( 2 )

(em R $ mil)

2010 2011 2012 2013 2014 2015E T OT A L

0,00% 1,61% 33,28% 49,95% 5,68% 9,47% 1.369.411

C urva de D esembo lso (%) e C apex T o tal Estimado ( 1 ) ( 2 ) ( 3 )

(em R $ mil)

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Itaú BBA R$200,0 MM 15/06/2015 CDI + 3% a.a.

CEF R$280,0 MM 15/06/2015 CDI = 3% a.a.

Total R$760,7 MM

(iii) Desinvestimentos relevantes em andamento e desinvestimento previstos

Os Diretores da Companhia informam que não foram realizados desinvestimentos de capital nos

últimos três exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012, bem como não

há desinvestimentos de capital em andamento.

(b) Desde que já divulgada, indicar a aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou outros

ativos que devam influenciar materialmente a capacidade produtiva da Companhia

Os Diretores da Companhia informam que não houve aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou

outros ativos que devam influenciar materialmente a capacidade produtiva da Companhia nos últimos três

exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012.

(c) Novos produtos e serviços

Os Diretores da Companhia informam que não existiram novos produtos e serviços nos últimos três

exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2014, 2013 e 2012.

(i) Descrição das pesquisas em andamento já divulgadas

A Companhia busca desenvolver todos os seus projetos de forma sustentável, visando à máxima

eficiência energética a custos baixos, mantendo, em paralelo, proteção ao meio ambiente. Desse

modo, a Companhia atua continuamente na aquisição, pesquisa e desenvolvimento de tecnologias

limpas e projetos ambientalmente sustentáveis. No campo de P&D, a Companhia desenvolve

diversos projetos, alguns ainda em fase de negociação e contratação, e outros já em fase de

implementação.

(ii) Montantes totais gastos pelo emissor em pesquisas para desenvolvimento de novos

produtos ou serviços

Nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2011, 2012 e 2013, a Companhia investiu

em pesquisa e desenvolvimento de novas tecnologias R$0,4 milhão, R$0,1 milhão e R$4,8 milhões,

respectivamente.

(iii) Projetos em desenvolvimento já divulgados

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Foi firmado um convênio com a COPPE-UFRJ para a criação de um Centro de Pesquisa em Geração

de Energia. Os principais objetivos do novo centro serão a realização de pesquisas e

desenvolvimento tecnológico em geração de energia e a formação e treinamento de pessoas no

setor, sendo prevista ainda a construção de laboratórios que deem suporte físico às análises e

estudos planejados. A COPPE-UFRJ é ainda parceira da Companhia e da Universidade de Tsingua, na

China, para estudos conjuntos de controle e armazenamento de CO2, dentre outros.

(iv) Montantes totais gastos pelo emissor no desenvolvimento de novos produtos ou

serviços

A Companhia ainda não incorreu em gastos relativos ao desenvolvimento de novos produtos ou

serviços.

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10.11 - Outros fatores com influência relevante

Os Diretores da Companhia informam que não existem outros fatores que influenciaram de maneira

relevante o desempenho operacional da Companhia e que não tenham sido identificados ou comentados

nos demais itens desta seção 10.

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11.1 - Projeções divulgadas e premissas

Em observância ao disposto no Ofício-Circular/CVM/SEP/N°02/2015 e conforme fato relevante publicado

em 4 de junho de 2013, os administradores da Companhia optaram por descontinuar a divulgação de

projeções financeiras (guidance) neste item, tendo em vista a necessidade de alinhamento de sua política

de divulgação de projeções com o atual estágio operacional da Companhia, em conformidade com a

Instrução CVM 400 e Instrução CVM 480.

Nesse sentido, cumpre esclarecer que a Companhia, quando iniciou a divulgação de suas projeções

referentes a investimentos de capital, não possuía nenhum empreendimento em operação comercial.

Contudo, atualmente, a Companhia atua na geração e comercialização de energia elétrica e possui negócios

complementares na exploração e produção de gás natural. A Companhia tem, atualmente, capacidade

instalada de 2,9 GW, estando assim entre as maiores empresas privadas de geração de energia elétrica no

Brasil.

A ENEVA possui ainda participação em blocos terrestres de gás natural na Bacia do Parnaíba

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11.2 - Acompanhamento e alterações das projeções divulgadas

(a) Informar quais estão sendo substituídas por novas projeções incluídas neste Formulário

de Referência e quais delas estão sendo repetidas

A Companhia optou por descontinuar a divulgação de suas projeções sobre desembolso de caixa para

realização de investimentos em seus empreendimentos.

(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



(c) Quanto às projeções relativas a períodos ainda em curso, informar se as projeções

permanecem válidas na data de entrega deste Formulário de Referência e, quando for o caso,

explicar por que elas foram abandonadas ou substituídas



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12.1 - Descrição da estrutura administrativa


A administração da Companhia é composta por um Conselho de Administração, que possui (i) Comitê de

Auditoria não estatutário; (ii) Comitê de Recursos Humanos não estatutário; e (iii) Comitê de

Investimento, Finanças e Controle não estatutário, como órgãos de assessoramento, Conselho Fiscal não

permanente e por uma Diretoria. O Conselho Fiscal da Companhia foi instalado na AGE do dia 26 de

agosto de 2015 e funcionará até a Assembleia Geral Ordinária que aprovará as contas do exercício social

que se encerrará em 31 de dezembro de 2015.

(a) Atribuições de cada órgão e comitê


Além das atribuições estabelecidas no Estatuto Social da Companhia, o seu Conselho de Administração

possui um Regimento Interno cujo objetivo é disciplinar o seu funcionamento, bem como o

relacionamento entre o Conselho de Administração e os demais órgãos sociais, sempre observando as

disposições do Estatuto Social e da legislação em vigor.

O Conselho de Administração da Companhia é composto por, no mínimo, 5 (cinco) e, no máximo, 10

(dez) membros efetivos, acionistas ou não da Companhia, todos eleitos e destituíveis pela Assembleia

Geral, com mandato unificado de 2 (dois) anos, sendo permitida a reeleição.

Conforme estabelecido no artigo 17 do Estatuto Social da Companhia, compete ao Conselho de

Administração:

(i) exercer as funções normativas das atividades da Companhia, podendo avocar para seu exame e

deliberação qualquer assunto que não se compreenda na competência privativa da Assembleia

Geral ou da Diretoria;

(ii) fixar a orientação geral dos negócios da Companhia e deliberar sobre qualquer assunto relevante

para a estratégia da Companhia, desde que, entretanto, a Diretoria será responsável por todas as

decisões relacionadas às atividades do dia-a-dia da Companhia, conforme estabelecido no

Estatuto Social;

(iii) nomear e destituir os membros da Diretoria da Companhia, incluindo, a aprovação da respectiva

remuneração de acordo com a remuneração global aprovada previamente pela Assembleia Geral;

(iv) atribuir aos membros da Diretoria suas respectivas funções, atribuições e limites de alçada não

especificados no Estatuto Social, inclusive designando o Diretor de Relações com Investidores,

observado o disposto no Estatuto Social;

(v) deliberar sobre a convocação da Assembleia Geral, em colegiado ou através de seu Presidente,

quando julgar conveniente, ou no caso do artigo 132 da Lei das Sociedades por Ações;

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(vi) fiscalizar a gestão dos Diretores, examinando, a qualquer tempo, os livros e papéis da Companhia

e solicitando informações sobre contratos celebrados ou em vias de celebração e quaisquer outros

atos;

(vii) escolher e destituir os auditores independentes, observando-se, nessa escolha, o disposto na

legislação aplicável. A empresa de auditoria externa reportar-se-á ao Conselho de Administração;

(viii) convocar os auditores independentes para prestar os esclarecimentos que entender necessários;

(ix) apreciar o Relatório da Administração, as demonstrações financeiras, e as contas da Diretoria e

deliberar sobre sua submissão à Assembleia Geral;

(x) aprovar os planos anuais de negócios e o plano estratégico, bem como o orçamento anual,

elaborados e recomendados pela Diretoria, e as alterações destes planos que envolvam valores

superiores, ao que for maior: (i) variação de 25% (vinte e cinco por cento) do valor original; ou

(ii) R$ 250.000.000,00 (duzentos e cinquenta milhões de reais), desde que a Diretoria seja

responsável por implementar o plano de negócios anual e o orçamento anual;

(xi) deliberar sobre aumento do capital e sobre emissão de ações da Companhia, nos limites

autorizados no artigo 6º do Estatuto Social, fixando as condições de emissão, inclusive preço e

prazo de integralização, podendo, ainda, excluir (ou reduzir prazo para) o direito de preferência

nas emissões de ações, bônus de subscrição e debêntures conversíveis, cuja colocação seja feita

mediante venda em bolsa ou por subscrição pública ou em oferta pública de aquisição de

controle, nos termos estabelecidos em lei;

(xii) deliberar sobre qualquer pedido de registro de oferta pública de ações da Companhia;

(xiii) deliberar sobre a aquisição pela Companhia de ações de sua própria emissão, ou sobre o

lançamento de opções de venda e compra, referenciadas em ações de emissão da Companhia,

para manutenção em tesouraria e/ou posterior cancelamento ou alienação;

(xiv) iniciar, modificar, interromper ou o abandonar o desenvolvimento, criação, implementação e/ou

operação de (i) negócio ou atividade, cujo montante seja superior a R$ 200.000.000,00 (duzentos

milhões de reais), exceto se previamente aprovado no plano de negócios anual ou no orçamento

anual, sendo tal transação ou atividade em uma única operação ou em uma série de operações

relacionadas, ou (ii) qualquer projeto de geração de energia, de empreendimento, de capital de

risco, investimento ou atividade da Companhia ou de qualquer de suas subsidiárias;

(xv) aprovar as regras de procedimentos internos do Conselho de Administração;

(xvi) celebrar qualquer joint venture, associação ou qualquer outra parceria empresarial que envolva a

Companhia ou suas subsidiárias que seja de importância estratégica para a Companhia;

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(xvii) autorizar a celebração de aditamentos relativos às transações entre Partes Relacionadas que

excedam o montante de R$ 80.000.000,00 (oitenta milhões de reais);

(xviii) aprovar a aquisição, venda, transferência, locação, gravame, criação de ônus reais ou qualquer

outra forma de disposição sobre os ativos da Companhia ou de qualquer uma de suas

subsidiárias, ou a outorga de garantias a terceiros por obrigações da própria Companhia, cujo

valor total seja superior a R$ 100.000.000,00 (cem milhões de reais), exceto se previamente

aprovado no plano anual de negócios ou orçamento anual;

(xix) aprovar investimentos ou despesas de capital pela Companhia ou por qualquer uma de suas

subsidiárias, cujo valor total estimado seja superior a R$ 200.000.000,00 (duzentos milhões de

reais) em uma única operação ou em uma série de operações relacionadas, exceto se já aprovado

previamente no plano anual de negócios ou orçamento anual;

(xx) aprovar empréstimos, financiamentos, debêntures simples, debêntures não conversíveis em ações

e sem garantia real, ou qualquer outra dívida, ou commercial papers envolvendo valor superior a

R$ 100.000.000,00 (cem milhões de reais), exceto se aprovado previamente no plano anual de

negócio ou orçamento anual;

(xxi) definir a lista tríplice de empresas especializadas em avaliação econômica de empresas, para a

preparação de laudo de avaliação das ações da Companhia, em caso de cancelamento de registro

de companhia aberta e saída do Novo Mercado;

(xxii) requerer falência, recuperação judicial ou extrajudicial pela Companhia;

(xxiii) manifestar-se 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; e (iv)

outros pontos que o Conselho de Administração considerar pertinentes, bem como as

informações exigidas pelas regras aplicáveis estabelecidas pela CVM.

(xxiv) aprovar a celebração, rescisão, alteração ou renúncia de contrato relevante cujo valor total

agregado seja superior a R$ 100.000.000,00 (cem milhões de reais), exceto se previamente

aprovado no plano anual de negócios ou orçamento anual;

(xxv) aprovar a concessão ou contratação pela Companhia ou por suas subsidiárias de qualquer

garantia ou título em relação a qualquer obrigação da Companhia ou de suas subsidiárias ou de

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qualquer outra pessoa, que exceda um montante de R$ 100.000.000,00 (cem milhões de reais),

exceto se previamente aprovado no plano anual de negócios ou orçamento anual;

(xxvi) aprovar a execução das atividades de comercialização de energia, incluindo a participação em

processos licitatórios, a celebração de Parcerias Público Privadas nos mercados regulados e livres

e celebração de quaisquer contratos acessórios não negociados;

(xxvii) aprovar a celebração de contratos de compra de energia para reserva de energia que envolva valor

superior a R$ 200.000.000,00 (duzentos milhões de reais), exceto se previamente aprovado no

plano anual de negócios ou orçamento anual;

(xxviii) implementar mudanças ou modificações significativas nas normas, políticas e diretrizes contábeis

aplicáveis à Companhia; e

(xxix) apresentar propostas para a Assembleia Geral referentes à destinação dos lucros da Companhia e

alteração do Estatuto Social.

Diretoria

A Diretoria da Companhia será composta por no mínimo 02 (dois) membros, acionistas ou não, residentes

no País, eleitos pelo Conselho de Administração, autorizada a cumulação de funções por um mesmo

Diretor, sendo designado um Diretor Presidente e um Diretor Vice-Presidente. O cargo de Diretor de

Relações com Investidores será ocupado ou pelo Diretor Presidente ou pelo Diretor Vice-Presidente.

Conforme estabelecido no artigo 17 do Estatuto Social da Companhia, compete à Diretoria a

administração dos negócios sociais em geral da Companhia e a prática, para tanto, de todos os atos

necessários ou convenientes, ressalvados aqueles para os quais, por lei ou pelo Estatuto Social da

Companhia, seja atribuída a competência à Assembleia Geral ou ao Conselho de Administração. No

exercício de suas funções, os membros da Diretoria poderão realizar todas as operações e praticar todos

os atos necessários à consecução dos objetivos de seu cargo, observadas as disposições do Estatuto Social

da Companhia quanto à forma de representação, à alçada para a prática de determinados atos, e a

orientação geral dos negócios estabelecida pelo Conselho de Administração, incluindo deliberar sobre e

aprovar a aplicação de recursos, transigir, renunciar, ceder direitos, confessar dívidas, fazer acordos,

firmar compromissos, contrair obrigações, celebrar contratos, adquirir, alienar e onerar 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 Estatuto Social da Companhia.

A Diretoria ainda possui, conforme o parágrafo primeiro do artigo 23 do Estatuto Social da Companhia,

as seguintes atribuições específicas:

(i) a gestão, administração e supervisão dos negócios e assuntos rotineiros da Companhia e todas as

decisões relacionadas às atividades rotineiras da Companhia, de acordo com o plano anual de

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negócios e o plano estratégico da Companhia, bem como o orçamento anual aprovado pelo

Conselho de Administração;

(ii) preparar o plano de negócios e o plano estratégico da Companhia, bem como o orçamento, e

recomendá-los ao Conselho de Administração;

(iii) implementar o plano de negócios e o plano estratégico da Companhia, bem como o orçamento,

conforme aprovado pelo Conselho de Administração;

(iv) implementar as decisões e orientações do Conselho de Administração;

(v) representar legalmente a Companhia perante terceiros, incluindo, o compromisso, renúncia,

liquidação e assinatura de acordos, assunção de obrigações, investimento de fundos e celebração

de contratos e outros documentos em nome da Companhia;

(vi) aprovar todas as medidas necessárias e praticar os atos ordinários da gestão financeira e

econômica, de acordo com as disposições previstas no Estatuto Social e as deliberações

aprovadas pela Assembleia Geral e pelo Conselho de Administração em suas reuniões;

(vii) preparar e entregar as informações relativas aos assuntos da Companhia ao Conselho de

Administração, conforme solicitado pelo próprio Conselho de Administração;

(viii) preparar a emissão, atualização e alterações às políticas financeiras e de investimento;

(ix) preparar as demonstrações financeiras da Companhia para aprovação do Conselho de

Administração, e guardar os livros societários da Companhia, bem como os livros e registros

contábeis e fiscais; e

(x) elaborar e recomendar ao Conselho de Administração o plano de negócios e o plano estratégico

da Companhia, bem como o orçamento anual, com relação a qualquer exercício fiscal em tempo

razoável para que sejam aprovados pelo Conselho de Administração durante o último trimestre

do respectivo exercício fiscal.

Conselho Fiscal

A Companhia prevê em seu Estatuto Social o funcionamento de um Conselho Fiscal, em caráter não

permanente, competindo-lhe, quando instalado, as atribuições previstas na regulamentação aplicável,

sendo composto por, no mínimo, 3 (três) e, no máximo, 5 (cinco) membros efetivos e igual número de

suplentes, acionistas ou não, eleitos e destituíveis a qualquer tempo pela Assembleia Geral.

Comitê de Auditoria

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Criado na reunião do Conselho de Administração de 13 de junho de 2013, o Comitê de Auditoria da

Companhia possui como objeto auxiliar o Conselho de Administração, o aconselhando e fazendo

recomendações ao Conselho de Administração em suas decisões no tocante a: (i) integridade das

demonstrações financeiras e dos processos de controle interno; (ii) vigência da função de auditoria interna

da Companhia; (iii) vigência dos processos de auditoria interna e sistemas operacionais; (iv)

independência, qualificações e desempenho dos auditores independentes; e (v) observância da legislação

e regulamentos aplicáveis; e estará sempre subordinado ao Conselho de Administração.

Nos termos do anexo 7.6 do Acordo de Acionistas da Companhia, o Comitê de Auditoria tem as seguintes

responsabilidades:

Prestação de Relatório e Dados Financeiros:

(i) analisar a integridade das demonstrações financeiras anuais e trimestrais, princípios contábeis da

Companhia e a observância da legislação aplicável;

(ii) examinar questões e divergências contábeis significativas, incluindo alterações significativas em

relação à aplicação de regulamentos contábeis e de relatórios; e

(iii) analisar as principais alterações dos princípios e práticas contábeis da Companhia com base nos

conselhos de administração, auditores independentes, diretoria ou gerência de auditoria.

Controles Internos:

(i) acompanhar e assegurar a eficácia de sistemas de controle interno, incluindo controle e segurança

de tecnologia da informação; e

(ii) compreender o escopo de análises de auditores internos e independentes no tocante a sistemas

internos de controle em relação a relatórios financeiros e obter relatórios sobre conclusões e

recomendações importantes em conjunto com a visão da administração.

Auditoria Interna:

(i) garantia da objetividade da equipe de auditoria interna como um órgão de prestação de relatórios;

(ii) analisar as responsabilidades, recursos, funções e desempenho do departamento de auditoria

interna e diretoria de auditoria da Companhia;

(iii) propor a nomeação e, quando e se adequado, a substituição do diretor de auditoria que

apresentará relatório ao Comitê de Auditoria;

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(iv) analisar a metodologia de auditoria interna, o plano anual de auditoria interna, quaisquer

alterações necessárias no escopo planejado do plano de auditoria e a estrutura organizacional da

função de auditoria interna;

(v) analisar quaisquer dificuldades encontradas no decurso do trabalho de auditoria interna, incluindo

quaisquer restrições sobre o escopo do trabalho do auditor interno ou acesso às informações

necessárias;

(vi) analisar relatórios do departamento de auditoria interna da Companhia e seus respectivos

resumos elaborados para o Conselho de Administração;

(vii) analisar conclusões e recomendações significativas do departamento de auditoria interna

juntamente com as respostas da gerência; e

(viii) analisar os procedimentos de auditoria interna da Companhia em relação às normas

internacionais/benchmarks.

Auditoria Independente:

(i) supervisionar todos os esforços em relação à seleção, contratação, avaliação, apreciação,

remuneração, rescisão e substituição da empresa de auditoria independente;

(ii) avaliar e apresentar ao Conselho de Administração as recomendações sobre áreas a serem

auditadas pela empresa de auditoria independente autorizada;

(iii) acompanhar a independência do auditor, a rotatividade das firmas de auditoria e potenciais

conflitos de interesses decorrentes dos sistemas de controle do auditor e dos serviços autorizados

não referentes a auditoria;

(iv) analisar os relatórios, conclusões e todos os assuntos relacionados que a empresa de auditoria

independente considerar que devam ser discutidos; e

(v) contribuir para solucionar divergências significativas entre o gerente sênior da Companhia e a

empresa de auditoria independente.

Observância:

(i) analisar a eficácia dos sistemas de monitoramento em conformidade com as Leis e regulamentos;

(ii) analisar as políticas e procedimentos para recebimento e tratamento de reclamações,

preocupações e riscos referentes a controles internos contábeis e questões de auditoria;

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(iii) analisar políticas e procedimentos da Companhia em relação às investigações sobre observância,

código de ética, conflitos de interesses, má gestão e fraude;

(iv) obter atualizações regulares de advogados em relação à observância de questões jurídicas que

podem ter um impacto significativo na Companhia; e

(v) supervisionar as políticas de risco e processos relativos às demonstrações financeiras, processos

de prestação de relatórios, observância e auditoria e diretrizes, políticas e processos para riscos de

monitoramento.

Comitê de Recursos Humanos

Criado na reunião do Conselho de Administração de 13 de junho de 2013, o Comitê de Recursos

Humanos da Companhia possui como objeto auxiliar e fazer recomendações ao Conselho de

Administração em suas decisões sobre questões de remuneração e políticas de pessoa e sempre estará

subordinado ao Conselho de Administração.

Nos termos do anexo 7.6 do Acordo de Acionistas da Companhia, o Comitê de Recursos Humanos tem as

seguintes responsabilidades:

(i) fazer recomendações ao Conselho de Administração a respeito da fixação das metas anuais do

Diretor Presidente e do Diretor Vice-Presidente e aprovação das metas dos administradores

seniores da Companhia e suas subsidiárias;

(ii) fazer recomendações ao Conselho de Administração em termos de avaliação de desempenho do

Diretor Presidente e do Diretor Vice-Presidente, aprovação das avaliações de desempenho dos

administradores seniores da Companhia e suas subsidiárias e realização de recomendações ao

Conselho de Administração em relação ao planejamento de sucessão e desenvolvimento de

executivos;

(iii) fazer recomendações ao Conselho de Administração no tocante à remuneração do Diretor

Presidente e do Diretor Vice-Presidente e para administradores seniores da Companhia e suas

subsidiárias;

(iv) analisar e prestar relatório ao Conselho de Administração sobre a estratégia de remuneração de

executivos em geral e o desenvolvimento e implementação de programas e benefícios de

remuneração;

(v) analisar os planos e programas para a contratação, retenção, sucessão, incentivo e

desenvolvimento dos recursos humanos necessários para atingir os objetivos sociais;

(vi) analisar o projeto de planos de pensão, saúde, bem-estar e benefícios da Companhia e comparar

com um grupo parceiro de sociedades selecionadas;

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(vii) analisar e fazer recomendações sobre planos de expatriados da Companhia (incluindo custos,

transferências e harmonização de incentivos de expatriados com os objetivos corporativos da

Companhia); e

(viii) contatar e ser um ponto de contato para os acionistas da Companhia no tocante a questões de

recursos humanos.

Comitê de Investimento, Finanças e Controle

Criado na reunião do Conselho de Administração de 13 de junho de 2013, o Comitê de Investimento,

Finanças e Controle da Companhia possui como objeto auxiliar o Conselho de Administração,

aconselhando e recomendando o Conselho de Administração em suas decisões sobre políticas financeiras,

metas e orçamentos para promover os objetivos estratégicos da Companhia, e sempre estará subordinado

ao Conselho de Administração.

Nos termos do anexo 7.6 do Acordo de Acionistas da Companhia, o Comitê de Investimento, Finanças e

Controle tem as seguintes responsabilidades:

(i) definir o formato dos relatórios financeiros ao Conselho de Administração, recebendo, analisando

e discutindo relatórios financeiros com a administração e gerência de controle e efetuando

recomendações ao Conselho de Administração;

(ii) acompanhar e assegurar a eficácia e solidez dos processos e sistemas de relatório financeiro da

Companhia;

(iii) acompanhar o desempenho financeiro da Companhia como um todo e de suas principais

subsidiárias em relação aos orçamentos aprovados;

(iv) analisar as demonstrações financeiras auditadas por auditores independentes e os procedimentos

para a implementação das recomendações do auditor independente em conjunto com o Comitê de

Auditoria;

(v) analisar e recomendar para aprovação do Conselho de Administração quaisquer acordos de

empréstimo ou financiamento (incluindo, não se limitando a, financiamento de projetos e linhas

de crédito) que exigem a aprovação do Conselho de Administração; e

(vi) avaliar e recomendar ao Conselho de Administração a nomeação e, quando e se adequado, a

substituição dos diretores de financiamento e controle da Companhia de acordo com proposta da

administração.

(b) Data de instalação do conselho fiscal, se este não for permanente, e de criação dos comitês

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Em agosto de 2011, o Conselho Fiscal da Companhia foi instalado, cujos mandatos encerraram-se em 30

de abril de 2012, data da realização da Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária da Companhia.

Posteriormente, em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 26 de agosto de 2015, foi deliberada a

instalação do Conselho Fiscal da Companhia que funcionará até a Assembleia Geral Ordinária que

aprovará as contas do exercício social que se encerrará em 31 de dezembro de 2015.

A criação do Comitê de Auditoria, do Comitê de Recursos Humanos e do Comitê de Investimento,

Finanças e Controle da Companhia foi aprovada pelo Conselho de Administração em reunião realizada

em 13 de junho de 2013.

(c) Mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê

Desde 2011, os membros do Conselho de Administração da Companhia participam de um processo de

avaliação que inclui questões referentes ao seu próprio desempenho e do órgão como colegiado. Este

processo tem como principais benefícios, além da avaliação do órgão em si e do desempenho individual

dos membros, o incentivo a ações que contribuam para o aperfeiçoamento da performance do Conselho,

aprimorando também a interação com seus comitês de assessoramento e com a Diretoria.

Embora não exista um mecanismo formal de avaliação da Diretoria, tal órgão é avaliado pelo Conselho de

Administração através da interação permanente com o mesmo, seja em função das eventuais participações

em reuniões, seja em razão da qualidade das informações prestadas nos materiais de suporte elaborados

pela Diretoria e que servem para as deliberações do Conselho de Administração. Nesta mesma linha, o

Comitê de Auditoria, o Comitê de Recursos Humanos e o Comitê de Investimento, Finanças e Controle

da Companhia são avaliados pelo Conselho de Administração, quando do reporte de suas atividades,

sendo certo que as atas de reunião destes Comitês são regularmente disponibilizadas aos membros do

Conselho de Administração para ciência e acompanhamento das discussões.

(d) Em relação aos membros da diretoria, suas atribuições e poderes individuais

Na data deste Formulário de Referência, a Diretoria da Companhia é composta (i) por um Diretor

Presidente; e (ii) um Diretor Vice-Presidente que acumula a função de Diretor de Relações com

Investidores (conforme permitido no artigo 20 do Estatuto Social da Companhia), estando suas

competências definidas no artigo 23 do Estatuto Social.

Compete ao Diretor Presidente e ao Diretor Vice-Presidente dirigir a execução das atividades

relacionadas com o planejamento geral da Companhia, além das funções, atribuições e poderes a eles

conferidos pelo Conselho de Administração, e observadas a política e orientação previamente traçadas

pelo Conselho de Administração, incluindo: (i) convocar e presidir as reuniões da Diretoria; (ii)

superintender as atividades de administração da Companhia, coordenando e supervisionando as atividades

dos membros da Diretoria; (iii) propor sem exclusividade de iniciativa ao Conselho de Administração a

atribuição de funções a cada Diretor no momento de sua respectiva eleição; (iv) representar a Companhia

ativa e passivamente, em juízo ou fora dele, observado o previsto no artigo 24 do Estatuto Social; (v)

coordenar a política de pessoal, organizacional, gerencial, operacional e de marketing da Companhia; (vi)

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anualmente, elaborar e apresentar ao Conselho de Administração o plano anual de negócios e o orçamento

anual da Companhia; e (vii) administrar os assuntos de caráter societário em geral.

Compete ao Diretor de Relações com Investidores, além das funções, atribuições e poderes a ele

cometidos pelo Conselho de Administração, e observadas a política e a orientação previamente traçadas

pelo Conselho de Administração: (i) representar a Companhia perante os órgãos de controle e demais

instituições que atuam no mercado de capitais; (ii) prestar informações ao público investidor, à CVM, às

Bolsas de Valores em que a Companhia tenha seus valores mobiliários negociados e demais órgãos

relacionados às atividades desenvolvidas no mercado de capitais, conforme legislação aplicável, no Brasil

e no exterior; e (iii) manter atualizado o registro de companhia aberta perante a CVM.

(e) Mecanismos de avaliação de desempenho dos membros do conselho de administração, dos

comitês e da diretoria

Os membros do Conselho de Administração da Companhia participam de um processo de avaliação tanto

relacionado ao seu desempenho individual quanto ao desempenho do Conselho como colegiado,

conforme descrito no item 12.1(c) deste Formulário de Referência.

Embora não exista um mecanismo formal de avaliação para a Diretoria, para o Comitê de Auditoria, para

o Comitê de Recursos Humanos e para o Comitê de Investimento, Finanças e Controle da Companhia,

estes órgãos são avaliados pelo Conselho de Administração conforme descrito no item 12.1(c) deste

Formulário de Referência.

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12.2 - Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais

1

(a) Prazos de Convocação

A Companhia não adota prática diferenciada quanto aos prazos de convocação de assembleias gerais de

acionistas àqueles previstos na legislação aplicável.

A Lei das Sociedades por Ações exige que todas as assembleias gerais sejam convocadas por meio de 3

(três) publicações no Diário Oficial da União ou do Estado da sede da Companhia e em outro jornal de

grande circulação. As publicações da Companhia são atualmente feitas no Diário Oficial do Estado do Rio de

Janeiro e no jornal Diário Mercantil. As assembleias gerais serão convocadas com, no mínimo, 15 (quinze)

dias corridos de antecedência, e presididas pelo Presidente do Conselho de Administração ou, na sua

ausência por quem este indicar entre os membros do Conselho ou Diretoria. Na ausência de indicação,

ocupará tal função o acionista que a Assembleia Geral designar. Já a segunda convocação deve ser feita

com oito dias de antecedência, devendo ser instalada em conformidade com a Lei das Sociedades por

Ações. A assembleia geral que deliberar sobre o cancelamento do registro de companhia aberta da

Companhia, ou que tiver por objeto operações que, por sua complexidade, exijam maior prazo para que

possam ser conhecidas e analisadas pelos acionistas, deverá ser convocada com, no mínimo, 30 (trinta)

dias de antecedência. A CVM poderá, todavia, a pedido de qualquer acionista e ouvida a Companhia, em

determinadas circunstâncias, prorrogar a data da assembleia geral para que seja feita em até 30 (trinta)

dias após a data de convocação.

(b) Competências

Além das demais competências previstas pela Lei das Sociedades por Ações e pelo Regulamento do Novo

Mercado da BM&FBOVESPA, o Estatuto Social da Companhia, em especial seu artigo 26, prevê que

competirá à Assembleia Geral:

(i) tomar as contas dos administradores, examinar, discutir e votar as demonstrações financeiras;

(ii) eleger e destituir os membros do Conselho de Administração;

(iii) fixar a remuneração global anual dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria, assim

como a dos membros do Conselho Fiscal, se instalado;

(iv) reformar o Estatuto Social e alterar o objeto social da Companhia;

(v) deliberar sobre a fusão, incorporação, incorporação de ações, cisão envolvendo a Companhia;

(vi) aprovar planos de outorga de opção de compra de ações aos seus administradores e empregados e a

pessoas naturais que prestem serviços à Companhia, assim como aos administradores e empregados

de outras sociedades que sejam controladas direta ou indiretamente pela Companhia, bem como

aprovar quaisquer alterações relativas à tais planos;

(vii) deliberar, de acordo com proposta apresentada pela administração, sobre a destinação do lucro

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2

líquido do exercício e a distribuição de dividendos;

(viii) deliberar sobre aumento do capital social que exceda o capital autorizado da Companhia;

(ix) nomear ou substituir o(s) liquidante(s) da Companhia, suspender a liquidação da Companhia, bem

como instalar o Conselho Fiscal que deverá funcionar no período de liquidação;

(x) deliberar sobre o cancelamento do registro de companhia aberta perante a CVM;

(xi) deliberar sobre a saída da Companhia do Novo Mercado, a qual, se aprovada, deverá ser comunicada

à BM&FBOVESPA por escrito, com antecedência prévia de 30 (trinta) dias;

(xii) deliberar sobre as ações que serão listadas ou retiradas da listagem da bolsa de valores;

(xiii) escolher empresa especializada responsável pela elaboração de laudo de avaliação no caso dos

artigos 37 e 40 do Estatuto Social, dentre as empresas indicadas em lista tríplice formulada pelo

Conselho de Administração;

(xiv) aprovar redução de capital com a distribuição dos fundos e ativos aos acionistas da Companhia;

(xv) aprovar a participação da Companhia em um grupo de sociedades;

(xvi) aprovar a amortização e regaste de ações da Companhia; e

(xvii) alterar a política de dividendos da Companhia.

(c) Endereços (físico ou eletrônico) nos quais os documentos relativos à assembleia geral

estarão à disposição dos acionistas para análise

Todos os documentos pertinentes à Assembleia Geral, tanto os relacionados à participação dos acionistas,

quanto os de suporte para as deliberações ficam disponíveis (i) na sede da Companhia, na Cidade do Rio de

Janeiro, Estado do Rio de Janeiro, na Praia do Flamengo, nº 66, 9º andar, Flamengo; e (ii) nos seguintes

endereços eletrônicos: (a) site da Companhia (www.eneva.com.br/ri); (b) site da CVM (www.cvm.gov.br);

e (c) site da BM&FBOVESPA (www.bmfbovespa.com.br).

(d) Identificação e administração de conflito de interesses

Como regra geral, a Companhia se utiliza do disposto no artigo 115 da Lei das Sociedades por Ações para

tratar de questões referentes a conflitos de interesses nas Reuniões do Conselho de Administração.

Ademais, nos termos do anexo 7.6 do Acordo de Acionistas da Companhia, o Comitê de Auditoria tem as

como responsabilidade analisar políticas e procedimentos da Companhia em relação às investigações sobre

observância, código de ética, conflitos de interesses, má gestão e fraude.

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3

(e) Solicitação de procurações pela administração para o exercício do direito de voto

A Companhia informa nos editais de convocação de suas Assembleias Gerais os procedimentos que deverão

ser observados para o exercício do direito de voto, conforme detalhado no item “f” adiante.

(f) Formalidades necessárias para a aceitação de instrumentos de procuração outorgados por

acionistas, indicando se o emissor admite procurações outorgadas por acionistas por meio

eletrônico

Para participar da Assembleia, os Acionistas deverão comparecer, pessoalmente ou representados por

procurador, devendo este ser acionista, administrador da Companhia, advogado, instituição financeira ou

administrador de fundos de investimento que represente os condôminos, e no local e horário da

Assembleia, nos termos do respectivo Edital de Convocação.

No caso de comparecimento por procurador a procuração deverá: (i) ter a firma do outorgante

devidamente reconhecida; (ii) ter sido emitida há menos de um ano da data de realização da Assembleia,

conforme exigência legal (artigo 126, parágrafo 1º da Lei das Sociedades por Ações); (iii) ser notarizada

por tabelião público devidamente habilitado para este fim, consularizada em consulado brasileiro e

traduzidas para o português por um tradutor juramentado, caso tenha sido outorgada fora do Brasil; (iv)

sendo certo, ainda, que o procurador deverá apresentar seu documento de identidade. Ressalta-se que a

Companhia não admite procurações outorgadas por meio eletrônico.

Todas as informações acima mencionadas são disponibilizadas pela Companhia no Edital de Convocação da

Assembleia e também no Manual para Participação de Acionistas na Assembleia Geral nos endereços (físico

e eletrônico) mencionados no item 12.2 “c” deste Formulário de Referência.

O Manual para Participação de Acionistas na Assembleia Geral pretende estimular a participação dos

acionistas nas assembleias, fornecendo informações claras e práticas, conforme elencado abaixo:

(i) Quando e onde acontecerá a Assembleia;

(ii) Quem pode participar;

(iii) Como participar da Assembleia;

(iv) O Acionista não precisa comparecer pessoalmente à Assembleia Geral;

(v) Como se fazer representar por procurador; e

(vi) Como obter informações complementares.

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4

(g) Manutenção de fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e

compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das assembleias

Embora não haja um canal específico para o recebimento de comentários dos acionistas sobre as pautas

das assembleias, no site de Relações com Investidores da Companhia é disponibilizado tanto o e-mail desta

área quanto da área de Governança Corporativa da Companhia, sendo certo que ambas as áreas, caso

recebam alguma manifestação, poderão adotar os procedimentos de análise cabíveis.

(h) Transmissão ao vivo do vídeo e/ou áudio das assembleias

Atualmente, não há transmissão ao vivo do vídeo e/ou do áudio das assembleias de acionistas.

(i) Mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas

por acionistas

Embora não existam mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas

formuladas por acionistas, as áreas de Relações com Investidores e Governança Corporativa da Companhia

podem, caso recebam alguma manifestação de acionista, encaminhar o tema para análise do Conselho de

Administração.

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Diário Oficial do Estado - RJ 11/06/2013

Ata da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Diário Mercantil - RJ 11/06/2013

01/04/2013

Convocação da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Diário Mercantil - RJ 28/03/2013

02/04/2013

02/04/2013

01/04/2013

Diário Oficial do Estado do Rio de Janeiro - RJ 28/03/2013

31/12/2012 Demonstrações Financeiras Diário Mercantil - RJ 20/02/2013

Valor Econômico - SP 20/02/2013


Valor Econômico - RJ 20/02/2013




01/04/2014

01/04/2014

31/03/2014


31/03/2014

Aviso aos Acionistas Comunicando a Disponibilização das Demonstrações Financeiras

Diário Mercantil - RJ 27/03/2014






01/04/2015

31/03/2015


01/04/2015

31/03/2015




12.3 - Datas e jornais de publicação das informações exigidas pela Lei nº6.404/76Exercício Social Publicação Jornal - UF Datas

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12.4 - Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração

1

O Estatuto Social da Companhia prevê que o Conselho de Administração será composto por, no mínimo, 5

(cinco) e, no máximo, 10 (dez) membros, acionistas ou não da Companhia, eleitos e destituíveis pela

Assembleia Geral, com mandato unificado de 2 (dois) anos, podendo ser reeleitos.

(a) Frequência das reuniões

De acordo com o artigo 14 do Estatuto Social da Companhia, o Conselho de Administração reunir-se-á pelo

menos 6 (seis) vezes ao ano, mediante notificação escrita entregue pessoalmente, por correio eletrônico,

via fac-símile ou courier, por iniciativa do Presidente e/ou pelo Vice-Presidente ou mediante solicitação por

escrito de qualquer membro do Conselho de Administração, com antecedência mínima de 3 (três) dias

úteis, e com a definição da data, local e horário e da ordem do dia dos assuntos a serem tratados. Caso o

Presidente não tome as medidas necessárias para convocar reunião solicitada por um membro do Conselho

de Administração dentro de 5 (cinco) dias úteis da data do recebimento da referida solicitação, qualquer

membro poderá convocar a reunião solicitada. Nenhuma resolução poderá ser aprovada sem que assunto

esteja expressamente incluído na ordem do dia da reunião. Em caráter de urgência, as reuniões do

Conselho de Administração poderão ser convocadas por seu Presidente e/ou Vice-Presidente sem a

observância do prazo acima, desde que inequivocamente cientes todos os demais integrantes do Conselho.

As convocações poderão ser feitas por carta entregue pessoalmente, por correio eletrônico, via fac-símile

ou courier, em cada caso, com aviso de recebimento. Independentemente das formalidades previstas no

Estatuto Social, será considerada regular a reunião a que comparecerem todos os Conselheiros. A presença

do membro do Conselho na reunião constitui sua plena anuência com a convocação da reunião, exceto se a

presença do membro do Conselho de Administração for com o expresso propósito de no início de tal

reunião opor-se à resolução de qualquer negócio em razão da reunião não ter sido devidamente convocada

ou instalada.

(b) Se existirem, as disposições do acordo de acionistas que estabeleçam restrição ou

vinculação ao exercício do direito de voto de membros do conselho

A Companhia possui, nesta data, um acordo de acionistas vigente, o qual foi celebrado em 27 de maio de

2013 e aditado em 30 de dezembro de 2014 (“Acordo de Acionistas”).

O Acordo de Acionistas prevê, em seu item 7.3.2 (c), que E.ON e EBX concordam em sempre instruir seus

respectivos membros do Conselho de Administração a votar em conjunto como um único e unificado bloco

em qualquer Reunião do Conselho de Administração. Para tanto, antes de cada reunião do Conselho de

Administração, uma reunião será realizada pelos representantes da E.ON e EBX no Conselho de

Administração a fim de formular e adotar uma posição unificada a ser tomada pelos representantes em tal

reunião do Conselho de Administração ("Reunião Prévia do Conselho"). Os membros do Conselho de

Administração nomeados pela E.ON e EBX serão responsáveis pela convocação das Reuniões Prévias do

Conselho e providenciarão para que tais reuniões sejam realizadas com pelo menos dois dias de

antecedência da respectiva reunião do Conselho de Administração. A Reunião Prévia do Conselho será

considerada validamente instalada mediante a presença de, no mínimo, um representante da EBX e, no

mínimo, um representante da E.ON no Conselho de Administração. Todas as decisões tomadas na Reunião

Prévia do Conselho deverão ser tomadas por unanimidade. A E.ON e a EBX concordam em sempre instruir

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12.4 - Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração

2

seus respectivos membros do Conselho de Administração a votar contra uma deliberação proposta em

qualquer reunião do Conselho de Administração caso (i) tal deliberação não tenha sido aprovada em uma

Reunião Prévia do Conselho, ou (ii) uma Reunião Prévia do Conselho não tenha sido realizada devido à

ausência de quórum para instalação. As atas da Reunião Prévias do Conselho deverão ser redigidas e

assinadas por todos os representantes presentes e servirá como evidência das decisões lá tomadas. Salvo

se de outro modo acordado pelos representantes da E.ON e EBX, as Reuniões Prévias do Conselho deverão

ser realizadas na sede da Companhia. Em casos excepcionais, membros que não puderem comparecer

pessoalmente por qualquer motivo poderão participar de uma reunião por conferência telefônica ou

equipamento de comunicação similar por meio do qual todas as pessoas que participarem da reunião

possam ouvir umas às outras, sendo certo que essa participação constituirá presença na reunião, ficando

ressalvado, contudo, que tal reunião seja iniciada no Brasil.

(c) Regras de identificação e administração de conflitos de interesses

Como regra geral, a Companhia se utiliza do disposto no artigo 115 da Lei das Sociedades por Ações para

tratar de questões referentes a conflitos de interesses nas Reuniões do Conselho de Administração.

Ademais, nos termos do anexo 7.6 do Acordo de Acionistas da Companhia, o Comitê de Auditoria tem as

como responsabilidade analisar políticas e procedimentos da Companhia em relação às investigações sobre

observância, código de ética, conflitos de interesses, má gestão e fraude.

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12.5 - Descrição da cláusula compromissória para resolução de conflitos por meio dearbitragem

1

Nos termos do artigo 43 do Estatuto Social da Companhia e do Regulamento de Listagem do Novo

Mercado, a Companhia, seus acionistas, administradores e membros do Conselho Fiscal, quando instalado,

obrigam-se a resolver, por meio de arbitragem perante a Câmara de Arbitragem do Mercado, toda e

qualquer disputa ou controvérsia que possa surgir entre eles, relacionada com 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 do Brasil e pela CVM, bem com nas demais normas aplicáveis ao

funcionamento do mercado de capitais em geral, além daquelas constantes do Regulamento de Listagem

no Novo Mercado, do Regulamento de Arbitragem da Câmara de Arbitragem do Mercado, do Regulamento

de Sanções e do Contrato de Participação no Novo Mercado.

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Marcos Grodetzky 55 Pertence apenas ao Conselho de Administração 29/04/2015 AGO 2017

Membro do Comitê de Recursos Humanos

Membro do Comitê de Auditoria

425.552.057-72 Economista 27 - Conselho de Adm. Independente (Efetivo) 29/04/2015 Não

Membro do Comitê de Investimento, Finanças e Controle

820.110.876-00 Administrador 20 - Presidente do Conselho de Administração 29/04/2015 Sim

085.158.937-54 Advogado 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 29/04/2015 Sim

Adriano Carvalhêdo Castello Branco Gonçalves 41 Pertence apenas ao Conselho de Administração 29/04/2015 AGO 2017

535.866.207-30 Engenheiro 45 - C.F.(Efetivo)Eleito p/Minor.Ordinaristas 27/08/2015 Não

Manuel Jeremias Leite Caldas 59 Conselho Fiscal 27/08/2015 Até AGO que aprovará as contas do exercício social que se encerrará em 31/12/2015

Ronaldo Dias 68 Conselho Fiscal 27/08/2015 Até a AGO que aprovará as contas do execício social que se encerrará em 31/12/2015

Não exerce outras funções no emissor

Diretor de Relações com Investidores

Alexandre Americano Holanda e Silva 38 Pertence apenas à Diretoria 09/12/2014 2 anos

075.225.197-05 Advogado 10 - Diretor Presidente / Superintendente 09/12/2014 Sim

Fabio Hironaka Bicudo 45 Pertence apenas ao Conselho de Administração 29/04/2015 AGO 2017

Ricardo Levy 42 Pertence apenas à Diretoria 09/12/2014 2 anos

028.595.667-16 Administrador de Empresas 11 - Diretor Vice Presidente/ Superintendente 09/12/2014 Sim

Keith Plowman 58 Pertence apenas ao Conselho de Administração 29/04/2015 AGO 2017

000.000.000-00 Engenheiro 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 29/04/2015 Sim

Membro do Comitê de Auditoria e do Comitê de Investimento, Finanças e Controle.

Jørgen Kildahl 63 Pertence apenas ao Conselho de Administração 29/04/2015 AGO 2017

000.000.000-00 Economista 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 29/04/2015 Sim

Membro do Comitê de Recursos Humanos

12.6 / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal

Nome Idade Orgão administração Data da eleição Prazo do mandato

Outros cargos e funções exercidas no emissor

CPF Profissão Cargo eletivo ocupado Data de posse Foi eleito pelo controlador

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Lucia Maria Martins Casasanta 54 Conselho Fiscal 27/08/2015 Até a AGO que aprovará as contas do execício social que se encerrará em 31/12/2015

Mauricio Aquino Halewicz 42 Conselho Fiscal 27/08/2015 Até a AGO que aprovará as contas do execício social que se encerrará em 31/12/2015

694.701.200-78 Economista 46 - C.F.(Suplent)Eleito p/Controlador 27/08/2015 Sim

Patricia Maria de Arruda Franco 45 Conselho Fiscal 27/08/2015 Até a AGO que aprovará as contas do execício social que se encerrará em 31/12/2015

011.158.067-69 Contadora 46 - C.F.(Suplent)Eleito p/Controlador 27/08/2015 Sim

491.887.206-91 Contadora 43 - C.F.(Efetivo)Eleito p/Controlador 27/08/2015 Sim



221.285.307-68 Contador 48 - C.F.(Suplent)Eleito p/Minor.Ordinaristas 27/08/2015 Não



729.695.397-72 Engenheiro 43 - C.F.(Efetivo)Eleito p/Controlador 27/08/2015 Sim

Evandro César Camillo Coura 56 Conselho Fiscal 27/08/2015 Até a AGO que aprovará as contas do execício social que se encerrará em 31/12/2015

12.6 / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal

Nome Idade Orgão administração Data da eleição Prazo do mandato

Outros cargos e funções exercidas no emissor

CPF Profissão Cargo eletivo ocupado Data de posse Foi eleito pelo controlador

Alexandre Americano Holanda e Silva - 075.225.197-05

Ricardo Levy - 028.595.667-16

O Sr. Ricardo Levy é graduado em Economia e Administração de Empresas pela PUC-Rio e possui MBA pelo Coppead/UFRJ. Possui mais de 20 anos de experiência na área financeira, tendo atuado como Superintendente de Finanças e de Relações com Investidores na Light e como Diretor de Finanças e de Relações com Investidores na BHG antes de se juntar à ENEVA como Diretor Vice-Presidente e Diretor de Relações com Investidores em 2014. O Sr. Ricardo Levy declara, para todos os fins de direito, que nos últimos 5 anos não esteve sujeito aos efeitos de nenhuma condenação criminal, nenhuma condenação ou aplicação de pena em processo administrativo perante a CVM e nenhuma condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tivesse por efeito a suspensão ou inabilitação para prática de qualquer atividade profissional ou comercial.

Experiência profissional / Declaração de eventuais condenações

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Marcos Grodetzky - 425.552.057-72

Adriano Carvalhêdo Castello Branco Gonçalves - 085.158.937-54

O Sr. Adriano Carvalhêdo Castello Branco Gonçalves é advogado formado pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-RJ), com pós-graduação em Direito Empresarial pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais de Capitais – IBMEC, bem como participou de curso de Fusões e Aquisições pela Universidade de Nova Iorque (NYU). É diretor do Instituto Brasileiro de Direito Empresarial – IBRADEMP. Atuou como advogado em Veirano Advogados de 2001 a 2007 e como advogado internacional no Davis Polk & Wardwell (Nova Iorque) em 2007 e 2008. Exerceu o cargo de Gerente Executivo de Corporate Finance da EBX Holding Ltda. de 2009 a 2013. Atualmente, ocupa o cargo de Diretor de Fusões e Aquisições da EBX Holding Ltda. O Sr. Adriano Carvalhêdo Castello Branco Gonçalves declara, para todos os fins de direito, que nos últimos 5 anos não esteve sujeito aos efeitos de nenhuma condenação criminal, nenhuma condenação ou aplicação de pena em processo administrativo perante a CVM e nenhuma condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tivesse por efeito a suspensão ou inabilitação para prática de qualquer atividade profissional ou comercial.

Fabio Hironaka Bicudo - 820.110.876-00

Fabio Hironaka Bicudo é graduado em economia pela Fundação Getúlio Vargas – FGV (São Paulo) e possui MBA em Finanças pela Columbia Business School, tendo estudado também na HEC (École des Hautes Études Commerciales) em Paris. Atuou como co-head do Banco de Investimentos e membro do Comitê de Administração (Brazil Management Committee) do Goldman Sachs no Brasil (2010 a 2013). Possui mais de 16 anos de experiência em bancos de investimentos, tendo atuado no Goldman Sachs no cargo de Managing Director, assim como no Citigroup em Nova York e São Paulo, no cargo de Managing Director (2000 a 2005). Ocupou o cargo de Diretor Presidente e, cumulativamente, de Relações com Investidores, da ENEVA S.A. (principal atividade: geração de energia) (fevereiro a dezembro/2014). Fabio Hironaka Bicudo declara, para todos os fins de direito, que nos últimos 5 anos não esteve sujeito aos efeitos de nenhuma condenação criminal, nenhuma condenação ou aplicação de pena em processo administrativo perante a CVM e nenhuma condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tivesse por efeito a suspensão ou inabilitação para prática de qualquer atividade profissional ou comercial.

Keith Plowman - 000.000.000-00

Keith Plowman é graduado pela UWIST em engenharia (1980), com MBA pela Aston University. Atualmente é Chefe de Operações da E.ON International Energy (principal atividade: geração de energia) (desde setembro/2011). Anteriormente, foi Diretor da Steam Germany e da Fleet Management Steam (principal atividade: geração de energia) (2010-2011). Foi membro da Diretoria da E.ON Kraftwerke GmbH (principal atividade: geração de energia) (2008-2009), Diretor de Desenvolvimento & Construção e Diretor de Geração de Energia da Eon UK Ltd (principal atividade: geração de energia) (2004-2007), Superintendente Geral da CHP Ltd (principal atividade: geração de energia) (2002-2004), Superintendente Comercial da CHP Ltd (principal atividade: geração de energia) (1998-2002), Superintendente de Engenharia da CHP Ltd (principal atividade: geração de energia) (1991-1997).Keith Plowman declara, para todos os fins de direito, que nos últimos 5 anos não esteve sujeito aos efeitos de nenhuma condenação criminal, nenhuma condenação ou aplicação de pena em processo administrativo perante a CVM e nenhuma condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tivesse por efeito a suspensão ou inabilitação para prática de qualquer atividade profissional ou comercial.

Jørgen Kildahl - 000.000.000-00

Jørgen Kildahl é graduado pela Norwegian School of Economics and Business Administration da Noruega, com mestrado em Science in Economics and Business Administration (M.Sc.) e em Finanças (MBA), ambos pela Norwegian School of Economics and Business Administration da Noruega. Possui, ainda, especialização pela Harvard Business School – Advanced Management Program (AMP), EUA. Atualmente é membro da Diretoria da E.ON AG, em Düsseldorf, Alemanha (principal atividade: geração de energia) (desde 2010). Foi gestor do International Fund Management Ltd. (principal atividade: investimentos em ativos) (1988-1991) e Sócio Consultor de Relações Públicas do grupo Geelmuyden.Kiese Group, Oslo, Noruega (principal atividade: consultoria) (1991-1999). Foi também Diretor Vice-Presidente da Statkraft Markets SF (principal atividade: geração de energia) (1999-2001) e Diretor Vice-Presidente da Statkraft AS (principal atividade: geração de energia), nas áreas de Mercado e Operações Comerciais na Europa e Geração de Energia e Mercado na Europa (2001-2010).Jørgen Kildahl declara, para todos os fins de direito, que nos últimos 5 anos não esteve sujeito aos efeitos de nenhuma condenação criminal, nenhuma condenação ou aplicação de pena em processo administrativo perante a CVM e nenhuma condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tivesse por efeito a suspensão ou inabilitação para prática de qualquer atividade profissional ou comercial.

O Sr. Alexandre Americano Holanda e Silva é graduado em Direito pela PUC-RJ (2001), com MBA em Finanças e Mercado de Capitais (2003) e pós graduado em Direito Empresarial (2005), ambos pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. Cursou também, pela UCSD (1999), o programa da NALA (National Association of Legal Assistants) graduando-se legal assistant pelo Estado da Califórnia (EUA). Atualmente, atua como Diretor Presidente da ENEVA. Atuou como Gerente Geral Jurídico e de Relações Institucionais da ENEVA (2008-2014), ocupou de forma interina o cargo de Diretor Vice- Presidente da ENEVA (jun/2013 - jan/2014), foi Superintendente Jurídico na Brasil Ecodiesel (em 2007), e trabalhou no Grupo BBM (Banco BBM e BBM Holding) (1999-2006), de onde saiu exercendo o cargo de Gerente Jurídico. O Sr. Alexandre Americano de Holanda e Silva declara, para todos os fins de direito, que nos últimos 5 anos não esteve sujeito aos efeitos de nenhuma condenação criminal, nenhuma condenação ou aplicação de pena em processo administrativo perante a CVM e nenhuma condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tivesse por efeito a suspensão ou inabilitação para prática de qualquer atividade profissional ou comercial.

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Patricia Maria de Arruda Franco - 011.158.067-69

Graduada em Administração de Empresas e Ciências Contábeis, possui pós-graduação em Finanças. Iniciou sua carreira na área de auditoria da Arthur Andersen, onde, como gerente, atendeu a grandes clientes nacionais e participou de relevantes operações. Posteriormente, juntou-se ao Grupo Telefônica Brasil, onde foi diretora financeira da Telerj e da Telesp, empresas de telefonia que atendiam à região metropolitana das cidades do Rio de Janeiro e São Paulo. Ainda no Grupo Telefônica Brasil, foi diretora de contabilidade da Vivo e, também, responsável pela estruturação da área comercial desta empresa. Foi integrante do conselho fiscal da Tele Leste Participações, Telesp e Visão Prev. Em 2013, como sócia-fundadora da Franco Lebrão Assessoria Contábil, passou a prestar serviços contábeis, fiscais e de folha de pagamento para empresas médias e pequenas.

Lucia Maria Martins Casasanta - 491.887.206-91

Graduada em Economia e Ciências Contábeis e pós-graduada em Administração de Empresas. Durante 30 anos exerceu funções ligadas a auditoria, gestão de riscos e consultoria em negócios na Arthur Andersen e na Deloitte, chegando a posição de sócia em ambas as firmas. É certificada pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa, do qual é instrutora de cursos e também coordenadora do capítulo do Rio de Janeiro. Atualmente desenvolve trabalhos em consultoria nas áreas de governança corporativa e gestão de riscos. É membro do comitê de compliance do Grupo Brazilian Fast Food Corp.

Mauricio Aquino Halewicz - 694.701.200-78

Graduado em Ciências Contábeis, possui MBA em Finanças Corporativas e pós-graduação em Engenharia Econômica. Atuou como auditor independente pela KPMG e trabalhou na área financeira da AMBEV e em grandes players do setor elétrico brasileiro, como Rede Energia, AES Sul e Rio Grande Energia. Foi também diretor financeiro da filial brasileira da australiana Pacific Hydro. Atualmente é presidente do conselho fiscal da Fibria Celulose.

Evandro César Camillo Coura - 729.695.397-72

Graduado em Engenharia e mestre em Administração de Empresas. Iniciou sua carreia no BNDES, onde exerceu diversas funções de liderança, incluindo a chefia Departamento de Operações de Energia Elétrica. Foi, também, diretor de controle e gestão de riscos da Fibria Celulose, presidente da Gaia Energia e diretor presidente e de RI do Grupo Rede. Atualmente é membro do comitê de auditoria e do conselho de administração da Porto Seguro.

Ronaldo Dias - 221.285.307-68

Graduado em Contabilidade. É funcionário de carreira aposentado do Banco Central do Brasil, onde trabalhou de 1980 a 1998 em diversas funções na fiscalização do Sistema Financeiro Nacional. Atualmente é funcionário do Banco Clássico, onde é auditor interno e gerente administrativo do FIA Dinâmica Energia. É membro efetivo do conselho fiscal da CEMIG e membro suplente do conselho fiscal da CEG.

Manuel Jeremias Leite Caldas - 535.866.207-30

Graduado em Engenharia Elétrica e em Administração de Empresas, possui mestrado e doutorado em Economia. Iniciou sua carreira na Light, onde trabalhou no departamento de engenharia. Posteriormente, ingressou no setor bancário, onde desenvolveu uma vasta experiência em posições de alta gerência no Banco Bozanno Simonsen, Banco Nacional, Banco Gulfinvest e Banco PEB. Atualmente, é consultor financeiro da Alto Capital Gestora de Recursos e membro de conselhos de administração e fiscal de diversas empresas.

O Sr. Marcos Grodetzky graduou-se em Economia na Universidade Federal do Rio de Janeiro em 1978 e participou do Senior Management Program da INSEAD /FDC em 1993. Com experiência de quase 30 anos na Indústria Financeira, exerceu funções no alto escalão de bancos, fundos de private equity/venture capital e no setor de cartões de crédito. Suas atividades envolveram os segmentos de Corporate & Investment Banking, Trade Finance, Asset Management e Produtos, com exposição em vendas, distribuição, estruturação de produtos, crédito e riscos, dentre outras, nos Bancos Citibank, Nacional/Unibanco, Safra e HSBC. Entre os anos de 2002 e 2010, foi vice-presidente de finanças e relações com investidores da Telemar/Oi, Aracruz Celulose/Fibria e Cielo S.A. É sócio fundador da Mediator Assessoria Empresarial Ltda., empresa que desde 2011 atua com mediação entre empresas e acionistas, além de oferecer serviços de consultoria estratégica e financeira. Até outubro de 2013, o Sr. Marcos Grodetzky foi Presidente Executivo da empresa DGB S.A., holding de logística pertencente ao Grupo Abril S.A. e controladora das empresas: Dinap - Dist. Nacional de Publicações, Magazine Express Comercial Imp e Exp de Revistas, Entrega Fácil Logística Integrada, FC Comercial e Distribuidora, Treelog S.A. - Logística e Distribuição, DGB Logística e Distribuição Geográfica e TEX Courier (Total Express). Além disso, atualmente é membro independente do Conselho de Administração da Smiles S.A. (desde 2014) e é Diretor Financeiro da União Israelita Brasileira do Bem Estar Social - UNIBES, entidade filantrópica sem fins lucrativos.O Sr. Marcos Grodetzky declara, para todos os fins de direito, que nos últimos 5 anos não esteve sujeito aos efeitos de nenhuma condenação criminal, nenhuma condenação ou aplicação de pena em processo administrativo perante a CVM e nenhuma condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tivesse por efeito a suspensão ou inabilitação para prática de qualquer atividade profissional ou comercial.

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Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Keith Plowman é graduado pela UWIST em engenharia (1980), com MBA pela Aston University. Atualmente é Chefe de Operações da E.ON International Energy (principal atividade: geração de energia) (desde setembro/2011). Anteriormente, foi Diretor da Steam Germany e da Fleet Management Steam (principal atividade: geração de energia) (2010-2011). Foi membro da Diretoria da E.ON Kraftwerke GmbH (principal atividade: geração de energia) (2008-2009), Diretor de Desenvolvimento & Construção e Diretor de Geração de Energia da Eon UK Ltd (principal atividade: geração de energia) (2004-2007), Superintendente Geral da CHP Ltd (principal atividade: geração de energia) (2002-2004), Superintendente Comercial da CHP Ltd (principal atividade: geração de energia) (1998-2002), Superintendente de Engenharia da CHP Ltd (principal atividade: geração de energia) (1991-1997).Keith Plowman declara, para todos os fins de direito, que nos últimos 5 anos não esteve sujeito aos efeitos de nenhuma condenação criminal, nenhuma condenação ou aplicação de pena em processo administrativo perante a CVM e nenhuma condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tivesse por efeito a suspensão ou inabilitação para prática de qualquer atividade profissional ou comercial.

000.000.000-00 58 26/03/2014

085.158.937-54 Comitê de Recursos Humanos 41 20/04/2015

Keith Plowman Comitê de Auditoria Membro do Comitê (Efetivo) Engenheiro 26/03/2014 1 ano

Adriano Carvalhêdo Castello Branco Gonçalves

Outros Comitês Membro do Comitê (Efetivo) Advogado 20/04/2015 AGO 2017

Membro do Conselho de Administração O Sr. Marcos Grodetzky graduou-se em Economia na Universidade Federal do Rio de Janeiro em 1978 e participou do Senior Management Program da INSEAD /FDC em 1993. Com experiência de quase 30 anos na Indústria Financeira, exerceu funções no alto escalão de bancos, fundos de private equity/venture capital e no setor de cartões de crédito. Suas atividades envolveram os segmentos de Corporate & Investment Banking, Trade Finance, Asset Management e Produtos, com exposição em vendas, distribuição, estruturação de produtos, crédito e riscos, dentre outras, nos Bancos Citibank, Nacional/Unibanco, Safra e HSBC. Entre os anos de 2002 e 2010, foi vice-presidente de finanças e relações com investidores da Telemar/Oi, Aracruz Celulose/Fibria e Cielo S.A. É sócio fundador da Mediator Assessoria Empresarial Ltda., empresa que desde 2011 atua com mediação entre empresas e acionistas, além de oferecer serviços de consultoria estratégica e financeira. Até outubro de 2013, o Sr. Marcos Grodetzky foi Presidente Executivo da empresa DGB S.A., holding de logística pertencente ao Grupo Abril S.A. e controladora das empresas: Dinap - Dist. Nacional de Publicações, Magazine Express Comercial Imp e Exp de Revistas, Entrega Fácil Logística Integrada, FC Comercial e Distribuidora, Treelog S.A. - Logística e Distribuição, DGB Logística e Distribuição Geográfica e TEX Courier (Total Express). Além disso, atualmente é membro independente do Conselho de Administração da Smiles S.A. (desde 2014) e é Diretor Financeiro da União Israelita Brasileira do Bem Estar Social - UNIBES, entidade filantrópica sem fins lucrativos.O Sr. Marcos Grodetzky declara, para todos os fins de direito, que nos últimos 5 anos não esteve sujeito aos efeitos de nenhuma condenação criminal, nenhuma condenação ou aplicação de pena em processo administrativo perante a CVM e nenhuma condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tivesse por efeito a suspensão ou inabilitação para prática de qualquer atividade profissional ou comercial.

Marcos Grodetzky Comitê de Auditoria Membro do Comitê (Efetivo) Economista 20/04/2015 AGO 2017

425.552.057-72 55 20/04/2015

12.7 - Composição dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, financeiro e de remuneração

Nome Tipo comitê Cargo ocupado Profissão Data eleição Prazo mandato

Outros cargos/funções exercidas no emissor Experiência Profissional / Declaração de Eventuais Condenações

CPF Descrição outros comitês Descrição outros cargos ocupados Idade Data posse

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000.000.000-00 Comitê de Recursos Humanos 63 20/04/2015

Membro do Conselho de Administração

Jørgen Kildahl Outros Comitês Membro do Comitê (Efetivo) Economista 20/04/2015 AGO 2017

000.000.000-00 Comitê de Investimento, Finanças e Controle

58 20/04/2015

Membro do Conselho de Administração.

Keith Plowman Outros Comitês Membro do Comitê (Efetivo) Engenheiro 20/04/2015 AGO 2017


Presidente do Conselho de Administração.

820.110.876-00 Comitê de Investimento, Finanças e Controle

45 20/04/2015

Fabio Hironaka Bicudo Outros Comitês Membro do Comitê (Efetivo) Administrador 20/04/2015 AGO 2017

12.7 - Composição dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, financeiro e de remuneração

Nome Tipo comitê Cargo ocupado Profissão Data eleição Prazo mandato

Outros cargos/funções exercidas no emissor Experiência Profissional / Declaração de Eventuais Condenações

CPF Descrição outros comitês Descrição outros cargos ocupados Idade Data posse

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Não há existência de relações conjugais, união estável ou parentesco até o segundo grau entre: (a) administradores do emissor; (b) (i) administradores do emissor e (ii) administradores de controladas, diretas ou indiretas, do emissor; (c) (i) administradores do emissor ou de suas controladas, diretas ou indiretas e (ii) controladores diretos ou indiretos do emissor; e (d) (i) administradores do emissor e (ii) administradores das sociedades controladoras diretas e indiretas do emissor.


12.9 - Existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o 2º grau relacionadas a administradores do emissor, controladas e controladores

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Keith Plowman 000.000.000-00 Controle Controlada Direta


O Sr. Keith Plwoman é membro do Conselho de Administração da ENEVA e atuou, no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2014, como membro do Conselho de Administração da Pecém II Participações S.A., sociedade controlada diretamente pela ENEVA.

Administrador do Emissor

Pessoa Relacionada

Observação

Eneva Participações S.A. – Em Recuperação Judicial 15.379.168/0001-27


Observação



Observação

E.ON AG

Jørgen Kildahl 000.000.000-00 Controle Controlador Indireto


Pessoa Relacionada

Pessoa Relacionada

Pecém II Participações S.A. 16.523.901/0001-06


Membro do Conselho de Adminstração

O Sr. Jørgen Kildahl é membro do Conselho de Administração da ENEVA e atuou, no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2014, como membro do Conselho de Administração da E.ON AG, controladora indireta da ENEVA.


Keith Plowman 000.000.000-00 Controle Controlada Direta

Exercício Social 31/12/2014


Identificação CPF/CNPJTipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada

Cargo/Função

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Observação

O Sr. Eike Batista é um dos controladores da ENEVA e Presidente do Conselho de Administração e acionista Controlador da Óleo e Gás Participações S.A., sociedade controladora da OGX Petróleo e Gás S.A., acionista da coligada Parnaíba Gás Natural S.A. (nova denominação social da OGX Marnanhão Petróleo e Gás S.A.)

MMX Mineração e Metálicos S.A. 02.762.115/0001-49

Presidente do Conselho de Administração e Controlador da Companhia

Observação

Pessoa Relacionada


Eike Fuhrken Batista 664.976.807-30 Controle Fornecedor

Controlador da Companhia

O Sr. Eike Batista, um dos controladores da Companhia, em conjunto com o Sr. Eliezer Batista da Silva, membro do Conselho de Administração da ENEVA, são membros do Conselho de Administração da MMX Mineração e Metálicos S.A. (“MMX”) sendo o Sr. Eike Batista ainda o Presidente do Conselho e controlador direto e indireto da MMX, empresa com a qual a Parnaíba I Geração de Energia S.A. (nova denominação social da Parnaíba I Geração de Energia S.A.), controlada da ENEVA, assinou contrato de compra e venda de energia em 13/09/2011, conforme publicado nos contratos com partes relacionadas de ambas as Companhias controladoras.

Pessoa Relacionada

Parnaíba Gás Natural S.A. 11.230.122/0001-90

Controlador Indireto da Companhia





O Sr. Keith Plwoman é membro do Conselho de Administração da ENEVA e atuou, no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2014, como membro do Conselho de Administração da Eneva Participações S.A. – Em Recuperação Judicial, sociedade coligada da ENEVA.



Cargo/Função

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Controlador Indireto da Companhia

Observação


Parnaíba Gás Natural S.A. 11.230.122/0001-90

Pessoa Relacionada


Presidente do Conselho de Administração e Controlador da Companhia

Observação

O Sr. Eike Batista é um dos controladores da ENEVA e Presidente do Conselho de Administração e acionista Controlador da Óleo e Gás Participações S.A., sociedade controladora da OGX Petróleo e Gás S.A., acionista da coligada Parnaíba Gás Natural S.A..

O Sr. Eike Batista, controlador da Companhia, em conjunto com os Sr. Eliezer Batista da Silva, membro do Conselho de Administração da ENEVA, são também membros do Conselho de Administração da MMX Mineração e Metálicos S.A. (“MMX”) sendo o Sr. Eike Batista ainda o Presidente do Conselho e controlador direto e indireto da MMX, empresa com a qual a UTE Parnaíba Geração de Energia S.A. (“UTE”), controlada da ENEVA, assinou contrato de compra e venda de energia em 13/09/2011, conforme publicado nos contratos com partes relacionadas de ambas as Companhias controladoras.


MMX Mineração e Metálicos S.A. 02.762.115/0001-49

Pessoa Relacionada




Cargo/Função

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12.11 - Acordos, inclusive apólices de seguros, para pagamento ou reembolso de despesassuportadas pelos administradores

1

A Companhia possui apólices de seguro de responsabilidade civil para seus Administradores (Membros do

Conselho de Administração, Diretoria e Comitês) e membros do Conselho Fiscal, se instalado, emitidas por

renomadas seguradoras, que têm por objetivo garantir o pagamento de prejuízos financeiros decorrentes

de reclamações feitas contra os segurados, conforme condições estabelecidas no contrato, em virtude de

atos danosos pelos quais sejam responsabilizados, desde que os mesmos tenham agido dentro de sua

capacidade de gestor. O prêmio da referida apólice é de R$1,4 milhão e o limite máximo de garantia de

R$300 milhões, sendo este considerado pela administração como suficiente para cobrir eventuais sinistros,

considerando a natureza da atividade da Companhia.

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Assembleias Gerais

Apresentamos abaixo, com relação às Assembleias Gerais da Companhia realizadas nos últimos 3 (três)

anos, (i) data de realização; (ii) eventuais casos de instalação em segunda convocação; e (iii) quórum de

instalação:

Evento Data Quórum de instalação

Assembleia Geral Extraordinária 26/01/2012 74,88%

Assembleia Geral Ordinária 30/04/2012 76,86%















Nossas Práticas de Governança Corporativa e o Instituto Brasileiro de Governança Corporativa

(“IBGC”)

Segundo o IBGC, governança corporativa é o sistema pelo qual as sociedades são dirigidas e monitoradas,

envolvendo os relacionamentos entre acionistas, conselho de administração, diretoria, auditores

independentes e conselho fiscal. Os princípios básicos que norteiam esta prática são: (i) transparência; (ii)

equidade; (iii) prestação de contas (accountability); e (iv) responsabilidade corporativa.

Pelo princípio da transparência, entende-se que a administração deve cultivar o desejo de informar não só

o desempenho econômico-financeiro da companhia, mas também todos os demais fatores (ainda que

intangíveis) que norteiam a ação empresarial. Por equidade entende-se o tratamento justo e igualitário de

todos os grupos minoritários, colaboradores, clientes, fornecedores ou credores. O accountability, por sua

vez, caracteriza-se pela prestação de contas da atuação dos agentes de governança corporativa a quem os

elegeu, com responsabilidade integral daqueles por todos os atos que praticarem. Por fim, responsabilidade

corporativa representa uma visão mais ampla da estratégia empresarial, com a incorporação de

considerações de ordem social e ambiental na definição dos negócios e operações das companhias.

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Dentre as práticas de governança corporativa recomendadas pelo IBGC em seu Código das Melhores

Práticas de Governança Corporativa, a Companhia adota as seguintes:

capital social da Companhia dividido somente em ações ordinárias, proporcionando direito de voto a

todos os acionistas;

manutenção e divulgação de registro contendo a quantidade de ações que cada sócio possui,

identificando-os nominalmente;

obrigatoriedade na oferta de compra de ações que resulte em transferência do controle societário a

todos os sócios e não apenas aos detentores do bloco de controle. Todos os acionistas devem ter a

opção de vender suas ações nas mesmas condições. A transferência do controle deve ser feita a

preço transparente. No caso de alienação da totalidade do bloco de controle, o adquirente deve

dirigir oferta pública a todos os acionistas nas mesmas condições do controlador (tag-along);

contratação de empresa de auditoria independente para análise de seus balanços e demonstrativos

financeiros;

previsão estatutária para instalação de um Conselho Fiscal;

clara definição no Estatuto Social (a) da forma de convocação da Assembleia Geral, e (b) da forma

de eleição, destituição e tempo de mandato dos membros do Conselho de Administração e da

Diretoria;

transparência na divulgação pública do relatório anual da administração;

livre acesso às informações e instalações da companhia pelos membros do Conselho de

Administração;

resolução de conflitos que possam surgir entre a Companhia, seus acionistas, seus administradores e

membros do Conselho Fiscal, por meio de arbitragem;

a assembleia geral de acionistas tem competência para deliberar sobre: (a) aumento ou redução do

capital social e outras reformas do Estatuto Social; (b) eleição ou destituição, a qualquer tempo, de

conselheiros de administração e conselheiros fiscais; (c) tomar, anualmente, as contas dos

administradores e deliberar sobre as demonstrações financeiras; e (d) transformação, fusão,

incorporação, cisão, dissolução e liquidação da sociedade; e

escolha do local para a realização da Assembleia Geral de forma a facilitar a presença de todos os

sócios ou seus representantes.

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Novo Mercado

Em 2000, a BM&FBOVESPA introduziu três segmentos de negociação, com níveis diferentes de práticas de

governança corporativa, denominados Nível 1, Nível 2 e Novo Mercado, com o objetivo de estimular as

companhias a seguir melhores práticas de governança corporativa e adotar um nível de divulgação de

informações adicional em relação ao exigido pela legislação. Os segmentos de listagem são destinados à

negociação de ações emitidas por companhias que se comprometam voluntariamente a observar práticas

de governança corporativa e exigências de divulgação de informações, além daquelas já impostas pela

legislação brasileira. Em geral, tais regras ampliam os direitos dos acionistas e elevam a qualidade das

informações a eles fornecidas. O Novo Mercado é o mais rigoroso deles, exigindo o máximo de práticas de

governança corporativa dentre os três segmentos.

As companhias que ingressam no Novo Mercado submetem-se, voluntariamente, a determinadas regras

mais rígidas do que aquelas presentes na legislação brasileira, obrigando-se, por exemplo, a (i) emitir

apenas ações ordinárias; (ii) manter, no mínimo, 25% de ações do capital da Companhia em circulação;

(iii) detalhar e incluir informações adicionais nas informações trimestrais; e (iv) disponibilizar as

demonstrações financeiras anuais no idioma inglês, consolidadas ou individuais, no caso de não elaborar

demonstrações consolidadas, acompanhado do relatório da administração ou comentário sobre o

desempenho e do parecer ou relatório de revisão especial dos auditores independentes, conforme previsto

na legislação nacional. A adesão ao Novo Mercado se dá por meio da assinatura de contrato entre a

companhia e acionistas controladores e a BM&FBOVESPA, além da adaptação do estatuto da companhia de

acordo com as regras contidas no Regulamento do Novo Mercado. Os administradores da companhia devem

assinar Termo de Anuência dos Administradores, pelo meio do qual responsabilizam-se por se submeterem

e agirem em conformidade com o Contrato de Participação no Novo Mercado, com o Regulamento de

Listagem, com o Regulamento de Sanções e com o Regulamento de Arbitragem.

Ao assinar os contratos, as companhias devem adotar as normas e práticas do Novo Mercado. As regras

impostas pelo Novo Mercado visam a conceder transparência com relação às atividades e situação

econômica das companhias ao mercado, bem como maiores poderes para os acionistas minoritários de

participação na administração das companhias, entre outros direitos. As principais regras relativas ao Novo

Mercado, ambiente no qual as ações ordinárias da Companhia estão admitidas à negociação, são

sucintamente descritas a seguir.

Autorização para Negociação no Novo Mercado

Primeiramente, a companhia que tenha intenção de listar seus valores mobiliários no Novo Mercado deve

obter e manter atualizado seu registro de companhia aberta junto à CVM. Além disso, a companhia deve,

entre outras condições, firmar Contrato de Participação no Novo Mercado e adaptar seu estatuto às

cláusulas mínimas exigidas pela BM&FBOVESPA. Com relação à estrutura do capital social, deve ser dividido

exclusivamente em ações ordinárias e uma parcela mínima de ações, representando 25% do capital social,

deve ser mantida em circulação pela companhia. Existe, ainda, uma vedação à emissão de partes

beneficiárias (ou manutenção em circulação) pelas companhias listadas no Novo Mercado.

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O conselho de administração de companhias que terão suas ações negociadas no Novo Mercado deve ser

composto por, no mínimo, 5 (cinco) membros, eleitos pela assembleia geral, com mandato unificado de, no

máximo, 2 (dois) anos, sendo permitida a reeleição. Dos membros do Conselho de Administração, ao

menos 20% devem ser Conselheiros Independentes com mandato unificado de até 2 (dois) anos.

Todos os novos membros do conselho de administração e da diretoria devem subscrever um Termo de

Anuência dos Administradores, condicionando a posse nos respectivos cargos à assinatura desse

documento. Por meio do Termo de Anuência, os novos administradores da companhia responsabilizam-se

pessoalmente a agir em conformidade com o Contrato de Participação no Novo Mercado, com o

Regulamento de Listagem, com o Regulamento de Sanções e com o Regulamento de Arbitragem.

Outras Características do Novo Mercado

Dentre outros requisitos impostos às companhias listadas no Novo Mercado, destacam-se: (i) a obrigação

de efetivar ofertas públicas de ações sob determinadas circunstâncias, como, por exemplo, quando do

cancelamento do registro de negociação no Novo Mercado; (ii) dever de em qualquer distribuição pública

de ações favorecer a dispersão acionária; (iii) extensão para todos os acionistas das mesmas condições

obtidas pelos controladores quando da alienação do controle da companhia; (iv) dever de maior divulgação

de operações com partes relacionadas; e (v) necessária vinculação da companhia, seus acionistas,

administradores e membros do Conselho Fiscal ao Regulamento da Câmara de Arbitragem do Mercado da

BM&FBOVESPA para a resolução de conflitos que possam surgir entre eles, relacionados ou oriundos 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 CNM, BACEN e CVM,

bem como nas demais normas aplicáveis ao funcionamento do mercado de valores mobiliários em geral,

além daquelas constantes do Regulamento de Listagem, do Regulamento de Arbitragem, do Regulamento

de Sanções e do Contrato de Participação no Novo Mercado.

Adicionalmente, em decorrência da Resolução CMN nº 3.792/2009, que estabeleceu novas regras de

aplicação dos recursos das entidades fechadas de previdência privada, ações de emissão de companhias

que adotam práticas diferenciadas de governança corporativa, tais como aquelas cujos valores mobiliários

são admitidos à negociação no segmento especial Novo Mercado ou cuja classificação de listagem seja

Nível 1 ou Nível 2, de acordo com a regulamentação emitida pela BM&FBOVESPA, podem ter maior

participação na carteira de investimento de tais fundos de pensão. Assim, as ações de companhias que

adotam práticas de governança corporativa passaram a ser, desde a edição da referida Resolução, um

investimento importante e atraente para as entidades fechadas de previdência privada que são grandes

investidores do mercado de capitais brasileiro. Este fato poderá impulsionar o desenvolvimento do Novo

Mercado, beneficiando as companhias cujos valores mobiliários são ali negociados.

Os acionistas da Companhia gozam de todos os direitos e garantias previstos no Regulamento do Novo

Mercado, conforme contemplados pelo Estatuto Social da Companhia.

Alterações no Regulamento de Listagem do Novo Mercado

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Em maio de 2011, entrou em vigor o novo regulamento do Novo Mercado. Dentre as alterações aprovadas,

destacam-se principalmente aquelas relacionadas ao conselho de administração e à limitação estatutária do

exercício do direito de voto pelos acionistas.

Em relação ao exercício do direito de voto pelos acionistas, as principais alterações são (i) a vedação ao

estabelecimento de limitação de voto em percentual inferior a 5% do capital social, ou seja, a companhia

não poderá prever, em seu estatuto social, disposições que limitem o número de votos de acionistas em

percentuais inferiores a 5% do capital social, exceto em casos de desestatização ou de limites previstos em

lei ou regulamentação aplicável à atividade desenvolvida pela companhia; (ii) exceto nos casos exigidos em

lei ou regulamentação aplicável, as companhias não poderão prever, em seus estatutos sociais, disposições

que estabeleçam quorum qualificado para a deliberação de matérias que devam ser submetidas à

assembleia geral de acionistas; e (iii) exceto nos casos previstos em lei ou regulamentação aplicável, as

companhias não poderão prever, em seus estatutos sociais, disposições que impeçam o exercício de voto

favorável ou imponham ônus aos acionistas que votarem favoravelmente à supressão ou alteração de

cláusulas estatutárias.

Já no que diz respeito ao conselho de administração, as principais alterações aprovadas são (i) a vedação à

acumulação de cargos de presidente do conselho de administração e diretor presidente ou principal

executivo e (ii) a manifestação obrigatória do conselho de administração sobre os termos e condições de

qualquer oferta pública de aquisição de ações que tenha por objeto as ações de emissão da companhia,

levando em consideração o interesse do conjunto dos acionistas.

Vale ressaltar, ainda, outras alterações relevantes como a determinação de que as companhias deverão

divulgar as políticas adotadas sobre a negociação de valores mobiliários de sua emissão, por parte da

própria companhia, seu acionista controlador e administradores e, ainda, o dever de elaborar e divulgar um

código de conduta que estabeleça os valores e princípios que orientam suas atividades.

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13.1 - Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria nãoestatutária

(a) Objetivos da política ou prática de remuneração

A estratégia de remuneração adotada pela Companhia é estabelecida conforme as melhores práticas de

mercado, tendo como referência os principais competidores e maiores empresas do Brasil, buscando

garantir sua competitividade.

O principal objetivo é valorizar o desempenho de seus profissionais na evolução da Companhia, conforme

planejamento estratégico definido e alinhado com o retorno aos acionistas no curto, médio e longo prazos.

Desta forma, a Companhia estimula a melhoria de sua gestão, atrai, motiva e retém executivos altamente

qualificados, alinhando seus interesses aos dos acionistas.

(b) composição da remuneração

(i) descrição dos elementos da remuneração e os objetivos de cada um deles

A política de remuneração dos membros do Conselho de Administração da Companhia (“Conselheiros”) e

dos membros de sua diretoria estatutária e não estatutária (“Diretores”) é composta por (i) uma

remuneração fixa, cujo montante máximo é estabelecido pela Assembleia Geral Ordinária, no caso dos

Conselheiros, ou pelo Conselho de Administração, no caso dos Diretores, sendo certo que a remuneração

fixa poderá, conforme o caso incluir benefícios diretos ou indiretos; (ii) uma parcela variável, composta por

remuneração variável de curto prazo e pelo programa de outorga de opções de compra ou subscrição de

ações ordinárias de emissão da Companhia (“Opções”). Cada órgão terá a composição de sua

remuneração conforme descrito nos itens abaixo.

Todos esses elementos da remuneração têm como objetivo promover o desempenho das equipes, além de

atrair e reter profissionais de grande qualificação na administração da Companhia.

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Remuneração Fixa

Os Conselheiros fazem jus a uma remuneração fixa mensal (honorários), a qual tem por objetivo

reconhecer e refletir o valor do cargo internamente e externamente.

Remuneração Variável

Curto Prazo

A partir do exercício de 2015, está prevista a adição de remuneração variável de curto prazo para os

Conselheiros, a qual será baseada no atingimento de metas da Companhia. Tal prática tem o objetivo de

remunerar os resultados atingidos pelos Conselheiros de acordo com seu desempenho e retorno para a

Companhia.

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Longo Prazo

Longo Prazo - Remuneração Baseada em Ações de Emissão da Companhia

A remuneração baseada em ações é estabelecida pela outorga das Opções, as quais podem ser concedidas

de duas formas:

(i) Pelo “Plano do Acionista”, ou seja, Opções outorgadas pelo acionista co-controlador Eike

Fuhrken Batista com ações de sua titularidade e que, portanto, não implicam a emissão de novas

ações e, consequentemente, não há diluição da participação dos demais acionistas da

Companhia. Tais Opções são outorgadas em favor de determinados membros da Diretoria e do

Conselho de Administração da Companhia. Com a mudança de controle da Companhia durante o

exercício de 2013, novas outorgas de Opções do Plano do Acionista foram suspensas e os

beneficiários atuais estão cumprindo os períodos de finalização dos contratos ainda vigentes.

Desde março de 2014, não existem beneficiários do Plano do Acionista, tanto entre os

Conselheiros quanto entre os funcionários da Companhia; e

(ii) Pelos planos anuais de Opção (“Planos da Companhia”), no âmbito do Programa de Outorga

de Opção de Compra ou Subscrição de Ações Ordinárias da Companhia, cuja última alteração e

consolidação ocorreu na Assembleia Geral Extraordinária realizada em 26 de janeiro de 2012

(“Programa da Companhia”).

O Programa da Companhia visa a incentivar os Conselheiros, Diretores e principais empregados e

colaboradores a conduzir com êxito os negócios da Companhia, estimulando a cultura empreendedora e

orientada para resultados, alinhando os interesses da administração da Companhia com os dos seus

acionistas.

Para mais informações sobre a remuneração variável dos Conselheiros, veja o item 13.4 deste Formulário

de Referência.

DIRETORIA ESTATUTÁRIA E NÃO ESTATUTÁRIA

Remuneração Fixa

A remuneração fixa mensal dos Diretores é definida de acordo com a responsabilidade de cada cargo e em

linha com as melhores práticas do mercado. Tal remuneração poderá, conforme o caso, ser complementada

por benefícios diretos ou indiretos, quais sejam: assistência médica, assistência odontológica, seguro de

vida, seguro de vida complementar, vale refeição e vale alimentação. A remuneração fixa tem como

objetivo remunerar a atuação de cada diretor de acordo com o seu escopo de atuação e senioridade.

Remuneração Variável

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Curto Prazo

A remuneração variável de curto prazo dos Diretores é composta por montante anual baseado no

atingimento de metas da companhia. Tem como objetivo remunerar os resultados atingidos pelos Diretores

de acordo com seu desempenho e retorno para a Companhia.

Longo Prazo - Remuneração Baseada em Ações de Emissão da Companhia

A remuneração baseada em ações é estabelecida pela outorga das Opções que podem ser concedidas por

meio dos Planos da Companhia no âmbito do Programa da Companhia, ambos descritos acima.

Os Planos da Companhia visam a incentivar seus Conselheiros, Diretores e principais empregados e

colaboradores a conduzir com êxito os negócios da Companhia, estimulando a cultura empreendedora e

orientada para resultados, alinhando os interesses da administração da Companhia com os dos seus

acionistas.

Para mais informações sobre a remuneração variável dos Diretores, vide item 13.4 deste Formulário de

Referência.

CONSELHO FISCAL

Remuneração Fixa

O Conselho Fiscal da Companhia não tem caráter permanente, assim os membros titulares do Conselho

Fiscal, quando instalado, serão remunerados por um pagamento fixo mensal (honorários) equivalente a

10% da média atribuída aos Diretores, nos termos da Lei das Sociedades por Ações.

COMITÊ DE AUDITORIA

Remuneração Fixa

A remuneração do Comitê de Auditoria é composta por um montante fixo mensal (honorários), estabelecido

em razão das responsabilidades assumidas, do tempo dedicado à Companhia e da competência profissional

de seus membros e tem como objetivo remunerar os resultados atingidos de acordo com seu desempenho

e retorno para a Companhia.

COMITÊ DE RECURSOS HUMANOS

Os membros do Comitê de Recursos Humanos não fazem jus à remuneração por suas funções como

membros do referido comitê, seja ela fixa ou variável.

COMITÊ DE INVESTIMENTO, FINANÇAS E CONTROLE

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Os membros do Comitê de Investimento, Finanças e Controle não fazem jus à remuneração por suas

funções como membros do referido comitê, seja ela fixa ou variável.

(ii) qual a proporção de cada elemento na remuneração total

A proporção de cada elemento na remuneração total no exercício social de 2014 foi a seguinte:

Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária

Comitê de

Auditoria

Conselho

Fiscal

Remuneração Fixa

Salário ou pró-

labore 100% 56,9% 0% 0%

Benefícios 0% 1,2% 0% 0%

Outros 0% 16,8% 0% 0%

Remuneração

Variável 0% 25,0% 0% 0%

Remuneração

baseada em ações

Programa da

Companhia 0% 0% 0% 0%

Total 100,0% 100,0% 0% 0%

(iii) metodologia de cálculo e de reajuste de cada um dos elementos da remuneração

O cálculo da remuneração dos Conselheiros e Diretores é definido utilizando-se como referência as práticas

do mercado e levando-se em consideração práticas de empresas do mesmo setor, assim como de empresas

de porte e características similares à Companhia, além de referências internas, que são reavaliadas

periodicamente. No caso dos Diretores, o cálculo da remuneração também se baseia na meritocracia,

sempre se observando a competitividade externa. Não há qualquer previsão de reajuste de honorários em

função de correção por índices de inflação ou de reajuste definido em convenção coletiva.

Não há metodologia de reajuste específico para cada um dos componentes da remuneração.

(iv) razões que justificam a composição da remuneração

A composição da remuneração visa a refletir a responsabilidade do cargo, sempre mantendo a

competitividade com o mercado. A Companhia busca incentivar a melhoria da gestão, atração e retenção

dos Conselheiros e Diretores, assim como o alinhamento com os interesses dos acionistas através do

compartilhamento de riscos nos incentivos de longo prazo. Para os Conselheiros e Diretores, a Companhia

utiliza componentes de remuneração variados, mas, para os Diretores, relevante parcela da remuneração

se dá por meio de remuneração variável atrelada a metas, enquanto para os Conselheiros a maior parcela

da remuneração se dá por meio de remuneração fixa, conforme demonstrado no item 13.1(b)(ii) acima.

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(c) Principais indicadores de desempenho que são levados em consideração na determinação

de cada elemento da remuneração

Para a determinação da remuneração fixa e variável dos Conselheiros e Diretores, a Companhia utiliza

estudos de mercado como referência, considerando também a meritocracia assim como o atingimento de

metas da companhia.

(d) Como a remuneração é estruturada para refletir a evolução dos indicadores de

desempenho

A remuneração é fixada a partir de estudos de mercado para definição de valores e leva em consideração

as responsabilidades, o tempo dedicado às funções, a competência e reputação profissional.

(e) Como a política ou prática de remuneração se alinha aos interesses do emissor de curto,

médio e longo prazo

A remuneração fixa e variável visam estimular a melhor gestão, atração e retenção dos Conselheiros e

Diretores, buscando ganhos pelo comprometimento com os resultados de curto e médio prazos.

Além disso, os Planos da Companhia conferem aos seus beneficiários a possibilidade de se tornarem

acionistas da Companhia, estimulando-os a trabalhar na otimização de todos os aspectos que possam

valorizar a Companhia de modo sustentável no longo prazo.

(f) Existência de remuneração suportada por subsidiárias, controladas ou controladores

diretos ou indiretos

Os Conselheiros e Diretores da Companhia, quando eleitos como administradores em qualquer uma das

subsidiárias da Companhia ou quando estejam vinculados a qualquer sociedade controlada, direta ou

indiretamente, pelos controladores da Companhia, poderão ser elegíveis ao recebimento de remuneração

fixa mensal (honorários) e/ou variável, o que irá variar conforme a função que desempenhem nas

empresas.

A remuneração recebida pelos administradores da Companhia durante o exercício de 2014 por sociedades

vinculadas ao emissor foi devidamente reconhecida no item 13.15 deste Formulário de Referência.

(g) Existência de qualquer remuneração ou benefício vinculado à ocorrência de determinado

evento societário, tal como a alienação do controle societário do emissor

Não aplicável, tendo em vista que não há qualquer componente da remuneração dos administradores da

Companhia vinculado a eventos societários.

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Pós-emprego 0,00 0,00 0,00 0,00

Bônus 6.200.000,00 6.390.136,00 0,00 12.590.136,00

Outros 637.600,00 550.274,62 22.400,00 1.210.274,62

Descrição de outras remunerações fixas

Contribuições para o INSS Contribuições para o INSS/FGTS

Contribuições para oINSS/FGTS

Participação de resultados 0,00 0,00 0,00 0,00

Outros 1.240.000,00 1.789.238,08 0,00 3.029.238,08

Descrição de outras remunerações variáveis

Não Aplicável. Não Aplicável.

Participação em reuniões 0,00 0,00 0,00 0,00

Comissões 0,00 0,00 0,00 0,00

Baseada em ações 0,00 0,00 0,00 0,00

Cessação do cargo 0,00 0,00 0,00 0,00

Remuneração variável

Observação Dados anuais previstos para o exercício social de 2015.O número de membros foi apurado na forma especificada pelo Ofício-Circular/CVM/SEP/Nº02/2015

Dados anuais previstos para o exercício social de 2015.O número de membros foi apurado na forma especificada pelo Ofício-Circular/CVM/SEP/Nº02/2015.

Dados anuais previstos para o exercício social de 2015. O número de membros foi apurado na forma especificada pelo Ofício- Circular/CVM/SEP/Nº 02/2015.

Nº de membros 4,70 2,00 2,00 8,70

Benefícios direto e indireto 28.928,72 79.660,45 0,00 108.589,17

Participações em comitês 0,00 0,00 0,00 0,00

Remuneração fixa anual

Salário ou pró-labore 3.188.000,00 2.067.010,05 112.000,00 5.367.010,05

Total da remuneração 11.294.528,72 10.876.319,20 134.400,00 22.305.247,92

13.2 - Remuneração total do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal

Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total

Remuneração total prevista para o Exercício Social corrente 31/12/2015 - Valores Anuais

Nº de membros 7,70 2,10 9,80


Participações em comitês 0,00 0,00 0,00

Outros 0,00 840.170,07 840.170,07

Salário ou pró-labore 780.000,00 4.107.450,47 4.887.450,47

Benefícios direto e indireto 0,00 88.994,20 88.994,20

Remuneração total do Exercício Social em 31/12/2014 - Valores Anuais


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Pós-emprego 0,00 0,00 0,00


Não Aplicável.

Outros 0,00 369.580,51 369.580,51

Observação Considerando o número total de opções exercidas no exercício de 2014 tanto do Programa da Companhia quanto do plano de ações concedido diretamente pelo Senhor Eike Fuhrken Batista (“Plano Controlador”). O número de membros foi apurado na forma especificada pelo Ofício-Circular/CVM/SEP/Nº02/2015.

Considerando o número total de opções exercidas no exercício de 2014 tanto do Programa da Companhia quanto do plano de ações concedido diretamente pelo Senhor Eike Fuhrken Batista (“Plano Controlador”). O número de membros foi apurado na forma especificada pelo Ofício-Circular/CVM/SEP/Nº02/2015.

Baseada em ações 0,00 0,00 0,00

Cessação do cargo 0,00 0,00 0,00

Bônus 0,00 1.806.764,52 1.806.764,52



Não há recolhimento de INSS Contribuições para o INSS/FGTS

Comissões 0,00 0,00 0,00

Participação em reuniões 0,00 0,00 0,00

Participação de resultados 0,00 0,00 0,00

Total da remuneração 780.000,00 7.212.959,77 7.992.959,77

Bônus 0,00 0,00 0,00

Participação de resultados 0,00 397.290,00 397.290,00


Não há recolhimento de INSS/FGTS. Contribuições para o INSS/FGTS.

Participação em reuniões 0,00 0,00 0,00

Comissões 0,00 0,00 0,00

Outros 0,00 0,00 0,00

Nº de membros 9,30 3,30 12,60



Participações em comitês 47.999,98 0,00 47.999,98

Outros 0,00 732.798,40 732.798,40

Salário ou pró-labore 497.820,37 3.295.934,69 3.793.755,06

Benefícios direto e indireto 0,00 139.205,04 139.205,04



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Baseada em ações 65.116,19 39.824.567,73 39.889.683,92

Observação Considerando o número total de opções exercidas no exercício de 2013 do Plano do Acionista e do Programa da Companhia.O número de membros foi apurado na forma especificada pelo Ofício-Circular/CVM/SEP/Nº01/2014.

Considerando o número total de opções exercidas no exercício de 2013 do Plano do Acionista e do Programa da Companhia.O número de membros foi apurado na forma especificada pelo Ofício-Circular/CVM/SEP/Nº01/2014.

Cessação do cargo 0,00 0,00 0,00


Pós-emprego 0,00 0,00 0,00

Total da remuneração 610.936,54 44.389.795,86 45.000.732,40

Bônus 0,00 0,00 0,00 0,00

Participação de resultados 0,00 0,00 0,00 0,00


Não há recolhimento de INSS. Contribuições para o INSS Não há recolhimento de INSS.

Cessação do cargo 0,00 0,00 0,00 0,00

Participação em reuniões 195.000,00 0,00 0,00 195.000,00


Não há recolhimento de INSS.

Pós-emprego 0,00 0,00 0,00 0,00

Comissões 0,00 0,00 0,00 0,00

Outros 0,00 0,00 0,00 0,00

Baseada em ações 6.216.161,54 18.672.647,84 0,00 24.888.809,38

Nº de membros 11,50 5,00 3,00 19,50


Observação Considerando o número total de opções exercidas no exercício de 2012 tanto do Programa da Companhia quanto do Plano do Controlador.

Considerando o número total de opções exercidas no exercício de 2012 tanto do Programa da Companhia quanto do Plano do Controlador.

Considerando o número total de opções exercidas no exercício de 2012 tanto do Programa da Companhia quanto do Plano do Controlador.


Participações em comitês 165.000,00 0,00 0,00 165.000,00

Outros 0,00 834.473,39 0,00 834.473,39

Salário ou pró-labore 355.000,00 4.180.276,66 89.402,00 4.624.678,66

Benefícios direto e indireto 0,00 177.096,06 0,00 177.096,06

Total da remuneração 6.931.161,54 23.864.493,95 89.402,00 30.885.057,49



PÁGINA: 316 de 421


13.3 - Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e conselhofiscal

Está previsto pagamento de remuneração variável apenas para a Diretoria Estatutária relativo ao exercício

social corrente (2015), conforme demonstrado no quadro a seguir.

Remuneração variável prevista para o Exercício Social corrente (2015)

Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária

Conselho

Fiscal Total

Nº de membros 4,7 2,0 - 6,7

Bônus

Valor mínimo previsto no plano de

remuneração R$ 7.440.000,00 R$ 8.179.374,08 -

R$

15.619.37

4,08

Valor máximo previsto no plano de

remuneração R$ 13.440.000,00 R$ 11.635.374,08 -

R$

25.075.37

4,08

Valor previsto no plano de

remuneração, caso as metas sejam

atingidas

R$ 7.440.000,00 R$ 8.179.374,08 -

R$

15.619.37

4,08

Participação nos resultados

Valor mínimo previsto no plano de

remuneração - - - -

Valor máximo previsto no plano de

remuneração - - - -


remuneração, caso as metas sejam

atingidas

- - - -

Remuneração variável - exercício social encerrado em 31/12/2014 - Valores Anuais

Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária

Conselho

Fiscal Total

Nº de membros - 2,1 - 2,1

Bônus

Valor mínimo previsto no plano - - - -

PÁGINA: 317 de 421



de remuneração

Valor máximo previsto no plano

de remuneração - - - -


remuneração, caso as metas

sejam atingidas

- - - -

Valor efetivamente reconhecido

no resultado do exercício social - R$ 2.176.345,03 -

R$

2.176.34

5,03


Valor mínimo previsto no plano

de remuneração - R$ 2.718.865,04 -

R$

2.718.86

5,04


de remuneração - R$ 5.049.320,79 -

R$

5.049.32

0,79



sejam atingidas

- R$ 3.884.092,92 -

R$

3.884.09

2,92


no resultado do exercício social - - - -

Remuneração variável - exercício social encerrado em 31/12/2013 - Valores Anuais

Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária

Conselho

Fiscal Total

Nº de membros - 1 - 1

Bônus

Valor mínimo previsto no plano






- - - -

PÁGINA: 318 de 421



fossem atingidas


no resultado do exercício social - - - -


Valor mínimo previsto no plano de remuneração -

R$

287.000,0

0

-

R$

287.000,

00

Valor máximo previsto no plano de remuneração -

R$

533.000,0

0

-

R$

533.000,

00

Valor previsto no plano de remuneração, caso as metas

fossem atingidas -

R$

410.000,0

0

-

R$

410.000,

00

Valor efetivamente reconhecido no resultado do exercício

social -

R$

397.290,0

0

-

R$

397.290,

00

Não houve remuneração variável referente a bônus ou participação nos resultados no exercício social de

2012 para o Conselho de Administração, Diretoria Estatutária e Conselho Fiscal da Companhia.

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13.4 - Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoriaestatutária

(a) Termos e condições gerais

Programa da Companhia de subscrição ou compra de ações da Companhia (“Programa da

Companhia”):

Na Assembleia Geral Extraordinária realizada em 26 de novembro de 2007 foi aprovada a primeira

versão do Programa da Companhia que consiste na outorga de opções de compra ou subscrição de

ações ordinárias de emissão da Companhia aos Conselheiros, Diretores e demais empregados da

Companhia, bem como de outras empresas pertencentes ao Grupo ENEVA. O Programa da

Companhia foi alterado e consolidado nas Assembleias Gerais realizadas em 28 de setembro de

2010, 26 de abril de 2011 e 26 de janeiro de 2012.

Tal Programa da Companhia, conforme última consolidação, determina as diretrizes gerais a serem

consideradas pela administração da Companhia para a outorga de opções de compra ou subscrição

de ações ordinárias de emissão da Companhia, aos Conselheiros, Diretores e empregados da

Companhia, assim como de outras empresas pertencentes ao Grupo ENEVA. Dentre tais diretrizes,

consta que:

(i) o número total de ações destinadas ao Programa da Companhia não poderá ultrapassar o

limite máximo de 2% do total de ações de emissão da Companhia, não considerando o capital

autorizado;

(ii) o valor da ação será apurado com base no valor de mercado das ações da Companhia,

calculado pela média simples do preço das ações da Companhia nos 20 últimos pregões,

contados da data – inclusive – de nomeação do participante, adotando-se sempre a cotação

média diária final de cada pregão (“Valor da Ação”).

(iii) o preço de subscrição ou compra das ações será calculado com base no percentual do Valor

da Ação estabelecido em contrato de opção e nunca será inferior a 40%, nem superior a

100% do referido valor (“Preço de Subscrição”); e

(iv) a delegação ao Conselho de Administração da Companhia da responsabilidade para

administrar o Programa.

Dessa forma, compete ao Conselho de Administração:

(i) deliberar sobre a emissão das ações objeto do Programa da Companhia (art. 168, § 1º, “b”

da Lei das Sociedades por Ações);

(ii) definir, dentro dos parâmetros do Programa da Companhia, os Planos da Companhia;

PÁGINA: 320 de 421



(iii) proceder a qualquer alteração em relação aos Planos da Companhia já instituídos;

(iv) tomar quaisquer outras providências que sejam necessárias para a administração do

Programa da Companhia, desde que não impliquem em sua alteração; e

(v) propor alterações no Programa da Companhia a serem submetidas à aprovação da

assembleia geral extraordinária.

O Conselho de Administração deve, ainda, decidir sobre a oportunidade e conveniência de

implementar ou não os Planos da Companhia em cada ano de vigência do Programa da Companhia.

Caso implementados, os planos deverão estabelecer, no mínimo: (a) o seu período de vigência; (b)

o limite máximo de Opções que poderão ser outorgadas no âmbito de cada um dos planos; e (c) a

existência ou não de bloqueio para negociação de ações adquiridas em razão do exercício das

Opções, assim como o prazo previsto para tal bloqueio.

Cabe, ainda, ao Conselho de Administração mediante a recomendação de seu Presidente, deliberar

oportunamente sobre: (a) a indicação dos participantes de cada Plano da Companhia; (b) a

determinação das respectivas quantidades de Opções; (c) a determinação dos Preços de Subscrição

ou Compra; e (d) estabelecer as demais condições para aquisição ao direito de exercício das

Opções.

(b) Principais objetivos do plano

O Programa da Companhia tem como objetivo: (i) alinhar os interesses dos seus beneficiários com os

interesses dos acionistas, estimulando o aprimoramento contínuo da gestão visando à valorização a

Companhia e as empresas que estejam sob o seu controle direto ou indireto; e (ii) atrair, motivar e reter

executivos altamente qualificados nos quadros da Companhia e ampliar a atratividade da Companhia e das

empresas do Grupo ENEVA.

(c) Forma como o plano contribui para esses objetivos

O Programa da Companhia confere aos seus beneficiários a possibilidade de se tornarem acionistas da

Companhia, estimulando-os a trabalhar na otimização de todos os aspectos que possam valorizar a

Companhia de modo sustentável.

(d) Como o plano se insere na política de remuneração do emissor

A política de remuneração da Companhia busca estimular o crescimento profissional de seus Conselheiros,

Diretores, empregados e prestadores de serviços e valorizar seu mérito individual. Neste sentido, o

Programa da Companhia alinha-se com a política de remuneração da Companhia, uma vez que permite aos

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seus Conselheiros, Diretores, empregados e prestadores de serviços aferir sua remuneração variável de

acordo com seu desempenho pessoal por meio da outorga de opções a partir desse mérito.

(e) Como o plano alinha os interesses dos administradores e do emissor a curto, médio e

longo prazo

O Programa da Companhia prevê o exercício das Opções em parcelas anuais, por um período que pode

chegar a até sete anos, dependendo do Plano da Companhia. Com isso, os ganhos dos beneficiários ficam

atrelados à performance das ações da Companhia até o último período de exercício das Opções,

aumentando o comprometimento dos beneficiários com o desempenho da Companhia no curto, médio e

longo prazos.

(f) Número máximo de ações abrangidas

Nos termos do Programa da Companhia, podem ser outorgadas aos beneficiários, opções de compra de

ações até o limite de 2% do total de ações de emissão da Companhia, não considerando o capital

autorizado e computando-se neste cálculo todas as opções já outorgadas e não exercidas.

(g) Número máximo de opções a serem outorgadas

Nos termos do Programa da Companhia, podem ser outorgadas aos beneficiários, opções de compra de

ações até o limite de 2% do total de ações de emissão da Companhia, não considerando o capital

autorizado e computando-se neste cálculo todas as opções já outorgadas e não exercidas.

(h) Condições de aquisição de ações

Uma vez outorgadas as Opções, o beneficiário deverá: (i) permanecer na Companhia até a data em que

cada uma das parcelas das Opções se torne exercível, salvo exceções previstas no item 13.4(n) deste

Formulário de Referência; (ii) manifestar sua vontade em exercer as parcelas no prazo máximo previsto no

contrato; e (iii) pagar o preço de exercício para fazer jus às ações.

(i) Critérios para fixação do preço de aquisição ou exercício

No Programa da Companhia, o preço de exercício da Opção será apurado com base no valor de mercado

das ações, calculado pela média simples do preço das ações da Companhia nos 20 últimos pregões,

contados da data da outorga das ações para determinado colaborador da sociedade, adotando-se sempre a

cotação de fechamento de cada pregão. O preço de aquisição ou exercício de cada ação nunca será inferior

a 40%, nem superior a 100%, do Valor da Ação. Poderá, ainda, o preço ser atualizado pelo IPCA divulgado

pelo IBGE.

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(j) Critérios para fixação do prazo de exercício

No Programa da Companhia, o prazo máximo para exercício das Opções será estabelecido nos respectivos

contratos de opção a serem celebrados, sendo certo que tal prazo não poderá ser superior a um ano

contado do Prazo de Maturidade da última parcela de Opções outorgadas no respectivo Contrato de Opção,

sendo certo que o Prazo de Maturidade é o período compreendido entre a data da outorga das Opções e a

data a partir da qual as Opções poderão ser exercidas, dentro do qual as Opções não podem ser exercidas.

(k) Forma de liquidação

A subscrição ou compra das ações objeto das Opções outorgadas no âmbito do Programa da Companhia,

conforme o caso, deverá ser paga à vista, com recursos próprios do beneficiário.

Para as Opções outorgadas no âmbito do Programa da Companhia, excepcionalmente, o Conselho de

Administração da Companhia poderá autorizar o beneficiário a integralizar uma parcela mínima equivalente

a 10% do valor total do preço de subscrição no ato de compra, devendo os 90% restantes ser

integralizados num prazo de trinta dias contados da data de pagamento da primeira parcela.

(I) Restrições à transferência das ações

Nos âmbito dos Planos da Companhia, alguns contratos preveem a restrição à negociação das ações em até

três anos da assinatura do respectivo contrato.

(m) Critérios e eventos que, quando verificados, ocasionarão a suspensão, alteração ou

extinção do plano

Dentre outros, pode causar a alteração ou extinção do Programa da Companhia, inclusive em relação aos

Planos da Companhia já instituídos e às Opções já outorgadas, mas ainda não exercidas, a ocorrência de

fatores que causem grave mudança no panorama econômico e que comprometam a situação financeira da

Companhia, dentre outros. Ressalta-se, contudo, que compete à Assembleia Geral Extraordinária aprovar e,

portanto, alterar, suspender ou extinguir o Programa da Companhia.

(n) Efeitos da saída do administrador dos órgãos do emissor sobre seus direitos previstos no

plano de remuneração baseado em ações

No Programa da Companhia, os casos de desligamento terão o seguinte tratamento:

Desligamento por justa causa ou a seu pedido: (a) as Opções não maduras serão canceladas; e (b) as

Opções maduras, mas que ainda não tenham sido exercidas, não mais poderão ser exercidas, sendo

canceladas igualmente.

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Desligamento sem justa causa: (a) as Opções não maduras serão canceladas; e (b) as Opções maduras,

mas que ainda não tenham sido exercidas, poderão ser exercidas, desde que respeitadas as condições

previstas no respectivo contrato de opção, sendo certo que o prazo máximo para exercício das Opções

poderá ser antecipado nesse caso, conforme deliberação do órgão competente ou previsão no respectivo

contrato de opção.

Desligamento por aposentadoria por tempo de trabalho ou idade: (a) as opções não maduras serão

canceladas; e (b) as opções maduras, mas que ainda não tenham sido exercidas, poderão ser exercidas no

prazo máximo de 90 dias, contados da data de deferimento do requerimento de aposentadoria, por tempo

de trabalho ou idade, pelo Instituto Nacional da Seguridade Social (“INSS”).

Desligamento por invalidez permanente: (a) as opções não maduras serão canceladas após a rescisão do

contrato de trabalho por motivo de concessão de aposentadoria por invalidez permanente, podendo a

Companhia estabelecer de forma diversa em casos específicos; e (b) as opções maduras, mas que ainda

não tenham sido exercidas, poderão ser exercidas pelo beneficiário inválido ou o seu representante legal

(curador) através da apresentação, perante a Companhia, (i) do competente comprovante de concessão de

aposentadoria por invalidez permanente emitido pelo INSS; e (ii) da competente rescisão do contrato de

trabalho, no prazo máximo de 180 dias contados da data de deferimento pelo INSS do requerimento

aposentadoria por invalidez permanente.

Desligamento por morte do Participante: (a) as opções não maduras serão canceladas após o falecimento

do beneficiário, podendo a Companhia estabelecer de forma diversa em casos específicos; e (b) as opções

maduras, mas que ainda não tenham sido exercidas, poderão ser exercidas pelo inventariante,

devidamente definido em regular processo de inventário, através da apresentação perante a Companhia do

competente termo de compromisso do inventariante, assim nomeado pelo juízo competente, em até 180

dias contados da nomeação do inventariante pelo juízo ou, no caso de inventário extrajudicial, pelo

cartório, sendo certo que, caso o inventário não seja aberto em até seis meses contados da data do

falecimento, as Opções maduras também serão automaticamente canceladas.

PÁGINA: 324 de 421


13.5 - Participações em ações, cotas e outros valores mobiliários conversíveis, detidas poradministradores e conselheiros fiscais - por órgão

Ações ENEVA Ações MMX Debêntures MMX Ações OG Par Ações OSX Ações CCX

Conselho de Administração 155.155 45.751 137.885 139.100 25 34.305

Diretoria Estatutária 45.678 - - - - -

Conselho Fiscal - - - - - -

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13.6 - Remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoriaestatutária

Plano de Outorga de Opções de Compra de Ações da Companhia

Remuneração baseada em ações prevista para o exercício social corrente (2015)

Conselho de Administração Diretoria Estatutária

Número de membros - -

Outorga de opções de compra de ações

Data da outorga - -

Quantidade de opções outorgadas - -

Prazo para que as opções se tornem exercíveis - -

Prazo máximo para exercício das opções - -

Prazo de restrição à transferência de ações - -

Preço médio ponderado de exercício:

(a) Das opções em aberto no início do exercício social - -

(b) Das opções perdidas durante o exercício social - -

(c) Das opções exercidas durante o exercício social - -

(d) Das opções expiradas durante o exercício social

- -

Valor justo das opções na data de outorga(1) - -

Diluição potencial no caso de exercício de todas as

opções outorgadas - -

(1) O cálculo do valor justo das opções leva em conta o número total de ações incluídas no Plano de Outorga de Opções de Compra de Ações da

Companhia que poderão ser subscritas ou adquiridas na proporção de 20% ao ano e em caso de exercício integral das opções.

Remuneração baseada em ações – exercício social encerrado em 31/12/2014

Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária



Data da outorga - -









(d) Das opções expiradas durante o exercício social - -


PÁGINA: 326 de 421



Remuneração baseada em ações – exercício social encerrado em 31/12/2014

Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária

Diluição potencial no caso de exercício de todas as opções

outorgadas - -



Remuneração baseada em ações - exercício social encerrado em 31/12/2013

Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária



Data da outorga - -









(d) Das opções expiradas durante o exercício social - -


Diluição potencial no caso de exercício de todas as opções

outorgadas - -





Diretoria

Estatutária

Número de membros 04 -

Outorga de opções de compra de

ações

Data da outorga 26/11/2007 -

Quantidade de opções outorgadas 528.000 -

Prazo para que as opções se

tornem exercíveis

As opções serão exercidas na proporção de 20% em cada um

dos cinco primeiros aniversários da oferta pública ocorrida em

13 de dezembro de 2007

-

Prazo máximo para exercício das

opções 1 ano após a maturação -

Prazo de restrição à transferência não há -

PÁGINA: 327 de 421





Diretoria

Estatutária

de ações

Preço médio ponderado de

exercício:

(a) Das opções em aberto no

início do exercício social 1,01 -

(b) Das opções perdidas durante

o exercício social - -

(c) Das opções exercidas durante

o exercício social - -

(d) Das opções expiradas

durante o exercício social - -

Valor justo das opções na data

de outorga(1) R$16,03 -

Diluição potencial no caso de

exercício de todas as opções

outorgadas

0,02% -



Plano de Outorga de Opções de Compra de Ações do Acionista co-Controlador Eike Furken

Batista – Plano do Acionista

O Plano do Acionista, como já mencionado acima, outorga opções de ações de titularidade do co-

controlador Eike Furken Batista de emissão da Companhia em favor de determinados membros da

administração da Companhia. Com a mudança de controle da Companhia durante o exercício de 2013,

novas outorgas de Opções do Plano do Acionista foram suspensas. Adicionalmente, desde março de 2014,

não há mais beneficiários do Plano do Acionista, tanto como parte da administração ou do corpo de

funcionários da Companhia.


Conselho de

Administração Diretoria Estatutária


Outorga de opções de compra de

ações

Data da outorga - -


Prazo para que as opções se tornem

exercíveis - -

Prazo máximo para exercício das - -

PÁGINA: 328 de 421




Conselho de


opções

Prazo de restrição à transferência de

ações - -


(a) Das opções em aberto no início do

exercício social - -

(b) Das opções perdidas durante o


(c) Das opções exercidas durante o


(d) Das opções expiradas durante o


Valor justo das opções na data de

outorga - -

Diluição potencial no caso de

exercício de todas as opções

outorgadas

- -


Conselho de

Administração

Conselho de


Número de membros 01 01 05

Outorga de opções de

compra de ações

Data da outorga 28/04/2008 28/04/2008 28/04/2008

Quantidade de opções

outorgadas 2.885.400 1.295.940 17.312.640

Prazo para que as opções

se tornem exercíveis As opções serão exercidas na

proporção de 10% em 13 de

dezembro de cada ano

As opções serão exercidas na



As opções serão exercidas

na proporção de 10% em

13 de dezembro de cada

ano

Prazo máximo para

exercício das opções 1 ano após a maturação 1 ano após a maturação 1 ano após a maturação

Prazo de restrição à

transferência de ações Não há Não há Não há

Preço médio ponderado

de exercício:

(a) Das opções em

aberto no início do

exercício social

R$ 0,01 R$ 0,01 R$ 0,01

(b) Das opções perdidas - - -

PÁGINA: 329 de 421




Conselho de

Administração

Conselho de


durante o exercício

social

(c) Das opções

exercidas durante o

exercício social

R$ 0,01 R$ 0,01 R$ 0,01

(d) Das opções

expiradas durante o

exercício social

- - -

Valor justo das opções

na data de outorga R$15,83 R$15,83 R$15,83

Diluição potencial no

caso de exercício de

todas as opções

outorgadas

Não há Não há Não há


Conselho de

Administração

Conselho de


Número de membros 01 01 05

Outorga de opções de

compra de ações

Data da outorga 28/04/2008 28/04/2008 28/04/2008

Quantidade de opções

outorgadas 2.885.400 1.295.940 17.312.640

Prazo para que as opções

se tornem exercíveis As opções serão exercidas na



As opções serão exercidas na



As opções serão exercidas

na proporção de 10% em

13 de dezembro de cada

ano

Prazo máximo para

exercício das opções 1 ano após a maturação 1 ano após a maturação 1 ano após a maturação

Prazo de restrição à

transferência de ações Não há Não há Não há

Preço médio ponderado

de exercício:

(a) Das opções em

aberto no início do

exercício social

R$0,01 R$0,01 R$0,01

(b) Das opções perdidas

durante o exercício

social

- - -

(c) Das opções

exercidas durante o R$0,01 R$0,01 R$0,01

PÁGINA: 330 de 421




Conselho de

Administração

Conselho de


exercício social

(d) Das opções

expiradas durante o

exercício social

- - -

Valor justo das opções

na data de outorga R$15,83 R$15,83 R$15,83

Diluição potencial no

caso de exercício de

todas as opções

outorgadas

Não há Não há Não há

PÁGINA: 331 de 421


13.7 - Informações sobre as opções em aberto detidas pelo conselho de administração epela diretoria estatutária


Opções em aberto ao final do exercício social encerrado em 31/12/2014

Conselho de

Administração

Diretoria Estatutária

Nº de membros - 1,0

Opções ainda não exercíveis

Quantidade - 81.000 73.500 60.000 160.000

Data em que se tomarão exercíveis - 14/12/2015 24/11/2015 31/05/2015 13/12/2015


opções

- Exceto durante o período de lock-up (3 primeiros anos), o

exercício deverá ocorrer em até 364 dias

Prazo de restrição à transferência

das ações

- -

Preço médio ponderado de exercício - R$4,03 R$6,17 R$6,00 R$5,11

Valor justo das opções no último dia

do exercício social

- R$810,00 R$735,00 R$600,00 R$0,00

Opções exercíveis

Quantidade - 40.500 31.500 15.000 40.000


opções

- Após os 3 primeiros anos do Programa da Companhia,

anualmente as opções se tornam exercíveis, conforme

critérios definidos em Contrato de Opção

Prazo de restrição à transferência

das ações

- -

Preço médio ponderado de exercício - R$4,03 R$6,17 R$6,00 R$5,11

Valor justo das opções no último dia

do exercício social

- R$405,00 R$315,00 R$150,00 R$0,00

Valor justo do total das opções no

último dia do exercício

- R$1.215,00 R$1.050,00 R$750,00 R$0,00

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13.8 - Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações doconselho de administração e da diretoria estatutária


Opções exercidas - Exercício Social encerrado em 31/12/ 2014

Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária


Opções exercidas

Número de ações - -

Preço médio ponderado de exercício - -

Diferença entre o valor de exercício e o valor das ações relativas

às opções exercidas - -

Ações entregues




Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária


Opções exercidas




às opções exercidas - -

Ações entregues




Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária

Número de membros 04 -

Opções exercidas

Número de ações 0 -

Preço médio ponderado de exercício R$0,00 -


às opções exercidas R$0,00 -

Ações entregues

Número de ações 0 0


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Plano de Outorga de Opções de Compra de Ações do Acionista co-Controlador Eike

Furken Batista – Plano do Acionista

Opções exercidas - Exercício Social encerrado em 31/12/2014

Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária


Opções exercidas



Diferença entre o valor de exercício e o valor das ações

relativas às opções exercidas - -

Ações entregues




Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária

Número de membros 01 05

Opções exercidas

Número de ações 636.092 3.816.612

Preço médio ponderado de exercício R$ 0,01 R$ 0,01


relativas às opções exercidas R$ 6.354.559,08 R$ 38.127.953,88

Ações entregues




Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária

Número de membros 02 05

Opções exercidas

Número de ações 547.740 1.731.240



relativas às opções exercidas R$ 6.101.823,60 R$ 19.286.013,60

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Ações entregues



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13.9 - Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a13.8 - Método de precificação do valor das ações e das opções

(a) Modelo de precificação

Programa da Companhia

Para determinar o valor justo (fair value) do programa de outorga de opções foi utilizado o modelo

de Merton (datado de 1973), uma variante do modelo de Black & Scholes (também datado de 1973)

que considera o pagamento de dividendos.

(b) Dados e premissas utilizadas no modelo de precificação, incluindo o preço médio

ponderado das ações, preço de exercício, volatilidade esperada, prazo de vida da opção,

dividendos esperados e a taxa de juros livre de risco


(i) Forma de determinação da volatilidade esperada

A limitada série histórica de cotações em bolsa das ações da Companhia não garante uma projeção

confiável de volatilidade futura dos preços a partir de dados passados. Portanto, foi utilizado como

proxy o Índice de Energia Elétrica - IEE, primeiro índice setorial lançado pela BM&FBOVESPA, em

agosto de 1996. Os índices setoriais têm o objetivo de oferecer uma visão segmentada do

comportamento dos mercados de ações. A definição de janela temporal para estimação da

volatilidade futura esperada (isto é, a extensão da série histórica de dados analisada) também foi

mantida como igual ao prazo T da opção à qual esta será aplicada na precificação.

(ii) Taxa de Dividendos Esperada

A Companhia ainda não distribuiu quaisquer quantias a título de dividendos ou juros sobre o capital

próprio desde a sua constituição. Foi mantida, portanto, a hipótese de que não serão pagos

dividendos durante a vida do programa de outorga de opções.

(iii) Taxa Livre de Risco

Foram utilizadas as taxas de referência para ajustes de contratos de SWAP com cupom de IPCA,

divulgadas pela BM&FBOVESPA.

(iv) Taxa de Abandono do Programa

Não há registro de abandono por parte de executivos participantes do programa de incentivo desde

a sua criação.

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13.9 - Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a13.8 - Método de precificação do valor das ações e das opções

(c) Método utilizado e as premissas assumidas para incorporar os efeitos esperados de

exercício antecipado


O Programa 1 da Companhia prevê que as opções outorgadas nos termos do Plano da Companhia

poderão ser exercidas: (i) 20% ao ano ao final dos anos 1 a 5 a contar da celebração do contrato de

opção correspondente, observados ainda os prazos e condições estipulados pelo Conselho de

Administração e os termos e condições previstos nos respectivos contratos de opção.

As opções outorgadas nos termos dos demais Planos da Companhia poderão ser exercidas: (i) 10%

ao ano ao final dos anos 1 a 4; ou (ii) 20% ao ano ao final dos anos 5 a 7, em ambos os casos a

contar da celebração do contrato de opção correspondente, observados ainda os prazos e condições

estipulados pelo Conselho de Administração e os termos e condições previstos nos respectivos

contratos de opção.

(d) Forma de determinação da volatilidade esperada


Calculada utilizando os retornos contínuos da cotação histórica da ação ENEV3.

(e) Se alguma outra característica da opção foi incorporada na mensuração de seu valor justo


Todas as características da opção foram mencionadas nos itens anteriores deste Formulário de

Referência.

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13.10 - Informações sobre planos de previdência conferidos aos membros do conselho deadministração e aos diretores estatutários

(a) Modelo de precificação


Para determinar o valor justo (fair value) do programa de outorga de opções foi utilizado o modelo

de Merton (datado de 1973), uma variante do modelo de Black & Scholes (também datado de 1973)

que considera o pagamento de dividendos.

(b) Dados e premissas utilizadas no modelo de precificação, incluindo o preço médio

ponderado das ações, preço de exercício, volatilidade esperada, prazo de vida da opção,

dividendos esperados e a taxa de juros livre de risco


(i) Forma de determinação da volatilidade esperada

A limitada série histórica de cotações em bolsa das ações da Companhia não garante uma projeção

confiável de volatilidade futura dos preços a partir de dados passados. Portanto, foi utilizado como

proxy o Índice de Energia Elétrica - IEE, primeiro índice setorial lançado pela BM&FBOVESPA, em

agosto de 1996. Os índices setoriais têm o objetivo de oferecer uma visão segmentada do

comportamento dos mercados de ações. A definição de janela temporal para estimação da

volatilidade futura esperada (isto é, a extensão da série histórica de dados analisada) também foi

mantida como igual ao prazo T da opção à qual esta será aplicada na precificação.

(ii) Taxa de Dividendos Esperada

A Companhia ainda não distribuiu quaisquer quantias a título de dividendos ou juros sobre o capital

próprio desde a sua constituição. Foi mantida, portanto, a hipótese de que não serão pagos

dividendos durante a vida do programa de outorga de opções.

(iii) Taxa Livre de Risco

Foram utilizadas as taxas de referência para ajustes de contratos de SWAP com cupom de IPCA,

divulgadas pela BM&FBOVESPA.

(iv) Taxa de Abandono do Programa

Não há registro de abandono por parte de executivos participantes do programa de incentivo desde

a sua criação.

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13.10 - Informações sobre planos de previdência conferidos aos membros do conselho deadministração e aos diretores estatutários

(c) Método utilizado e as premissas assumidas para incorporar os efeitos esperados de

exercício antecipado


O Programa 1 da Companhia prevê que as opções outorgadas nos termos do Plano da Companhia

poderão ser exercidas: (i) 20% ao ano ao final dos anos 1 a 5 a contar da celebração do contrato de

opção correspondente, observados ainda os prazos e condições estipulados pelo Conselho de

Administração e os termos e condições previstos nos respectivos contratos de opção.

As opções outorgadas nos termos dos demais Planos da Companhia poderão ser exercidas: (i) 10%

ao ano ao final dos anos 1 a 4; ou (ii) 20% ao ano ao final dos anos 5 a 7, em ambos os casos a

contar da celebração do contrato de opção correspondente, observados ainda os prazos e condições

estipulados pelo Conselho de Administração e os termos e condições previstos nos respectivos

contratos de opção.

(d) Forma de determinação da volatilidade esperada


Calculada utilizando os retornos contínuos da cotação histórica da ação ENEV3.

(e) Se alguma outra característica da opção foi incorporada na mensuração de seu valor justo


Todas as características da opção foram mencionadas nos itens anteriores deste Formulário de

Referência.

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Valor da menor remuneração(Reais)

160.978,00 991.666,00 4.011.041,00 180.000,00 31.324,00 70.000,00 29.801,00

Valor da maior remuneração(Reais)

4.010.152,00 15.933.138,00 7.629.279,00 240.000,00 96.000,00 3.112.108,00 29.801,00

Valor médio da remuneração(Reais)

3.434.743,00 13.451.453,00 4.772.899,00 101.299,00 65.692,00 602.710,00 29.801,00

Diretoria Estatutária Conselho de Administração Conselho Fiscal

Valores anuais

Nº de membros 2,10 3,30 5,00 7,70 9,30 11,50 3,00

31/12/2014 31/12/2013 31/12/2012 31/12/2014 31/12/2013 31/12/2012 31/12/2012

Diretoria Estatutária

Observação


Conselho Fiscal

13.11 - Remuneração individual máxima, mínima e média do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal

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13.12 - Mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso dedestituição do cargo ou de aposentadoria

Os contratos celebrados com os nossos Diretores e com o presidente do Conselho de Administração contêm

uma cláusula de indenização para os seguintes casos: (i) assunção do controle por novo acionista que, por

sua iniciativa, rescinda o contrato com tais administradores, exceto no caso de justa causa, em particular

por fraude ou declaração fraudulenta; e (ii) assunção do controle por novo acionistas que mantenha o

administrador na Companhia, mas sob um novo contrato, com prazo mínimo de 12 (doze) meses, e

realocado às funções originais. Na ocorrência da hipótese prevista no item (i) acima, os administradores

farão jus a uma indenização no valor máximo possível, enquanto na ocorrência da hipótese prevista no

item (ii) acima, os administradores farão jus a uma indenização no valor mínimo, correspondente à metade

do valor máximo.

Caso tais hipóteses sejam verificadas, a Companhia poderá incorrer em um custo global variando entre

R$15.619.374,08 e R$25.075.374,08.

Não firmamos com os demais membros do Conselho de Administração e os membros do Conselho Fiscal

quaisquer outros arranjos contratuais, apólices de seguros ou outros instrumentos que estruturem

mecanismos de remuneração ou indenização em caso de destituição do cargo.

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13.13 - Percentual na remuneração total detido por administradores e membros doconselho fiscal que sejam partes relacionadas aos controladores

2012 2013 2014

Conselho de Administração 91% 71% 46%

Diretoria Estatutária 0% 0% 0%

Conselho Fiscal - - -

PÁGINA: 342 de 421


13.14 - Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal, agrupados porórgão, recebida por qualquer razão que não a função que ocupam

Não houve pagamento de remuneração para Conselheiros e/ou da Diretoria por qualquer razão

que não a função que ocupam.

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13.15 - 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

MMX / LLX / OGX / OSX

/ CCX / EBX (1)


/ CCX / EBX (1)


/ CCX / EBX (1)

2012 2013 2014

Conselho de Administração 3.798.624 7.496.434 475.050

Diretoria - - -

Conselho Fiscal - - -

Outros - - - (1) MMX Mineração e Metálicos S.A.

LLX Logística S.A. (Atualmente denominada Prumo Logística S.A.)

OGX Petróleo e Gás Participações S.A. (Atualmente denominada Óleo e Gás Participações S.A.)

OSX Brasil S.A.

CCX Carvão da Colômbia S.A.

EBX Investimentos Ltda.

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Esclarecimentos adicionais acerca do item 13.2 do Formulário de Referência

A Companhia esclarece que nas notas explicativas nº. 15 das Demonstrações Financeiras de 2014 e 2013,

respectivamente, a linha salários refere-se à soma de pró-labore, benefícios diretos e indiretos e INSS dos

diretores e conselheiros da Companhia e suas controladas. A diferença entre o valor apresentado neste

Formulário de Referência e o valor disponível nas demonstrações financeiras da Companhia se dá porque as

demonstrações financeiras apresentam os valores atribuídos aos diretores estatuários e não estatutários da

Companhia e suas controladas, enquanto que o item 13.2 deste Formulário de Referência exige a

apresentação apenas das informações atinentes à Diretoria Estatutária, conforme tabela apresentada

abaixo:

Conselho de

Administração

Diretoria

Estatutária

Conselho

Fiscal

Total Formulário de

Referência

Demais Diretores da

Companhia e suas

controladas

Total

Demonstrações

Financeiras

( A ) ( B ) ( C ) ( A ) + ( B ) + ( C ) ( D )

( A ) + ( B ) + ( C ) +

( D )

2012 715.000 5.191.846 89.402 5.996.248 3.702.157 9.698.405

2013 545.820 4.565.228 0 5.111.048 4.338.255 9.449.304

2014 780.000 7.212.960 0 7.992.960 2.026.236 10.019.196

No caso da remuneração baseada em ações é importante ressaltar que as práticas contábeis adotadas no

Brasil e as IFRS, notadamente o CPC 10 (R1) – Pagamento baseado em ações (equivalente ao IFRS 2) no

parágrafo 12, requerem a mensuração das opções de ações outorgadas a funcionários, Conselheiros e

Diretores pelo valor justo, tal qual foi divulgado pela Companhia nas demonstrações financeiras de 2014 e

2013, ambas nas notas explicativas nº. 22 – Plano de pagamentos baseado em ações. Nesta nota

apresentamos dois quadros: o primeiro contendo a posição acumulada que demonstra o saldo de valor

justo de todas as opções ainda não exercidas pelos participantes, e o segundo demonstrando o efeito no

resultado (despesa) do valor justo das opções apurado no período divulgado.

Ainda nas demonstrações financeiras de 2014 e 2013, apresentamos a informação referente à posição

acumulada do passivo, ambas nas notas explicativas nº. 15 – Partes relacionadas, item d.

Não obstante, a Companhia se compromete a informar nas próximas divulgações, na nota explicativa de

partes relacionadas, que os saldos apresentados referem-se à posição do passivo acumulado dos valores

justos, calculados sobre as opções de ações outorgadas.

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14.1 - Descrição dos recursos humanos

(a) Número de empregados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por

localização geográfica)

A tabela abaixo apresenta o número de colaboradores da Companhia por funções administrativas e

operacionais.

Em 31 de dezembro de

2012 2013 2014

Administrativo 159 187 182

Operacional 490 583 296

Total 649 770 478

A tabela abaixo apresenta o número de colaboradores da Companhia por localização geográfica de nossos

complexos industriais.

Empresas 2012 2013 2014 Localização

AMAPARI ENERGIA S.A. 36 33 30 Amapá

PECEM II GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. 28 18 14 Ceará

PORTO DO PECÉM GERAÇÃO DE

ENERGIA S.A. 208 265 - Ceará

PORTO PECÉM TRANSPORTADORA

MINÉRIOS S.A. 3 3 1 Ceará

TAUÁ GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. 2 2 2 Ceará

PECÉM OPER E MAN DE UNID DE

GERAÇÃO ELÉTRICA S.A. - 8 42 Ceará

ITAQUI GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. 88 117 127 Maranhão

PARNAÍBA I GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. 77 88 85 Maranhão

PARNAÍBA II GERAÇÃO DE ENERGIA

S.A. 29 46 35 Maranhão

PARNAÍBA IV GERAÇÃO DE ENERGIA

S.A. - 2 1 Maranhão

ENEVA COMERCIALIZADORA DE

COMBUSTÍVEIS LTDA. 3 5 3 Rio de Janeiro


ENERGIA LTDA. 10 11 8 Rio de Janeiro

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ENEVA PARTICIPAÇÕES S.A. 58 52 28 Rio de Janeiro

ENEVA S.A. 88 119 102 Rio de Janeiro

UTE PORTO DO AÇU ENERGIA S.A. 1 - - Rio de Janeiro

SEIVAL GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. 1 - - Rio Grande do

Sul

SUL GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. 1 - - Rio Grande do

Sul

MPX CHILE 16 1 - Chile

TOTAL 649 770 478

(b) Número de terceirizados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por

localização geográfica)

A tabela abaixo apresenta o número de terceirizados da Companhia por funções administrativas e

operacionais.

Em 31 de dezembro de

2012 2013 2014

Administrativo / Serviços Gerais 11 29 92

Jurídico 3 2 1

Engenharia de Projetos 41 11 2

Financeiro 9 26 13

Total 64 68 108

A tabela abaixo apresenta o número de terceirizados da Companhia por localização geográfica de nossos

complexos industriais.

Empresas 2012 2013 2014 Localização

AMAPARI ENERGIA S.A. - 1 - Amapá

PECEM II GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. - 17 6 Ceará

PORTO DO PECÉM GERAÇÃO DE

ENERGIA S.A. - 9 - Ceará

PORTO PECÉM TRANSPORTADORA

MINÉRIOS S.A. - - - Ceará

TAUÁ GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. - - - Ceará

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PECÉM OPER E MAN DE UNID DE

GERAÇÃO ELÉTRICA S.A. - - - Ceará

ITAQUI GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. 8 14 7 Maranhão

PARNAÍBA I GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. - 8 30 Maranhão

PARNAÍBA II GERAÇÃO DE ENERGIA

S.A. - 14 14 Maranhão

PARNAÍBA IV GERAÇÃO DE ENERGIA

S.A. - - - Maranhão


COMBUSTÍVEIS LTDA. - - - Rio de Janeiro


ENERGIA LTDA. - - - Rio de Janeiro

ENEVA PARTICIPAÇÕES S.A. 2 - - Rio de Janeiro

ENEVA S.A. 64 5 51 Rio de Janeiro

UTE PORTO DO AÇU ENERGIA S.A. - - - Rio de Janeiro

SEIVAL GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. - - - Rio Grande do

Sul

SUL GERAÇÃO DE ENERGIA S.A. - - - Rio Grande do

Sul

MPX CHILE 5 - - Chile

TOTAL 79 68 108

(c) índice de rotatividade

No exercício social findo em 31 de dezembro de 2012, o número de desligados na Companhia e suas

controladas foi de 79 pessoas, ou 12,17% do total. No exercício social findo em 31 de dezembro de 2013, o

número de desligados na Companhia e de suas controladas foi de 156 pessoas, ou 20,26% do total. No

exercício social findo em 31 de dezembro de 2014, o número de desligados na Companhia e de suas

controladas foi de 162 pessoas, ou 20,82% do total.

(d) Exposição da Companhia a passivos e contingências trabalhistas

Para mais informações sobre a nossa exposição a passivos e contingências trabalhistas, veja o item 4.3

deste Formulário de Referência.

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14.2 - Alterações relevantes - Recursos humanos

Não houve qualquer alteração relevante ocorrida com relação aos números divulgados no item 14.1 acima,

exceto no caso do item “c” no qual se observa um aumento significativo do índice de rotatividade em

função da entrada em operação de grande parte dos complexos industriais que estavam em construção nos

exercícios anteriores.

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14.3 - Descrição da política de remuneração dos empregados

(a) Política de salários e remuneração variável

A estratégia de remuneração da Companhia utiliza o mercado como referência, considerando seus

principais competidores e empresas relevantes do Brasil, garantindo assim sua competitividade.

O principal objetivo da estratégia de remuneração da Companhia é valorizar o desempenho de seus

profissionais na evolução da empresa, conforme planejamento estratégico definido e alinhado com o

retorno aos acionistas no curto, médio e longo prazos.

A política de salários e remuneração variável da Companhia está de acordo com as melhores práticas de

governança corporativa, visando atrair e reter profissionais, sendo composta por salário base e,

dependendo do alvo de cada cargo, por remuneração variável de curto prazo, além de participação dos

empregados no Programa de Opções de Compra de Ações (conforme definido no item 13.4 deste

Formulário de Referência) da Companhia, o qual consiste na outorga de opções de compra ou subscrição de

ações ordinárias de emissão da ENEVA, sendo certo que o Programa de Opções de Compra de Ações é

aplicável a um grupo restrito de profissionais da Companhia.

(b) Política de benefícios

Os benefícios disponibilizados pela Companhia incluem plano de saúde e plano odontológico que se

estendem a dependentes legais dos beneficiados, além de seguro de vida, vale refeição, vale alimentação e

vale transporte.

(c) características dos planos de remuneração baseados em ações dos empregados não

administradores

i) Grupos de beneficiários

São elegíveis a participar do Plano de Outorga de Opções de Compra de Ações da Companhia, membros do

Conselho de Administração, diretores, gerentes, consultores e empregados da Companhia, bem como de

outras empresas pertencentes ao Grupo ENEVA.

ii) Condições para exercício

As características dos planos de remuneração baseados em ações dos empregados são idênticas àquelas

dos planos de remuneração baseados em ações dos administradores, particularmente àquelas descritas nas

alíneas (b), (c) e (d) do subitem 13.4 acima.

iii) Preços de exercício

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14.3 - Descrição da política de remuneração dos empregados




iv) Prazos de exercício




v) Número de ações comprometidas pelo Programa

11.550.599 ações ordinárias.

PÁGINA: 351 de 421


14.4 - Descrição das relações entre o emissor e sindicatos

Em 10 de janeiro de 2015, foi aprovado, de forma unânime, pelos colaboradores da Companhia, o “Acordo

Coletivo de Trabalhadores”, o qual visa a melhoria das condições de trabalho na Companhia.

A Companhia preza pelo compromisso e transparência entre seus colaboradores e o sindicato da categoria

(Sindicato dos Trabalhadores nas Empresas de Energia do Rio de Janeiro e Região - SINTERGIA), relação na

qual o diálogo flui de forma respeitosa e eficaz, mantendo uma política de negociação permanente com os

representantes dos empregados da Companhia.

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AÇÕES EM TESOURARIA - Data da última alteração:

0 0,000000% 0 0,000000% 0 0,000000%

OUTROS

108.971.140 12,971117% 0 0,000000% 108.971.140 12,971117%

DD BRAZIL HOLDINGS S.Á.R.L

15.543.256/0001-12 Luxemburguesa Sim Sim 21/10/2013

360.725.664 42,938108% 0 0,000000% 360.725.664 42,938108%

BNDES PARTICIPACOES S/A BNDESPAR

00.383.281/0001-09 Brasileira Não Não 21/10/2013

72.650.210 8,647742% 0 0,000000% 72.650.210 8,647742%

1.822.065 0,216885% 0 0,000000% 1.822.065 0,216885%

12.055.153/0001-15 Norte Americana Não Sim 21/10/2013

Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC

FIA Dinâmica Energia

08.196.003/0001-54 Não Não 22/05/2015

130.023.200 15,476997% 0 0,000000% 130.023.200 15,476997%

Centennial Asset Mining Fund LLC

07.732.392/0001-22 Norte Americana Não Sim 21/10/2013

20.208.840 2,405510% 0 0,000000% 20.208.840 2,405510%

Eike Fuhrken Batista

664.976.807-30 Brasileiro-MG Sim Sim 21/10/2013

145.704.988 17,343641% 0 0,000000% 145.704.988 17,343641%

CPF/CNPJ acionista Nacionalidade-UF Participa de acordo de acionistas Acionista controlador Última alteração

Acionista

15.1 / 15.2 - Posição acionária

Classe ação Qtde. de ações (Unidades) Ações %

Detalhamento por classes de ações (Unidades)

Qtde. ações ordinárias (Unidades) Ações ordinárias % Qtde. ações preferenciais (Unidades) Ações preferenciais % Qtde. total de ações (Unidades) Total ações %

PÁGINA: 353 de 421


TOTAL

840.106.107 100,000000% 0 0,000000% 840.106.107 100,000000%




Acionista

Detalhamento por classes de ações (Unidades)


PÁGINA: 354 de 421


TOTAL

400.500 100,000000 0 0,000000 400.500 100,000000

0 0,000000 0 0,000000 0 0,000000

OUTROS

TOTAL 0 0.000000

Luxemburguesa Não Sim 15/05/2012

Dutchdelta Finance S.À R.L.


400.500 100,000000 0 0,000000 400.500 100,000000

CONTROLADORA / INVESTIDORA CPF/CNPJ acionista Composição capital social

DD BRAZIL HOLDINGS S.Á.R.L 15.543.256/0001-12

ACIONISTA

CONTROLADORA / INVESTIDORA



Detalhamento de ações (Unidades)


PÁGINA: 355 de 421


TOTAL

1.000 100,000000 0 0,000000 1.000 100,000000

OUTROS

0 0,000000 0 0,000000 0 0,000000


Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC 12.055.153/0001-15

ACIONISTA






PÁGINA: 356 de 421


TOTAL

1.000 100,000000 0 0,000000 1.000 100,000000

OUTROS

0 0,000000 0 0,000000 0 0,000000


Centennial Asset Mining Fund LLC 07.732.392/0001-22

ACIONISTA






PÁGINA: 357 de 421


TOTAL

1.045.723.250 100,000000 0 0,000000 1.045.723.250 100,000000

OUTROS

0 0,000000 0 0,000000 0 0,000000

TOTAL 0 0.000000

Alemã Não Sim 24/06/2009

E.ON Finanzanlagen GmbH


1.045.723.250 100,000000 0 0,000000 1.045.723.250 100,000000


Dutchdelta Finance S.À R.L.

ACIONISTA






PÁGINA: 358 de 421


TOTAL

5 100,000000 0 0,000000 5 100,000000

OUTROS

0 0,000000 0 0,000000 0 0,000000

TOTAL 0 0.000000

5 100,000000 0 0,000000 5 100,000000


E.ON SE

Alemã Não Sim 26/11/2012


E.ON Finanzanlagen GmbH

ACIONISTA






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Total 311.598.872 37,090419%

Ações em circulação correspondente a todas ações do emissor com exceção das de titularidade do controlador, das pessoas a ele vinculadas, dos administradores do emissor e das ações mantdas em tesouraria

Ações em Circulação

Quantidade preferenciais (Unidades) 0 0,000000%

Quantidade ordinárias (Unidades) 311.598.872 37,090419%

Quantidade acionistas pessoa física (Unidades)

2.949

Data da última assembleia / Data da última alteração

29/04/2015

Quantidade acionistas pessoa jurídica (Unidades)

119

Quantidade investidores institucionais (Unidades)

1

15.3 - Distribuição de capital

PÁGINA: 360 de 421


15.4 - Organograma dos acionistas

Tendo em vista que a apresentação desta informação é facultativa, a Companhia optou, neste momento,

por não divulgar o organograma de seus acionistas controladores diretos e indiretos.

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15.5 - Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador sejaparte

Partes O acordo de acionistas foi celebrado entre (i) a DD Brazil Holdings S.À.R.L. (“E.ON”); (ii) o Sr.

Eike Fuhrken Batista (“EBX” e em conjunto com a E.ON, as “Partes”); (iii) a E.ON SE

(“Garantidor”), na qualidade de garantidor; e (iv) a ENEVA S.A. (“ENEVA” ou “Companhia”),

na qualidade de interveniente anuente (“Acordo”).

Data de

celebração

27 de maio de 2013 e aditado em 30 de dezembro de 2014

Prazo de vigência O Acordo entrou em vigor e vinculou as Partes na data em que a aquisição pela E.ON foi

concluída, conforme previsto no Contrato de Investimento de 2013.

O Acordo permanecerá válido e eficaz pelo tempo em que as Partes forem acionistas da

Companhia e somente poderá ser rescindido por qualquer das Partes nos seguintes eventos: (i)

as Partes concordarem mutuamente por escrito em rescindir o Acordo; (ii) cada Parte terá o

direito de rescindir o Acordo caso E.ON e/ou EBX deixe(em) de deter quaisquer ações da

ENEVA; (iii) se uma Parte se tornar proprietária de mais de 50% (cinquenta por cento) das

ações da ENEVA, essa Parte terá o direito de rescindir o Acordo; (iv) caso a participação detida

por E.ON ou EBX no capital social da ENEVA se torne inferior a 15% (quinze por cento) do

capital social total da ENEVA, a Parte que mantiver maior participação poderá rescindir este

Acordo; (v) mediante decisão de cancelamento de registro da Companhia; (vi) se uma das

Partes tiver (a) sido declarado insolvente por um tribunal competente e tal decisão não tiver

sido revertida dentro do prazo legal aplicável; (b) requerido ou consentido com a indicação ou

imposição de um depositário, custodiante, administrador, auditor, síndico, administrador

judicial, liquidante ou pessoal similar, para si ou para a totalidade ou parte substancial de seus

bens; (c) efetuado uma cessão geral em benefício de seus credores; ou (d) apresentado um

pedido buscando medida, nos termos previstos na legislação aplicável, para falência,

insolvência, reorganização, recuperação judicial ou recuperação extrajudicial, liquidação,

dissolução, acordo, composição ou repactuação de dívidas. A rescisão do Acordo será efetuada

sem prejuízo dos direitos e responsabilidades detidos pelas Partes na data da rescisão, salvo se

renunciados por escrito em acordo celebrado pelas Partes.

Descrição das

cláusulas relativas

ao exercício do

direito de voto e

do poder de

controle

As Partes concordam em (i) exercer seus respectivos votos nas Assembleias de Acionistas; (ii)

fazer com que a Companhia sempre exerça seu voto nas assembleias de acionistas de suas

subsidiárias, se houver; e (iii) instruir seus respectivos representantes na administração da

Companhia e de suas subsidiárias, dentro do que for permitido por lei aplicável, a atuarem com

os princípios estabelecidos no Acordo.

Não obstante quaisquer direitos de cada Parte, caso a composição acionária na ENEVA seja

alterada ao longo do tempo, E.ON e EBX continuarão a exercer seus direitos na ENEVA na forma

descrita no Acordo. Os Acionistas concordam em guiar a ENEVA e exercer seus direitos de voto

em todos os órgãos da ENEVA previstos no Acordo (incluindo o Conselho de Administração e a

Assembleia de Acionistas), conforme o seguinte: antes da realização de qualquer Assembleia de

Acionistas ou reunião do Conselho de Administração, E.ON e EBX deverão realizar uma reunião

prévia para acordar sobre a forma como seus votos ou de seus representantes serão

direcionados, de acordo com os termos do Acordo.

Descrição das


à indicação de

O Conselho de Administração será composto de no mínimo 5 (cinco) membros, podendo ser

aumentado para até 10 (dez) membros. Os membros do Conselho de Administração serão

eleitos na Assembleia de Acionistas, observado que (i) a E.ON e EBX terão o direito de indicar o

PÁGINA: 362 de 421



administradores mesmo número de conselheiros com o fim de, sempre, (a) eleger um número total de

conselheiros para garantir que E.ON e EBX mantenham o controle compartilhado da Companhia;

e (b) permitir às Partes eleger o maior número possível de membros do Conselho de

Administração, sempre que a eleição for realizada por voto múltiplo; e (ii) as regras dispostas

no regulamento do Novo Mercado sobre a nomeação de conselheiros independentes serão

observadas.

Os candidatos indicados para nomeação por E.ON e EBX deverão ser profissionais com

qualificação e experiência comprovadas. A nomeação e substituição do único membro

independente serão realizadas por mútuo consentimento entre E.ON e EBX. Os membros

independentes deverão ter qualificação e experiência comprovada.

Descrição das


à transferência de

ações e à

preferência para

adquiri-las

Nos termos do Acordo, as Partes obrigam-se a não transferir suas ações, salvo se mutuamente

acordado entre as Partes e nas hipóteses previstas no Acordo. As Partes obrigam-se a não

transferir suas ações a terceiros em quantidade que faça com que a E.ON e a EBX passem a

deter menos de 15% do capital social da EBX por um período de 5 (cinco) anos contados do dia

27 de março de 2013, data em que a E.ON e a EBX celebraram um acordo de investimento

(“Lock-up”). O Lock-up não será aplicável à EBX no caso da realização de uma oferta pública de

aquisição de ações da companhia pela E.ON, ressalvada a hipótese de oferta pública de

aquisição de controle que mantenha a Companhia enquadrada nos requisitos de free float do

nível de listagem da BM&FBOVESPA do Novo Mercado.

Não obstante o Lock-up, as Partes poderão a qualquer tempo e mediante notificação prévia e

por escrito à outra parte, transferir total ou parcialmente as suas ações às suas subsidiárias,

desde que: (i) cada subsidiária seja, direta ou indiretamente, integralmente detida por E.ON ou

EBX; (ii) E.ON ou EBX garanta todas as obrigações de tal subsidiária integral nos termos do

Acordo; (iii) um compromisso legal vinculativo seja estabelecido para que as ações sejam

transferidas de volta à E.ON ou EBX antes de a subsidiária integral deixar de ser uma subsidiária

integral de E.ON ou EBX; ou (iv) a subsidiária integral adira incondicionalmente ao Acordo e o

respectivo instrumento de adesão seja arquivado na Companhia, juntamente com o Acordo.

Exceto qualquer transferência que seja permitida nos termos do Acordo, caso E.ON ou EBX

desejem transferir a totalidade ou parte de suas ações de emissão da Companhia a um terceiro,

por meio de uma ou uma série de transações, o outro acionista terá direito de preferência para

adquirir tais ações de acordo com as disposições do Acordo. O acionista que deseja alienar as

ações de sua propriedade deverá notificar por escrito o outro acionista sobre sua intenção de

transferir as ações da Companhia de sua propriedade, informando o número das ações sujeitas

a tal proposta de venda e aos termos sob os quais uma oferta de compra foi efetuada, incluindo

o preço a ser pago por cada ação e condições de pagamento. O acionista que receber a proposta

de venda terá o direito de exercer o seu direito de preferência unicamente no que diz respeito a

todas, e não menos do que todas, as ações de propriedade do acionista que deseja transferir

tais ações, mediante a entrega de notificação escrita de aceitação no prazo de 15 (quinze) dias

úteis após a entrega da notificação de proposta de venda. Caso o acionista que recebeu a

proposta de venda não exerça seu direito de preferência, o acionista que está alienando as

ações de sua propriedade estará livre para vender tais ações a um terceiro dentro de 90

(noventa) dias. Qualquer transferência de ações no contexto de uma venda secundária como

parte de qualquer oferta pública das ações da Companhia estará sujeita ao procedimento de

direito de preferência previsto e nos termos do Acordo.

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Descrição das

cláusulas que

restrinjam ou

vinculem o direito

de voto dos

membros de

conselho de

administração

Não aplicável.

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15.6 - Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle eadministradores do emissor

As alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores nos três

últimos exercícios sociais e no exercício social corrente foram descritas no item 6.5 deste Formulário de

Referência.

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De forma a complementar às informações fornecidas nos itens 15.1 e 15.2 acima, a Companhia informa

que seu acionista controlador indireto, a E.ON SE, não possui acionistas controladores, tendo seu controle

acionário disperso no mercado, motivo pelo qual não foi apresentada sua estrutura acionária. Ademais, a

Companhia informa que as principais deliberações da E.ON SE são aprovadas por meio de assembleia geral

de acionistas.

Em 30 de dezembro de 2014 foi realizado o Primeiro Aditamento ao Acordo de Acionistas da ENEVA S.A., o

qual tinha como objeto adaptar cláusulas do Acordo de Acionistas original à diminuição do número de

membros do Conselho de Administração da ENEVA, tendo sido aprovada pelos acionistas em Assembleia

Geral Extraordinária da Companhia realizada em 30 de dezembro de 2014.

Maiores informações a respeito do Primeiro Aditamento ao Acordo de Acionistas podem ser encontradas no

website de Relações com Investidores da ENEVA, por meio do seguinte link: http://ri.eneva.com.br/

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16.1 - Descrição das regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização detransações com partes relacionadas

Conforme disposto na Política de Governança Corporativa da Companhia, as operações por ela celebradas

com partes relacionadas devem observar condições de mercado, objetivando assegurar seu caráter

estritamente comutativo, em linha com a legislação em vigor e com as melhores práticas de Governança

Corporativa, incluindo aquelas previstas no Regulamento do Novo Mercado, assegurando a transparência e

o pleno respeito aos interesses dos acionistas, investidores, colaboradores e demais stakeholders.

Adicionalmente, como boa prática de Governança Corporativa, a Companhia submete para aprovação de

seu Conselho de Administração as contratações e quaisquer negócios envolvendo partes relacionadas a ela.

Além disso, o Conselho de Administração tem a competência de prevenir e administrar situações

envolvendo conflitos de interesses, zelando para que o interesse da Companhia sempre prevaleça.

Conforme também disposto na citada Política de Governança Corporativa, havendo interesses conflitantes

com os da Companhia por parte de qualquer acionista ou administrador em relação a determinada matéria,

deve este manifestar, tempestivamente, tal conflito de interesse ou a existência de interesse particular,

declarando-se impedido de participar das discussões e deliberações sobre o assunto.

Nos termos da Deliberação n° 642 da Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”), editada em 7 de outubro de

2010, considera-se que uma entidade está relacionada com Companhia se, dentre outras previstas na

deliberação, alguma das condições abaixo venha a ser observada:

(i) a entidade e a Companhia sejam membros do mesmo grupo econômico (o que significa dizer que a

controladora e cada controlada são inter-relacionadas, bem como as entidades sob controle comum são

relacionadas entre si);

(ii) a entidade é coligada ou controlada em conjunto (joint venture) da Companhia (ou coligada ou

controlada em conjunto de entidade membro de grupo econômico do qual a Companhia é membro);

(iii) se a Companhia e uma entidade estiverem sob o controle conjunto (joint ventures) de uma terceira

entidade; ou

(iv) a entidade é um plano de benefício pós-emprego cujos beneficiários são os empregados de ambas

as entidades, isto é, da Companhia e da entidade.

Além disso, conforme previsão legal, é vedado aos administradores da Companhia: (i) praticar ato de

liberalidade à custa da Companhia; (ii) receber, em razão de seu cargo, qualquer tipo de vantagem pessoal

direta ou indireta de terceiros, sem autorização constante do respectivo estatuto social ou concedida

através de assembleia geral; (iii) tomar por empréstimo recursos ou bens da companhia ou usar, em

proveito próprio, os bens, serviços ou crédito de sociedade em que tenha interesse, ou de terceiros, sem a

respectiva autorização constante do respectivo Estatuto Social ou concedida através de Assembleia Geral; e

(iv) intervir em qualquer operação social em que tiver interesse conflitante com o da Companhia, ou nas

deliberações que a respeito tomarem os demais conselheiros.

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16.1 - Descrição das regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização detransações com partes relacionadas

A divulgação das transações com partes relacionadas pela Companhia é realizada por meio de suas

demonstrações contábeis periódicas, nos termos da legislação aplicável.

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Objeto contrato Contrato de Mútuo entre Eneva S.A. e Parnaíba Participações S.A..

Garantia e seguros Não há.

Rescisão ou extinção Não há.

Relação com o emissor Controlada

Natureza e razão para a operação O saldo é composto por contrato de mútuo celebrado, em dezembro 2011, com a Eneva S.A. (mutuante) sujeito a juros mensais de mercado (110% do CDI) e com prazo de vencimento em 31 de dezembro de 2015, no montante de R$ 1.778.000,00.

Parnaíba Participações S.A. 03/12/2013 29.852.459,33 R$29.852.459,33 a receber

Não é possível auferir. Indeterminado SIM 0,000000

Natureza e razão para a operação .

Parnaíba IV Geração de Energia S.A. 01/07/2011 76.130.811,72 R$76.425.000,00 a receber.

Não há como auferir. Indeterminado. SIM 0,000000

Relação com o emissor Controlada.

Objeto contrato Contrato de Compartilhamento de custos de atividades operacionais e financeiras.


Rescisão ou extinção Não há

UTE Porto do Açu Geração de Energia 01/07/2011 303.000,00 R$303.000,00 a receber.

Não é possivel auferir. Indeterminado NÃO 0,000000



Objeto contrato Contrato de mútuo entre Eneva S.A. e Pecém Operação e Manutenção de Unidades de Geração Elétrica S.A.

Garantia e seguros Não há

Natureza e razão para a operação

Pecém Operação e Manutenção de Unidades de Geração Elétrica S.A.

05/12/2012 1.778.000,00 R$1.778.000,00 a receber.

31/12/2015 SIM 0,000000

16.2 - Informações sobre as transações com partes relacionadas

Parte relacionada Data transação

Montante envolvido (Reais)

Saldo existente Montante (Reais) Duração Empréstimo ou outro tipo de divida

Taxa de juros cobrados

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Mabe da Brasil 01/07/2011 12.804.000,00 R$12.804.000,00 a receber.

Não há como auferir. Indeterminado SIM 0,000000

Garantia e seguros Garantia da UTE Parnaiba


Rescisão ou extinção Nas hipóteses de: (i) descumprimento de obrigação contratual relevante, (ii) declaração de falência, insolvência, recuperação judicial ou extrajudicial ou liquidação, (iii) transferência do referido contrato ou quaisquer direitos ou obrigações, (iv) em caso de término dos CCEARs sem culpa da arrendaria, (v) em caso de término do Contrato de Compra e Venda de Gás sem culpa da arrendatária, (vi) caso fortuito ou força maior, (vii) em caso de incorreção substancial de qualquer declaração prevista no contrato.



Parnaíba IV Geração de Energia S.A. 01/07/2011 294.188,28 R$294.188,28 a receber.

Não há como auferir. Indeterminado. NÃO 0,000000


Objeto contrato Contrato de Arrendamento de uma parcela da capacidade total de tratamento de gás natural da UTG necessária para Parnaíba I.


Objeto contrato Contrato de mútuo entre Eneva S.A. e Parnaíba IV Geração de Energia S.A.

Parnaíba Gás Natural S.A. 18/12/2012 110.810.529,11 R$ 45.128.000,00 R$ 110.810.529,11/ano 15 anos, contados a partir da entrada em operação da UTE Parnaíba

NÃO 0,000000


Relação com o emissor Outras pessoas ligadas

Objeto contrato Contrato de compartilhamento de custos de atividades operacionais e financeiras.









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Parnaíba Gas Natural S.A. 26/03/2013 8.750.000,00 Não há. R$8,75 milhões / ano 15 anos a partir do início da fase de comissionamento e testes da UTE

NÃO 0,000000

Garantia e seguros Possibilidade de Exigência de Garantia de Pagamentos da Parnaiba II em caso haja alteração no controle da Parnaiba II.

Objeto contrato Contrato de Fornecimento de Gás Natural para a Parnaíba III.


Rescisão ou extinção Nas hipóteses de (i) não pagamento de documento de cobrança; (ii) declaração de insolvência, autofalência, falência, recuperação judicial ou extrajudicial, liquidação judicial ou extrajudicial e/ou, intervenção de qualquer autoridade governamental competente, (iii) descumprimento de obrigações contratuais.



Eneva Comercializadora de Energia Ltda. 31/03/2011 27.547.000,00 R$27.547.000,00 Não há como auferir. Indeterminado SIM 0,000000


Relação com o emissor Outras pessoas ligadas.

Objeto contrato Contrato de mútuo entre Eneva S.A. e Mabe do Brasil.


Natureza e razão para a operação Contrato de mútuo celebrado, em janeiro de 2012, com a Eneva S.A. (mutuante) sujeito a juros mensais de mercado (125% do CDI) e com prazo de vencimento indeterminado, no montante de R$ 29.500.000,00.


Parnaíba Gás Natural S.A. 26/03/2013 5,26 R$0,00 R$5,26 por MMBTU 15 anos. NÃO 0,000000



Objeto contrato Contrato de mútuo entre Eneva S.A. e Eneva Comercializadora de Energia Ltda.






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E.ON Global Commoddities S.E 12/08/2013 17.445.407,60 R$0,00 Não é possível auferir. 31/12/2013 ou até a performance total das obrigações.

NÃO 0,000000



Rescisão ou extinção Rescisão por razão de Força Maior (cláusula 16.4) ou descumprimento contratual (Cláusula 13.3)


Rescisão ou extinção Nas hipóteses de: (i) descumprimento de obrigação contratual relevante, (ii) declaração de falência, insolvência, recuperação judicial ou extrajudicial

E.ON Global Commoddities S.E 20/03/2013 31.384.152,00 R$0,00 Não é possível auferir. 31/12/2013 ou até a performance total das obrigações

NÃO 0,000000

Relação com o emissor Outras pessoas ligadas.

Objeto contrato Suprimento de carvão térmico para geração de energia para Itaqui Geração de Energia SA


Objeto contrato Contrato de Arrendamento de uma parcela da capacidade total de tratamento de gás natural da UTG necessária para a Parnaíba II.

E.ON Global Commoddities S.E 11/12/2013 106.237.362,00 R$6.434.635,65 Não é possível auferir. 31/12/2013 ou até a performance total das obrigações

NÃO 0,000000



Objeto contrato Suprimento de carvão térmico para geração de energia para Itaqui Geração de Energia S.A.









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Seival Geração de Energia S.A. 01/07/2011 185.000,00 R$ 185.000,00 a receber

Não é possível auferir Indeterminado NÃO 0,000000







Eneva Participações S.A. 01/07/2011 10.939.000,00 R$10.939.000,00 a receber



Objeto contrato Suprimento de carvão térmico para geração de energia para Pecém II.


Objeto contrato Suprimento de carvão térmico para geração de energia para Pecém II.

E.ON Global Commodditie S.E 11/12/2013 105.443.165,63 R$7.651.665,00 Não há como auferir. 31/12/2013 ou até a performance total das obrigações

NÃO 0,000000





Rescisão ou extinção N/A

Garantia e seguros N/A






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Objeto contrato Contrato de Mútuo entre Eneva S.A. e Termopantanal Participações Ltda.



Termopantanal Participações Ltda. 13/05/2008 457.000,00 Não aplicável. Não é possível auferir. Indeterminado. SIM 0,000000

Natureza e razão para a operação Operação sujeita a juros mensais de mercado (101% do CDI)



Parnaíba II Geração de Energia S.A. 01/07/2011 14.219.000,00 R$ 14.219.000,00 a receber



Objeto contrato Contrato de Mútuo entre ENEVA S.A. e Termopantanal Ltda.




Termopantanal Ltda. 31/12/2005 7.683.000,00 R$230.000,00 Não há como auferir. Indeterminado. SIM 0,000000











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ENEVA Solar Empreendimentos Ltda 01/07/2011 7.000,00 Não aplicável. Não há como auferir. 01/07/2014, com renovação automática.

NÃO 0,000000






Objeto contrato Contrato de Mútuo entre ENEVA S.A. Pecém II Geração de Energia S.A.




Natureza e razão para a operação Sujeito a juros mensais de mercado (101% do CDI)

Pecém II Geração de Energia S.A. 14/12/2012 194.067.737,15 Não aplicável. Não é possível auferir. Indeterminado SIM 0,000000

Natureza e razão para a operação Contrato de Mútuo. Taxa de juros cobrada: 104% do CDI.



Amapari Energia S.A. 01/07/2011 25.000,00 Não há. Não há como auferir. 01/07/2014 com renovação automática

NÃO 0,000000


Pecém II Geração de Energia S.A. 01/07/2011 5.954.262,85 Não há. Não é possível auferir o montante existente.

01/07/2014 com renovação automática

NÃO 0,000000








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Parnaíba Gás Natural S.A. 26/03/2013 5,26 R$ 0,00 R$5,26 por MMBTU 15 anos NÃO 0,000000

Objeto contrato Contrato de Fornecimento de Gás Natural para a Parnaíba III.







Parnaíba I Geração de Energia S.A. 01/07/2011 7.054.000,00 Não aplicável. Não é possível auferir. 01/07/2014, com renovação automática.

NÃO 0,000000


Objeto contrato Contrato de ressarcimento de custos administrativos e relativos a estudos de viabilidade.



Parnaíba II Geração de Energia S.A. 01/07/2011 5.142.000,00 Não aplicável. Não há como auferir. 01/07/2014, com renovação automática.

NÃO 0,000000



Objeto contrato Contrato de ressarcimento de custos administrativos e relativos a estudos de viabilidade.









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Objeto contrato Receita de ressarcimento de custos relativos à implantação de projetos.


Seival Sul Mineração Ltda. 01/07/2011 10.000,00 Não aplicável. Não há como auferir. 01/07/2014 com renovação automática

NÃO 0,000000


Parnaíba Gás Natural S.A. 26/03/2013 6,00 R$ 0,00 R$6,00 por MMBTU 15 anos, a partir de outubro de 2013

NÃO 0,000000




Garantia e seguros Possibilidade de Exigência de Garantia de Pagamentos da Parnaiba III em caso haja alteração no controle da Parnaiba III.


Objeto contrato Contrato de Fornecimento de Gás Natural para a Parnaíba IV.



ENEVA Desenvolvimento S.A. 01/07/2011 356.000,00 Não aplicável. Não há como auferir. 01/07/2014 com renovação automática

NÃO 0,000000

Garantia e seguros Possibilidade de Exigência de Garantia de Pagamentos da Parnaiba IV em caso haja alteração no controle da Parnaiba IV.








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Objeto contrato Contrato de ressarcimento de custos financeiros, administrativos e operacionais.


Pecém II Participações S.A. 01/07/2011 0,00 R$0,00 Não há como auferir. 01/07/2014, com renovação automática.

NÃO 0,000000


Porto do Pecém Geração de Energia S.A. 01/09/2012 0,00 R$0 Não há como auferir. 01/12/2014 NÃO 0,000000






Objeto contrato (i) contrato de mútuo celebrado, em setembro de 2012, com a Eneva S.A. (mutuante) sujeito a juros mensais de mercado (105% do CDI) e com prazo de vencimento indeterminado e (ii) contrato celebrado entre a partes para assunção dos custos de compra de carvão incorridos por Porto do Pecém



ENEVA Investimentos S.A. 01/07/2011 11.000,00 Não aplicável. Não há como auferir. 01/07/2014 com renovação automática

NÃO 0,000000









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Objeto contrato Contrato de ressarcimento de custos financeiros, administrativos e operacionais.




Parnaíba III Geração de Energia S.A. 01/07/2011 365.000,00 Não aplicável. Não há como auferir. 01/07/2014, com renovação automática.

NÃO 0,000000



Objeto contrato Contrato de Arrendamento de uma parcela da capacidade total de tratamento de gás natural da UTG necessária para a Parnaíba III.

Parnaíba Gás Natural S.A. 26/03/2013 21.243.628,08 Não há. R$ 21.243.628,08/ano Indeterminado NÃO 0,000000





Objeto contrato Contrato de Compra e Venda de Gás Natural para a Parnaíba II.

Parnaíba Gás Natural S.A. 26/03/2013 5,26 N/A R$5,26/MMBTU Indeterminado NÃO 0,000000

Garantia e seguros Possibilidade de Exigência de Garantia de Pagamentos da Parnaiba III em caso haja alteração no controle da Parnaiba III.








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Seival Participações S.A. 01/07/2011 60.000,00 R$60.000,00, a receber. Não ha como auferir. Indeterminado. NÃO 0,000000




Objeto contrato Contrato Preliminar para Fornecimento de Gás e Outras Avenças celebrado entre a ENEVA S.A., Eneva Participações S.A., Parnaíba Gás Natural S.A. e Petróleo e Gás Participações S.A., definindo os principais termos e condições da contratação por cada empreendimento, o fornecimento de gás natural e do arrendamento de parte da capacidade total de tratamento de gás natural das respectivas UTGs.




Parnaíba Gás Natural S.A. 26/03/2013 0,00 Não há. Não é possível auferir 7 anos ou até a extinção da concessão dos blocos exploratórios

NÃO 0,000000



Garantia e seguros Não há



Eneva Comercializadora de Combustíveis Ltda. 01/07/2011 542.000,00 R$542.000,00 a receber.

Não há como auferir. Indeterminado. NÃO 0,000000






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Itaqui Geração de Energia S.A 03/01/2012 405.825.096,15 Não há. Não é possível auferir. Indeterminado. SIM 0,000000



Objeto contrato Prestação de serviço de operação portuária de desembarque e transportes de carvão.




Objeto contrato Receita de ressarcimento de custos relativos a implantação de projetos.



Sul Geração de Energia S.A. 01/07/2011 243.000,00 R$ 243.000,00 a receber




Tauá II Geração de Energia Ltda. 44.000,00 R$ 44.000,00 a pagar Não é possível auferir Indeterminado NÃO 0,000000




01/01/2012 0,00 R$0,00 Não é possível auferir 30/06/2016 NÃO 0,000000



Objeto contrato Ressarcimento de custos relativos a implantação de projetos.






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Rescisão ou extinção Rescisão por razão de Força Maior (cláusula 16.4) ou descumprimento contratual (Cláusula 13.3



Objeto contrato Contrato de Compartilhamento de custos de atividades operacionais e financeiras.


UTE Porto do Açu Geração de Energia 01/07/2011 303.000,00 R$303.000,00 a receber.

Não é possivel auferir. Indeterminado NÃO 0,000000



Natureza e razão para a operação Contrato de Mútuo. Taxa de juros cobrada: 104% do CDI.

E.ON SE 23/09/2014 0,00 Não há saldo Não é possível auferir. Indeterminado NÃO 0,000000

Itaqui Geração de Energia S.A. 01/07/2011 11.400.904,00 Não há. Não há. 01/07/2014, com renovação automática.

NÃO 0,000000

Objeto contrato Contrato de Mútuo entre ENEVA S.A. e Itaqui.


Garantia e seguros Não existe garantias e seguros relacionados

Rescisão ou extinção 90 dias após aviso prévio


Relação com o emissor Sociedade Co-controladora da Companhia

Objeto contrato Serviços de administração geral, serviços de consultoria e engenharia para geração de energia, sistemas de transmissão e distribuição, tratamento de gás, transporte e armazenamento.






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16.3 - Identificação das medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses e demonstração do caráter

estritamente comutativo das condições pactuadas ou do pagamento compensatório adequado

(a) identificar as medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses

A Companhia não adota um mecanismo específico para identificar conflitos de interesse, aplicando-se à

hipótese práticas de governança corporativa e aquelas recomendadas e/ou exigidas pela legislação,

incluindo aquelas previstas no Regulamento do Novo Mercado, de acordo com a qual o acionista não poderá

votar nas deliberações da assembleia geral relativas ao laudo de avaliação de bens com que concorrer para

a formação do capital social e à aprovação de suas contas como administrador, nem em quaisquer outras

que puderem beneficiá-lo de modo particular, ou em que tiver interesse conflitante com o da Companhia. A

deliberação tomada em decorrência do voto de acionista que tem interesse conflitante com o da Companhia

é anulável, respondendo o acionista pelos danos causados e pela restituição à Companhia das vantagens

que tiver auferido.

Ao Conselho de Administração, Diretoria Executiva e Conselho Fiscal, caso seja instituído, são submetidas

todas as decisões acerca de operações da Companhia, conforme competência descrita por seu estatuto

social vigente. Assim, todas as operações da Companhia, especialmente aquelas que se deram com partes

relacionadas, foram devidamente submetidas aos órgãos decisórios da Companhia a que estavam

subordinadas, conforme regras vigentes. Ademais, em conformidade com a Lei das Sociedades por Ações,

qualquer membro do Conselho de Administração da Companhia está proibido de votar em qualquer

assembleia ou reunião do Conselho de Administração, ou de atuar em qualquer operação ou negócios nos

quais tenha interesses conflitantes com os da Companhia. As operações e negócios da Companhia com

partes relacionadas a ela seguem os padrões de mercado e são amparadas pelas devidas avaliações prévias

de suas condições e do estrito interesse da Companhia em sua realização.

(b) demonstrar o caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou o pagamento

compensatório adequado

As operações celebradas com partes relacionadas à Companhia observam condições de mercado,

objetivando assegurar seu caráter estritamente comutativo, em linha com a legislação em vigor e com as

melhores práticas de governança corporativa, incluindo aquelas previstas no Regulamento do Novo

Mercado, assegurando a transparência e o pleno respeito aos interesses dos acionistas, investidores,

colaboradores e demais stakeholders.

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Tipo de capital Capital Autorizado

15/08/2012 1.200.000.000,00 1.200.000.000 0 1.200.000.000

Tipo de capital Capital Integralizado

01/08/2014 4.711.337.093,96 840.106.107 0 840.106.107

Tipo de capital Capital Subscrito

01/08/2014 4.711.337.093,96 840.106.107 0 840.106.107

Tipo de capital Capital Emitido

01/08/2014 4.711.337.093,96 840.106.107 0 840.106.107

17.1 - Informações sobre o capital social

Data da autorização ou aprovação Valor do capital (Reais) Prazo de integralização

Quantidade de ações ordinárias (Unidades)

Quantidade de ações preferenciais (Unidades)

Quantidade total de ações (Unidades)

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Critério para determinação do preço de emissão

Exercício de opções de subscrição de ações outorgadas no âmbito do Programa de Outorga de Opções de Compra ou Subscrição de Ações da Companhia.

Forma de integralização Dinheiro

09/05/2012Reunião do Conselho de Administração

09/05/2012 1.256.177,13Subscrição

particular 125.620 0 125.620 0,06136769 10,00 R$ por Unidade



Preço definido de acordo com a Escritura da 1º Emissão de Debêntures Conversíveis.


09/05/2012 176.816,00Subscrição



Exercício de opções de subscrição de ações outorgadas no âmbito do Programa de Outorga de Opções de Compra ou Subscrição de Ações da Companhia



21/03/2012 25.907,20Subscrição






21/03/2012 42.312,00Subscrição

particular 984 0 984 0,00206730 43,00 R$ por Unidade





29/02/2012 414.219,00Subscrição


17.2 - Aumentos do capital social

Data de deliberação

Orgão que deliberou o aumento Data emissão

Valor total emissão (Reais)

Tipo de aumento

Ordinárias (Unidades)

Preferênciais (Unidades)

Total ações (Unidades)

Subscrição / Capital anterior Preço emissão Fator cotação

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Forma de integralização Dinheiro.


06/02/2013 95.144,63Subscrição






10/01/2013 247.490,42Subscrição



Aumento de capital realizado mediante subscrição privada de ações, aprovada na Reunião do Conselho de Administração realizada em 24 de maio de 2012, que define o preço de emissão por ação.



25/07/2012 1.000.000.063,00Subscrição

particular 22.623.796 0 22.623.796 36,54954928 44,20 R$ por Unidade





15/06/2012 22.102,00Subscrição

particular 514 0 514 0,00080782 43,00 R$ por Unidade





24/05/2012 1.429.952.315,00Subscrição






Tipo de aumento





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Preço de fechamento das ações ordinárias da Companhia negociadas na BM&FBovespa S.A. na data de 09/05/2014, fixado de acordo com Artigo 170, §1º, III, da Lei das Sociedades por Ações.



01/08/2014 174.728.680,26Subscrição



Exercício de opções de subscrição de ações outorgadas no âmbito do Programa de Outorga de Opções de Compra ou Subscrição de Ações da Companhia



21/10/2013 40.097,70Subscrição



Aumento de capital realizado mediante subscrição privada de ações.



16/09/2013 799.999.995,15Subscrição






08/05/2013 99.500,30Subscrição






05/04/2013 114.098,53Subscrição






Tipo de aumento





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25/07/2012 192.747.244 0 192.747.244 578.241.732 0 578.241.732

Desdobramento

17.3 - Informações sobre desdobramentos, grupamentos e bonificações de ações

Quantidade de ações antes da aprovação (Unidades) Quantidade de ações depois da aprovação (Unidades)

Data aprovação

Quantidade ações ordinárias

Quantidade ações preferenciais Quantidade total ações


Quantidade ações preferenciais Quantidade total ações

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Forma de restituição NA

Razão para redução Cisão do acervo líquido da ENEVA a ser incorporada pela CCX.

24/05/2012 24/05/2012 750.163.543,01 0 0 0 20,69499100 0,00

17.4 - Informações sobre reduções do capital social

Data de deliberação Data reduçãoValor total redução (Reais)


(Unidades)

Quantidade ações preferenciais

(Unidades)Quantidade total ações

(Unidades)Redução / Capital

anteriorValor restituído por

ação (Reais)

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Direito a reembolso de capital Sim

Condições para alteração dos direitos assegurados por tais valores mobiliários

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, nem o Estatuto Social da Companhia e nem tampouco as deliberações adotadas pelos acionistas em Assembleias Gerais podem privar os acionistas dos seguintes direitos: (i) direito a participar na distribuição dos lucros; (ii) direito a participar, na proporção da sua participação no capital social, na distribuição de quaisquer ativos remanescentes na hipótese de liquidação da Companhia; (iii) direito de preferência na subscrição de ações, debêntures conversíveis em ações ou bônus de subscrição, exceto em determinadas circunstâncias previstas na Lei das Sociedades por Ações; (iv) direito de fiscalizar, na forma prevista na Lei das Sociedades por Ações, a gestão dos negócios sociais; (v) direito de votar nas Assembleias Gerais; e (vi) direito a retirar-se da Companhia, nos casos previstos na própria Lei das Sociedades por Ações, incluindo fusão ou incorporação.

Restrição a circulação Não

Descrição das características do reembolso de capital

No caso de liquidação da Companhia, os acionistas receberão os pagamentos relativos ao remanescente do capital social, na proporção da sua participação no capital social, após o pagamento de todas as obrigações da Companhia.Os acionistas que dissentirem de certas deliberações tomadas em Assembleia Geral poderão retirar-se da Companhia, nos termos previstos na Lei das Sociedades por Ações. Para fins de reembolso, o valor da ação será determinado com base no valor econômico da Companhia, apurado em avaliação procedida por três peritos ou empresa especializada indicada e escolhida em conformidade com o disposto no artigo 45 da Lei das Sociedades por Ações. Caberá ao Conselho de Administração fixar a lista sêxtupla ou tríplice, respectivamente, de candidatos e instituições qualificadas a ser apresentada à Assembleia Geral da Companhia para fins da avaliação do valor econômico da Companhia.

Direito a voto Pleno

Outras características relevantes

Outras características relevantes estão disponíveis no item 18.10.

Conversibilidade Não

Direito a dividendos De acordo com a Lei das Sociedades por Ações e com o Estatuto Social da Companhia é assegurado aos acionistas o direito ao recebimento de dividendo obrigatório anual não inferior a 25% do lucro líquido apurado nas demonstrações financeiras da Companhia, diminuído ou acrescido dos seguintes valores: (i) importância destinada à constituição de reserva legal; e (ii) importância destinada à formação de reserva para contingências e reversão das mesmas reservas formadas em exercícios anteriores.

Tag along 100,000000

Espécie de ações ou CDA Ordinária

18.1 - Direitos das ações

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18.2 - Descrição de eventuais regras estatutárias que limitem o direito de voto deacionistas significativos ou que os obriguem a realizar oferta pública

Limitação do Direito de Voto

Não há regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos.

Obrigação de realização de oferta pública de aquisição

O Regulamento do Novo Mercado estabelece que a alienação do controle da Companhia, tanto por meio de

uma única operação, quanto por meio de operações sucessivas, deverá ser contratada sob a condição,

suspensiva ou resolutiva, de que o adquirente se obrigue a efetivar oferta pública de aquisição das ações

dos demais acionistas, observando as condições e prazos vigentes na legislação e no Regulamento do Novo

Mercado, de forma a assegurar-lhes tratamento igualitário àquele dado ao acionista controlador alienante,

devendo ser entregue à BM&FBOVESPA declaração contendo o preço e demais condições da operação de

alienação do controle da Companhia.

Esta oferta também será exigida (i) quando houver cessão onerosa de direitos de subscrição de ações e de

outros títulos ou direitos relativos a valores mobiliários conversíveis em ações, que resulte na alienação do

controle da Companhia; e (ii) na alienação do controle de sociedade que detenha o poder de controle da

Companhia, sendo que, nesta hipótese, o acionista controlador alienante ficará obrigado a declarar à

BM&FBOVESPA o valor atribuído à Companhia nessa alienação, além de anexar documentos que

comprovem esse valor.

Segundo as regras do Novo Mercado, aquele que adquirir o poder de controle da Companhia, em razão de

contrato particular de compra e venda de ações celebrado com o acionista controlador que envolva

qualquer quantidade de ações, deverá efetivar oferta pública na forma acima referida, além de ressarcir os

acionistas com quantia equivalente à diferença entre o preço da oferta pública e o valor pago por ação

eventualmente adquirida em bolsa nos seis meses anteriores à data da aquisição do poder de controle.

Referida quantia deverá ser distribuída entre todas as pessoas que venderam ações da Companhia nos

pregões em que o adquirente realizou as aquisições, proporcionalmente ao saldo líquido vendedor diário de

cada uma, cabendo à BM&FBOVESPA operacionalizar a distribuição, nos termos de seus regulamentos.

O Regulamento do Novo Mercado também prevê que o acionista controlador alienante não poderá transferir

a propriedade de suas ações, nem a Companhia poderá registrar qualquer transferência de ações

representativas do controle, enquanto o acionista adquirente e aqueles que vierem a deter o controle não

subscreverem termo de anuência dos controladores, conforme previsto no Regulamento do Novo Mercado.

O comprador deve, sempre que necessário, tomar todas as medidas para recompor o percentual mínimo de

ações em circulação, consistente em 25% do total de ações do capital social, dentro dos seis meses

subsequentes à aquisição do controle.

Na oferta pública de aquisição de ações a ser efetivada pelo(s) acionista(s) controlador(es), grupo de

acionistas controlador ou pela Companhia para o cancelamento do registro de companhia aberta da

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18.2 - Descrição de eventuais regras estatutárias que limitem o direito de voto deacionistas significativos ou que os obriguem a realizar oferta pública

Companhia, o preço mínimo a ser ofertado deverá corresponder ao valor econômico das ações apurado em

laudo de avaliação.

Caso os acionistas reunidos em Assembleia Geral Extraordinária deliberem (i) a saída da Companhia do

Novo Mercado para que suas ações passem a ter registro para negociação fora do Novo Mercado; ou (ii)

reorganização societária, da qual a companhia resultante não seja admitida para negociação no Novo

Mercado, o acionista, ou grupo de acionistas, que detiver o poder de controle deverá efetivar oferta pública

de aquisição das ações dos demais acionistas. O preço a ser ofertado deverá corresponder, no mínimo, ao

valor econômico das ações apurado em laudo de avaliação, conforme previsto no artigo 38 do Estatuto

Social da Companhia, respeitadas as normas legais e regulamentares aplicáveis.

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18.3 - Descrição de exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais oupolíticos previstos no estatuto

Nos termos do Estatuto Social da Companhia, a critério do Conselho de Administração, poderá ser realizada

emissão, sem direito de preferência ou com redução do prazo de que trata o artigo 171, parágrafo 4°, da

Lei das Sociedades por Ações, de ações ordinárias e bônus de subscrição, cuja colocação seja feita

mediante (i) venda em bolsa de valores ou por subscrição pública; ou (ii) mediante permuta por ações em

oferta pública de aquisição de controle, nos termos estabelecidos em lei, e dentro do limite do capital

autorizado.

Ainda nos termos do Estatuto Social da Companhia, por deliberação do seu Conselho de Administração e de

acordo com o plano aprovado pela Assembleia Geral, a Companhia pode outorgar opções de compra ou

subscrição de ações, sem direito de preferência para os acionistas, a administradores, empregados ou

pessoas naturais que prestem serviços à Companhia, assim como aos administradores ou empregados de

outras sociedades que sejam controladas, direta ou indiretamente, pela Companhia, nos termos do artigo

168, parágrafo 3º, combinado com o artigo 171, parágrafo 3º da Lei das Sociedades por Ações.

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30/06/2012 Ações Ordinária Bolsa BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros

1.733.682.570 14,81 10,01 R$ por Unidade


1.700.183.595 14,00 12,64 R$ por Unidade


705.735.638 11,97 9,93 R$ por Unidade


899.124.008 12,74 9,78 R$ por Unidade

Exercício social 31/12/2012

Trimestre Valor Mobiliário Espécie Classe Mercado Entidade administrativaVolume financeiro negociado (Reais)

Valor maior cotação (Reais)

Valor menor cotação (Reais) Fator cotação


9.894.716 9,40 7,19 R$ por Unidade


8.877.533 7,30 4,70 R$ por Unidade


8.579.661 4,98 2,57 R$ por Unidade


20.162.273 11,16 8,97 R$ por Unidade






5.892.613 1,63 1,08 R$ por Unidade


6.394.634 3,44 1,58 R$ por Unidade


2.581.485 0,83 0,28 R$ por Unidade


2.777.527 1,33 0,69 R$ por Unidade





18.4 - Volume de negociações e maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados

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Até a data deste Formulário de Referência, a Companhia não emitiu qualquer outro valor mobiliário que não sejam ações.


18.5 - Descrição dos outros valores mobiliários emitidos

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18.6 - Mercados brasileiros em que valores mobiliários são admitidos à negociação

Os valores mobiliários da Companhia são negociados na BM&FBOVESPA, sendo suas ações ordinárias

negociadas sob o código ENEV3.

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18.7 - Informação sobre classe e espécie de valor mobiliário admitida à negociação emmercados estrangeiros

GLOBAL DEPOSITARY RECEIPTS NÍVEL I

País Estados Unidos

Mercado Mercado de balcão norte-americano (OTC)

Entidade administradora do mercado Pink OTC Markets

Data de admissão à negociação 8 de maio de 2009

Segmento de negociação Nível 1

Data de início de listagem 8 de maio de 2009

Percentual do volume de negociações no exterior em

relação ao volume total de negociações de cada classe e

espécie no último exercício

0,22%

Proporção de certificados de depósito no exterior em

relação a cada classe e espécie de ações

1 GDR corresponde a 1 ação ordinária da

Companhia.

Banco depositário The Bank of New York Mellon

Instituição custodiante Banco Itaú S.A.

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18.8 - Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e

sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor

Oferta pública de distribuição de notas comerciais – Julho/2012

Em 20 de julho de 2012, a Companhia realizou a distribuição pública de 300 notas promissórias comerciais,

com esforços restritos de colocação, nos termos da Instrução da CVM nº 476, de 16 de janeiro de 2009,

conforme alterada (“Instrução CVM 476”), em série única, no valor nominal unitário de R$1 milhão,

perfazendo o valor total de R$300 milhões, com vencimento em 15 de julho de 2013, remuneradas pela

variação de 100% da taxa DI, acrescido de uma sobretaxa de 1,50% a.a.

Oferta pública de distribuição de notas comerciais – Dezembro/2012

Em 14 de dezembro de 2012, a Companhia realizou a distribuição pública de 300 notas promissórias

comerciais, com esforços restritos de colocação, nos termos da Instrução CVM 476, em série única, no

valor nominal unitário de R$1 milhão, perfazendo o valor total de R$300 milhões, com vencimento em 9 de

dezembro de 2013, remuneradas pela variação de 100% da taxa DI, acrescido de uma sobretaxa de 1,50%

a.a.

Além das ofertas acima mencionadas, nos últimos três exercícios sociais, não foram realizadas pela

Companhia ou por terceiros demais ofertas públicas de distribuição de valores mobiliários de emissão da

Companhia.

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18.9 - Descrição das ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações deemissão de terceiros

Nos três últimos exercícios sociais e no exercício social corrente não foram feitas pela Companhia ofertas

públicas de aquisição relativa a ações de emissão de terceiros.

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A Companhia não possui plano de recompra.


19.1 - Informações sobre planos de recompra de ações do emissor

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A Companhia não manteve valores mobiliários em tesouraria nos últimos três exercícios tampouco no exercício social corrente.


19.2 - Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria

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A Companhia não manteve valores mobiliários em tesouraria no último exercício social.


19.3 - Informações sobre valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social

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Principais características

A referida Política de Negociação tem por objetivo estabelecer as regras e procedimentos que deverão ser observados e aplicados pelas Pessoas Vinculadas, conforme definidas acima, na negociação de valores mobiliários de emissão da Companhia, inclusive seus Derivativos (American Depositary Receipts, por exemplo), visando prevenir a prática de insider trading; isto é, a utilização de Informação Privilegiada ou Informação Relevante, por parte da Pessoa Vinculada e sob a qual deva manter sigilo, para obtenção de vantagem econômica indevida, para si ou para outrem, mediante negociação, em nome próprio ou de terceiros, de Valores Mobiliários de emissão da Companhia.As regras da referida Política também definem períodos nos quais as Pessoas Vinculadas deverão abster-se de negociar Valores Mobiliários de emissão da Companhia (conforme indicado no item abaixo), de modo a evitar qualquer eventual questionamento ou suspeição com relação ao uso indevido de Informações Privilegiadas e Informações Relevantes não divulgadas ao público, nos moldes da Instrução CVM nº 358/2002 (“Instrução 358”). As Pessoas Vinculadas, as Pessoas Ligadas e os Administradores que descumprirem qualquer disposição constante na Política de Negociação, além de estarem sujeitas a responder processo administrativo sancionador e à aplicação, pela CVM, das penalidades previstas no artigo 11 da Lei nº 6.385, de 7 de dezembro de 1976, obrigam-se, ainda a ressarcir a Companhia e/ou outras Pessoas Vinculadas, integralmente e sem limitação, de todos os prejuízos que a Companhia e/ou outras Pessoas Vinculadas venham a incorrer e que sejam decorrentes, direta ou indiretamente, de tal violação.

Períodos de vedação e descrição dos procedimentos de fiscalização

As Pessoas Vinculadas estão impedidas de negociar valores mobiliários de emissão da Companhia nos seguintes períodos (blackout periods): (i) 15 dias antes da divulgação das demonstrações financeiras anuais (DFP) e das demonstrações financeiras trimestrais (ITR) da Companhia; (ii) desde o momento em que uma Pessoa Vinculada, Pessoa Ligada, executivo ou empregado da Companhia tem acesso à Informação Privilegiada e até a divulgação ao mercado de Ato ou Fato Relevante relativo à conclusão da negociação ou transação à qual tal Informação Privilegiada se relacionava; e(iii) em todos os períodos em que por força de comunicação do DRI, haja determinação de não negociação.O Diretor de Relações com Investidores da Companhia é responsável por informar às Pessoas Vinculadas os períodos de vedação à negociação de valores mobiliários.As vedações da Política de Negociação incluem as negociações de valores mobiliários de emissão da Companhia realizadas direta e indiretamente pelas Pessoas Vinculadas.Ainda, os Administradores, executivos e empregados que se afastarem da Companhia não poderão negociar valores mobiliários da Companhia de acordo com os seguintes preceitos: (i) Administradores: pelo prazo de seis meses após o seu afastamento ou demissão; e(ii) Administradores, executivos e empregados: até a divulgação pública, pela Companhia, do Ato ou Fato Relevante de negócio iniciado durante seu período de gestão - ainda que ela demore mais que seis meses após o seu afastamento ou demissão no caso do ex-Administrador – salvo se a negociação das ações da Companhia, após a divulgação do Ato ou Fato Relevante, puder interferir nas condições dos referidos negócios, em prejuízo dos acionistas da Companhia ou dela própria. As Pessoas Vinculadas também deverão orientar as Pessoas Ligadas a elas relacionadas para observar os períodos de vedação à negociação de valores mobiliários de emissão da Companhia. Outros Períodos Restritos à Negociação: (a) quando existir, por parte dos administradores da Companhia, a intenção de promover a incorporação, cisão, fusão, transformação ou reorganização societária; e (b) quando existir, por parte dos administradores da Companhia, a intenção de realizar aumento de capital, seja ele público ou privado, ou emissão de dívidas ou debêntures.

Cargo e/ou função Segundo a Política de Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da Companhia (“Política de Negociação” ou simplesmente “Política”) são consideradas pessoas vinculadas (“Pessoas Vinculadas”): (i) acionistas controladores; (ii) Administradores da Companhia (membros da Diretoria Executiva e do Conselho de Administração); (iii) Conselheiros Fiscais; (iv) integrantes dos demais órgãos com funções técnicas ou consultivas da Companhia criados por disposição estatutária; ou ainda(v) executivos e empregados que, em virtude de seu cargo, função ou posição na Companhia, nas sociedades controladoras, nas sociedades controladas e nas sociedades coligadas ou no Grupo em geral, tenham conhecimento de informação privilegiada ou informação relevante sobre a Companhia.

Data aprovação 27/03/2009

20.1 - Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários

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21.1 - Descrição das normas, regimentos ou procedimentos internos relativos à divulgaçãode informações

A Companhia possui Política de Divulgação e Uso de Informações para o Mercado (“Política de

Divulgação”), a qual está descrita no item 21.2 deste Formulário de Referência, e cuja íntegra está

disponível no site da CVM (www.cvm.gov.br) e no site da Companhia (www.eneva.com.br/ri).

Adicionalmente, de acordo com a legislação e as normas da CVM em vigor, em especial a Lei das

Sociedades por Ações e a Instrução da CVM nº 358, de 3 de janeiro de 2002 conforme alterada

(“Instrução CVM 358”), toda e qualquer companhia de capital aberto deve, como regra geral, apresentar

à CVM e à BM&FBOVESPA determinadas informações periódicas, tais como informações financeiras

trimestrais e demonstrações financeiras anuais acompanhadas do relatório da administração e do parecer

dos auditores independentes, bem como arquivar junto à CVM e à BM&FBOVESPA quaisquer acordos de

acionistas existentes, avisos concernentes às assembleias gerais de acionistas e cópias de atas e

comunicados relativos à divulgação de atos ou eventuais fatos relevantes.

A Instrução CVM 358 disciplina, ainda, regras a respeito da divulgação e do uso de informações sobre os

Atos ou Fatos Relevantes (conforme abaixo definidos), inclusive, mas não se limitando, ao que se refere à

divulgação de informações relativas à negociação e a aquisição de títulos emitidos pelas companhias de

capital aberto. Tais regras:

estabelecem o conceito de Ato ou Fato Relevante que origina a obrigatoriedade de divulgação.

Enquadram-se no conceito de Ato ou Fato Relevante as decisões tomadas pelos acionistas

controladores, resoluções de assembleia geral de acionistas ou da administração da companhia, ou

quaisquer outros atos ou fatos políticos, administrativos, técnicos, financeiros ou econômicos

relacionados com os negócios da companhia que possam influenciar (i) o preço de suas ações ou

quaisquer valores mobiliários a elas referenciados; (ii) a decisão dos investidores de negociarem

e/ou manterem tais ações; ou (iii) a decisão dos investidores de exercer quaisquer direitos inerentes

às ações;

especificam atos ou fatos que são considerados relevantes, tais como a celebração de contratos

prevendo a transferência de controle da companhia, a entrada ou retirada de acionistas que

mantenham com a companhia qualquer contrato ou colaboração operacional, administrativa,

financeira ou tecnológica, bem como a ocorrência de qualquer reestruturação societária realizada

entre as sociedades relacionadas à companhia em questão, dentre outros;

obrigam a companhia aberta a enviar Atos ou Fatos Relevantes à CVM, por meio de sistema

Empresas.Net fornecido pela CVM e pela BM&FBOVESPA, bem como divulgar ao mercado em geral,

por meio de, no mínimo, um dos seguintes canais de comunicação (i) jornais de grande circulação

geralmente utilizados pela referida companhia; ou (ii) de pelo menos 1 (um) portal de notícias com

página na rede mundial de computadores, que disponibilize, em seção disponível para acesso

gratuito, a informação em sua integralidade;

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exigem que o adquirente do controle de uma companhia de capital aberto divulgue um fato

relevante, inclusive sua intenção, ou não, de promover o cancelamento do registro da companhia

como companhia aberta, no prazo de um ano;

exigem que os administradores e os membros do conselho fiscal (ou de qualquer órgão técnico ou

consultivo) de uma companhia de capital aberto divulguem à CVM e à BM&FBOVESPA o número, tipo

e forma de negociação das ações emitidas pela referida companhia, suas subsidiárias e suas

sociedades controladoras, detidas por referidas pessoas, bem como detidas por seus cônjuges,

companheiros e dependentes, informando ainda quaisquer mudanças em referidas posições

acionárias;

exigem que qualquer acionista controlador, direto ou indireto, ou qualquer acionista elegendo

membros do conselho de administração de uma companhia de capital aberto que aumente ou

diminua sua participação na referida companhia em mais de 5%, divulgue as informações

relacionadas com a referida aquisição ou alienação; e

proíbem a negociação de valores mobiliários com base em informações privilegiadas.

Ademais, a Companhia aderiu ao Novo Mercado, segmento especial de listagem de governança corporativa

da BM&FBOVESPA que, adicionalmente à legislação e às normas da CVM aplicáveis, contempla regras de

divulgação mais rigorosas e amplia as informações a serem divulgadas pelas companhias de capital aberto

que adotem tais práticas diferenciadas de governança corporativa. O Regulamento do Novo Mercado,

dentre outras, impõe a obrigação de apresentação de demonstração de fluxo de caixa nas informações

trimestrais e nas demonstrações financeiras e a divulgação anual de cronograma de eventos corporativos.

Ainda, de acordo com a regulamentação da CVM aplicável, antes da divulgação ao mercado de Ato ou Fato

Relevante ocorrido referente à Companhia, é vedada a negociação com ações de sua emissão: (i) pela

própria Companhia; (ii) pelos eventuais acionistas controladores, diretos ou indiretos; (iii) pelos seus

diretores; (iv) pelos seus conselheiros; (v) pelos membros de quaisquer órgãos com funções técnicas ou

consultivas, criados por disposição; (vi) por quem quer que, em virtude de seu cargo, função ou posição na

companhia, nas sociedades controladoras, controladas ou coligadas, tenha conhecimento da informação

relativa ao Ato ou Fato Relevante; (vii) por quem quer que tenha conhecimento do Ato ou Fato Relevante,

sabendo que se trata de informação ainda não divulgada ao mercado, em especial aqueles que tenham

relação comercial, profissional ou de confiança com a companhia, tais como auditores independentes,

analistas de mercado e consultores, aos quais compete verificar a respeito da divulgação da informação

antes de negociar com valores mobiliários de emissão da companhia; e (viii) pelos administradores que se

afastarem de sua administração antes da divulgação pública de negócio ou fato iniciado durante seu

período de gestão, e cuja vedação se estenderá pelo prazo de seis meses após o seu afastamento.

A referida vedação também prevalece sempre que estiver em curso a aquisição ou a alienação de ações de

emissão da Companhia, sociedades controladas, coligadas ou outra sociedade sob controle comum, ou se

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houver sido outorgada opção ou mandato para o mesmo fim, bem como se existir a intenção da companhia

de promover incorporação, cisão total ou parcial, fusão, transformação ou reorganização societária. É

também vedada a negociação de valores mobiliários de emissão da Companhia pelas pessoas mencionadas

no parágrafo acima no período de 15 dias anterior a divulgação das informações trimestrais (ITR) e

demonstrações financeiras.

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21.2 - 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

Conforme informado no item 21.1 acima, a Companhia dispõe Política de Divulgação, que tem como

objetivo estabelecer diretrizes e procedimentos quanto ao uso e divulgação de informações relevante sobre

a Companhia, bem como o sigilo acerca de informações privilegiadas, enquanto não divulgadas ao

mercado, nos termos da Instrução CVM nº 358. Tais diretrizes e procedimento deverão ser

compulsoriamente observados pelos Acionistas Controladores, administradores, conselheiros fiscais,

integrantes dos demais órgãos com funções técnicas ou consultivas, ou ainda executivos e empregados

que, em virtude de seu cargo, função ou posição na ENEVA, nas sociedades controladoras, nas sociedades

controladas e nas sociedades coligadas ou no Grupo EBX em geral, tenha conhecimento de informação

privilegiada ou informação relevante sobre a ENEVA (“Pessoas Vinculadas”).

O objetivo da divulgação de informação relevante, por meio de Ato ou Fato Relevante, é assegurar aos

investidores a disponibilidade, em tempo hábil e de forma clara e equânime, das informações necessárias

para as suas decisões de investimento, assegurando a melhor simetria possível na disseminação das

informações, evitando-se, desta forma, o uso indevido de informações privilegiadas no mercado de valores

mobiliários pelas pessoas que a elas tenham acesso, em proveito próprio ou de terceiros, em detrimento

dos investidores em geral, do mercado e da própria Companhia.

A importância da manutenção do sigilo da informação privilegiada deve-se ao fato de ainda não existir clara

visibilidade, e portanto certeza, de que tal informação se tornará uma informação relevante, uma vez que

trata-se de informação relativa à negociação ou transação ainda não concluída.

De acordo com a Política de Divulgação, “Ato ou Fato Relevante” significa qualquer decisão do acionista

controlador da Companhia, deliberação da assembleia geral ou dos órgãos de administração, ou qualquer

outro ato ou fato de caráter político administrativo, técnico, negocial ou econômico-financeiro, ocorrido ou

relacionado aos seus negócios que possa influir de modo ponderável (a) na cotação dos valores mobiliários

de emissão da Companhia ou a eles referenciados, (b) na decisão dos investidores de comprar, vender ou

manter aqueles valores mobiliários, e (c) na decisão dos investidores de exercer quaisquer direitos

inerentes à condição de titular de valores mobiliários emitidos pela Companhia ou a eles referenciados,

considerando-se em especial, mas sem limitação, os atos ou fatos listados na Instrução CVM 358.

A Política de Divulgação determina que as Pessoas Vinculadas têm o dever de guardar sigilo das

informações privilegiadas até sua divulgação ao mercado, e de zelar para que subordinados e terceiros de

sua confiança também o façam, respondendo solidariamente com estes na hipótese de descumprimento do

dever de sigilo. Ressalta-se que as Pessoas Vinculadas não podem usar as informações privilegiadas as

quais tenham acesso em benefício próprio ou de terceiros.

Ainda, as Pessoas Vinculadas deverão empregar seus melhores esforços para que aqueles que tenham

relação comercial, profissional ou de confiança com a Companhia, tais como auditores independentes,

analistas de valores mobiliários, consultores e instituições integrantes do sistema de distribuição também

observem a Política de Divulgação. Desta forma, as Pessoas Vinculadas serão responsáveis por comunicar

ao Diretor de Relações com Investidores todo e qualquer Ato ou Fato Relevante de que tenham

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conhecimento e que saibam não ter ainda chegado ao conhecimento do Diretor de Relações com

Investidores, assim como deverão verificar se o Diretor de Relações com Investidores tomou as

providências em relação à divulgação da respectiva informação.

Caso tais pessoas verifiquem a omissão do Diretor de Relações com Investidores no cumprimento de seu

dever de comunicação e divulgação, e não tenha sido deliberada a manutenção do sigilo sobre o Ato ou

Fato Relevante, deverão comunicar imediatamente o Ato ou Fato Relevante diretamente à CVM para se

eximirem de responsabilidade imposta pela regulamentação aplicável em caso de sua não divulgação.

A Política de Divulgação também determina que os executivos e empregados da Companhia devem seguir

os seguintes procedimentos: (i) direcionar qualquer contato externo feito por áreas de pesquisa ou de

venda de ações de bancos e investidores de modo geral para o Diretor de Relações com Investidores ou

para a área de Relações com Investidores, não devendo discutir assuntos relacionados aos negócios da

Companhia com estes públicos; (ii) não conceder qualquer entrevista ou fazer qualquer pronunciamento à

imprensa sem a orientação e recomendação expressa do Diretor Presidente, direcionando qualquer contato

de jornalista para a área de assessoria de imprensa da EBX ou da própria Companhia; (iii) antes de

participar de eventos externos como representante da Companhia, consultar sempre o Diretor de Relações

com Investidores ou a área de Relações com Investidores para contemplar em seu discurso apenas

informações públicas da ENEVA; (iv) jamais comentar qualquer informação privilegiada ou informação

relevante em ambientes externos. Mesmo dentro das instalações da Companhia, tratar a informação

privilegiada e a informação relevante com a máxima reserva; e (v) no caso de uma pessoa externa

comentar ou questionar sobre alguma informação privilegiada ou informação relevante, não fornecer

nenhuma informação e dar prontamente conhecimento ao Diretor de Relações com Investidores.

É obrigação das pessoas sujeitas às disposições previstas na Política assegurar que a divulgação de

informações acerca da situação patrimonial e financeira da Companhia seja correta, completa, contínua e

desenvolvida através dos administradores incumbidos dessa função.

Segundo a regulamentação em vigor e a Política de Divulgação da Companhia, compete ao Diretor de

Relações com Investidores a responsabilidade primária pela comunicação e divulgação de Ato ou Fato

Relevante relacionado à Companhia à CVM, à Bovespa e, se for o caso, às Bolsas de Valores e Mercado de

Balcão em que os valores mobiliários de emissão da Companhia sejam admitidos à negociação, de forma

clara e precisa, em linguagem objetiva e acessível ao público investidor, devendo em regra tal divulgação

ser realizada imediatamente após a sua ocorrência e concomitantemente a todo o mercado, por meio (i) de

publicação nos jornais de grande circulação habitualmente utilizados pela Companhia; e (ii) da

disponibilização da respectiva informação, em teor no mínimo idêntico àquele remetido à CVM e à

BM&FBOVESPA, na rede mundial de computadores.

A divulgação de Ato ou Fato Relevante deverá ocorrer, sempre que possível, simultaneamente à CVM e às

entidades de mercado onde os valores mobiliários de emissão da Companhia sejam negociados, antes do

início ou após o encerramento dos negócios na BM&FBOVESPA e, se for o caso, nas Bolsas de Valores e

Mercado de Balcão em que os valores mobiliários de emissão da Companhia sejam admitidos à negociação.

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Quando os valores mobiliários de emissão da Companhia estiverem sendo negociados simultaneamente em

Entidades do Mercado brasileiras e estrangeiras, a divulgação deverá ser feita, como regra, antes do início

ou após o encerramento dos negócios em todos os países. Caso haja incompatibilidade de horários,

prevalecerá o horário de funcionamento do mercado brasileiro.

Caberá ainda ao Diretor de Relações com Investidores avaliar a necessidade de solicitar, sempre

simultaneamente às entidades do mercado brasileiras e estrangeiras, a suspensão da negociação dos

valores mobiliários, pelo tempo necessário a adequada disseminação da informação relevante, caso seja

imperativo que a divulgação de Ato ou Fato Relevante ocorra durante o horário de negociação. O Diretor de

Relações com Investidores deverá comprovar perante as entidades do mercado brasileiras que a suspensão

de negociação solicitada também ocorreu nas entidades do mercado estrangeiras.

A Companhia deverá divulgar imediatamente qualquer informação relevante sempre que: (i) a informação

escapar ao controle da Companhia e de seus órgãos, bem como daqueles que tiverem conhecimento

originariamente; e (ii) houver oscilação totalmente atípica na cotação, preço ou quantidade de ações

negociadas que possa ser relacionado com alguma possível perda de controle de informação relevante. E,

sempre que for exigido do Diretor de Relações com Investidores esclarecimentos adicionais à comunicação

e à divulgação de Ato ou Fato Relevante, ou caso ocorra oscilação atípica como descrito anteriormente,

deverá o Diretor de Relações com Investidores inquirir as pessoas com acesso a Atos ou Fatos Relevantes,

com o objetivo de averiguar se estas têm conhecimento de informações que devam ser divulgadas ao

mercado.

Na hipótese de veiculação de Ato ou Fato Relevante por qualquer meio de comunicação, inclusive

informação à imprensa, ou em reuniões de entidades de classe, investidores, analistas ou com público

selecionado, no País ou no exterior, deverá o Diretor de Relações com Investidores divulgar

simultaneamente a respectiva informação ao mercado.

Por fim, ressalta-se que, a violação às regras estabelecidas na Política de Divulgação, na Instrução CVM

358 e nos demais dispositivos legais e regulamentares aplicáveis poderão sujeitar o infrator a responder

processo administrativo sancionador e à aplicação, pela CVM, das penalidades previstas em lei ou no

regulamento pertinente.

Exceção à Divulgação

Os Atos ou Fatos Relevantes podem, de forma excepcional, deixar de ser divulgados se o acionista

controlador da Companhia ou seus administradores entenderem que sua revelação colocará em risco

interesse legítimo da Companhia, devendo obrigatoriamente serem adotados os procedimentos

estabelecidos nas normas aplicáveis.

O acionista controlador ou os administradores da Companhia, ficam obrigados, por intermédio do Diretor de

Relações com Investidores ou diretamente, a divulgar imediatamente Ato ou Fato Relevante, em qualquer

das seguintes hipóteses:

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haver indícios de que a informação escapou ao controle; ou

ocorrer oscilação atípica na cotação, preço ou quantidade negociada dos valores mobiliários de

emissão da Companhia ou a eles referenciados.

Sempre que houver, por parte daqueles que tenham conhecimento de Ato ou Fato Relevante dúvida quanto

à legitimidade da não divulgação da informação, deverá a questão ser submetida à CVM, na forma prevista

nas normas aplicáveis, podendo a CVM decidir por sua divulgação.

Publicação de Ato ou Fato Relevante

Ainda, nos termos da legislação pertinente e regulamentação dos órgãos reguladores e das bolsas de

valores onde os valores mobiliários de emissão da ENEVA são listados e negociados, a ENEVA informa que a

divulga seus atos ou fatos relevantes nas páginas da Internet (i) do portal de notícias “Portal NEO1”

(www.portalneo1.net); (ii) do departamento de Relações com Investidores da Companhia

(ri.eneva.com.br); e (iii) da CVM (cvm.gov.br).

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21.3 - Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação efiscalização da política de divulgação de informações

O Diretor de Relações com Investidores é o responsável pela implementação, manutenção,

acompanhamento e execução da Política de Divulgação da Companhia.

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Não há outras informações que a Companhia julgue relevante em relação ao item 21 que não

tenham sido divulgadas nos demais itens deste Formulário de Referência.

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22.1 - Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre comooperação normal nos negócios do emissor

Não houve aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal

nos negócios da Companhia.

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22.2 - Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor

Não houve qualquer alteração significativa na forma de condução dos negócios da Companhia.

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22.3 - Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamenterelacionados com suas atividades operacionais

Não há qualquer contrato relevante celebrado pela Companhia ou suas controladas que não

seja diretamente relacionado com suas atividades operacionais.

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Não existe outra informação relevante que não tenha sido mencionado neste Formulário de

Referência.

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Formul?rio de Refer?ncia 2015 Vers?o 2

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