ata da age das 14:00

ENEVA S.A. – Em Recuperação Judicial CNPJ/MF: 04.423.567/0001-21

NIRE: 33.3.0028402-8

Companhia Aberta

ATA DA ASSEMBLEIA GERAL EXTRAORDINÁRIA

REALIZADA EM 26 DE AGOSTO DE 2015 I. DATA, HORA E LOCAL: No dia 26 de agosto de 2015, às 14:00 horas, na

sede social da ENEVA S.A. – Em Recuperação Judicial (“Companhia”), na Praia do

Flamengo, nº 66, Flamengo, na Cidade e Estado do Rio de Janeiro.

II. CONVOCAÇÃO: Editais de Convocação publicados no Diário Oficial do

Estado do Rio de Janeiro, nos dias 11, 12 e 13 de agosto de 2015 (páginas 12, 3, 12,

respectivamente) e no Diário Mercantil nos dias 11, 12, 13 de agosto de 2015 (páginas

2, 5, 2, respectivamente), conforme disposto no artigo 124, inciso II da Lei nº 6.404,

conforme alterada (“Lei das S.A.”).

III. PROPOSTA DA ADMINISTRAÇÃO: A proposta da administração

(“Proposta da Administração”) contendo as informações e documentos necessários para

o exercício do direito de voto na assembleia geral foi colocada à disposição dos

acionistas na sede da Companhia, divulgada nas páginas eletrônicas na Internet da

Companhia, da Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”), da BM&FBOVESPA S.A.

– Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (“BMF&FBOVESPA”), por ocasião da

primeira publicação do edital de convocação, nos termos do parágrafo único do artigo

6º da Instrução CVM n.º 481, de 17 de dezembro de 2009, conforme alterada.

IV. PRESENÇAS: Acionistas representando mais de 92% do capital social votante

da Companhia, conforme assinaturas constantes do Livro de Presença de Acionistas.

Presentes também o Sr. Fabio Hironaka Bicudo, Presidente do Conselho de

Administração da Companhia, o Sr. Alexandre Americano, Diretor-Presidente da

Companhia, o Sr. Ricardo Levy, Diretor Vice-Presidente e de Relações com

Investidores da Companhia, o Sr. Paulo Coimbra, representante da KPMG Corporate

Finance Ltda. (“KPMG”) e o Sr. Marcio Santiago Gonçalves, representante da G5

Consultoria e Assessoria Ltda. (“G5 Evercore”). Tendo sido verificado o quórum

necessário, foi declarada regularmente instalada a presente Assembleia.

V. MESA: Nos termos do artigo 25, parágrafo 1º do Estatuto Social da Companhia

e, ainda, do artigo 128 da Lei nº 6.404/76, a presidência desta Assembleia será exercida

pelo Sr. Fabio Hironaka Bicudo, que convidou o Sr. João Pedro Barroso do Nascimento

para exercer a função de Secretário. VI. ORDEM DO DIA: Deliberar sobre: (i) o aumento de capital privado da

Companhia no valor total de até R$3.650.000.000,10 (três bilhões, seiscentos e

cinquenta milhões de Reais e dez centavos), mediante a emissão para subscrição

privada de até 24.333.333.334 (vinte e quatro bilhões, trezentas e trinta e três milhões,

trezentas e trinta e três mil e trezentas e trinta e quatro) ações ordinárias, nominativas,

escriturais e sem valor nominal, com a possibilidade de homologação parcial caso haja

subscrição de, no mínimo, R$2.000.000.000,10 (dois bilhões de Reais e dez centavos),

mediante a emissão de, no mínimo, 13.333.333.334 (treze bilhões, trezentas e trinta e

três milhões, trezentas e trinta e três mil e trezentas e trinta e quatro) ações ordinárias,

nominativas, escriturais e sem valor nominal, a um preço de emissão de R$0,15 (quinze

centavos de Real) por ação, conforme Proposta da Administração (“Aumento de

Capital”); (ii) ratificação da contratação da KPMG, como instituição responsável pela

elaboração do laudo de avaliação das ações de emissão da BPMB Parnaíba S.A. para

fins de integralização do Aumento de Capital pelo Banco BTG Pactual S.A. (“Laudo de

Avaliação da BPMB”); (iii) ratificação da contratação da KPMG, como instituição

responsável pela elaboração do laudo de avaliação das ações de emissão da Parnaíba

Gás Natural S.A. (“PGN”) e da Eneva Participações S.A. – Em Recuperação Judicial

(“Eneva Participações”) para fins de integralização do Aumento de Capital pela DD

Brazil Holdings S.à.R.L. (“E.ON” e “Laudo de Avaliação dos Ativos E.ON”,

respectivamente); (iv) ratificação da contratação da G5 Evercore, como instituição

responsável pela elaboração do laudo de avaliação das ações de emissão da Parnaíba III

Geração de Energia S.A. para fins de integralização do Aumento de Capital pela

Gemlik RJ Participações S.A. (“Laudo de Avaliação da Parnaíba III”); (v) ratificação da

contratação da G5 Evercore, como instituição responsável pela elaboração do laudo de

avaliação das ações de emissão da Parnaíba I Geração de Energia S.A., da Parnaíba IV

Geração de Energia S.A. e da Parnaíba Geração e Comercialização de Energia S.A. para

fins de integralização do Aumento de Capital pela Petra Energia S.A. (“Laudo de

Avaliação dos Ativos Petra”); (vi) aprovação do Laudo de Avaliação da BPMB para

fins da integralização das ações a serem subscritas no Aumento do Capital; (vii) aprovação do Laudo de Avaliação dos Ativos E.ON para fins da integralização das

ações a serem subscritas no Aumento do Capital; (viii) aprovação do Laudo de

Avaliação da Parnaíba III para fins da integralização das ações a serem subscritas no

Aumento do Capital; (ix) aprovação do Laudo de Avaliação dos Ativos Petra para fins

da integralização das ações a serem subscritas no Aumento do Capital; e (x) a

autorização aos administradores da Companhia a praticar todos os atos necessários à

implementação do Aumento de Capital e das deliberações acima mencionadas.

VII. DELIBERAÇÕES: Nos termos do artigo 25, §3º, do Estatuto Social, a ata desta

Assembleia Geral Extraordinária será lavrada em forma de sumário. Os acionistas

presentes aprovaram, por unanimidade, a publicação da ata desta Assembleia Geral

Extraordinária com omissão das assinaturas dos acionistas presentes, nos termos do

artigo 130 da Lei nº 6.404/76.

Tendo em vista a solicitação do FIA Dinâmica Energia, acionista da Companhia

representando o percentual mínimo exigido pelo artigo 2º da Instrução CVM nº 324, de

19 de janeiro de 2000 (“ICVM 324/00”), a proposta de instalação do Conselho Fiscal

da Companhia, eleição e fixação da remuneração de seus membros foi incluída na

pauta da presente Assembleia.

O acionista FIA Dinâmica Energia propôs que fosse invertida a ordem do dia desta

Assembleia, de tal modo que este fosse o primeiro item submetido à deliberação.

Diante de tal proposta, colocou-se em deliberação a inclusão desta matéria como sendo

o primeiro item da Ordem do Dia. Os acionistas rejeitaram, por maioria de votos dos

presentes, registrados os votos contrários e as abstenções, a inversão da ordem do dia.

Consequentemente, será mantida a sequência das matérias desta ordem do dia e a

deliberação sobre a instalação do Conselho Fiscal será realizada ao final desta

Assembleia.

Passando às matérias constantes da ordem do dia, os acionistas decidiram:

7.1 Com relação ao item (i) da ordem do dia, por maioria de votos dos presentes,

registrados os votos contrários e as abstenções, aprovar o aumento de capital privado da

Companhia no valor total de até R$3.650.000.000,10 (três bilhões, seiscentos e

cinquenta milhões de Reais e dez centavos), mediante a emissão para subscrição

privada de até 24.333.333.334 (vinte e quatro bilhões, trezentas e trinta e três milhões,

trezentas e trinta e três mil e trezentas e trinta e quatro) ações ordinárias, nominativas,

escriturais e sem valor nominal, com a possibilidade de homologação parcial caso haja

subscrição de, no mínimo, R$2.000.000.000,10 (dois bilhões de Reais e dez centavos),

mediante a emissão de, no mínimo, 13.333.333.334 (treze bilhões, trezentas e trinta e

três milhões, trezentas e trinta e três mil e trezentas e trinta e quatro) ações ordinárias,

nominativas, escriturais e sem valor nominal, a um preço de emissão de R$0,15 (quinze

centavos de Real) por ação, conforme Proposta da Administração.

7.1.1 As novas ações ordinárias terão os mesmos direitos e privilégios das

ações ordinárias existentes da Companhia, nos termos do Estatuto Social da Companhia.

7.1.2 A subscrição das novas ações ordinárias de emissão da Companhia fica

condicionada ao cumprimento ou renúncia pelos credores das condições precedentes

previstas no Plano de Recuperação Judicial. Até que estas condições sejam

implementadas ou renunciadas, conforme aplicável, não será publicado aviso aos

acionistas para dar início ao período de subscrição.

7.1.3 Nos termos do artigo 171, § 1º, alínea “a” da Lei das S.A., será facultado

aos acionistas o exercício do direito de preferência para a subscrição das ações da

Companhia no âmbito do Aumento de Capital, na proporção de 2.896,4595223% sobre

as suas respectivas posições acionárias na data de publicação do aviso aos acionistas.

7.1.4 O prazo para o exercício do direito de preferência dos acionistas terá

início em data a ser fixada no aviso aos acionistas e encerrar-se-á após decorridos ao

menos 30 (trinta) dias corridos. Após o período acima referido, se ainda houver sobras,

os acionistas da Companhia e/ou cessionários de direitos de preferência que tenham

expressamente manifestado em seus boletins de subscrição sua intenção de subscrever

sobras, deverão subscrever tais ações dentro do prazo a ser divulgado pela Companhia

por meio de aviso aos acionistas. Caso o Aumento de Capital não seja integralmente

subscrito, a Companhia poderá homologar parcialmente o Aumento de Capital,

conforme as instruções constantes do aviso aos acionistas, a Lei das S.A. e a

regulamentação aplicável editada pela CVM.

7.1.5 Após a subscrição e a integralização das ações do Aumento de Capital,

serão adotadas as providências para sua homologação.

7.2 Com relação ao item (ii) da ordem do dia, por unanimidade dos votos

manifestados, registradas abstenções, aprovar a ratificação da contratação da KPMG,

como instituição responsável pela elaboração do Laudo de Avaliação da BPMB;

7.3 Com relação ao item (iii) da ordem do dia, por unanimidade dos votos

manifestados, registradas abstenções, aprovar a ratificação da contratação da KPMG,

como instituição responsável pela elaboração do Laudo de Avaliação dos Ativos E.ON;

7.4 Com relação ao item (iv) da ordem do dia, por unanimidade dos votos

manifestados, registradas abstenções, aprovar a ratificação da contratação da G5

Evercore, como instituição responsável pela elaboração do Laudo de Avaliação da

Parnaíba III;

7.5 Com relação ao item (v) da ordem do dia, por unanimidade dos votos

manifestados, registradas abstenções, aprovar a ratificação da contratação da G5

Evercore, como instituição responsável pela elaboração Laudo de Avaliação dos Ativos

Petra;

7.6 Com relação ao item (vi) da ordem do dia, por maioria de votos dos presentes,

registrados os votos contrários e as abstenções, aprovar o Laudo de Avaliação da

BPMB;

7.7 Com relação ao item (vii) da ordem do dia, por maioria de votos dos presentes,

registrados os votos contrários e as abstenções, aprovar o Laudo de Avaliação dos

Ativos E.ON;

7.8 Com relação ao item (viii) da ordem do dia, por maioria de votos dos presentes,

registrados os votos contrários e as abstenções, aprovar o Laudo de Avaliação da

Parnaíba III;

7.9 Com relação ao item (ix) da ordem do dia, por maioria de votos dos presentes,

registrados os votos contrários e as abstenções, aprovar o Laudo de Avaliação dos

Ativos Petra;

7.10 Na sequência das deliberações constantes da ordem do dia, tendo em vista a

solicitação feita por acionista da Companhia representando o percentual mínimo

exigido pelo artigo 2º da Instrução CVM nº 324, de 19 de janeiro de 2000, fica instalado

o Conselho Fiscal da Companhia, observados os artigos 27 e 28 do Estatuto Social da

Companhia e os artigos 161 e seguintes da Lei das S.A., com funcionamento até a

Assembleia Geral Ordinária que aprovar as contas do exercício social que se encerrará

em 31 de dezembro de 2015. Após instalação do Conselho Fiscal, os acionistas

aprovaram a eleição de 3 (três) membros efetivos do Conselho Fiscal e respectivos

suplentes, por maioria de votos, registrado um voto contrário e uma abstenção, da

seguinte forma:

7.10.1 Em votação em separado nos termos do §4º do artigo 161 da Lei das

S.A., os acionistas não-controladores da Companhia, sem a participação direta ou

indireta dos acionistas controladores, elegeram, o (i) Sr. Manuel Jeremias Leite Caldas, brasileiro, casado, engenheiro eletricista, portador da carteira de identidade no.

284.123, expedida pelo Ministério da Aeronáutica, inscrito no CPF/MF sob o no.

535.866.207-30, residente e domiciliado na Cidade e Estado do Rio de Janeiro, na Av.

Lucio Costa no. 6.700, apto. 1103, como membro efetivo; e (ii) Sr. Ronaldo Dias,

brasileiro, casado, contador, portador da carteira de identidade no. 2201087-0, expedida

pelo DETRAN/RJ, inscrito no CPF/MF sob o no. 221.285.307-68, residente e

domiciliado na Cidade e Estado do Rio de Janeiro, na Rua Maxwell no. 452, apto. 604,

CEP 20541-100, como seu suplente.

7.10.2 Por indicação dos acionistas controladores da Companhia, foram eleitos:

(i) o Sr. Evandro César Camillo Coura, brasileiro, casado, engenheiro, portador da

carteira de identidade no. 43562, expedida pelo CREA-RJ, inscrito no CPF/MF sob o

no. 729.695.397-72, residente e domiciliado na Cidade e Estado de São Paulo, na Rua

Bela Cintra no. 968, conj. 12, como membro efetivo; e o Sr. Mauricio Aquino Halewicz, brasileiro, casado, economista, portador da carteira de identidade no.

7049172823, expedida pelo RS, inscrito no CPF/MF sob o no. 694.701.200-78,

residente e domiciliado na Cidade e Estado de São Paulo, na Alameda Casa Branca no.

1011, apto. 91, como seu suplente; e (ii) a Sra. Lucia Maria Martins Casasanta,

brasileira, casada, contadora, portadora da carteira de identidade no. RJ-076210/0-2,

expedida pelo CRC/RJ, inscrita no CPF/MF sob o no. 491.887.206-91, residente e

domiciliado na Cidade e Estado do Rio de Janeiro, na Rua Gorceix no. 28, apto. 402,

como membro efetivo; e a Sra. Patricia Maria de Arruda Franco, brasileira, casada,

contadora portadora da carteira de identidade no. RJ-081950/0-7, expedida pelo

CRC/RJ, inscrita no CPF/MF sob o no. 011158067-69, residente e domiciliada na

Cidade e Estado do Rio de Janeiro, na Rua Prudente de Morais no. 301, apto. 202, como

sua suplente.

7.10.3 Os acionistas que indicaram os Conselheiros Fiscais ora eleitos

declararam que esses membros possuem as qualificações necessárias e cumprem os

requisitos estabelecidos na Lei das S.A. e no Estatuto Social da Companhia para o

exercício do cargo de membro do Conselho Fiscal da Companhia. Os Conselheiros

Fiscais ora eleitos terão mandato até a Assembleia Geral Ordinária que aprovar as

contas do exercício social que se encerrará em 31 de dezembro de 2015.

7.10.4 A posse dos membros do Conselho Fiscal eleitos neste ato fica

condicionada (i) à apresentação de declarações de desimpedimento, nos termos da

legislação aplicável, que são preparadas pela Companhia; (ii) à assinatura do termo de

posse, lavrado em livro próprio da Companhia; e (iii) à assinatura do Termo de

Anuência dos Membros do Conselho Fiscal, nos termos do Regulamento do Novo

Mercado da BM&FBOVESPA.

7.11 Os acionistas aprovaram, por maioria de votos dos presentes, registrados os

votos contrários e as abstenções, que o Conselho Fiscal terá remuneração global mensal

de R$28.000,00 (vinte e oito mil Reais).

7.12 O acionista FIA Dinâmica Energia, argumentando pela aplicação do artigo 159,

§1º, da Lei no. 6.404/76, propôs que fosse incluída deliberação de Ação de

Responsabilidade Civil em relação ao Presidente do Conselho de Administração da

Companhia por ter encaminhado à Assembleia os laudos de avaliação que, no

entendimento do FIA Dinâmica Energia não servem ao fim a que se destinam, nos

termos das manifestações de voto em separado. Sendo assim, colocou-se em

deliberação esta matéria e os acionistas rejeitaram a proposta por maioria de votos,

registrados os votos contrários e abstenções.

7.13. Fica consignado o cancelamento da Assembleia Geral Extraordinária da

Companhia que estava prevista para amanhã (27/08/2015), uma vez que as matérias

previstas para a ordem do dia daquela assembleia já foram todas deliberadas nesta

ocasião.

7.14. Por fim, os administradores da Companhia ficaram autorizados a tomar todas as

medidas necessárias ou convenientes à implementação do Aumento de Capital e das

deliberações aprovadas acima mencionadas.

VIII. MANIFESTAÇÕES, ABSTENÇÕES E VOTOS CONTRÁRIOS: Foram

registrados os votos contrários e abstenções, inclusive as abstenções dos acionistas: (i)

E.ON, nos itens (i), (iii), (vi), (vii), (viii) e (ix) da Ordem do Dia, em decorrência da lei

e da decisão do Colegiado da CVM, proferida em sessão de 25/08/2015; (ii) BNDES

Participações S.A. – BNDESPAR, em relação aos itens que não constavam

originalmente na Ordem do Dia desta Assembleia.

IX. ENCERRAMENTO: Nada mais sendo tratado, deram por encerrada a

Assembleia, depois de lavrar a presente ata, que lida e achada conforme, foi

devidamente assinada pelos presentes.

Rio de Janeiro, 26 de agosto de 2015.

_______________________________

Fabio Hironaka Bicudo Presidente

_______________________________

João Pedro Barroso do Nascimento Secretário

Anexo I

Lista de Presença de Acionistas na AGE de 26/08/2015

Acionistas Presentes

_______________________________

Eike Fuhrken Batista Centennial Asset Mining Fund LLC

Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC

(p.p. Bernardo Daudt)

_______________________________

DD Brazil Holdings S.A.R.L. (p.p. Carlos Barbosa Mello)

_______________________________

BNDES Participações S.A. – BNDESPAR (p.p. Sara Alexandrino Nogueira)

_______________________________

Alexandre Americano H. e Silva

_______________________________

Fundo de Investimento Jaburá Ações Clube de Investimento OMNI II

Vida Feliz – Fundo de Investimento em Ações Spinelli Fundo de Investimento em Ações

(p.p. Caio Machado)

_______________________________ Spinelli Dividendos Fundo de Investimento em Ações

Nelson Bizzacchi Spinelli Milton Notrispe Mario Bronstein

Roberto Vianna Pinto (p.p. Julian Chediak)

_______________________________ Fundo de Investimento de Ações Dinâmica Energia

(p.p. Julian Chediak / José Pais Rangel)

_______________________________

José Pais Rangel

_______________________________

Marianno de Azeredo Santos Filho

_______________________________

Max Eduardo Heilborn

_______________________________

João Paulo Galatro Perrotta

_______________________________

Helena Maria Neves Puggina Ferraz (p.p. Fabio de Souza Queiróz Ferraz)

_______________________________

Norges Bank (p.p. Talita Car Vidotto)

Anexo II

Laudo de Avaliação da BPMB

0© 2015 KPMG Corporate Finance Ltda., uma sociedade simples brasileira, de responsabilidade limitada, e firma-membro da redeKPMG de firmas-membro independentes e afiliadas à KPMG International Cooperative (“KPMG International”), uma entidade suíça.

Todos os direitos reservados. Impresso no Brasil.

Eneva S.A. em Recuperação Judicial

Laudo de Avaliação Econômico Financeira daBPMB Parnaíba S.A.

CORPORATE FINANCE

13 de abril de 2015

À Diretoria daEneva S.A. em Recuperação JudicialRio de Janeiro - RJ

13 de abril de 2015

Laudo de avaliação econômico-financeira da BPMB Parnaíba S.A.

Prezados Senhores,

Nos termos da nossa proposta para prestação de serviços, datada de 09 de abril de 2015, e de acordo com entendimentos subsequentes, a KPMG CorporateFinance Ltda. (“KPMG”) efetuou a avaliação econômico-financeira da BPMB Parnaíba S.A. (“BPMB” ou “Empresa”), na data-base 31 de dezembro de 2014.

Permanecemos ao inteiro dispor de V.Sas. para eventuais esclarecimentos que se fizerem necessários e agradecemos por mais esta oportunidade de servir àV.Sas.

Atenciosamente,

Augusto Sales Paulo Guilherme CoimbraSócio Sócio

ABCD KPMG Corporate Finance Ltda.Av. Almirante Barroso, 52 – 4º andar20031-000 - Rio de Janeiro, RJ - Brasil Caixa Postal 288820001-970 - Rio de Janeiro, RJ – Brasil

Telefone 55 (21) 3515-9400Fax 55 (21) 3515-9000Internet www.kpmg.com.br

2© 2015 KPMG Corporate Finance Ltda., uma sociedade simples brasileira, de responsabilidade limitada, e firma-membro da rede KPMG de firmas-membro independentes e afiliadas à KPMG International Cooperative (“KPMG International”), uma entidade suíça.


Notas importantes

No dia 12 de fevereiro de 2015, a Eneva S.A. em Recuperação Judicial (“EnevaRJ”) e a Eneva Participações RJ protocolaram um Plano de RecuperaçãoJudicial (“PRJ”), de acordo com o Artigo 53 da Lei Brasileira de RecuperaçãoJudicial. Nesse contexto, a Eneva RJ visa a efetuar uma transação de aumentode capital. Caso o PRJ obtenha aprovação total para execução, o aumento decapital será feito por meio das seguintes contribuições: (i) dinheiro; (ii)capitalização de crédito; e (iii) subscrição de ativos.

Dentro de tal contexto, e para além de eventuais conversões de crédito (ponto iido aumento de capital no PRJ), a KPMG foi informada pela Eneva RJ que, nocaso de aprovação da RJ, o Banco BTG Pactual S.A. ("BTG") pretende participarno possível aumento de capital da Eneva RJ por meio de subscrição de 100%das ações que o BTG detém na BPMB (ponto iii do PRJ) (“Transação”).

O Laudo de avaliação da BPMB, foi elaborado pela KPMG, mediante solicitaçãodo Conselho de Administração da Eneva RJ, para fins de análise da Transação.O Laudo, de acordo com o PRJ, será apresentado ao Comité de Credores daEneva RJ. Se aprovado, o Laudo será apresentado em Assembleia GeralExtraordinária de Acionistas.

Este Laudo não pode ser circulado, copiado, publicado ou de qualquer formautilizado, nem poderá ser arquivado, incluído ou referido no todo ou em parte emqualquer documento sem o prévio consentimento da KPMG, sendo que como oLaudo será utilizado no âmbito da Transação que envolve a Eneva RJ, que éuma empresa brasileira listada na bolsa de São Paulo ("Bovespa"), e está sujeitaaos requisitos de informação da Comissão de Valores Mobiliários ("CVM"), oCliente poderá dar acesso ao Laudo à CVM apenas na medida exigida por lei,ficando totalmente responsável por qualquer dano ou prejuízo resultante oudecorrente de tal acesso, que pode vir a ser vivenciado pela Eneva RJ, KPMG,incluindo representantes da KPMG, ou qualquer terceiro.

Na avaliação econômico-financeira da BPMB foi utilizado o critério do fluxo decaixa descontado (“DCF”), na data-base de 31 de dezembro de 2014.

O Cliente e o BTG, por meio de profissionais designados, forneceraminformações referentes à Empresa e aos mercados em que opera, utilizadosneste Laudo. As Empresas serão mencionadas neste Laudo conjuntamentecomo “Fornecedores de Informações”.

Nosso trabalho se baseou nas seguintes informações fornecidas pelo BTG:− Informação relativa às reservas de gás da Bacia de Parnaíba, Estimativas de

Capex, Opex e SG&A da BPMB, “BPMB Parnaiba_InfoMemo_v_09_01_2015.pdf”, “BPMB Parnaíba_Model_KPMG_v5.xlsx”, “PGN-BPMB - Budget 2015 and Business Plan - 2014-12-23.pdf”;

− Demonstrações Financeiras de 31/Dez/2014 auditadas da BPMB, “DFs BPMBParnaiba 12-2014_6_04_2015.pdf”;

− Budget 2015 e Business Plan de longo prazo da BPMB“PGN-BPMB - Budget2015 and Business Plan - 2014-12-23.pdf”;

− Informação de suporte à avaliação da BPMB, “BPMB Parnaiba_InfoMemo_v_09_01_2015.pdf”, “PGN-BPMB - Budget 2015 and Business Plan -2014-12-23.pdf”;

− Apresentações internas que descrevem a história, negócio e estimativas deevolução da BPMB, “BPMB Parnaiba_Info Memo_v_09_01_2015.pdf”, “BPMBParnaíba_Model_KPMG_v5.xlsx”; e

− Outras informações relevantes, “BPMB Parnaiba_Info Memo_v_09_01_2015.pdf”,“BPMB Parnaíba_Model_KPMG_v5.xlsx”, “PGN-BPMB - Budget 2015 andBusiness Plan - 2014-12-23.pdf”.

A KPMG se baseou nas informações supra-citadas e em discussões com osprofissionais dos Fornecedores de Informações ou outros representantes destas.A KPMG não se responsabiliza pela verificação de modo independente dequalquer informação disponível publicamente ou a ela ofertada na preparação dopresente Laudo. A KPMG não expressa parecer sobre a fidedignidade daapresentação das informações mencionadas, e ressalta que quaisquer erros,alterações ou modificações nessas informações poderiam afetarsignificativamente as análises da KPMG.

Durante o curso de nossos trabalhos, desempenhamos procedimentos de análisesempre que necessário. Entretanto, ressaltamos que nosso trabalho de avaliaçãonão constituiu uma auditoria das demonstrações financeiras ou quaisquer outrasinformações a nós apresentadas pelos Fornecedores de Informações, nãodevendo ser considerado como tal.



Notas importantes

Para a elaboração do presente Laudo, a KPMG teve como pressuposto aconfiança, com expressa anuência dos Fornecedores de Informações, naexatidão, conteúdo, veracidade, completude, suficiência e integralidade datotalidade dos dados que foram fornecidos ou discutidos, de modo que nãoassumimos nem procedemos à inspeção física de quaisquer ativos epropriedades, deixando, outrossim, de preparar ou obter avaliação independentede ativos e passivos das Empresas, ou de sua solvência, considerando comoconsistentes as informações utilizadas neste Laudo, responsabilizando-se osFornecedores de Informações, inclusive por seus prepostos, sócios ecolaboradores, por tudo quanto transmitido ou discutido com a KPMG.

Todas as informações, estimativas e projeções aqui contidas, são aquelasutilizadas e/ou apresentadas pelos Fornecedores de Informações, ajustadas pelaKPMG, de acordo com seu julgamento, referente à razoabilidade, e sãoassumidas como oriundas da melhor avaliação dos Fornecedores deInformações e de sua Administração com relação à evolução das Empresas ede seus mercados de operações.

Exceto se expressamente apresentado de outra forma, conforme indicado porescrito em notas ou referências específicas, todos os dados, informaçõesanteriores, informações de mercado, estimativas, projeções e premissas,incluídos, considerados, utilizados ou apresentados neste Laudo são aquelesapresentados pelos Fornecedores de Informações à KPMG.

As informações aqui contidas, relacionadas à posição contábil e financeira dasEmpresas, assim como do mercado, são aquelas disponíveis em 31 dedezembro de 2014. Qualquer mudança nessas posições pode afetar osresultados deste Laudo. A KPMG não assume nenhuma obrigação para com aatualização, revisão ou emenda do Laudo, como resultado da divulgação dequalquer informação subsequente à data-base de 31 de Dezembro de 2014, oucomo resultado de qualquer evento subsequente.

As estruturas societárias e os percentuais de participação em empresascoligadas e controladas apresentadas neste Laudo foram informadas pelaAdministração das Empresas, e não foram objeto de uma verificaçãoindependente pela KPMG.

Não há garantias de que as premissas, estimativas, projeções, resultados parciaisou totais ou conclusões utilizados ou apresentados neste Laudo serãoefetivamente alcançados ou verificados, no todo ou em parte. Os resultadosfuturos realizados das Empresas podem diferir daqueles nas projeções, e essasdiferenças podem ser significativas, podendo resultar de vários fatores, incluindo,porém não se limitando a, mudanças nas condições de mercado. A KPMG nãoassume qualquer responsabilidade relacionada a essas diferenças.

Enfatizamos que a identificação e análise do valor econômico das eventuaiscontingências do valor de ativos imobilizados e de outros ajustes àsdemonstrações financeiras não fizeram parte do escopo desse trabalho. Dessaforma, com relações a tais itens, baseamo-nos em informações e análisescolocadas à disposição pelo Cliente e/ou por seus respectivos auditores,advogados e/ou outros assessores.

Este Laudo foi gerado consoante as condições econômicas e de mercado, entreoutras, disponíveis na data de sua elaboração, de modo que as conclusõesapresentadas estão sujeitas a variações em virtude de uma gama de fatores sobreos quais a KPMG não tem qualquer controle.

A soma dos valores individuais apresentados neste Laudo pode diferir da somaapresentada, devido ao arredondamento de valores.

Para a realização dos trabalhos, a KPMG teve como premissa que todas asaprovações de ordem governamental, regulatória ou de qualquer outra natureza,bem como dispensa, aditamento ou repactuação de contratos necessários para onegócio colimado foram ou serão obtidas, e que nenhuma eventual modificaçãonecessária por conta destes atos causará efeitos patrimoniais adversos para asEmpresas.

O Laudo não objetiva ser a única base para a avaliação das Empresas, portanto, oLaudo não contém toda a informação necessária para tal, e, consequentemente,não representa nem constitui uma proposta, solicitação, sugestão ourecomendação por parte da KPMG para os termos da Transação, sendo de totalresponsabilidade dos acionistas das Empresas a responsabilidade por qualquerdecisão tomada. A KPMG não pode se responsabilizar pelas decisões dosAcionistas.



Notas importantes

Enfatizamos que uma avaliação estabelece um valor estimado a ser usado emuma interação teórica entre um comprador e um vendedor, ambos com intençãode fechar o negócio, com total acesso aos fatos relevantes, sem a necessidadeimediata de comprar ou vender. Uma negociação efetiva nem sempre refleteesses elementos, e pode incluir outros elementos, e consequentemente, nãonecessariamente se realiza no valor estimado conforme resultado de umexercício de avaliação.

O Laudo de avaliação não atende a interesses pessoais ou específicos. Portanto,os resultados de avaliações realizadas por terceiros pode diferir dos resultadosda nossa avaliação, não caracterizando uma deficiência do trabalho realizado.

Os Acionistas devem fazer suas próprias análises com relação à conveniênciada Transação, devendo consultar seus próprios assessores financeiros,tributários e jurídicos, para definirem suas próprias opiniões sobre a Transação,de maneira independente. Laudo deve ser lido e interpretado à luz das restriçõese qualificações anteriormente mencionadas. O leitor deve levar em consideraçãoem sua análise as restrições e características das fontes de informaçãoutilizadas.

Este Laudo deve ser utilizado exclusivamente no contexto da Transação,conforme objetivo descrito neste Laudo. Não garantimos que nosso Laudoatenderá a outros objetivos. Ademais, enfatizamos que não teremos a obrigaçãode efetuar trabalhos adicionais e/ou de adaptar nosso Laudo para atender aoutros objetivos.

O escopo desse trabalho não contempla a obrigação específica e determinadada KPMG de detectar fraudes das operações, dos processos, dos registros e dosdocumentos da Empresa.

Os trabalhos foram realizados pela KPMG sob orientação técnica. Entretanto, aanálise dos diversos dados considerados para fins de avaliação, por suanatureza, demandam atuação subjetiva para que os trabalhos possam serlevados a termo, o que também torna possível que se a mesma análise forrealizada por outros profissionais, estes possam vir a manifestar pontos de vistadivergentes do que os manifestados pela KPMG.

Os serviços ora realizados foram informados e subsidiados por normas legais eregulamentares, nesse sentido, asseveramos que a nossa legislação é complexae muitas vezes o mesmo dispositivo comporta mais de uma interpretação. AKPMG busca manter-se atualizada em relação às diversas correntesinterpretativas, de forma que possibilite a ampla avaliação das alternativas e dosriscos envolvidos. Assim, é certo que poderá haver interpretações da lei de mododiferente do nosso. Nessas condições, nem a KPMG, nem outra firma, pode daras Empresas total segurança de que ele não será questionado por terceiros,inclusive entes fiscalizadores.



Glossário

I. Sumário Executivo

II. Informações sobre o Avaliador

III. Informações sobre as Companhias

IV. Visão Geral do Mercado

V. Metodologia de Avaliação

VI. Premissas

VII. Avaliação econômico-financeira

Anexo I - Curricula vitae

Anexo II – Balanços Patrimoniais

Anexo III – Taxas de Desconto

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Conteúdo

ACL Ambiente de Contratação Livre

ACR Ambiente de Contratação Regulado

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

BACEN or BCB Banco Central do Brasil

BCM Bilhões de metros cúbicos

BMI Business Monitor International

BM&F Bolsa de Mercadorias e Futuros

BOVESPA Bolsa de Valores de São Paulo

CAGR Taxa de Crescimento Anual Composto

CAPM Capital Asset Pricing Model – Metodologia de cálculo de custo de capital

CCEAL Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Livre

CCEAR Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

COFINS Contribuição para Financiamento da Seguridade Social

CoGS Custo dos Bens Vendidos

CRP Risco País

CVM Comissão de Valores Mobiliários

CVU Custo Variável Unitário

D&A Depreciação e AmortizaçãoDCF Fluxo de Caixa Descontado

EBIT Lucro Antes de Juros e Impostos

EBITDA Lucro Antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortização

EBT Lucro Antes de Impostos

EIA Energy Information Administration - Administração de Informação Energética

EIU Unidade de Inteligência do The Economist

EMBI Índice de Títulos de Mercados Emergentes

DRE Demonstração de Resultado do Exercício

AFAC Adiantamento para Futuros Aumentos de Capital



Conteúdo

E&P Exploração e Produção

PIB Produto Interno Bruto

GVB Campo de Gás Gavião Branco

GVR Campo de Gás Gavião Real

GW Giga Watts

IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística

IFRS Normas e Padrões Internacionais de Contabilidade

INEA Instituto Estadual do AmbienteIPCA Indíce de Preços do Consumidor Amplo

IRPJ Imposto de Renda Pessoa Jurídica

PRJ Plano de Recuperação Judicial

KPMG KPMG Corporate Finance Ltda.

GNL Gás Natural Liquefeito

MBA Mestrado em Administração de Empresas

MMBtu Million British Thermal Unit

MW Mega Watt

MWh Mega Watt Hora

M&A Mergers & Aquisitions

NOPAT Lucro Operacional Líquido de Impostos

NPV Valor Presente Líquido

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

Opex Despesas Operacionais

O&M Operação e Manutenção

PE Private Equity

PIS Programa de Integração Social

PL Patrimônio Líquido

PLD Preço de Liquidação das Diferenças (Preço Spot de Energia)

PPA Contrato de Venda de Energia

ERP Prêmio de Risco de Mercado

PPP Parceria Público Privada



Conteúdo

RGR Fundo P&D da Eletrobras

R$ Real Brasileiro

P&D Pesquisa e Desenvolvimento

RF Livre de Risco

SE Patrimônio Líquido

SELIC Taxa de Juros Brasileira

SG&A Despesas com Vendas, Gerais e Administrativas

SPE Sociedade de Propósito Específico

SUDENE Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste

TPP or UTE Usina Termelétrica

TCF Trilhões de Pés Cúbicos

WACC Custo Médio Ponderado de Capital

WC Capital de GiroBNDESPAR Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social Participações

BPMB BPMP Parnaíba S.A.

BTG Banco BTG Pactual S.A.

Cambuhy Cambuhy Investimentos

Eneva RJ Eneva S.A. – em Recuperação Judicial

Eneva Participações RJ Eneva Participações S.A. – em Recuperação Judicial

E.ON E.ON S.E.PGN Parnaíba Gás Natural S.A.



Glossário






VI. Premissas





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Introdução

Eneva RJ é uma companhia listada na bolsa de valores de São Paulo e aEneva Participações RJ é uma joint venture controlada pela Eneva RJ(50%) e E.ON (50%).

No dia 12 de fevereiro de 2015, a Eneva RJ e a Eneva Participações RJapresentaram um Plano de Recuperação Judicial (“PRJ”) , de acordo como Artigo 53 da Lei Brasileira de Recuperação Judicial. Nesse contexto, aEneva RJ visa a efetuar uma transação de aumento de capital. Caso oPRJ obtenha aprovação total para execução, o aumento de capital seráfeito por meio das seguintes contribuições: (i) dinheiro; (ii) capitalização decrédito; e (iii) subscrição de ativos.

Para além de eventuais conversões de crédito (ponto ii do aumento decapital no PRJ), a KPMG foi informada pela Eneva RJ que, no caso deaprovação da RJ, o Banco BTG Pactual S.A. ("BTG") pretende participarno possível aumento de capital da Eneva RJ por meio de subscrição dasações que o BTG detém na BPMB (ponto iii do PRJ).

Dado o contexto supramencionado, o objetivo do nosso trabalho, deacordo com o requerimento do Cliente, baseia-se na preparação de umLaudo de avaliação econômico-financeira da BPMB, a fim de que sefundamente a possível subscrição de ativos.

Base de informações

O trabalho foi realizado com a seguinte base de informação,providenciada pelo BTG:− Informação relativa às reservas de gás da Bacia de Parnaíba,

Estimativas de Capex, Opex e SG&A da BPMB, “BPMBParnaiba_Info Memo_v_09_01_2015.pdf”, “BPMBParnaíba_Model_KPMG_v5.xlsx”, “PGN-BPMB - Budget 2015 andBusiness Plan - 2014-12-23.pdf”;

− Demonstrações Financeiras de 31/Dez/2014 auditadas da BPMB,“DFs BPMB Parnaiba 12-2014_6_04_2015.pdf”;

− Budget 2015 e Business Plan de longo prazo da BPMB“PGN-BPMB - Budget 2015 and Business Plan - 2014-12-23.pdf”;

− Informação de suporte à avaliação da BPMB, “BPMBParnaiba_Info Memo_v_09_01_2015.pdf”, “PGN-BPMB - Budget2015 and Business Plan - 2014-12-23.pdf”;

− Apresentações internas que descrevem a história, negócio eestimativas de evolução da BPMB, “BPMB Parnaiba_InfoMemo_v_09_01_2015.pdf”, “BPMBParnaíba_Model_KPMG_v5.xlsx”; e

− Outras informações relevantes, “BPMB Parnaiba_InfoMemo_v_09_01_2015.pdf”, “BPMBParnaíba_Model_KPMG_v5.xlsx”, “PGN-BPMB - Budget 2015and Business Plan - 2014-12-23.pdf”.

A avaliação econômico-financeira foi substancialmente baseada eminformações e premissas fornecidas pelo Cliente e pelo BTG, asquais foram discutidas e analisadas com e pela KPMG.

Eventos subsequentes

Nosso trabalho usou como base a posição de patrimônio líquido einformação obtida em data anterior a de emissão deste Laudo.

Nós enfatizamos que qualquer fato relevante ocorrido entredezembro de 2014 e a data de emissão deste Laudo, não levado aoconhecimento da KPMG, pode afetar a análise da Empresa.

É importante apontar que a KPMG não atualizará este Laudo após adata de emissão.




Sumário de Resultados

Com base no escopo deste Laudo, e sujeito às premissas, restrições e limitações descritas aqui, nós estimamos o valor justo da BPMB, em 31 de dezembro de2014, como presente abaixo:

* Intervalo considerado de acordo com a instrução n° 436 da CVM.

Valor econômico

100%(R$ MM)

688,17720,86655,48

- +

Valor econômico

por ação (R$)1,80

1,881,97

O valor de 100% da operação da BPMB, em 31 de dezembro de 2014, está entre R$ 655,5 milhões e R$ 720,9 milhões.

A metodologia de avaliação aplicada para determinar o valor da BPMB foi a de fluxo de caixa descontado (apresentado na página 37 até 39).



Glossário






VI. Premissas





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II. Informações sobre o avaliador

A Rede KPMG A KPMG é uma rede global de firmas independentes que prestam serviços

profissionais de Audit, Tax e Advisory. Estamos presentes em 155 países,com mais de 155.000 profissionais atuando em firmas-membro mundoafora. As firmas-membro da rede KPMG são independentes entre si eafiliadas à KPMG International Cooperative (“KPMG International”), umaentidade suíça. Cada firma-membro é uma entidade legal independente eseparada.

A marca KPMG foi criada, em 1987, mediante a fusão da Peat MarwickInternational (PMI) e Klynveld Main Goerdeler (KMG).

No Brasil, somos aproximadamente 4.000 profissionais distribuídos em 13Estados e Distrito Federal, 22 cidades e escritórios situados em São Paulo(sede), Belém, Belo Horizonte, Brasília, Campinas, Cuiabá, Curitiba,Florianópolis, Fortaleza, Goiânia, Joinville, Londrina, Manaus, Osasco,Porto Alegre, Recife, Ribeirão Preto, Rio de Janeiro, Salvador, São Carlos,São José dos Campos e Uberlândia.

As firmas-membro da “rede KPMG” que atuam na área de CorporateFinance possuem aproximadamente 2.100 professionais em mais de 100escritórios ao redor de 82 países.

KPMG Corporate Finance Ltda., uma empresa brasileira criada nos anos1990, assessora negociações no âmbito de transações corporativas,incluindo serviços de fusões e aquisições, alienações, financiamentosestruturados, projetos de financiamentos, processos de privatização eavaliações econômico-financeiras.

Processo interno da aprovação do Laudo A avaliação econômico-financeira da Eneva Participações RJ e da PGN foi

realizada por um time de consultores qualificados, monitorados e revisadospelo sócio do projeto. Adicionalmente, o time também foi composto por umsócio revisor, um gerente sênior e um gerente.

A aprovação do Laudo ocorreu somente após ser revisado pelo sócio doprojeto e pelo sócio revisor.

Identificação e qualificação dos profissionais envolvidos

Augusto Sales, Paulo Guilherme Coimbra (líder do projeto), ClaudioRamos, Rúben Palminha e Fabiano Delgado coordenaram e participaramdo desenvolvimento da avaliação apresentada nesse Laudo. Informaçõesdetalhadas sobre os profissionais são apresentadas no Anexo I.

Declaração do Avaliador A KPMG em 12 de Abril de 2015 declara que:

Não é detentora de quaisquer ações da Eneva RJ ou da BPMB, bemcomo seus sócios, diretores, administradores, controladores oupessoas ligadas a eles;

Não existem relações comerciais com as Empresas que possamimpactar a independência sobre o Laudo;

Não há conflito de interesses que prejudique a independêncianecessária requerida para a execução deste trabalho.



II. Informações sobre o avaliador (cont.)

• Seguem abaixo algumas das experiências da KPMG no setor de energia e recursos naturais:

KPMG Corporate Finance

2014

Atuou como assessor financeiro na revisão das tarifas de GNL

Petra Energia e Parnaíba Gás Natural


Assessoria de avaliação relativa à aquisição de diversos projetos de energia eólica da Sowitec

Enel

2014


2014

Avaliação referente à aquisição de participação de 20% da Jirau

HPP (3.750 MW)

Mitsui & Co


2014

Avaliação relacionada à aquisição da Unisa

TAESA (Grupo Cemig)


2013

Avaliação relacionadas à aquisição da Desenvix

SN Power


2013

Avaliação da Brasympe para fins de reestruturação da empresa

Brasympe


2013

Avaliação relativa à aquisição da CELPA (distribuição)

Equatorial Energia

KPMG Structured Finance S.A.

2014

Assessor financeiro (sell-side) na venda da Vicel para

a Soenergy

Vicel


2014


2013

Avaliação relacionada à aquisição da Elektro

Iberdrola


2013

Avaliação referente à aquisição do Grupo TBE

(transmissão)

TAESA (Grupo Cemig)


2014

Avaliação referente à aquisição de cinco empresas de

transmissão de eletricidade

State Grid


2013

Avaliação relativa à aquisição do Grupo Guascor

Dresser Rend




Glossário






VI. Premissas





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A BPMB é proprietária de uma participação de 30% no Consórcio quedetém a concessão de 7 blocos na Bacia da Parnaíba (21.000 km²).

Produção atual do campo GVR: 5,6 milhões m³/dia.

O Consórcio estima reservas de mais de 1 TCF (aproximadamente32,3 BCM nos 7 campos próximos da infraestrutura hub de GVR eGVB). Considerando um período projetivo mais longo, o volume de gásrecuperável pode ultrapassar 70 BCM, apesar de que, no momento,nenhum estudo de terceiros certificado tenha sido desenvolvido.

A companhia pretende lançar comercialmente 4 campos em 2015.Estudos geológicos de terceiros foram contratados e resultados sãoesperados para o segundo semestre de 2015.

Os blocos operados pela Parnaíba Gás Natural (anteriormente OGXMaranhão) foram adquiridos pelo fundo de capital privado CambuhyInvestimentos e E.ON.

III. Informações sobre as CompanhiasBPMB

Informação sobre o Consórcio

O consórcio upstream da Bacia de Parnaíba (“Consórcio”) opera,atualmente, 3 campos de gás e 7 blocos de exploração com uma área totalaproximada de 21 mil quilômetros quadrados no estado do Maranhão.

Segue abaixo um diagrama simplificado da operação atual do Consórcio.

Fonte: BTG

Consortium

BPMBPGN

BTG PactualE.ON CambuhyInvestimentosEneva RJ

9%

70% 30%

100%18%

73%

Conceito de projeto integrado – GTW (Gas to wire)

Contratos de longo prazo com termelétricas (UTEs) controlados pelaEneva RJ e Eneva Participações RJ;

UTEs têm contratos de longo prazo de PPA (15-20 anos);

Aproximadamente 1GW de capacidade total já em operação;

As UTE I (675MW), UTE III (178 MW) e UTE IV (56MW) já estão emoperação. A UTE II (517 MW) será concluída em 2015, porém, o PPAcomeçará somente em 2016 por conta do Termo de Ajuste de Conduta(“TAC”) concedido pela ANEEL.



III. Informações sobre as Companhias (cont.)BPMB

Em 2015, a companhia conduzirá uma campanha de perfuração onshore noBrasil. Poços descobertos e novos serão perfurados, o que pode permitir àBPMB aumentar a capacidade de produção em 70%, até julho de 2016,para 8,4 milhões de metros cúbicos por dia.

Fonte: Demonstrações financeiras auditadas da BPMB de 2013 e 2014.

- BPMBDemonstração de Resultado do Exercício

R$ MM 31/12/2013 31/12/2014Receita líquida 139,13 249,64Custos (68,51) (119,66)Lucro bruto 70,63 129,98Despesas operacionais

Despesas com exploração (15,49) (29,76)Perdas com poços secos (13,86) (3,66)SG&A (0,32) (7,03)Depreciação/Amortização (1,54) (0,15)Outras receitas/despesas operacionais 0,30 -

Despesas operacionais (30,92) (40,59)EBIT 39,71 89,39Resultado financeiro

Receitas f inanceiras 0,31 4,29Despesas f inanceiras (2,81) (5,64)

Resultado f inanceiro (2,50) (1,35)EBT 37,21 88,04IR & CS (9,62) (25,69)Impostos diferidos 4,99 1,95Lucro líquido 32,59 64,29



Glossário






VI. Premissas





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IV. Visão Geral do MercadoTendências macroeconômicas brasileiras

Tendências macroeconômicas

O PIB cresceu timidamente em 2014, e dados mais recentes sugeremuma piora nas perspectivas.

Em 2014, os consumidores sofreram com a tentativa fracassada dogoverno de conter a inflação e promover o crescimento do PIB. Emmarço de 2013, a taxa de juros anual foi de 7,25%, a mais baixa dahistória do Brasil. Desde então, houve nove aumentos consecutivos, coma taxa de juros anual atingindo 12,75%.

De acordo com o BACEN, a variação projetada para o PIB em 2015 e2016 é de 0,5% e 1,8% respectivamente.

Projeção

Taxa de câmbio (US$/R$) – variação anual (%)

Fonte: BCB, 31/12/2014

1,76 1,67 1,94

2,14 2,36

2,71 2,76 2,79 2,86 2,96 3,06

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Henry Hub (US$/MMBtu)

Fonte: Bloomberg, 31/12/2014

5,91

6,50

5,84 5,80

6,38 6,56

5,70 5,50 5,50 5,50 5,50

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

IPCA – variação anual (%)

Fonte: BCB, 31/12/2014

Projeção Projeção

2,50 2,50 2,50 2,55

3,664,21

3,10

4,134,50 4,70 4,79

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020



IV. Visão Geral do MercadoVisão geral do setor energético brasileiro: Energia elétrica

77% da energia elétrica do Brasil é proveniente de usinas hidrelétricas,responsáveis por 76,9% da capacidade energética instalada. Atrás dashidrelétricas, a energia térmica responde por 12,8% da capacidade instalada.

Considerando a importância dos recursos hidráulicos para o setor brasileiro deenergia elétrica, o nível dos reservatórios é de grande relevância para aotimização da geração energética, visto que representa uma forma dearmazenamento de energia.

A ilustração abaixo mostra as fontes de energia elétrica brasileira

Geradoras: responsáveis pela geração de energia que é negociada no ACR,no mercado de ACL ou no mercado à vista.

Transmissoras: responsáveis pela operação das linhas de transmissão, queestão disponíveis para todas as geradoras, desde que as linhas estejaminterconectadas e contanto que as geradoras paguem as tarifas detransmissão.

Distribuidoras: responsáveis pelos serviços de distribuição elétrica,com tarifas determinadas e fixadas pela ANEEL. Esses agentes sãorigorosamente regulamentados, e todas as condições e exigênciasde distribuição elétrica passam pelo crivo dos órgãos reguladores.

Comercializadoras: esses agentes têm permissão para adquirirenergia por meio de contratos bilaterais no ambiente de ACL, queserá posteriormente vendida aos consumidores livres, ou aempresas de distribuição em processos licitatórios.

Consumidores:

a) Livres: consumidores que atendem aos requisitos legislativosnecessários e que têm o direito de escolher o produtor deenergia por meio de negociações bilaterais livres (ou seja, umplayer industrial com demanda de energia elétrica acima de 3MWh).

b) Consumidores cativos: consumidores que não podemescolher sua fonte de energia e que são rigorosamenteobrigados a adquirir energia elétrica da empresa dedistribuição de energia local (ex.: consumidores residenciais).

c) Importadores de energia: agentes que possuem permissõesespecíficas para importar energia de país estrangeiro, visandoa fornecer energia elétrica no mercado doméstico.

d) Exportadores de energia: agentes que possuem permissãoespecífica para exportar energia elétrica para países vizinhos.

Fontes de energia

Principais agentes do setor de energia elétrica


Fonte: EPE

Hidráulica77%

Gás Natural8%

Biomassa7%

Nuclear2%

Outros6%

Matriz de Geração de

Energia



IV. Visão Geral do MercadoVisão geral do setor energético brasileiro: petróleo e gás

Nos próximos anos, espera-se que a produção de petróleo cresça graças aoenorme depósito de petróleo offshore, sob uma grossa camada de sal, descobertoem 2007. A Petrobrás, principal empresa petrolífera do Brasil, estima que aprodução de petróleo possa alcançar 5 milhões de barris por dia até 2020. Noentanto, de acordo com a Energy Information Administration - EIA (Administraçãode Informações Energéticas dos EUA), essa estimativa de produção não é precisadevido a uma série de fatores, tais como os desafios significativos de engenharia efinanciamento - por exemplo, a recente redução no preço do petróleo bruto, no fimde 2014, que pode reduzir a estimativa para 4 milhões de barris ao dia até 2020(ou menos, dependendo da revisão em curso do Plano de Negócios da Petrobras).

Da mesma forma, espera-se que a produção de gás cresça significativamente nospróximos anos, atingindo 35,9 bilhões de metros cúbicos até 2023. A expectativa éque a produção venha principalmente das bacias offshore de Campos e Santos.

As reservas de petróleo comprovadas no Brasil, conforme divulgadas pelaEIA, são de 13,15 bilhões de barris, enquanto que as reservas de gás sãoestimadas em 396 bilhões de metros cúbicos. Além disso, devido às novasdescobertas, a previsão é que as reservas de petróleo cheguem a19,2 bilhões de barris e as reservas de gás atinjam 461 bilhões de metroscúbicos até 2023.

Produção Reservas

Projeção

Projeção

Projeção

Fonte: EIA, BMI

Projeção0,51,01,52,02,53,03,54,04,5

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

MM

Bar

rispo

rdia

Produção de petróleo bruto e outros líquidos

0369

1215

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

MM

de m

etro

scú

bico

spo

rdia

Produção de gás natural seco

020406080

100120140160180

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

MM

de

met

ros

cúbi

cos

por d

ia

Reservas de gás natural comprovadas

Reservas de petróleo comprovadas



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VI. Premissas





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V. Metodologia de AvaliaçãoDCF

Fluxo de Caixa Descontado Essa metodologia estima o valor econômico (ou de mercado) do patrimônio

líquido de uma empresa mediante o cálculo do valor presente de fluxos decaixa projetados, assim considerados os ingressos e desembolsos (inclusiveinvestimentos necessários à manutenção e mesmo expansão das atividades)previsíveis sob a perspectiva de perpetuidade da entidade. Essas projeçõesdevem levar em consideração o plano de negócios estabelecido pelaadministração da empresa, as perspectivas do setor de atuação, além deaspectos macroeconômicos.

A metodologia do Fluxo de Caixa Descontado se presta à avaliação de todotipo de empresa, desde que possua um plano de negócios que sejaconsistente e factível, sendo especialmente indicado para empresas quetenham perspectivas razoáveis de expansão de suas atividades e o plano denegócios possa ser considerado adequado à obtenção desse crescimento,uma vez que reflete mais adequadamente o valor de mercado (oueconômico) proveniente dos resultados futuros projetados.

Essa metodologia também captura o valor dos ativos intangíveis, tais comomarca, carteira de clientes, carteira de produtos, entre outros, na medida emque todos esses ativos se refletem na capacidade da empresa de gerarresultados.

Essa é a metodologia mais utilizada na estimativa do valor de mercado dopatrimônio líquido de empresas em marcha, salvo nos casos em que o valorresultante seja inferior ao valor de liquidação da empresa (patrimônio líquidoajustado).

Fluxo de Caixa Livre da Firma

O fluxo de caixa livre da firma visa a avaliar a companhia como umtodo, isso inclui a participação de outros donos de direitos na companhia(proprietários de títulos, acionistas etc.). O Fluxo de caixa livre da firmapode ser representado pela seguinte fórmula:


Lucro Líquido

Capital de Giro

Investimentos (Capex)

=

+

-

Depreciação e Amortização+/-




Método do fluxo de caixa descontado (DCF)

Balanço Patrimonial Histórico

Fluxo de Caixa Livre

Premissas

DRE Histórica

Projeções das Unidades de Negócio

DRE Projetada

Capex, P&D e Capital de Giro Projetados

Fluxo de Caixa Descontado

Balanço Patrimonial Projetado

Taxa de Desconto



V. Metodologia de AvaliaçãoTaxa de desconto

A determinação da taxa de desconto é uma etapa fundamental da avaliação econômico-financeira. Esse único fator reflete aspectos de natureza subjetiva evariável, que variam de investidor para investidor, tais como o custo de oportunidade e a percepção particular do risco do investimento.

D = Total do capital de terceirosE = Total do capital própriot = Alíquota de impostosKd = Custo do capital de terceirosKe = Custo do capital próprio

E/(D+E)*Ke+(D/(D+E)*Kd = WACCCusto Médio Ponderado de Capital

D/(D+E)

Kd * (1-t)

E/(D+E)

Ke

=

*

+

*

WACC (Weighted Average Cost of Capital) Foi utilizada a taxa WACC (sigla em inglês para custo médio ponderado de

capital) como parâmetro apropriado para calcular a taxa de desconto a seraplicada aos fluxos de caixa das Empresas. O WACC considera os diversoscomponentes de financiamento, incluindo dívida, capital próprio e títuloshíbridos, utilizados por uma empresa para financiar suas necessidades e écalculado de acordo com a seguinte fórmula:

Rf = Retorno médio livre de riscoβ = Beta (coeficiente de risco específico da empresa avaliada)E[Rm] = Retorno médio de longo prazo obtido no mercado acionário norte-americanoE[Rm] - Rf = Prêmio de risco de mercadoRb = Risco associado ao BrasilRs = Risco associado ao tamanho da empresaIa = Inflação de longo prazo nos Estados UnidosIbr = Inflação de longo prazo no Brasil

CAPM (Capital Asset Pricing Model)

O custo do capital próprio para a empresa pode ser calculado pormeio do modelo CAPM (sigla em inglês para modelo deprecificação de ativos capitais).

Rf ÷ (1+Ia) x (1+Ibr)

ß* (E[Rm] - Rf)

CRP

+

+

[(1+Rf)/(1+Ia)*(1+Ibr)-1] +(β*Rm)+CRP+Rs = KeCusto do Capital Próprio

=

Rs

+



V. Metodologia de AvaliaçãoTaxa de desconto (cont.)

Para calcular o beta médio da indústria, consideramos um betadesalavancado de 0,98.

Risco-país (“CRP”) O cálculo do custo de capital próprio até este ponto foi feito com base

no rendimento de ações de empresas americanas e de títulos dogoverno americano. Sendo assim, um prêmio de risco país “CountryRisk Premium” ("CRP") é considerado um elemento necessário no custodo capital, para incorporar riscos adicionais associados ao investimentono país, que normalmente não são refletidos nos fluxos de caixa.

Assumimos um CRP de 2,18% para o Brasil no nosso cálculo. Isso foifeito com base na média histórica de 2 anos (entre 1° de Janeiro de2013 e 31 de dezembro de 2014) do EMBI+. (Fonte: JP Morgan)

Prêmio de risco pelo tamanho da Empresa O prêmio de risco pelo tamanho da empresa (Rs) representa o retorno

adicional exigido pelo investidor por incorrer em um nível maior de riscoao estar investindo em empresas com diferentes níveis de tamanho.

Levando em conta o tamanho da Empresa, foi acrescentado 1,98% deprêmio de tamanho ao custo do capital próprio. Esse risco é associadoao tamanho da empresa, nesse caso “Low Capitalization”, medianteestudos realizados pela Duff & Phelps (2014).

Taxa livre de risco A taxa livre de risco foi obtida pela média de rendimento dos títulos do

Tesouro americano de 30 anos (T-Bond), média histórica de dois anos, entre1° de janeiro de 2013 e 31 de dezembro de 2014, aproximadamente 3,4%(Fonte: Bloomberg).

Prêmio de risco de mercado (“ERP”) Para estimar o prêmio de risco de mercado de longo prazo (E[Rm] – Rf),

baseamo-nos na média de retorno acima do título do Tesouro americano aoinvestir no mercado americano de ações, ou aproximadamente 4,6% (Fonte:website do Aswath Damodaran)

Beta O beta é o coeficiente de risco específico da ação de uma empresa em

relação a um índice de mercado que represente de maneira adequada omercado acionário como um todo. O beta médio de uma companhia é,portanto, calculado como a correlação média do retorno diário da ação emrelação ao mercado.

Para calcular um beta relevante para uma entidade não listada, o beta deuma companhia listada de negócio e risco operacional comparável édesalavancado para remover os efeitos da estrutura de capital (por exemplo,neutralizar o risco financeiro). O beta desalavancado é, então, realavancadousando a estrutura de capital da companhia ou ativo avaliado parareintroduzir os efeitos do risco financeiro correto.



Glossário






VI. Premissas





Conteúdo

5

9

12

15

18

22

27

36

42

46

48



VI. PremissasIntrodução

Visão Geral do Complexo de ParnaíbaVisão geral do Complexo Parnaíba

O Complexo de Parnaíba é um parque energético que, considerando aproximidade entre os campos de gás (upstream) e UTEs (downstream), estáconstituído sob um modelo integrado.

Downstream

O Complexo Termelétrico Parnaíba é formado por quatro UTEs (Parnaíba I,Parnaíba II, Parnaíba III e Parnaíba IV) que devem atingir uma capacidadeinstalada total de 1.425MW, e localiza-se no estado do Maranhão.

Upstream

De acordo com a administração da Eneva RJ e do BTG, espera-se que osegmento de upstream gere 32,3 BCM de gás.

Atualmente, o Complexo de Parnaíba opera 3 campos de gás e 7 blocos deexploração, com área total aproximada de 21.000 quilômetros quadrados.

Visão Geral do segmento de Downstream

Fonte: Site da Eneva RJ

MA

Complexo Parnaíba - Composição do downstream

UTE Capacidade instalada (MW)Parnaíba I 675Parnaíba II 517Parnaíba III 178Parnaíba IV 56Total 1426



Integração entre Downstream e Upstream

Para cumprir as obrigações de geração de energia elétrica, as UTEs devem contar com uma fonte de combustível confiável.

Uma ilustração da integração entre os campos de gás, unidades de tratamento de gás e usinas termoelétricas que integram os segmentos de downstream eupstream é apresentada abaixo:

VI. PremissasIntrodução (cont.)

Fonte: Website da Eneva RJ



1,9 0,4

23,9

6,18,4

32,3

70

0

10

20

30

40

50

60

70

80

BC

M

Reservas comprovadas e estimadas

37,7

GVRGVB

SE BJIsabel

ChicoteAlencar

RaimundoSossêgoVitória

Morada Nova

Tianguar

Esperantinópolis

Basílios

Havana

Axixa

Angical


Fonte: E.ON

As atuais reservas comprovadas totalizam 8,4 BCM. Asreservas se concentram nos poços atuais dos campos degás de GVR, GVB e GVA. No entanto, os campos de gáspodem abranger poços adicionais.

O Consórcio já realizou pesquisas extensas em outrospoços localizados no GVR, GVB, SE Bom Jesus, FazendaIsabel, Fazenda Chicote, Fazenda Alencar, Fazenda SãoRaimundo, Fazenda Sossêgo e Fazenda Santa Vitória.

O Consórcio planeja lançar comercialmente 4 campos(Fazenda Santa Isabel, SE Bom Jesus, Santa Vitória eChicote) ao longo de 2015. Estudos geológicosindependentes foram contratados, e estima-se que osresultados fiquem prontos no 2º semestre de 2015.

Essas estimativas apontam para outros 23,9 BCM,totalizando 32,3 BCM de reservas de gás natural.

Conforme mencionado anteriormente, a PGN opera em 7blocos, que também apresentam outros campos de gáscom potencial de aumento a ser considerado. O Consórciorealizou estudos sobre esses campos de gás; embora elesestejam em blocos mais distantes, representam umareserva adicional potencial de aproximadamente 37,7BCM.

Como os estudos independentes estão em estadopreliminar, a produção considerada neste relatório éproveniente das reservas dos ciclos dos primeiroscontratos, a saber: 32,3 BCM.



VI. PremissasBPMB

ReceitaOs resultados apresentados abaixo representam 30% das receitas totais geradas pelo Consórcio.

Receita contratual de gás: Com base na demanda de gás das 4 UTEs, essas receitas correspondem aos custos de compra de combustíveis do negócio dedownstream.

Receita fixa: As Parnaíbas I e III UTE possuem um acordo com o Consórcio para o pagamento de um arrendamento fixo, determinado contratualmente pelaspartes.

Receita variável: As receitas de arrendamento variável, provenientes exclusivamente da Parnaíba I e III, foram calculadas com base na diferença entre: (i) totaldas receitas; e (ii) receitas fixas; (iii) custos variáveis; e (vi) impostos, taxas regulatórias e seguro.

Gás condensado: Líquido de baixa densidade presente em campos de gás. Essa linha de receitas foi projetada mediante a multiplicação do volume em milhõesde BOE e do preço do gás condensado (em milhões de reais). Isso representa uma média de 0,5% da receita total até o final dos contratos com as UTEs.

Fonte: BTG

123 187 196

149 167 177 187 197 208 219 231 244 258 248 253 267 282 297

133 140 148

52 - - - -

60

64 68

71 75 80 84 89 93 99

104 110

116 104 110

116 122

129

- - -

-

- - - -

76

64 74

47 57

60 64

67 71

75 79

83 88

67 71 75

79 83

- - -

-

- - - -

2

1 2

2 2

2 2

2 2

2 2

2 1

2 1 1

1 1

1 1 -

-

- - - -

261

316339

270301

319336

355374

395417

440462

422 435459

484511

134 142 148

52

0 0 0 0 -

100

200

300

400

500

600

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

R$

MM

Projeção de Receita Bruta da BPMB

Contratos de gás Aluguel fixo Aluguel variável Gás condensado



VI. PremissasBPMB

Deduções

Os resultados apresentados abaixo representam 30% das deduções do Consórcio.

Dedução de impostos: As deduções sobre a receita bruta compreendem o PIS e Cofins às alíquotas de 1,65% e 7,60%, respectivamente, e o ICMS (que serefere exclusivamente à venda de gás) a uma alíquota de 4,6%. Além disso, foi considerado um crédito de PIS e Cofins de 1,65% + 7,60% sobre 50% dasdespesas operacionais (Opex), custos de abandono, despesas de exploração e depreciação.

Participação especial: Imposto progressivo aplicado à produção de gás excedente a 450 mil metros cúbicos de BOE em cada poço.

Tarifas da ANEEL: Calculado de acordo com as atuais premissas contratuais, ajustado anualmente pelo índice IPCA.

Royalties: Estimado em 10% das receitas brutas totais ao longo de todo o período de projeção.

Custos

Os resultados apresentados abaixo representam 30% dos custos operacionais (Opex) e outros custos do Consórcio.

Opex: Com base no orçamento para 2015 e a projeção de produção, ajustada pelo índice IPCA. Urge chamar a atenção para a depleção dos poços de 2032 até2036.

Participação do proprietário das terras: De acordo com a lei brasileira, o proprietário das terras tem direito a receber 1% da receita total.

Contrato de servidão: As tubulações de transporte de gás do Consórcio têm muitos quilômetros de comprimento, passando por fazendas e terras depropriedade de terceiros. Nesse contrato, os proprietários dessas terras concedem o direito de acesso e servidão de passagem para a construção, manutençãoe remoção das tubulações. Em troca desses serviços, o Consórcio deve pagar um seguro e um valor indexado, que é pago periodicamente.

Custos de abandono: De acordo com as exigências regulatórias, mediante a depleção do poço de gás, a empresa deve remover os equipamentos, tampar opoço e remediar a superfície de modo a impedir o vazamento de hidrocarbonos e quaisquer danos ao meio ambiente nas áreas adjacentes. O BTG, considerouuma premissa de R$ 1,5 milhão por poço. Os custos de abandono foram mais substanciais em 2040, já que os poços serão fechados no mesmo ano.

Fonte: BTG

20 22 2435 31 33 37

43 38 40 42 4451 49 52 54 57 60

30 29 30

110 0 0

68

-

20

40

60

80

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

R$

MM

Projeção de custos da BPMB

Opex Parcela do proprietário da terra Contrato de servidão Custo de abandono



VI. PremissasBPMB

Despesas

Os resultados apresentados abaixo representam 30% das despesas do Consórcio.

Aluguel para ANP: Calculado de acordo com as atuais premissas contratuais, ajustado anualmente pelo índice IPCA.

P&D: Calculado como 1% das receitas líquidas.

SG&A Consórcio: : Composto por três fatores: produção, desenvolvimento e infraestrutura e exploração. É importante mencionar que, em 2019, o fim daexploração de novos campos de gás causa uma redução nas despesas com vendas e despesas gerais e administrativas (SG&A).

SG&A BPMB: De acordo com a Administração, é composta por despesas com back office, contabilidade e outros. Também de acordo com a Administração,decresce com o avanço da integração entre as plantas.

Despesas com exploração: Projeção que aglutina despesas de exploração, perfuração e outras despesas de prospecção (sísmicas, poços de injeção, entreoutras).

Fonte: BTG

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2

- - 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 - - - - - - - - - - - -

19 20

21 22 17 12 11 10 11 12 12 13 14 14

15 11 11 12

9 7 6 6

- - - -

2 11

1

1

1 1 1 1 1 1 1 1 11

1 1 1

10 0 0

0 0 0 0

19 16

8 -

-

- - - - - - - - --

- - -

--

- -

- - - -

82

77

58

46

39

30 28 27 29 30 32 34 35 3732

23 25 25

1915 13 11

0 0 0 0 -

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

R$

MM

Projeção de despesas da BPMB

Aluguel para a ANP P&D SG&A Consórcio SG&A BPMB Despesas com exploração



VI. PremissasBPMB

Depreciação

Os resultados apresentados abaixo representam 30% da depreciação do Consórcio

A depreciação total da infraestrutura foi estimada em 20 anos (a uma taxa de 5% ao ano).

A taxa de depreciação do imobilizado foi estimada com base na produção anual e nas reservas comprovadas já desenvolvidas.

Capex

Os resultados apresentados abaixo representam 30% das despesas de capital do Consórcio

Os principais gastos de capital foram: investimentos em desenvolvimento; e investimentos na infraestrutura necessária para conectar as tubulações.

Fonte: BTG

21 17 18 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

80

42 14

29 26 22 - - - -

24 25 23 25 - - - - - - - - - - - -

97

84

63 51

18 18

- - - -

14 14 14 14

- - - - - - - - - - - -

5

-

-

-

- -

- - - -

- - - -

- - - - - - - - - - - -

203

143

9580

43 39

0 0 0 0

37 39 37 38

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

50

100

150

200

250

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

R$

MM

Projeção de capex da BPMB

Perfuração Desenvolvimento Infraestrutura Outros capex de desenvolvimento



VI. PremissasBPMB

Impostos de renda A BPMB é tributada com impostos de renda e contribuição social às alíquotas de 25% e 9% respectivamente. Vale mencionar, contudo, que a BPMB detém o

seguinte benefício fiscal:

• Lucro da Exploração, concedido pela SUDENE, de 2014 a 2023.

Capital de giro A tabela apresenta a média de dias e impulsionadores para cada conta.

Fonte: BTG

BPMB

Ativos Dias Relacionado aContas a receber 45 Dias de receitasImpostos recuperáveis 3 Dias de receitas

Passivos Dias Relacionado aImpostos a pagar 30 Dias de custos e capexContas a pagar 30 Dias de deduções

Outras contas a pagar 2 Dias de custos



Glossário






VI. Premissas





Conteúdo

5

9

12

15

18

22

27

36

42

46

48



VII. Avaliação econômico-financeiraBPMB

Demonstração de Resultado do Exercício Nós apresentamos, abaixo, a DRE projetada da BPMB:

DRE projetada - BPMB

R$ M 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Receita bruta 261,09 316,39 339,03 269,58 301,41 318,51 336,10 354,67 374,24 394,89 416,68 439,56 462,05Deduções (36,60) (58,68) (60,09) (45,97) (52,41) (56,18) (59,65) (70,17) (77,65) (83,23) (87,76) (91,74) (92,87)Receita líquida 224,50 257,72 278,94 223,61 249,00 262,33 276,45 284,50 296,59 311,67 328,91 347,82 369,18Custos (19,88) (22,47) (23,91) (35,05) (31,22) (32,74) (36,91) (43,08) (38,02) (40,05) (42,20) (44,47) (51,42)Lucro bruto 204,62 235,24 255,03 188,56 217,78 229,59 239,54 241,42 258,58 271,61 286,71 303,36 317,75Despesas (41,69) (38,45) (29,17) (22,82) (19,73) (14,99) (14,17) (13,55) (14,30) (15,09) (15,92) (16,79) (17,71)EBITDA 162,93 196,79 225,86 165,73 198,05 214,60 225,37 227,87 244,28 256,53 270,80 286,57 300,04

Margem EBITDA 72,58% 76,36% 80,97% 74,12% 79,54% 81,80% 81,52% 80,09% 82,36% 82,31% 82,33% 82,39% 81,27%Depreciação (64,37) (61,81) (57,94) (48,59) (46,45) (44,82) (41,10) (41,14) (41,18) (41,21) (45,39) (44,10) (42,86)EBT 98,56 134,98 167,92 117,14 151,60 169,78 184,26 186,73 203,10 215,32 225,40 242,47 257,18IR e CS (25,04) (31,25) (39,32) (27,97) (36,12) (40,47) (43,92) (44,50) (48,40) (73,21) (76,64) (82,44) (87,44)

% do EBT -25,41% -23,15% -23,42% -23,88% -23,83% -23,84% -23,84% -23,83% -23,83% -34,00% -34,00% -34,00% -34,00%Lucro líquido 73,52 103,73 128,60 89,17 115,48 129,31 140,34 142,22 154,70 142,11 148,77 160,03 169,74

DRE projetada - BPMB

R$ M 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040Receita bruta 421,73 434,67 458,54 483,82 510,52 134,07 141,55 148,23 52,16 - - - -Deduções (85,07) (86,08) (90,91) (96,02) (101,41) (41,91) (44,46) (46,88) (23,80) - - - 3,14Receita líquida 336,66 348,59 367,63 387,80 409,11 92,16 97,09 101,35 28,36 - - - 3,14Custos (49,09) (51,57) (54,35) (57,29) (60,21) (29,88) (28,84) (30,39) (11,20) - - - (67,79)Lucro bruto 287,57 297,02 313,28 330,51 348,90 62,28 68,24 70,96 17,16 - - - (64,65)Despesas (18,40) (16,26) (11,63) (12,27) (12,95) (9,48) (7,50) (6,41) (5,86) - - - -EBITDA 269,17 280,76 301,65 318,24 335,96 52,79 60,74 64,55 11,30 - - - (64,65)

Margem EBITDA 79,95% 80,54% 82,05% 82,06% 82,12% 57,29% 62,56% 63,69% 39,84% N.a. N.a. N.a. -2062,16%Depreciação (39,69) (35,19) (35,19) (35,20) (35,21) (15,37) (14,16) (13,40) (4,47) - - - -EBT 229,48 245,58 266,45 283,04 300,75 37,42 46,58 51,15 6,83 - - - (64,65)IR e CS (78,02) (83,50) (90,59) (96,23) (102,25) (12,72) (15,84) (17,39) (2,32) - - - -

% do EBT -34,00% -34,00% -34,00% -34,00% -34,00% -34,00% -34,00% -34,00% -34,00% N.a. N.a. N.a. 0,00%Lucro líquido 151,45 162,08 175,86 186,81 198,49 24,70 30,74 33,76 4,51 - - - (64,65)



Fluxo de caixa projetado - BPMB

R$ M 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Lucro líquido 73,52 103,73 128,60 89,17 115,48 129,31 140,34 142,22 154,70 142,11 148,77 160,03 169,74Depreciação 64,37 61,81 57,94 48,59 46,45 44,82 41,10 41,14 41,18 41,21 45,39 44,10 42,86Variação do capital de giro 11,38 (2,31) (3,17) 5,39 (2,88) (1,42) (1,02) 1,00 (0,80) (0,87) (1,29) (1,58) (1,92)Capex (203,03) (142,74) (94,64) (80,05) (43,48) (39,50) - - - - (37,33) (38,63) (37,16)Fluxo de caixa livre da f irma (53,76) 20,49 88,73 63,10 115,57 133,21 180,43 184,36 195,08 182,45 155,53 163,92 173,52

Fator de descontoTaxa de desconto 15,14% 15,14% 15,14% 15,14% 15,14% 15,14% 15,14% 15,14% 15,14% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59%Período de desconto 0,50 1,50 2,50 3,50 4,50 5,50 6,50 7,50 8,50 9,50 10,50 11,50 12,50Fluxo de caixa descontado (50,10) 16,58 62,37 38,52 61,27 61,34 72,15 64,03 58,84 50,05 37,24 34,25 31,64

Fluxo de caixa projetado - BPMB

R$ M 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040Lucro líquido 151,45 162,08 175,86 186,81 198,49 24,70 30,74 33,76 4,51 - - - (64,65)Depreciação 39,69 35,19 35,19 35,20 35,21 15,37 14,16 13,40 4,47 - - - -Variação do capital de giro 2,87 (1,36) (1,88) (1,53) (1,64) 29,04 (0,48) (0,13) 4,29 (1,32) - - 4,78Capex (38,45) - - - - - - - - - - - -Fluxo de caixa livre da f irma 155,57 195,91 209,17 220,47 232,07 69,11 44,42 47,02 13,27 (1,32) - - (59,87)

Fator de descontoTaxa de desconto 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59%Período de desconto 13,50 14,50 15,50 16,50 17,50 18,50 19,50 20,50 21,50 22,50 23,50 24,50 25,50Fluxo de caixa descontado 24,76 27,21 25,35 23,32 21,42 5,57 3,12 2,89 0,71 (0,06) - - (1,86)


Fluxo de Caixa O fluxo de caixa projetado da BPMB é apresentado abaixo:




Avaliação Nós apresentamos abaixo o resultado da avaliação econômico-financeira da BPMB:

Valor econômico da BPMB

R$ MMSoma dos fluxos descontados 670,59 Ajustes 17,58

Caixa e equivalentes 21,23 Dividendos a pagar (6,71) Impostos diferidos 3,06

Valor econômico 688,17



BPMB

VII. Avaliação econômico-financeiraConclusão

Sumário de Resultados

Com base no escopo deste Laudo, e sujeito às premissas, restrições e limitações descritas aqui, nós estimamos o valor justo da BPMB, em 31 de dezembro de2014, como presente abaixo:

O valor de 100% da operação da BPMB, em 31 de dezembro de 2014, está entre R$ 655,5 milhões e R$ 720,9 milhões (intervalo considerado deacordo com a instrução n° 436 da CVM).

A metodologia de avaliação aplicada para determinar o valor da BPMB foi a de fluxo de caixa descontado (apresentado na página 37 até 39).

Intervalo de valores - BPMB

Inferior (-5%) Central Superior (+5%)Valor econômico 655,48 688,17 720,86

670,59

17,58

688,17

Valor daempresa

Ajustes Valoreconômico

R$

mm




Na prestação dos seus serviços, a KPMG baseou-se em informações fornecidas pela E.ON e discussões com seus funcionários ou outros representantes, e aKPMG não é responsável pela verificação independente de qualquer informação disponível publicamente ou fornecida a ela na elaboração do presente Laudo. AKPMG não expressa parecer sobre a confiabilidade das informações mencionadas, e determina que quaisquer erros, alterações ou modificações nessasinformações poderão afetar significativamente as constatações da KPMG. Com base nos termos da nossa proposta, o processamento de dados e informaçõesnão implica a aceitação ou certificação dos mesmos como verdadeiros pela KPMG.

Durante o nosso trabalho, a KPMG realizou procedimentos de teste conforme necessário. Entretanto, ressaltamos que o nosso trabalho de avaliação nãoconstituiu uma auditoria das demonstrações financeiras ou de outras informações a nós apresentadas pela E.ON.

Nem a KPMG, nem a E.ON e nem a Eneva RJ podem garantir que os resultados futuros atingirão os resultados projetados, em função de fatores externos ouinternos imprevistos.

Ressaltamos que um entendimento completo do presente Laudo e sua conclusão só são possíveis por meio da sua leitura completa. Assim, não se deve tirarconclusões lendo apenas uma parte dele.



Glossário






VI. Premissas





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Anexo ICurrículos

Ao longo de seus 15 anos de experiência, participou de ampla gama de atividades, incluindo: assessoria financeira a clientes em fusões e aquisições, privatizações e ofertas. Antes de ingressar na KPMG Brasil, trabalhou na Açúcar Guarani (uma das maiores empresas de açúcar e etanol do Brasil) e foi CFO da Cimentos Liz (um dos maiores grupos de cimento do Brasil).

Nome Paulo Guilherme de Menezes Coimbra

Posição Sócio, Corporate Finance (M&A), Rio de Janeiro – Brasil.

Qualificações Formado em Engenharia da Produção pela Universidade Federal do Rio de Janeiro - UFRJ (1996)Especialização em Finanças Corporativas pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais (IBMEC - 1997)Programa Executivo em Gestão de Negócios – Fundação Dom Cabral, Rio de Janeiro – 2012

Experiência

Setor de experiência Energia elétrica, petróleo e gás, açúcar e álcool, agricultura, serviços financeiros e bens de consumo.

Nome Claudio Roberto de Leoni RamosPosição Sócio, Advisory - Corporate FinanceQualificações Formado em Engenharia Mecânica pela Faculdade de Tecnologia da Universidade de Brasília, Brasil.

MBA em Finanças, Economia e Negócios Internacionais pela Faculdade de Negócios Leonard N. Stern da Universidade, de Nova York, e pela Università Commerciale Luigi Bocconi, de Milão.Claudio foi professor de Finanças Corporativas no curso de MBA Executivo da FAAP de São Paulo. Passou no exame de CFA Nível 1 em 2009.Claudio é membro do Conselho da Enactus Brazil (http://enactus.org/country/brazil/).

Experiência Diretor de Transações e Reestruturação (T&R) da KPMG Brasil e América do Sul e líder de Mercados de Alto Crescimento da Equipe de Liderança Global em T&R da KPMG. Cláudio trabalha na área de finanças corporativas/investment banking desde 1993. Sua experiência abrange pesquisa de investimentos, colocações privadas internacionais, avaliações de empresas e assessoria emfusões e aquisições. Ele presta assessoria a clientes sobre fusões e aquisições e avaliações econômico-financeiras desde 1994. Sua experiência no setor abrange empresas industriais, instituições financeiras, alimentos e bebidas, mineração e indústrias automotivas. Ele é representante do Comitê de Avaliações Globais para a América Latina e um dos sete membros da Equipe de Liderança de Avaliações Globais da KPMG. É sócio líder do Grupo de Avaliações da KPMG Brasil.

Setor de experiência Instituições financeiras, seguradoras, redes de varejo, mineração, serviços, alimentos, bebidas e indústrias, em geral.



Anexo I Currículos

Nome Rúben Palminha

Posição Gerente Sênior, KPMG Corporate Finance, Rio de Janeiro – Brasil.

Qualificações Pós-graduado em Finanças, com especialização em Finanças Corporativas – INDEG-IUL, (Lisboa, Portugal)Especialização em Finanças – INDEG-IUL (Lisboa, Portugal)Formado Finanças – ISCTE-IUL (Lisboa, Portugal)

Experiência Entrou ingressou na prática de Corporate Finance da KPMG em 2006. Desde então, Rúben participa de projetos de energia e infraestrutura em diversos países, auxiliando entidades públicas e privadas, acumulando habilidades em Project Finance, projetos de PPP, M&A e Avaliações.Desde dezembro de 2014, Rúben está alocado no escritório do Rio de Janeiro.

Setor de experiência Energia e infraestrutura

Nome Augusto SalesPosição Sócio, Advisory – Global Strategy GroupQualificações Mestrado em Estudos Futuros

MBA, Escola de Negócios IBMEC, Rio de Janeiro.Graduado em contabilidade pela Universidade Federal Fluminense (UFF), Rio de Janeiro.

Experiência Augusto é responsável por liderar o grupo de Inteligência Estratégica e Comercial ― Strategic & Commercial Intelligence (GSG) ― da KPMG no Brasil. Tem mais de 15 anos de experiência em prestação de assessoria financeira a clientes em fusões e aquisições, privatizações e ofertas. Forneceu due diligence financeira e comercial para diversas transações transnacionais, para compradores locais/internacionais e financeiros/estratégicos em negócios grandes e complexos.Augusto tem experiência em uma variedade de indústrias, incluindo infraestrutura (logística e transporte), seguros, energia erecursos naturais, agricultura, serviços financeiros e de bens de consumo. Na KPMG, seus projetos, em grande parte, concentram-se em due diligence financeira e comercial, incluindo assistência a entrada no mercado, plano de negócios ajuda a devida diligência e compromissos de inteligência competitiva.

Setor de experiência Geração, transmissão e distribuição de energia, mineração e metais, petróleo e gás.



Anexo I Currículos

Ele tem mais de 7 anos de experiência na KPMG, ampla experiência em serviços de fusões e aquisições e preparação de planosde negócios e avaliações. Além disso, Fabiano desenvolveu diversos modelos financeiros e avaliou diversos ativos intangíveis nosexercícios de Alocação de Preços de Compra.

Nome Fabiano Goulart Delgado

Posição Gerente, Corporate Finance, KPMG Curitiba - Brasil

Qualificações Especialização em Controladoria pela UFPR-PRFormado em Economia pela UFMS-MS

Experiência

Setor de experiência Bancário, imobiliário, elétrico, agronegócios, alimentos e bebidas, varejo e logística.



Glossário






VI. Premissas





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Anexo IIBalanços Patrimoniais | BPMB

Balance sheet - BPMB

R$ MM 31/12/2013 31/12/2014Assets

CurrentCash and cash equivalent 1,53 21,23 Accounts receivable 35,41 47,25 Other receivables and prepaid expenses - 0,91 Taxes receivable 0,04 2,62

Non-currentMutual w ith related party 11,27 - Deferred taxes 4,99 3,06 Fixed assets 369,22 386,53 Intangibles 7,44 6,25

Total assets 429,91 467,85

Balance sheet - BPMB

R$ MM 31/12/2013 31/12/2014Liabilities

CurrentAccounts payable 70,49 11,80 Tax payables 17,04 8,05 Dividends payable 2,15 6,71 Other accounts payable 0,01 1,65

Non-currentProvision for abandonment of installation 18,20 25,04

Shareholders' equityEquity 315,12 315,62 Capital reserve - 49,50 Legal reserve 0,45 3,67 Profit reserve 6,44 45,81 Accumulated profits - -

Total liabilities and shareholders' equity 429,91 467,85



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Anexo IIITaxa de desconto

Fonte:

■ (a) Taxa livre de risco – Bloomberg

■ (b) CPI americano – Economist Intelligence Unit

■ (c) Inflação brasileira de longo prazo – BACEN

■ (e) Prêmio de risco de mercado – Damodaran

■ (f) Beta desalavancado (setor) – Bloomberg

■ (g) Dívida em relação a capital próprio (setorial) – Bloomberg

■ (h) Alíquota efetiva de imposto – Alíquota efetiva aplicável aCompanhia

■ (j) Risco-país – J.P Morgan

■ (k) Prêmio de tamanho – Duff and Phelps

■ (L) % capital próprio (setorial) – Bloomberg

■ (m) % Dívida (setorial) – Bloomberg

■ (n) custo de dívida – CDI x 120%

Taxa de desconto

Durante Sudene Após SudeneRf - T-Bond 30 anos - 2 anos (a) 3,4% 3,4%

Inflação americana ("CPI") (b) 2,0% 2,0%

Inflação brasileira de longo prazo ("IPCA") (c) 5,5% 5,5%

Rf ajustado (d) = (1 + a) / (1 + b) * (1 + c) -1 6,9% 6,9%

Prêmio de risco de mercado ("ERP") (e) 4,6% 4,6%

Beta setorial desalavancado (f) 0,98 0,98

D/E (g) 42,9% 42,9%

Alíquota efetiva de imposto (h) 23,9% 34,0%

Beta realavancado (i) = f * {1 + [g * (1 - h)]} 1,31 1,26

Risco-país - EMBI+ ("CRP") - 2 anos (j) 2,18% 2,18%

Prêmio de tamanho (k) 1,98% 1,98%

CAPM nominal R$ Re = d + (e * i) + j + k 17,1% 16,9%

% Capital próprio (L) 70,0% 70,0%

% Dívida (m) 30,0% 30,0%

Custo de dívida antes de impostos (n) 13,9% 13,9%


Custo de dívida líquido de impostos (o) = n * (1 - h) 10,6% 9,2%

WACC nominal R$ = Re * L + o * m 15,14% 14,58%

© 2015 KPMG Corporate Finance Ltda., uma sociedade de responsabilidade limitada brasileira e firma-membro da rede KPMG de firmas-membro independentes e afiliadas à KPMG International Cooperative (“KPMG International”), uma entidade suíça. Todos os direitos reservados Impresso no Brasil.

O nome e logo KPMG e “cutting through complexity” são marcas comerciais ou marcas comerciais registradas da KPMG International Cooperative ("KPMG International").

Anexo III

Laudo de Avaliação dos Ativos E.ON

0© 2015 KPMG Corporate Finance Ltda., uma sociedade simples brasileira, de responsabilidade limitada, e firma-membro da rede KPMG de firmas-membro independentes e afiliadas à KPMG International Cooperative (“KPMGInternational”), uma entidade suíça.


Eneva S.A. em Recuperação Judicial

Laudo de Avaliação Econômico-Financeira da Eneva Participações S.A. em Recuperação Judicial

e da Parnaíba Gás Natural S.A.

CORPORATE FINANCE

13 de abril de 2015

À Diretoria daEneva S.A. em Recuperação JudicialRio de Janeiro - RJ

13 de abril de 2015

Laudo de avaliação econômico-financeira da Eneva Participações S.A. em Recuperação Judicial e da Parnaíba Gás Natural S.A.

Prezados Senhores,

Nos termos da nossa proposta para prestação de serviços, datada de 09 de abril de 2015, e de acordo com entendimentos subsequentes, a KPMG CorporateFinance Ltda. (“KPMG”) efetuou a avaliação econômico-financeira da Eneva Participações S.A. em Recuperação Judicial (“Eneva Participações RJ”) e daParnaíba Gás Natural S.A. (“PGN”), na data-base de 31 de dezembro de 2014.

Permanecemos ao inteiro dispor de V.Sas. para eventuais esclarecimentos que se fizerem necessários e agradecemos por essa oportunidade de servir aV.Sas.

Atenciosamente,

Augusto Sales Paulo Guilherme CoimbraSócio Sócio

ABCD KPMG Corporate Finance Ltda.Av. Almirante Barroso, 52 – 4º andar20031-000 - Rio de Janeiro, RJ - Brasil Caixa Postal 288820001-970 - Rio de Janeiro, RJ – Brasil

Telefone 55 (21) 3515-9400Fax 55 (21) 3515-9000Internet www.kpmg.com.br



Notas importantes

Para efeito deste Laudo, Eneva Participações S.A. em Recuperação Judicial(“Eneva Participações S.A. RJ) e Parnaíba Gás Natural S.A. (“PGN”), serãotratadas em conjunto “Empresas”.

No dia 12 de fevereiro de 2015, a Eneva S.A. em Recuperação Judicial (“EnevaRJ”) e a Eneva Participações RJ protocolaram um Plano de RecuperaçãoJudicial (“PRJ”), de acordo com o Artigo 53 da Lei Brasileira de RecuperaçãoJudicial. Nesse contexto, a Eneva RJ visa a efetuar uma transação de aumentode capital. Caso o PRJ obtenha aprovação total para execução, o aumento decapital será feito por meio das seguintes contribuições: (i) dinheiro; (ii)capitalização de crédito; e (iii) subscrição de ativos.

Nesse contexto, a E.ON SE ("E.ON"), mediante sua subsidiária DD BrazilHoldings S.À.RL (principal acionista da Eneva RJ e da Eneva Participações RJ),está interessada em subscrever ativos na operação referida (ponto iii do aumentode capital do PRJ). A E.ON está disposta a contribuir com a sua participação de50% na Eneva Participações RJ e 9,09% de participação na PGN (“Transação”).

O Laudo de avaliação da Eneva Participações RJ e PGN, foi elaborado pelaKPMG, mediante solicitação do Conselho de Administração da Eneva RJ, parafins de análise da Transação. O Laudo, de acordo com o PRJ, será apresentadoao Comité de Credores da Eneva RJ. Se aprovado, o Laudo será apresentadoem Assembleia Geral Extraordinária de Acionistas.

Este Laudo não pode ser circulado, copiado, publicado ou de qualquer formautilizado, nem poderá ser arquivado, incluído ou referido no todo ou em parte emqualquer documento sem o prévio consentimento da KPMG, sendo que como oLaudo será utilizado no âmbito da Transação que envolve a Eneva RJ, que éuma empresa brasileira listada na bolsa de São Paulo ("Bovespa"), e está sujeitaaos requisitos de informação da Comissão de Valores Mobiliários ("CVM"), oCliente poderá dar acesso ao Laudo à CVM apenas na medida exigida por lei,ficando totalmente responsável por qualquer dano ou prejuízo resultante oudecorrente de tal acesso, que pode vir a ser vivenciado pela Eneva RJ, KPMG,incluindo representantes da KPMG, ou qualquer terceiro.

Na avaliação econômico-financeira da Eneva Participações RJ e PGN foiutilizado o critério: (i) do fluxo de caixa descontado (“DCF”) no caso da ParnaíbaIII Geração de Energia S.A., Parnaíba IV Geração de Energia S.A. e PGN; e (ii)do valor contábil, o qual se pauta pelo valor do patrimônio líquido no caso dasempresas referidas na página 71, na data-base de 31 de dezembro de 2014.

O Cliente e a E.ON, por meio de profissionais designados, forneceraminformações referentes as Empresas e aos mercados em que opera, utilizadosneste Laudo. As Empresas serão mencionadas neste Laudo conjuntamente como“Fornecedores de Informações”.

Nosso trabalho se baseou nas seguintes informações fornecidas pela Eneva RJ:− Demonstrações financeiras de 31/12/2014 não auditadas da Eneva Participações

RJ e suas subsidiárias, “BAL ENEVA PARTIC_DEZ_2014.xls”, “Bdados_dez2014.xlsx”, “MPX EON Consolidado MPX Dez-14 (EQ).xlsx”,;

− Modelo Financeiro do negócio de downstream e da Eneva Participações RJ,“20.1.7 ENEVAValuationComplete_v306_KPMG.xlsx”;

− Estimativas de despacho das termoeléctricas (negócio de downstream),“Availability MTP v5_completo.xlsx”, “Despacho_v6.xlsx”,;

− Custos de O&M fixos da UTE Parnaíba III e IV, “Fixed O&M breakdown.xlsx”;− Custos de overhauling da UTE Parnaíba III e IV, “Hour dispatching –

Overhaul.xlsx”;− Custos de seguros da UTE Parnaíba III e IV, “APÓLICE DE RISCOS

OPERACIONAIS.msg”;− Empréstimos mútuos entre as empresas subsidiárias da Eneva Participações RJ,

“mutuos_Dez14.pdf”; e− Detalhe das contas de capital de giro da UTE Parnaíba III e IV, “WK

breakdown.xlsx”. Nosso trabalho se baseou nas seguintes informações fornecidas pela E.ON:

− Estimativas de Capex e Opex do negócio de upstream, “EON proposal dispatch2015.03.18.xlsx”;

− Resumo da visão da E.ON das atividades da PGN, “Overview of E&Passumptions 2015.03.13.pdf”;

− Outra informação relevante, “EON proposal dispatch 2015.03.18.xlsx”;− Apresentação do negócio da PGN, “1. Untitled_23032015_112117.pdf” –

Apresentação ANEEL;− Demonstrações Financeiras de 31/12/2013 não auditadas da Eneva RJ,

“FS_Eneva_2014_eng.pdf”;− Informação de suporte à premissa de renovação do PPA da UTE Parnaíba III e IV

“Final Report Pecém II_extract for KPMG.pdf”, “MPX_FS YE 2012_page 81.pdf”;e

− Análise comparativa das principais premissas da E.ON e BTG relativa ainformação das reservas de Gás da Bacia de Parnaíba, estimativas de Capex eOpex da PGN, “PGN profile – EON vs BTG 20150318.pptx”.



Notas importantes

A KPMG se baseou nas informações supracitadas e em discussões com osprofissionais dos Fornecedores de Informações ou outros representantes destas.A KPMG não se responsabiliza pela verificação de modo independente dequalquer informação disponível publicamente ou a ela ofertada na preparação dopresente Laudo. A KPMG não expressa parecer sobre a fidedignidade daapresentação das informações mencionadas, e ressalta que quaisquer erros,alterações ou modificações nessas informações poderiam afetarsignificativamente as análises da KPMG.

Durante o curso de nossos trabalhos, desempenhamos procedimentos deanálise sempre que necessário. Entretanto, ressaltamos que nosso trabalho deavaliação não constituiu uma auditoria das demonstrações financeiras ouquaisquer outras informações a nós apresentadas pelos Fornecedores deInformações, não devendo ser considerado como tal.

Para a elaboração do presente Laudo, a KPMG teve como pressuposto aconfiança, com expressa anuência dos Fornecedores de Informações, naexatidão, conteúdo, veracidade, completude, suficiência e integralidade datotalidade dos dados que foram fornecidos ou discutidos, de modo que nãoassumimos nem procedemos à inspeção física de quaisquer ativos epropriedades, deixando, outrossim, de preparar ou obter avaliação independentede ativos e passivos das Empresas, ou de sua solvência, considerando comoconsistentes as informações utilizadas neste Laudo, responsabilizando-se osFornecedores de Informações, inclusive por seus prepostos, sócios ecolaboradores, por tudo quanto transmitido ou discutido com a KPMG.

Todas as informações, estimativas e projeções aqui contidas, são aquelasutilizadas e/ou apresentadas pelos Fornecedores de Informações, ajustadas pelaKPMG, de acordo com seu julgamento, referente à razoabilidade, e sãoassumidas como oriundas da melhor avaliação dos Fornecedores deInformações e de sua Administração com relação à evolução das Empresas ede seus mercados de operações.

Exceto se expressamente apresentado de outra forma, conforme indicado porescrito em notas ou referências específicas, todos os dados, informaçõesanteriores, informações de mercado, estimativas, projeções e premissas,incluídos, considerados, utilizados ou apresentados neste Laudo são aquelesapresentados pelos Fornecedores de Informações à KPMG.

As informações aqui contidas, relacionadas à posição contábil e financeira dasEmpresas, assim como do mercado, são aquelas disponíveis em 31 de dezembrode 2014. Qualquer mudança nessas posições pode afetar os resultados desteLaudo. A KPMG não assume nenhuma obrigação para com a atualização, revisãoou emenda do Laudo, como resultado da divulgação de qualquer informaçãosubsequente à data-base de 31 de dezembro de 2014, ou como resultado dequalquer evento subsequente.

As estruturas societárias e os percentuais de participação em empresas coligadase controladas apresentadas neste Laudo foram informadas pela Administraçãodas Empresas, e não foram objeto de uma verificação independente pela KPMG.

Não há garantias de que as premissas, estimativas, projeções, resultados parciaisou totais ou conclusões utilizados ou apresentados neste Laudo serãoefetivamente alcançados ou verificados, no todo ou em parte. Os resultadosfuturos realizados das Empresas podem diferir daqueles nas projeções, e essasdiferenças podem ser significativas, podendo resultar de vários fatores, incluindo,porém não se limitando a, mudanças nas condições de mercado. A KPMG nãoassume qualquer responsabilidade relacionada a essas diferenças.

Enfatizamos que a identificação e análise do valor econômico das eventuaiscontingências do valor de ativos imobilizados e de outros ajustes àsdemonstrações financeiras não fizeram parte do escopo desse trabalho. Dessaforma, com relações a tais itens, baseamo-nos em informações e análisescolocadas à disposição pelo Cliente e/ou por seus respectivos auditores,advogados e/ou outros assessores.

Este Laudo foi gerado consoante as condições econômicas e de mercado, entreoutras, disponíveis na data de sua elaboração, de modo que as conclusõesapresentadas estão sujeitas a variações em virtude de uma gama de fatores sobreos quais a KPMG não tem qualquer controle.

A soma dos valores individuais apresentados neste Laudo pode diferir da somaapresentada, devido ao arredondamento de valores.

Para a realização dos trabalhos, a KPMG teve como premissa que todas asaprovações de ordem governamental, regulatória ou de qualquer outra natureza,bem como dispensa, aditamento ou repactuação de contratos necessários para onegócio colimado foram ou serão obtidas, e que nenhuma eventual modificaçãonecessária por conta destes atos causará efeitos patrimoniais adversos para asEmpresas.



Notas importantes

O Laudo não objetiva ser a única base para a avaliação das Empresas, portanto,o Laudo não contém toda a informação necessária para tal, e,consequentemente, não representa nem constitui uma proposta, solicitação,sugestão ou recomendação por parte da KPMG para os termos da Transação,sendo de total responsabilidade dos acionistas das Empresas a responsabilidadepor qualquer decisão tomada. A KPMG não pode se responsabilizar pelasdecisões dos Acionistas.

Enfatizamos que uma avaliação estabelece um valor estimado a ser usado emuma interação teórica entre um comprador e um vendedor, ambos com intençãode fechar o negócio, com total acesso aos fatos relevantes, sem a necessidadeimediata de comprar ou vender. Uma negociação efetiva nem sempre refleteesses elementos, e pode incluir outros elementos, e consequentemente, nãonecessariamente se realiza no valor estimado conforme resultado de umexercício de avaliação.

O Laudo de avaliação não atende a interesses pessoais ou específicos. Portanto,os resultados de avaliações realizadas por terceiros pode diferir dos resultadosda nossa avaliação, não caracterizando uma deficiência do trabalho realizado.

Os Acionistas devem fazer suas próprias análises com relação à conveniênciada Transação, devendo consultar seus próprios assessores financeiros,tributários e jurídicos, para definirem suas próprias opiniões sobre a Transação,de maneira independente. Laudo deve ser lido e interpretado à luz das restriçõese qualificações anteriormente mencionadas. O leitor deve levar em consideraçãoem sua análise as restrições e características das fontes de informaçãoutilizadas.

Este Laudo deve ser utilizado exclusivamente no contexto da Transação,conforme objetivo descrito neste Laudo. Não garantimos que nosso Laudoatenderá a outros objetivos. Ademais, enfatizamos que não teremos a obrigaçãode efetuar trabalhos adicionais e/ou de adaptar nosso Laudo para atender aoutros objetivos.

O escopo desse trabalho não contempla a obrigação específica e determinadada KPMG de detectar fraudes das operações, dos processos, dos registros e dosdocumentos da Empresa.

Os trabalhos foram realizados pela KPMG sob orientação técnica. Entretanto, aanálise dos diversos dados considerados para fins de avaliação, por sua natureza,demandam atuação subjetiva para que os trabalhos possam ser levados a termo,o que também torna possível que se a mesma análise for realizada por outrosprofissionais, estes possam vir a manifestar pontos de vista divergentes do que osmanifestados pela KPMG.

Os serviços ora realizados foram informados e subsidiados por normas legais eregulamentares, nesse sentido, asseveramos que a nossa legislação é complexae muitas vezes o mesmo dispositivo comporta mais de uma interpretação. AKPMG busca manter-se atualizada em relação às diversas correntesinterpretativas, de forma que possibilite a ampla avaliação das alternativas e dosriscos envolvidos. Assim, é certo que poderá haver interpretações da lei de mododiferente do nosso. Nessas condições, nem a KPMG, nem outra firma, pode daras Empresas total segurança de que ele não será questionado por terceiros,inclusive entes fiscalizadores.



Glossário






VI. Premissas




Anexo III – Valores Contábeis

Anexo IV – Taxas de Desconto

Conteúdo

5

9

13

16

23

27

32

49

63

67

70

72



Conteúdo

ACL Ambiente de Contratação Livre

ACR Ambiente de Contratação Regulado

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

BACEN or BCB Banco Central do Brasil

BCM Bilhões de metros cúbicos

BMI Business Monitor International

BM&F Bolsa de Mercadorias e Futuros

BOVESPA Bolsa de Valores de São Paulo

CAGR Taxa de Crescimento Anual Composto

CAPM Capital Asset Pricing Model – Metodologia de cálculo de custo de capital

CCEAL Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Livre

CCEAR Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

COFINS Contribuição para Financiamento da Seguridade Social

CoGS Custo dos Bens Vendidos

CRP Risco País

CVM Comissão de Valores Mobiliários

CVU Custo Variável Unitário

D&A Depreciação e AmortizaçãoDCF Fluxo de Caixa Descontado

EBIT Lucro Antes de Juros e Impostos

EBITDA Lucro Antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortização

EBT Lucro Antes de Impostos

EIA Energy Information Administration - Administração de Informação Energética

EIU Unidade de Inteligência do The Economist

EMBI Índice de Títulos de Mercados Emergentes

DRE Demonstração de Resultado do Exercício

AFAC Adiantamento para Futuros Aumentos de Capital



Conteúdo

E&P Exploração e Produção

PIB Produto Interno Bruto

GVB Campo de Gás Gavião Branco

GVR Campo de Gás Gavião Real

GW Giga Watts

IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística

IFRS Normas e Padrões Internacionais de Contabilidade

INEA Instituto Estadual do AmbienteIPCA Indíce de Preços do Consumidor Amplo

IRPJ Imposto de Renda Pessoa Jurídica

PRJ Plano de Recuperação Judicial

KPMG KPMG Corporate Finance Ltda.

GNL Gás Natural Liquefeito

MBA Mestrado em Administração de Empresas

MMBtu Million British Thermal Unit

MW Mega Watt

MWh Mega Watt Hora

M&A Mergers & Aquisitions

NOPAT Lucro Operacional Líquido de Impostos

NPV Valor Presente Líquido

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

Opex Despesas Operacionais

O&M Operação e Manutenção

PE Private Equity

PIS Programa de Integração Social

PL Patrimônio Líquido

PLD Preço de Liquidação das Diferenças (Preço Spot de Energia)

PPA Contrato de Venda de Energia

ERP Prêmio de Risco de Mercado

PPP Parceria Público Privada



Conteúdo

RGR Fundo P&D da Eletrobras

R$ Real Brasileiro

P&D Pesquisa e Desenvolvimento

RF Livre de Risco

SE Patrimônio Líquido

SELIC Taxa de Juros Brasileira

SG&A Despesas com Vendas, Gerais e Administrativas

SPE Sociedade de Propósito Específico

SUDENE Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste

TPP or UTE Usina Termelétrica

TCF Trilhões de Pés Cúbicos

WACC Custo Médio Ponderado de Capital

WC Capital de GiroBNDESPAR Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social Participações

BPMB BPMP Parnaíba S.A.

BTG Banco BTG Pactual S.A.

Cambuhy Cambuhy Investimentos

Eneva RJ Eneva S.A. – em Recuperação Judicial

Eneva Participações RJ Eneva Participações S.A. – em Recuperação Judicial

E.ON E.ON S.E.PGN Parnaíba Gás Natural S.A.



Glossário






VI. Premissas






Conteúdo

5

9

13

16

23

27

32

49

63

67

70

72




Introdução

Eneva RJ é uma companhia listada na bolsa de valores de São Paulo e aEneva Participações RJ é uma joint venture controlada pela Eneva RJ(50%) e E.ON (50%).

No dia 12 de fevereiro de 2015, a Eneva RJ e a Eneva Participações RJapresentaram um Plano de Recuperação Judicial (“PRJ”) , de acordo como Artigo 53 da Lei Brasileira de Recuperação Judicial. Nesse contexto, aEneva RJ visa a efetuar uma transação de aumento de capital. Caso oPRJ obtenha aprovação total para execução, o aumento de capital seráfeito por meio das seguintes contribuições: (i) dinheiro; (ii) capitalização decrédito; e (iii) subscrição de ativos.

Nesse contexto, a E.ON, sendo a principal acionista da Eneva RJ e daEneva Participações RJ, está interessada em subscrever ativos napossível operação (item iii do aumento de capital do PRJ). Com efeito, aE.ON está disposta a contribuir com sua participação de 50% na EnevaParticipações RJ (downstream) e sua participação de 9,09% na PGN(upstream).

Dado o contexto supramencionado, o objetivo do nosso trabalho, deacordo com o requerimento do Cliente, baseia-se na preparação de umLaudo de avaliação econômico-financeira da PGN e Eneva ParticipaçõesRJ, a fim de que se fundamente a possível subscrição de ativos.

Base de informações O trabalho foi realizado com a seguinte base de informação,

providenciada pela Eneva RJ:− Demonstrações financeiras de 31/12/2014 não auditadas da Eneva

Participações RJ e suas subsidiárias, “BAL ENEVA PARTIC_DEZ_2014.xls”,“Bdados_dez 2014.xlsx”, “MPX EON Consolidado MPX Dez-14 (EQ).xlsx”,;

− Modelo Financeiro do negócio de downstream e da Eneva Participações RJ,“20.1.7 ENEVAValuationComplete_v306_KPMG.xlsx”;

− Estimativas de despacho das termoeléctricas (negócio de downstream),“Availability MTP v5_completo.xlsx”, “Despacho_v6.xlsx”,;

− Custos de O&M fixos da UTE Parnaíba III e IV, “Fixed O&Mbreakdown.xlsx”;

− Custos de overhauling da UTE Parnaíba III e IV, “Hour dispatching –Overhaul.xlsx”;

− Custos de seguros da UTE Parnaíba III e IV, “APÓLICE DE RISCOSOPERACIONAIS.msg”;

− Empréstimos mútuos entre as empresas subsidiárias da EnevaParticipações RJ, “mutuos_Dez14.pdf”; e

− Detalhe das contas de capital de giro da UTE Parnaíba III e IV, “WKbreakdown.xlsx”.

O trabalho foi realizado com a seguinte base de informação,providenciada pela E.ON:− Estimativas de Capex e Opex do negócio de upstream, “EON proposal

dispatch 2015.03.18.xlsx”;− Resumo da visão da E.ON das atividades da PGN, “Overview of E&P

assumptions 2015.03.13.pdf”;− Outra informação relevante, “EON proposal dispatch 2015.03.18.xlsx”;− Apresentação do negócio da PGN, “1. Untitled_23032015_112117.pdf” –

Apresentação ANEEL;− Demonstrações Financeiras de 31/12/2013 não auditadas da Eneva RJ,

“FS_Eneva_2014_eng.pdf”;− Informação de suporte à premissa de renovação do PPA da UTE

Parnaíba III e IV “Final Report Pecém II_extract for KPMG.pdf”, “MPX_FSYE 2012_page 81.pdf”; e

− Análise comparativa das principais premissas da E.ON e BTG relativa ainformação das reservas de Gás da Bacia de Parnaíba, estimativas deCapex e Opex da PGN, “PGN profile – EON vs BTG 20150318.pptx”.Aavaliação econômico-financeira foi substancialmente baseadaem informações e premissas fornecidas pela Eneva RJ e E.ON,as quais foram discutidas e analisadas com e pela KPMG.




Eventos subsequentes

Nosso trabalho usou como base a posição de patrimônio líquido einformação obtida em data anterior a de emissão deste relatório.

Nós enfatizamos que qualquer fato relevante ocorrido entre dezembro de2014 e a data de emissão deste relatório, não levado ao conhecimento daKPMG, pode afetar a análise das Empresas.

É importante apontar que a KPMG não atualizará este relatório após adata de emissão.




Resumo do trabalho

Com base no escopo desse Laudo, e sujeito às premissas, restrições e limitações anteriormente mencionados, estimamos o valor justo da EnevaParticipações RJ e da PGN, com data-base 31 de dezembro de 2014, conforme apresentado abaixo:

O valor de 100% da operação da PGN, em 31 de dezembro de 2014,está entre R$ 985,0 milhões e R$ 1.083,2 milhões. A avaliaçãoeconômico-financeira da participação da E.ON na PGN (9,09%) estáentre R$ 89,5 milhões e R$ 98,5 milhões.

A metodologia de avaliação aplicada para determinar o valor da PGN foia de fluxo de caixa descontado (apresentado na página 58 até 60).gu

O valor de 100% da operação da Eneva Participações em RecuperaçãoJudicial, em 31 de dezembro de 2014, está entre R$ 302,1 milhões e R$ 332,4milhões. A avaliação econômico-financeira da participação da E.ON na EnevaParticipações em RJ (50,0%) está entre R$ 151,1 milhões e R$ 166,2 milhões.

A metodologia utilizada para a avaliação das subsidiárias operacionais foi ade fluxo de caixa descontado (conforme apresentado nas páginas 51 a 57).Quanto às subsidiárias não operacionais e pré-operacionais, utilizou-se ametodologia de avaliação de abordagem por valor contábil, a qual se pautapelo valor de livro do patrimônio líquido ( conforme apresentado na página 71).

Eneva Participações S.A. em Recuperação Judicial

ParticipaçãoE.ON

(50,0%) (R$MM)

158,63166,18151,07

- +

Valor econômico

por ação (R$)1,13

1,191,25

Valor econômico100%

(R$ MM)302,15 317,26 332,36

PGN

Participação E.ON

(9,09%) (R$MM)

94,0098,4689,53

- +

Valor econômico

por ação (R$)1,46

1,531,60

Valor econômico 100%

(R$ MM)984,96 1.034,08 1.083,20

* Intervalo considerado de acordo com a instrução n° 436 da CVM.



Glossário






VI. Premissas






Conteúdo

5

9

13

16

23

27

32

49

63

67

70

72




A Rede KPMG A KPMG é uma rede global de firmas independentes que prestam serviços

profissionais de Audit, Tax e Advisory. Estamos presentes em 155 países,com mais de 155.000 profissionais atuando em firmas-membro mundoafora. As firmas-membro da rede KPMG são independentes entre si eafiliadas à KPMG International Cooperative (“KPMG International”), umaentidade suíça. Cada firma-membro é uma entidade legal independente eseparada.

A marca KPMG foi criada, em 1987, mediante a fusão da Peat MarwickInternational (PMI) e Klynveld Main Goerdeler (KMG).

No Brasil, somos aproximadamente 4.000 profissionais distribuídos em 13Estados e Distrito Federal, 22 cidades e escritórios situados em São Paulo(sede), Belém, Belo Horizonte, Brasília, Campinas, Cuiabá, Curitiba,Florianópolis, Fortaleza, Goiânia, Joinville, Londrina, Manaus, Osasco,Porto Alegre, Recife, Ribeirão Preto, Rio de Janeiro, Salvador, São Carlos,São José dos Campos e Uberlândia.

As firmas-membro da “rede KPMG” que atuam na área de CorporateFinance possuem aproximadamente 2.100 professionais em mais de 100escritórios ao redor de 82 países.

KPMG Corporate Finance Ltda., uma empresa brasileira criada nos anos1990, assessora negociações no âmbito de transações corporativas,incluindo serviços de fusões e aquisições, alienações, financiamentosestruturados, projetos de financiamentos, processos de privatização eavaliações econômico-financeiras.

Processo interno da aprovação do Laudo A avaliação econômico-financeira da Eneva Participações RJ e da PGN foi

realizada por um time de consultores qualificados, monitorados e revisadospelo sócio do projeto. Adicionalmente, o time também foi composto por umsócio revisor, um gerente sênior e um gerente.

A aprovação do Laudo ocorreu somente após ser revisado pelo sócio doprojeto e pelo sócio revisor.

Identificação e qualificação dos profissionais envolvidos

Augusto Sales, Paulo Guilherme Coimbra (líder do projeto), ClaudioRamos, Rúben Palminha e Fabiano Delgado coordenaram e participaramdo desenvolvimento da avaliação apresentada nesse Laudo. Informaçõesdetalhadas sobre os profissionais são apresentadas no Anexo I.

Declaração do Avaliador A KPMG em 12 de Abril de 2015 declara que:

Não é detentora de quaisquer ações da Eneva RJ, da EnevaParticipações RJ ou da PGN, bem como seus sócios, diretores,administradores, controladores ou pessoas ligadas a eles;

Não existem relações comerciais com as Empresas que possamimpactar a independência sobre o Laudo;

Não há conflito de interesses que prejudique a independêncianecessária requerida para a execução deste trabalho.




• Seguem abaixo algumas das experiências da KPMG no setor de energia e recursos naturais:


2014

Atuou como assessor financeiro na revisão das tarifas de GNL

Petra Energia e Parnaíba Gás Natural


Assessoria de avaliação relativa à aquisição de diversos projetos de energia eólica da Sowitec

Enel

2014


2014

Avaliação referente à aquisição de participação de 20% da Jirau

HPP (3.750 MW)

Mitsui & Co


2014

Avaliação relacionada à aquisição da Unisa

TAESA (Grupo Cemig)


2013

Avaliação relacionadas à aquisição da Desenvix

SN Power


2013

Avaliação da Brasympe para fins de reestruturação da empresa

Brasympe


2013

Avaliação relativa à aquisição da CELPA (distribuição)

Equatorial Energia


2014

Assessor financeiro (sell-side) na venda da Vicel para

a Soenergy

Vicel


2014


2013

Avaliação relacionada à aquisição da Elektro

Iberdrola


2013

Avaliação referente à aquisição do Grupo TBE

(transmissão)

TAESA (Grupo Cemig)


2014

Avaliação referente à aquisição de cinco empresas de

transmissão de eletricidade

State Grid


2013

Avaliação relativa à aquisição do Grupo Guascor

Dresser Rend




Glossário






VI. Premissas






Conteúdo

5

9

13

16

23

27

32

49

63

67

70

72



Breve histórico da Eneva RJ e da Eneva Participações RJ

III. Informações sobre as CompanhiasEneva Participações em Recuperação Judicial

2007 2008 2010 2012 2013 2014 2015

A Eneva e a E.ON formam uma parceria estratégica para investir nos mercados de energia do Brasil e do Chile.

A Eneva entra no Mercado com a venda de energia da UTE Itaqui e Energia Pecém no leilão A-5 promovido pela ANEEL, com contrato de fornecimento para 15 anos.

Fase inicial de construção e montagem de um dos principais projetos da carteira da Eneva.

A Eneva e a OGX - Óleo e Gás Participações S.A. iniciam a perfuração do poço 1-0GX-16MA, localizado no bloco PN-T-68 da Bacia do Parnaíba, Estado do Maranhão, e identificam hidrocarbonetos.

Anúncio do acordo de aumento de participação acionária entre a E.ON e a Eneva. A partir desse momento, a E.ON passa a deter 37,9% do capital da empresa; e Eike Batista, 23,9%. A Parnaíba I atinge a capacidade total instalada em operação comercial de 676 MW.

O aumento de capital da Parnaíba Natural Gás é concluído. O controle passa a ser exercido pela Cambuhy, Eneva e E.ON. A Eneva anuncia aumento de capital de até R$ 1,5 bilhão e reestruturação de dívida na holding.

A Eneva e Eneva Participações protocolaram, em 12 de fevereiro de 2015, um Plano de Recuperação Judicial (“PRJ”), de acordo com o Artigo 53 da Lei de Recuperação Judicial brasileira. Nesse contexto, a Eneva busca iniciar uma aumento de capital (entre outras medidas) após a aprovação judicial completa.

A Eneva dá início ao seu processo de recuperação judicial em 9 de dezembro de 2014. O processo de recuperação judicial é consequência, entre outros fatores, da (i) não renovação do acordo de suspensão da amortização e pagamento de juros de transações financeiras contraídas pela Eneva e determinadas subsidiárias junto a seus credores financeiros, vencido em 21 de novembro de 2014; e (ii) do não fechamento de acordo com as instituições financeiras envolvidas na implementação do plano de estabilização da Eneva com o objetivo de reforçar a estrutura de capital e medidas de repactuação da dívida financeira da Eneva.

Informações operacionais

A Eneva RJ tem uma carteira de usinas elétricas a gás, tendo também umaampla gama de possíveis projetos iniciais (greenfield) de energia a carvão eenergia eólica.

A Eneva RJ possui PPAs de longo prazo, indexados a taxas de inflação.

Os ativos integrados da exploração e produção de gás atendem àsdemandas das usinas de propriedade da Eneva RJ.

Fonte: Eneva RJ

* - Eneva Participações RJDemonstração de Resultado do Exercício - Eneva Participações RJ *

R$ MM 31/12/2014Receita líquida 499,14

Custo de produtos vendidos (553,21)Lucro bruto (54,07)

SG&A (10,31)EBIT (64,38)

Resultado f inanceiro (19,28)EBT (83,66)

IR & CS -IR & CS diferidos 21,24

Lucro líquido/prejuízo (62,42)* não-auditado



ENEVA Comerc. de

Energia Ltda..

III. Informações sobre as Companhias Eneva Participações em Recuperação Judicial

100%

Seival Participações

S.A.

Seival Geração de

Energia Ltda.

Açu II Geração de Energia S.A.

UTE Porto do Açu

Energia S.A.

ENEVA SolarEmpreendimen-

tos Ltda.

Tauá Geração De Energia

Ltda.

ENEVAComerc. de

CombustíveisLtda.

Sul Geração deEnergia Ltda..

Açu III Geração de Energia

Ltda.

50% 50%50% 50% 50% 100%

Parnaíba Participações

S.A. SPEs Ventos*

* 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´ArcoCentral 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.

ParnaíbaGeração e Comerc. deEnergia S.A.

Parnaíba IV Geração de Energia S.A.

70%

70%

Parnaíba III Geração de Energia S.A.

70%

ENEVA PARTICIPAÇÕES

S.A.

MPX Chile Holding

Ltda.

50% 100% 100% 100% 100%

100%1

2

3

4 6 7

5

8 9 10 11 12 13 15 16

14

Fonte: Eneva RJ



Parnaíba Participações S.A.


Parnaíba III & IV

■ Denominada originalmente como UTE MC2 Nova Venécia, a UTEParnaíba III era de propriedade do Grupo Bertin. O projeto surgiu após oleilão de energia A-5 de 2008, com um contrato de concessão de 15anos, vencimento em 2027, e deveria ter sido, originalmente, construídono estado do Espírito Santo.

■ Em 2011, a ANEEL autorizou a transferência da propriedade emodificações contratuais – inclusive a mudança de local –, o que levou àcriação da UTE Parnaíba III.

■ A Parnaíba IV obteve autorização em 2013 para operar e vender suaenergia dentro do ACL, e seu contrato de concessão vence em 2028.

Parnaíba Geração e Comercializadora de Energia

■ A Parnaíba Geração e Comercializadora de Energia é uma empresade comercialização de energia que tem a Parnaíba IV comofornecedora de energia elétrica. Com efeito, o acordo de CCEALentre a UTE e a empresa comercializadora estipula que estaconcorde em adquirir 5% da energia bruta daquela.

■ A Parnaíba Comercializadora é uma empresa que opera no seuponto de equilíbrio e, portanto, não gera lucros nem prejuízos.

1 2 3

100%

5%95%

Kinross Mining

ContratosCCEAL

ParnaíbaComercializadora

��Energia gerada pela Parnaíba IV

Visão geral da Parnaíba III e Parnaíba IV

Destaques operacionais Parnaíba III Parnaíba IV

Contrato de concessãoCCEAR Nº 7179/08 N/A (1)

Capacidade total instalada (MW) 176 56Garantia física (MW) 101,8 52Garantia física líquida (MW) 98 49Vencimento da concessão/autorização 2027 2028(1)

(1) - Parnaíba IV é uma usina elétrica de "Mercado Livre", que opera sob um contrato de autorização. Obtém uma licença/autorização para operar e vender energia em acordos bilaterais.

Fonte: Eneva RJ



Visão geral das empresas não operacionais e pré-operacionais

Vale destacar que embora algumas das empresas mencionadas abaixo tenham projetos ambiciosos, seu valor contábil, até o presente momento, não é significativo.


Empresa Descrição Valor do patrimônio líquido (R$ MM)

Seival Participações S.A. Empresa holding, que detém o controle da Seival Participações Geração Ltda. 39,49

Seival Geração de Energia Ltda.

Localizada em Candiota, Rio Grande do Sul, a empresa prevê um possível desenvolvimento de usina termelétrica a carvão (capacidade instalada de 600MW). O projeto, até o presente momento, não conta com nenhum PPA, contrato de concessão ou fonte de financiamento.

-

Açu II Geração de Energia S.A.

Localizada na região nordeste do estado do Rio de Janeiro, a empresa foi constituída para instalar uma usina elétrica a GNL no Complexo de Açu. No entanto, o complexo está parado no momento.

4,67

UTE Porto do Açu Energia S.A.

Localizada na região nordeste do estado do Rio de Janeiro, a empresa foi constituída para instalar uma usina elétrica a carvão no Complexo de Açu. No entanto, o complexo está parado no momento.

44,00

MPX Chile Holding Ltda. Empresa holding que controlava negócios no Chile, os quais foram vendidos em dezembro de 2014. 0,22

Sul Geração de Energia Ltda.

Localizada em Candiota, Rio Grande do Sul, a empresa prevê um possível desenvolvimento de usina termelétrica a carvão (capacidade instalada de 727MW). O projeto ainda não tem nenhum PPA ou contrato de concessão.

13,15

ENEVA Comercializadora de Combustíveis Ltda.

Trata-se de uma empresa de comercialização de combustíveis não operacional. (0,04)

ENEVA Solar Empreendimentos Ltda.

Empresa holding que detém o controle da Tauá Geração de Energia Ltda. 8,42

4

5

6

7

8

10

11

12

Empresa Descrição Valor do patrimônio líquido (R$ MM)

Açu III Geração de Energia S.A. Sociedade de Propósito Específico constituído para deter softwares de informação e tecnologia. 2,52

Tauá Geração de Energia Ltda. Localizada em Tauá, Ceará, a empresa opera uma usina solar de 1MW. -

ENEVA Comercializadora de Energia S.A.

É uma empresa de comercialização de energia elétrica localizada no Rio de Janeiro. Seu nível de atividade não é relevante.

19,54

SPE Ventos

Reúne 23 Sociedades de Propósito Específico, que detêm licenças preliminares para o desenvolvimento de usinas eólicas. No entanto, nenhuma delas possui PPAs ou contratos de concessão.

1,47

13

14

15

16

Fonte: Eneva RJ



A PGN é proprietária de uma participação de 70% no Consórcio quedetém a concessão de 7 blocos na Bacia da Parnaíba (21.000 km²).

Produção atual do campo GVR: 5,6 milhões m³/dia.

O Consórcio estima reservas de mais de 1 TCF (aproximadamente32,3 BCM nos 7 campos próximos da infraestrutura hub de GVR eGVB). Considerando um período projetivo mais longo, o volume de gásrecuperável pode ultrapassar 70 BCM, apesar de que, no momento,nenhum estudo de terceiros certificado tenha sido desenvolvido.

A companhia pretende lançar comercialmente 4 campos em 2015.Estudos geológicos de terceiros foram contratados e resultados sãoesperados para o segundo semestre de 2015.

Os blocos operados pela Parnaíba Gás Natural (anteriormente OGXMaranhão) foram adquiridos pelo fundo de capital privado CambuhyInvestimentos e E.ON.

III. Informações sobre as CompanhiasPGN

Informação sobre o Consórcio

O consórcio upstream da Bacia de Parnaíba (“Consórcio”) opera,atualmente, 3 campos de gás e 7 blocos de exploração com uma área totalaproximada de 21 mil quilômetros quadrados no estado do Maranhão.

Segue abaixo um diagrama simplificado da operação atual do Consórcio.

Fonte: E.ON

Consortium

BPMBPGN

BTG PactualE.ON Cambuhy InvestimentosEneva RJ

9%

70% 30%

100%18%

73%

Conceito de projeto integrado – GTW (Gas to wire)

Contratos de longo prazo com termelétricas (UTEs) controlados pelaEneva RJ e Eneva Participações RJ;

UTEs têm contratos de longo prazo de PPA (15-20 anos);

Aproximadamente 1GW de capacidade total já em operação;

As UTE I (675MW), UTE III (178 MW) e UTE IV (56MW) já estão emoperação. A UTE II (517 MW) será concluída em 2015, porém, o PPAcomeçará somente em 2016 por conta do Termo de Ajuste de Conduta(“TAC”) concedido pela ANEEL.



III. Informações sobre as Companhias PGN

Em 2015, a companhia conduzirá uma campanha de perfuração onshore noBrasil. Poços descobertos e novos serão perfurados, o que pode permitir àPGN aumentar a capacidade de produção em 70%, até julho de 2016, para8,4 milhões de metros cúbicos por dia.

Fonte: Relatório Anual PGN 2014.

- PGNDemonstração de Resultado do Exercício

R$ MM 31/12/2013 31/12/2014Receita líquida 323,71 581,98Custos (118,84) (274,49)Lucro bruto 204,88 307,49Despesas operacionais

Despesas com exploração (76,06) (43,77)SG&A (25,57) (30,88)Outras receitas/despesas operacionais (0,56) (8,35)

Despesas operacionais (102,19) (83,01)EBIT 102,69 224,48Resultado financeiro

Receitas f inanceiras 24,83 55,73Despesas f inanceiras (73,11) (92,15)Variação líquida da taxa de câmbio (33,65) (9,99)

Resultado f inanceiro (81,93) (46,41)EBT 20,76 178,07IR & CS (7,65) (23,97)Impostos diferidos (0,48) (32,36)Lucro líquido 12,64 121,74



Conteúdo

Glossário






VI. Premissas






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IV. Visão Geral do MercadoTendências macroeconômicas brasileiras

Tendências macroeconômicas

O PIB cresceu timidamente em 2014, e dados mais recentes sugeremuma piora nas perspectivas.

Em 2014, os consumidores sofreram com a tentativa fracassada dogoverno de conter a inflação e promover o crescimento do PIB. Emmarço de 2013, a taxa de juros anual foi de 7,25%, a mais baixa dahistória do Brasil. Desde então, houve nove aumentos consecutivos, coma taxa de juros anual atingindo 12,75%.

De acordo com o BACEN, a variação projetada para o PIB em 2015 e2016 é de 0,5% e 1,8% respectivamente.

Projeção

Taxa de câmbio (US$/R$) – variação anual (%)

Fonte: BCB, 31/12/2014

1,76 1,67 1,94

2,14 2,36

2,71 2,76 2,79 2,86 2,96 3,06

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Henry Hub (US$/MMBtu)

Fonte: Bloomberg, 31/12/2014

5,91

6,50

5,84 5,80

6,38 6,56

5,70 5,50 5,50 5,50 5,50

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

IPCA – variação anual (%)

Fonte: BCB, 31/12/2014

Projeção Projeção

2,50 2,50 2,50 2,55

3,664,21

3,10

4,134,50 4,70 4,79

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020



IV. Visão Geral do MercadoVisão geral do setor energético brasileiro: energia elétrica

77% da energia elétrica do Brasil é proveniente de usinas hidrelétricas,responsáveis por 76,9% da capacidade energética instalada. Atrás dashidrelétricas, a energia térmica responde por 12,8% da capacidade instalada.

Considerando a importância dos recursos hidráulicos para o setor brasileiro deenergia elétrica, o nível dos reservatórios é de grande relevância para aotimização da geração energética, visto que representa uma forma dearmazenamento de energia.

A ilustração abaixo mostra as fontes de energia elétrica brasileira

Geradoras: responsáveis pela geração de energia que é negociada no ACR,no mercado de ACL ou no mercado à vista.

Transmissoras: responsáveis pela operação das linhas de transmissão, queestão disponíveis para todas as geradoras, desde que as linhas estejaminterconectadas e contanto que as geradoras paguem as tarifas detransmissão.

Distribuidoras: responsáveis pelos serviços de distribuição elétrica,com tarifas determinadas e fixadas pela ANEEL. Esses agentes sãorigorosamente regulamentados, e todas as condições e exigênciasde distribuição elétrica passam pelo crivo dos órgãos reguladores.

Comercializadoras: esses agentes têm permissão para adquirirenergia por meio de contratos bilaterais no ambiente de ACL, queserá posteriormente vendida aos consumidores livres, ou aempresas de distribuição em processos licitatórios.

Consumidores:

a) Livres: consumidores que atendem aos requisitos legislativosnecessários e que têm o direito de escolher o produtor deenergia por meio de negociações bilaterais livres (ou seja, umplayer industrial com demanda de energia elétrica acima de 3MWh).

b) Consumidores cativos: consumidores que não podemescolher sua fonte de energia e que são rigorosamenteobrigados a adquirir energia elétrica da empresa dedistribuição de energia local (ex.: consumidores residenciais).

c) Importadores de energia: agentes que possuem permissõesespecíficas para importar energia de país estrangeiro, visandoa fornecer energia elétrica no mercado doméstico.

d) Exportadores de energia: agentes que possuem permissãoespecífica para exportar energia elétrica para países vizinhos.

Fontes de energia



Fonte: EPE – Empresa de Pesquisa Energética

Hidráulica77%

Gás Natural8%

Biomassa7%

Nuclear2%

Outros6%

Matriz de Geração de

Energia



IV. Visão Geral do MercadoVisão geral do setor energético brasileiro: petróleo e gás

Nos próximos anos, espera-se que a produção de petróleo cresça graças aoenorme depósito de petróleo offshore, sob uma grossa camada de sal, descobertoem 2007. A Petrobrás, principal empresa petrolífera do Brasil, estima que aprodução de petróleo possa alcançar 5 milhões de barris por dia até 2020. Noentanto, de acordo com a Energy Information Administration - EIA (Administraçãode Informações Energéticas dos EUA), essa estimativa de produção não é precisadevido a uma série de fatores, tais como os desafios significativos de engenharia efinanciamento - por exemplo, a recente redução no preço do petróleo bruto, no fimde 2014, que pode reduzir a estimativa para 4 milhões de barris ao dia até 2020(ou menos, dependendo da revisão em curso do Plano de Negócios da Petrobras).

Da mesma forma, espera-se que a produção de gás cresça significativamente nospróximos anos, atingindo 35,9 bilhões de metros cúbicos até 2023. A expectativa éque a produção venha principalmente das bacias offshore de Campos e Santos.

As reservas de petróleo comprovadas no Brasil, conforme divulgadas pelaEIA, são de 13,15 bilhões de barris, enquanto que as reservas de gás sãoestimadas em 396 bilhões de metros cúbicos. Além disso, devido às novasdescobertas, a previsão é que as reservas de petróleo cheguem a19,2 bilhões de barris e as reservas de gás atinjam 461 bilhões de metroscúbicos até 2023.

Produção Reservas

Projeção

Projeção

Projeção

Fonte: EIA, BMI

Projeção0,51,01,52,02,53,03,54,04,5

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

MM

Bar

rispo

rdia

Produção de petróleo bruto e outros líquidos

0369

1215

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

MM

de m

etro

scú

bico

spo

rdia

Produção de gás natural seco

020406080

100120140160180

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

MM

de

met

ros

cúbi

cos

por d

ia

Reservas de gás natural comprovadas

Reservas de petróleo comprovadas



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VI. Premissas






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Fluxo de Caixa Descontado Essa metodologia estima o valor econômico (ou de mercado) do patrimônio

líquido de uma empresa mediante o cálculo do valor presente de fluxos decaixa projetados, assim considerados os ingressos e desembolsos (inclusiveinvestimentos necessários à manutenção e mesmo expansão das atividades)previsíveis sob a perspectiva de perpetuidade da entidade. Essas projeçõesdevem levar em consideração o plano de negócios estabelecido pelaadministração da empresa, as perspectivas do setor de atuação, além deaspectos macroeconômicos.

A metodologia do Fluxo de Caixa Descontado se presta à avaliação de todotipo de empresa, desde que possua um plano de negócios que sejaconsistente e factível, sendo especialmente indicado para empresas quetenham perspectivas razoáveis de expansão de suas atividades e o plano denegócios possa ser considerado adequado à obtenção desse crescimento,uma vez que reflete mais adequadamente o valor de mercado (oueconômico) proveniente dos resultados futuros projetados.

Essa metodologia também captura o valor dos ativos intangíveis, tais comomarca, carteira de clientes, carteira de produtos, entre outros, na medida emque todos esses ativos se refletem na capacidade da empresa de gerarresultados.

Essa é a metodologia mais utilizada na estimativa do valor de mercado dopatrimônio líquido de empresas em marcha, salvo nos casos em que o valorresultante seja inferior ao valor de liquidação da empresa (patrimônio líquidoajustado).


O fluxo de caixa livre da firma visa a avaliar a companhia como umtodo, isso inclui a participação de outros donos de direitos na companhia(proprietários de títulos, acionistas etc.). O Fluxo de caixa livre da firmapode ser representado pela seguinte fórmula:


Lucro Líquido

Capital de Giro

Investimentos (Capex)

=

+

-

Depreciação e Amortização+/-



Método do fluxo de caixa descontado (DCF)


Fluxo de Caixa Livre

Premissas

DRE Histórica

Projeções das Unidades de Negócio

DRE Projetada

Capex, P&D e Capital de Giro Projetados


Balanço Patrimonial Projetado

Taxa de Desconto

A abordagem do custo contábil considera o valor de um ativo baseado emseu valor patrimonial. Essa abordagem reflete a ideia de que o valor justode um ativo não deve exceder o custo de reposição por um ativo comcaracterísticas e funcionalidades semelhantes. Diante disso, o valorpatrimonial, incluindo os ajustes necessários, é uma maneira razoável parase estimar o custo de substituição de um ativo.

Abordagem por valor contábil


Patrimônio Líquido

Valor contábil

Ajustes

V. Metodologia de AvaliaçãoDCF e Valor contábil



V. Metodologia de AvaliaçãoTaxa de desconto

A determinação da taxa de desconto é uma etapa fundamental da avaliação econômico-financeira. Esse único fator reflete aspectos de natureza subjetiva evariável, que variam de investidor para investidor, tais como o custo de oportunidade e a percepção particular do risco do investimento.

D = Total do capital de terceirosE = Total do capital própriot = Alíquota de impostosKd = Custo do capital de terceirosKe = Custo do capital próprio

E/(D+E)*Ke+(D/(D+E)*Kd = WACCCusto Médio Ponderado de Capital

D/(D+E)

Kd * (1-t)

E/(D+E)

Ke

=

*

+

*

WACC (Weighted Average Cost of Capital)

Foi utilizada a taxa WACC (sigla em inglês para custo médio ponderadode capital) como parâmetro apropriado para calcular a taxa de descontoa ser aplicada aos fluxos de caixa das Empresas. O WACC consideraos diversos componentes de financiamento, incluindo dívida, capitalpróprio e títulos híbridos, utilizados por uma empresa para financiarsuas necessidades e é calculado de acordo com a seguinte fórmula:

Rf = Retorno médio livre de riscoβ = Beta (coeficiente de risco específico da empresa avaliada)E[Rm] = Retorno médio de longo prazo obtido no mercado acionário norte-americanoE[Rm] - Rf = Prêmio de risco de mercadoRb = Risco associado ao BrasilRs = Risco associado ao tamanho da empresaIa = Inflação de longo prazo nos Estados UnidosIbr = Inflação de longo prazo no Brasil

CAPM (Capital Asset Pricing Model) O custo do capital próprio para a empresa pode ser calculado por

meio do modelo CAPM (sigla em inglês para modelo deprecificação de ativos capitais).

Rf ÷ (1+Ia) x (1+Ibr)

ß* (E[Rm] - Rf)

CRP

+

+

[(1+Rf)/(1+Ia)*(1+Ibr)-1] +(β*Rm)+CRP+Rs = KeCusto do Capital Próprio

=

Rs

+



V. Metodologia de AvaliaçãoTaxa de desconto (cont.)

Para calcular o beta médio da indústria, consideramos, para odownstream, um beta desalavancado de 0,57, e ,para o upstream, umbeta desalavancado de 0,98.

Risco-país (“CRP”) O cálculo do custo de capital próprio até este ponto foi feito com base

no rendimento de ações de empresas americanas e de títulos dogoverno americano. Sendo assim, um prêmio de risco país “CountryRisk Premium” ("CRP") é considerado um elemento necessário no custodo capital, para incorporar riscos adicionais associados ao investimentono país, que normalmente não são refletidos nos fluxos de caixa.

Assumimos um CRP de 2,18% para o Brasil no nosso cálculo. Isso foifeito com base na média histórica de 2 anos (entre 1° de janeiro de 2013e 31 de dezembro de 2014) do EMBI+. (Fonte: JP Morgan)

Prêmio de risco pelo tamanho da Empresa O prêmio de risco pelo tamanho da empresa (Rs) representa o retorno

adicional exigido pelo investidor por incorrer em um nível maior de riscoao estar investindo em empresas com diferentes níveis de tamanho.

Levando em conta o tamanho das Empresas, foi acrescentado 1,98%de prêmio de tamanho ao custo do capital próprio. Esse risco éassociado ao tamanho da empresa, nesse caso “Low Capitalization”,mediante estudos realizados pela Duff & Phelps (2014).

Fator alfa O fator alfa (“α”) representa o risco adicional associado a uma incerteza

nos fluxos de caixa (utilizado apenas para a UTE Parnaíba III e UTEParnaíba IV, conforme apresentado na página 73.

Taxa livre de risco A taxa livre de risco foi obtida pela média de rendimento dos títulos do

Tesouro americano de 30 anos (T-Bond), média histórica de dois anos, entre1° de Janeiro de 2013 e 31 de dezembro de 2014, aproximadamente 3,4%(Fonte: Bloomberg).

Prêmio de risco de mercado (“ERP”) Para estimar o prêmio de risco de mercado de longo prazo (E[Rm] – Rf),

baseamo-nos na média de retorno acima do título do Tesouro americano aoinvestir no mercado americano de ações, ou aproximadamente 4,6% (Fonte:website do Aswath Damodaran)

Beta O beta é o coeficiente de risco específico da ação de uma empresa em

relação a um índice de mercado que represente de maneira adequada omercado acionário como um todo. O beta médio de uma companhia é,portanto, calculado como a correlação média do retorno diário da ação emrelação ao mercado.

Para calcular um beta relevante para uma entidade não listada, o beta deuma companhia listada de negócio e risco operacional comparável édesalavancado para remover os efeitos da estrutura de capital (por exemplo,neutralizar o risco financeiro). O beta desalavancado é, então, realavancadousando a estrutura de capital da companhia ou ativo avaliado parareintroduzir os efeitos do risco financeiro correto.



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VI. PremissasIntrodução

Visão Geral do Complexo de ParnaíbaVisão geral do Complexo Parnaíba

O Complexo de Parnaíba é um parque energético que, considerando aproximidade entre os campos de gás (upstream) e UTEs (downstream), estáconstituído sob um modelo integrado.

Downstream

O Complexo Termelétrico Parnaíba é formado por quatro UTEs (Parnaíba I,Parnaíba II, Parnaíba III e Parnaíba IV) que devem atingir uma capacidadeinstalada total de 1.425MW, e localiza-se no estado do Maranhão.

Upstream

De acordo com a administração da Eneva RJ e da E.ON, espera-se que osegmento de upstream gere 32,3 BCM de gás.

Atualmente, o Complexo de Parnaíba opera 3 campos de gás e 7 blocos deexploração, com área total aproximada de 21.000 quilômetros quadrados.

Visão Geral do segmento de Downstream

Fonte: Site da Eneva RJ

MA

Complexo Parnaíba - Composição do downstream

UTE Capacidade instalada (MW)Parnaíba I 675Parnaíba II 517Parnaíba III 178Parnaíba IV 56Total 1426



Integração entre Downstream e Upstream

Para cumprir as obrigações de geração de energia elétrica, as UTEs devemcontar com uma fonte de combustível confiável.

A fonte inicial de gás, garantida contratualmente até 2027 para a Parnaíba III,e até 2028 para a Parnaíba IV, será fornecida pelo Consórcio.

Uma ilustração da integração entre os campos de gás, unidades detratamento de gás e usinas termoelétricas que integram os segmentos dedownstream e upstream é apresentada abaixo:

Prorrogação do período de projeção para o segmento de downstream

Apesar do fato dos contratos de fornecimento de gás para a Parnaíba III e IVvencerem em 2027 e 2028 respectivamente, a administração da Eneva RJsustenta amplamente a premissa de que as UTEs conseguirão prorrogar operíodo de concessão até 2042 e 2043 respectivamente.

De acordo com a administração da Eneva RJ, o período de vida útil de umaUTE é igual ou superior a 30 anos.


O fundamento por trás dessa previsão, de acordo com a administraçãoda Eneva RJ, é que as UTEs não estão limitadas ao fornecimento degás do Consórcio. Na realidade, se o Consórcio não conseguir entregarmaior quantidade de gás, as UTEs poderão contratar outrosfornecedores.

Além disso, a previsão da administração da Eneva RJ baseia-se emperspectivas e práticas comuns de avaliação do mercado e napercepção que a mesma tem em relação aos relatórios mais recentesdo MME (Ministério de Mineração e Energia); assim sendo, aadministração da Eneva RJ entende que a mesma abordagem usadaem relatórios de avaliação de projetos similares seria válida para aParnaíba III e Parnaíba IV.

Para fins de avaliação, considerou-se um fator Alfa sobre a taxa dedesconto aplicada aos fluxos de caixa após a renovação doPPA/Concessão.

Fonte: Eneva RJ



1,9 0,4

23,9

6,18,4

32,3

70

0

10

20

30

40

50

60

70

80

BC

M

Reservas comprovadas e estimadas

37,7

GVRGVB

SE BJIsabel

ChicoteAlencar

RaimundoSossêgoVitória

Morada Nova

Tianguar

Esperantinópolis

Basílios

Havana

Axixa

Angical


Fonte: E.ON

As atuais reservas comprovadas totalizam 8,4 BCM. Asreservas se concentram nos poços atuais dos campos degás de GVR, GVB e GVA. No entanto, os campos de gáspodem abranger poços adicionais.

O Consórcio já realizou pesquisas extensas em outrospoços localizados no GVR, GVB, SE Bom Jesus, FazendaIsabel, Fazenda Chicote, Fazenda Alencar, Fazenda SãoRaimundo, Fazenda Sossêgo e Fazenda Santa Vitória.

O Consórcio planeja lançar comercialmente 4 campos(Fazenda Santa Isabel, SE Bom Jesus, Santa Vitória eChicote) ao longo de 2015. Estudos geológicosindependentes foram contratados, e estima-se que osresultados fiquem prontos no 2º semestre de 2015.

Essas estimativas apontam para outros 23,9 BCM,totalizando 32,3 BCM de reservas de gás natural.

Conforme mencionado anteriormente, a PGN opera em 7blocos, que também apresentam outros campos de gáscom potencial de aumento a ser considerado. O Consórciorealizou estudos sobre esses campos de gás; embora elesestejam em blocos mais distantes, representam umareserva adicional potencial de aproximadamente 37,7BCM.

Como os estudos independentes estão em estadopreliminar, a produção considerada neste relatório éproveniente das reservas dos ciclos dos primeiroscontratos, a saber: 32,3 BCM.



VI. Premissas Eneva Participações em Recuperação Judicial: Parnaíba III

Receita Receitas fixas (Contrato de CCEAR): Receitas provenientes da disponibilidade de capacidade de geração de energia, conforme acordado nos contratos da

CCEAR assinados no Leilão A-5 de 2008. Os volumes foram estimados com base na capacidade média de 98 MW, de acordo com o contrato CCEAR, e aestimativa da Administração da Eneva RJ sobre o número total de horas de cada ano. O preço foi projetado com base nos preços acordados no Leilão A-5 e foireajustado anualmente pelo IPCA.É importante destacar que os contratos CCEAR atuais vencerão em 2027, e que, a partir de 2028, a premissa utilizada pressupõe uma renovação do PPA sobas mesmas condições que aquelas em vigor atualmente, com o fundamento apresentado na página 34. Para contemplar o risco associado a essa renovação,um fator alfa foi incluído na taxa de desconto de 2027 em diante, conforme previsto na página 73.

Receitas variáveis (CCEAR CVU): Os reembolsos de O&M foram calculados com base na estimativa da Administração da Eneva RJ sobre o despacho deenergia líquida projetado e no pagamento acordado de O&M por megawatt-hora despachado, que é especificado no contrato de CCEAR.

Segue abaixo a projeção de receitas que foi usada para a Parnaíba III

Fonte: Eneva RJ

1.322 1.323

802

454 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504 504

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042

R$M

MGW

/h

Projeção de volume e receita da Parnaíba III

Contratos de CCEAR CVU CCEAR Despacho de energia líquida

Renovação de PPA



VI. PremissasEneva Participações em Recuperação Judicial: Parnaíba III

Deduções

Dedução de impostos: As deduções sobre a receita bruta compreendem o PIS e Cofins às alíquotas de 1,65% e 7,60% respectivamente. Considerando que aUTE utiliza insumos ao gerar energia, a mesma tem direito a créditos de PIS e Cofins.

Custos fixos

Custos fixos de O&M: Calculados de acordo com as premissas contratuais atuais e ajustados anualmente pelo índice IPCA.

Tarifa da ANEEL: Contratualmente acordada no contrato de CCEAR, representa uma tarifa fixa sobre a capacidade instalada total da UTE; é ajustadaanualmente pelo IPCA.

TUST: Contratualmente acordada no contrato de CCEAR, representa uma tarifa fixa sobre a capacidade instalada total da UTE, líquida de perdas de transmissão,;é ajustada anualmente pelo IPCA.

Contribuição da CCEE: Contribuição fixa sobre a capacidade total instalada da UTE. É ajustada anualmente pelo índice IPCA.

RGR sobre receitas fixas: Conforme exigências de regulamentação, a Parnaíba III contribui com 1% de suas receitas fixas, líquidas de deduções, para o fundode P&D da Eletrobrás, a RGR.

Pagamento de arrendamento fixo: A UTE possui um acordo com o Consórcio para o pagamento de um arrendamento fixo, determinado contratualmente pelaspartes.

Overhauling: Projetado de acordo com o contrato da UTE com seu prestador de serviços. Calculado de acordo com o despacho de energia ao longo da projeção.

Seguro: A Parnaíba III está totalmente assegurada. O pagamento do prêmio de seguro é reajustado anualmente pelo IPCA.

Fonte: Eneva RJ

47 57 54 57

122

62 66 69 73 77 86 86 90 96 101

156

112 119 125 132 139154 155 164 173 182

306

203

0

50

100

150

200

250

300

350

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042

R$

MM

Abertura dos custos fixos da Parnaíba III

Despesas com mercado livre O&M Tarifa da ANEEL TUST Contribuição da CCEE RGR sobre receitas fixas Pagamento de arrendamento fixo Overhauling Seguro




Custos variáveis Custos de O&M variáveis: Projetado de acordo com o despacho de energia bruta. Um custo de O&M unitário (R$/MWh) – reajustado anualmente pelo IPCA - é

então aplicado sobre a energia despachada.

RGR - sobre receitas variáveis: Conforme as exigências da regulamentação, a Parnaíba III contribui com 1% de suas receitas variáveis, líquidas de deduções,para o fundo de P&D da Eletrobrás, a RGR.

Compra de combustível: A compra de combustível variável foi projetada de acordo com o despacho de energia bruta. O preço do combustível é determinadocontratualmente pela Parnaíba III e pelo Consórcio; é reajustado anualmente pelo IPCA.

Contrato de arrendamento variável: Avaliado pela diferença entre: (i) total das receitas e; (ii) receitas fixas das UTEs; (iii) custos variáveis das UTEs; e (vi)impostos, encargos setoriais e seguro.

Custos totaisSegue abaixo a projeção de custos que foi usada para a Parnaíba III:

Fonte: Eneva RJ

226 241

153

90 106 112 118 125 131 139 146 154 163 172 181 191 202 213 225 237 250 264 278 294 310 327 345 364

47 54

50

53

118

59 62 66 69 73 82 81 86 91 96

151 107 112 119

125 132

146 147 155

164 173

296

192

273295

204

143

224

171 180 190 201 212 228 236 249 263 277

342308 325 343

362382

410 425449

474500

641

556

-

100

200

300

400

500

600

700

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042

R$

MM

Projeção dos custos totais da Parnaíba III

Custos variáveis Custos fixos




Depreciação A depreciação fiscal total do imobilizado é realizada em 10 anos (a uma taxa de 10% a.a.).

A depreciação contábil total do imobilizado é realizada em 25 anos (a uma taxa de 4% a.a.).

Capex Grandes investimentos foram feitos durante o período de construção (2011-2015). Ao longo do período de projeção, exceto em 2015, o Capex de manutenção

está incluído nos custos de O&M (Overhauling).

Impostos de renda A UTE é tributada sob o regime de lucro real, com impostos de renda e contribuição social às alíquotas de 25% e 9% respectivamente. Vale mencionar, contudo,

que a Parnaíba III detém os seguintes benefícios fiscais:

• Lucro da Exploração, concedido pela SUDENE, de 2014 a 2023; e

• Depreciação acelerada, permitindo que a UTE deprecie seus itens a uma taxa de depreciação anual de 10%.

Capital de giro A projeção considera uma média de 45 dias para contas a receber sobre receitas e 50 dias para contas a pagar sobre custos e despesas.

Fonte: Eneva RJ



VI. PremissasEneva Participações em Recuperação Judicial: Parnaíba IV

Receita Receitas de ACL: Calculadas com base no despacho de energia líquida, estimado pela administração da Eneva, e no pagamento acertado por megawatt-hora

entregue, que está especificado no contrato de PPA com a Kinross Mining e Parnaíba Comercializadora S.A..

Vale mencionar que, embora o ACL atual vença em 2019, a Administração da Eneva RJ prevê que esse contrato (com a Kinross Mining ou outro player domercado) será renovado até 2043.

Segue abaixo a projeção de receita que foi utilizada para a Parnaíba IV.

Fonte: Eneva RJ

430 430

380

306

221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221 221

0

50

100

150

200

250

300

350

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043

R$M

MGW

/h

Projeção de volume e receita da Parnaíba IV

Receitas de ACL Outras receitas Despacho de energia líquida

Renovação do PPA




Deduções

Dedução de impostos: As deduções sobre a receita bruta compreendem o PIS e Cofins às alíquotas de 1,65% e 7,60% respectivamente. Considerando que a UTE utilizainsumos ao gerar energia, a mesma tem direito a créditos de PIS&Cofins.

Custos fixos

Custos fixos de O&M: Calculados de acordo com as premissas contratuais atuais; ajustados anualmente pelo índice IPCA.

Tarifas da ANEEL: Acordada contratualmente; representa uma tarifa fixa sobre a capacidade instalada total da UTE; é ajustada anualmente pelo IPCA.

TUST: Acordada contratualmente; representa uma tarifa fixa sobre a capacidade instalada total da UTE, líquida de perdas de transmissão; é ajustada anualmente pelo IPCA.

Contribuição da CCEE: Contribuição fixa sobre a capacidade total instalada da UTE. É ajustada anualmente pelo índice IPCA.

RGR sobre receitas fixas: Conforme exigências de regulamentação, a Parnaíba IV contribui com 1% de suas receitas fixas, líquidas de deduções, para o fundo de P&D daEletrobrás, a RGR.

Overhauling: Projetado de acordo com o contrato da UTE com seu prestador de serviços, calculado de acordo com o despacho de energia ao longo da projeção.

Seguro: A Parnaíba IV está totalmente assegurada. O pagamento do prêmio de seguro é reajustado anualmente pelo IPCA.

Fonte: Eneva RJ

17 1715 14 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 25 26 27 29 30

3234

3638

4042

4447

4952

-

10

20

30

40

50

60

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043

R$

MM

Abertura de custos fixos da Parnaíba IV

O&M Tarifas da ANEEL TUST Contribuição da CCEE RGR sobre receita fixa Overhauling Seguro




Custos variáveis Custos de O&M variável: Projetado de acordo com o despacho de energia bruta. Um custo de O&M unitário (R$/MWh) – reajustado anualmente pelo IPCA - é

então aplicado sobre a energia despachada.

RGR - sobre receitas variáveis: Conforme exigências de regulamentação, a Parnaíba IV contribui com 1% de suas receitas variáveis, líquidas de deduções,para o fundo de P&D da Eletrobrás, a RGR.

Compra de combustível: A compra de combustível variável foi projetada de acordo com o despacho de energia bruta. O preço do combustível é determinadocontratualmente pela Parnaíba IV e pelo Consórcio; é reajustado anualmente pelo IPCA.

Custos totais

Segue abaixo a projeção de custos que foi usada para a Parnaíba III:

Fonte: Eneva RJ

30 32 33 34 35 37 39 42 44 46 49 51 54 57 60 64 67 71 75 79 83 88

92 98

103 109

115 121

128

17 17 15 14 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 25

26 27

29 30

32 34

36 38

40 42

44 47 44

47

47 49 48 48 50 53 55 59 62 65 69 73 77 81 8590

95100

105111

117123

130137

145153

161 165174

-

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043

R$

MM

Projeção de custos totais

Custos variáveis Custos fixos




Depreciação A depreciação fiscal total do imobilizado é realizada em 10 anos (a uma taxa de 10% a.a.).

A depreciação contábil total do imobilizado é realizada em 25 anos (a uma taxa de 4% a.a.).

Capex Grandes investimentos foram feitos durante o período de construção (2011-2014). Ao longo do período de projeção, incluíram-se as despesas de Capex de

manutenção nos custos de Operação e Manutenção (overhauling).

Impostos de renda A UTE é tributada sob o regime do lucro real, com impostos de renda e contribuição social às alíquotas de 25% e 9% respectivamente. Vale mencionar, contudo,

que a Parnaíba IV detém os seguintes benefícios fiscais:

• Lucro da Exploração, concedido pela SUDENE, de 2014 a 2023; e

• Depreciação acelerada, permitindo que a UTE deprecie seus itens a uma taxa de depreciação anual de 10%.

Capital de giro A projeção considera uma média de 45 dias para contas a receber sobre receitas e 50 dias para contas a pagar sobre custos e despesas.

Fonte: Eneva RJ



VI. PremissasPGN

ReceitaOs resultados apresentados abaixo representam 70% das receitas totais geradas pelo Consórcio.

Receita contratual de gás: Com base na demanda de gás das 4 UTEs, essas receitas correspondem aos custos de compra de combustíveis do negócio dedownstream.

Receita fixa: As Parnaíbas I e III UTE possuem um acordo com o Consórcio para o pagamento de um arrendamento fixo, determinado contratualmente pelaspartes.

Receita variável: As receitas de arrendamento variável, provenientes exclusivamente da Parnaíba I e III, foram calculadas com base na diferença entre: (i) totaldas receitas; e (ii) receitas fixas; (iii) custos variáveis; e (vi) impostos, taxas regulatórias e seguro.

Gás condensado: Líquido de baixa densidade presente em campos de gás. Essa linha de receitas foi projetada mediante a multiplicação do volume em milhõesde BOE e do preço do gás condensado (em milhões de reais). Isso representa uma média de 0,5% da receita total até o final dos contratos com as UTEs.

Fonte: E.ON

287 437 457

348 391 412 435 459 485 512 540 570 601 579 591 623 658 694

310 328 346

122 - - - -

140

149 158

167 176 186 196 207 218 230

243 256

270 243 256

270 285

301

- - -

-

- - - -

4

3 4

4 4 4 5

5 5

5 6

6 2

6 2 2

2 2

2 2 -

-

- - - -

178

150 173

111 133

141 149

157 165

175 184

194 205

157 165 174

184 194

- - -

-

- - - -

609

738791

629703

743784

828873

921972

1.0261.078

984 1.0141.070

1.1291.191

313 330 346

122

0 0 0 0 -

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

R$

MM

Projeção de Receita Bruta da PGN

Contratos de gás Aluguel fixo Gás condensado Aluguel variável



DeduçõesOs resultados apresentados abaixo representam 70% das deduções do Consórcio.

Dedução de impostos: As deduções sobre a receita bruta compreendem o PIS e Cofins às alíquotas de 1,65% e 7,60%, respectivamente, e o ICMS (que serefere exclusivamente à venda de gás) a uma alíquota de 4,6%. Além disso, foi considerado um crédito de PIS e Cofins de 1,65% + 7,60% sobre 50% dasdespesas operacionais (Opex), custos de abandono, despesas de exploração e depreciação.

Participação especial: Imposto progressivo aplicado à produção de gás excedente a 450 mil metros cúbicos de BOE em cada poço.

Tarifas da ANEEL: Calculado de acordo com as atuais premissas contratuais, ajustado anualmente pelo índice IPCA.

Royalties: Estimado em 10% das receitas brutas totais ao longo de todo o período de projeção.

Custos

Os resultados apresentados abaixo representam 70% dos custos operacionais (Opex) e outros custos do Consórcio.

Opex: Com base no orçamento para 2015 e a projeção de produção, ajustada pelo índice IPCA. Vale chamar a atenção para a depleção dos poços de 2032 até2036.

Participação do proprietário das terras: De acordo com o contrato firmado, o proprietário das terras tem direito a receber 1,0% da receita total.

Contrato de servidão: As tubulações de transporte de gás do Consórcio têm muitos quilômetros de comprimento, passando por fazendas e terras depropriedade de terceiros. Nesse contrato, os proprietários dessas terras concedem o direito de acesso e servidão de passagem para a construção, manutençãoe remoção das tubulações. Em troca desses serviços, o Consórcio deve pagar um seguro e um valor indexado, que é pago periodicamente.

Custos de abandono: De acordo com as exigências regulatórias, mediante a depleção do poço de gás, a empresa deve remover os equipamentos, tampar opoço e remediar a superfície de modo a impedir o vazamento de hidrocarbonos e quaisquer danos ao meio ambiente nas áreas adjacentes. A Administração daE.ON, considerou uma premissa de R$ 1,5 milhão por poço. Os custos de abandono foram mais substanciais em 2040, já que os poços serão fechados nomesmo ano.

Fonte: E.ON

46 52 5682 73 76 86

101 89 93 98 104120 115 120 127 134 140

70 67 71

260 0 0

158

-

50

100

150

200

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

R$

MM

Projeção de custos da PGN

Opex Parcela do proprietário da terra Contrato de servidão Custo de abandono

VI. PremissasPGN



DespesasOs resultados apresentados abaixo representam 70% das despesas do Consórcio.

Aluguel para ANP: Calculado de acordo com as atuais premissas contratuais, ajustado anualmente pelo índice IPCA.

P&D: Calculado como 1% das receitas líquidas.

SG&A: Composto por três fatores: produção, desenvolvimento e infraestrutura e exploração. É importante mencionar que, em 2019, o fim da exploração denovos campos de gás causa uma redução nas despesas com vendas e despesas gerais e administrativas (SG&A).

Despesas de exploração: Projeção que aglutina despesas de exploração, perfuração e outras despesas de prospecção (sísmicas, poços de injeção, entreoutras).

Fonte: E.ON

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 5

- -5 5 5 6 6 6 7 7 7 7

- - - - - - - - - - - -

44 47

49 52 40 29 26 24 26 27 29 30 32 34

36 25 26 27

20 16 14 13

- - - -

44 37

18

-

-

- - - - - - - - --

- - -

-- - -

- - - -

9189

67

52

45

34 32 30 32 33 35 37 39 4136

25 26 27

2017 14 13

0 0 0 0 -

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

R$

MM

Projeção de despesas da PGN

Aluguel para a ANP P&D SG&A Despesas com exploração

VI. PremissasPGN



Depreciação

Os resultados apresentados abaixo representam 70% da depreciação do Consórcio

A depreciação total da infraestrutura foi estimada em 20 anos (a uma taxa de 5% ao ano).

A taxa de depreciação do imobilizado foi estimada com base na produção anual e nas reservas comprovadas já desenvolvidas.

Capex

Os resultados apresentados abaixo representam 70% das despesas de capital do Consórcio

Os principais gastos de capital foram: investimentos em desenvolvimento; e investimentos na infraestrutura necessária para conectar as tubulações.

Fonte: E.ON

50 41 41 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

186

97

32 69 60 50

- - - -55 58 55 58

- - - - - - - - - - - -

225

195

148 118

42 42

- - - -

32 32 32 32

- - - - - - - - - - - -

13

-

-

-

- -

- - - -

- - - -

- - - - - - - - - - - -

474

333

221

187

101 92

0 0 0 0

87 90 87 90

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040

R$

MM

Projeção de capex da PGN

Perfuração Desenvolvimento Infraestrutura Outros capex de desenvolvimento

VI. PremissasPGN



Impostos de renda A PGN é tributada com impostos de renda e contribuição social às alíquotas de 25% e 9% respectivamente. Vale mencionar, contudo, que a PGN detém o

seguinte benefício fiscal:

• Lucro da Exploração, concedido pela SUDENE, de 2014 a 2023.

Capital de giro A tabela apresenta a média de dias e impulsionadores para cada conta.

Fonte: E.ON

PGN

Ativos Dias Relacionado aContas a receber 67 Dias de receitasImpostos recuperáveis 20 Dias de receitasEstoque 55 Dias de receitasOutras contas a receber 10 Dias de custos e capex

Passivos Dias Relacionado aFornecedores 51 Dias de custos e capexImpostos a pagar 27 Dias de receitasContas a pagar 17 Dias de custosEmpréstimos de curto prazo 0 Dias de custos

Outras contas a pagar 7 Dias de custos

VI. PremissasPGN



Glossário






VI. Premissas






Conteúdo

5

9

13

16

23

27

32

49

63

67

70

72



VII. Avaliação econômico-financeiraCritério de avaliação

Empresa Critério de avaliação

Eneva Participações S.A. Soma das partes = ∑ (A)1 + (C) 1

1 Ajustado de acordo com a participação da Eneva Participações RJ2 Ajustado de acordo com a participação da Parnaíba Participações

Empresa Critério de avaliação

Parnaíba Gás Natural S.A. DCF

Parnaíba Participações S.A. Soma das partes (C) = ∑ (B) 29

Parnaíba III Geração de Energia S.A. FCD (B)

1

Parnaíba IV Geração de Energia S.A. FCD (B)2

Seival Participações S.A. Valor contábil (A)4

Seival Geração de Energia Ltda. Valor contábil (A)

5

Açu II Geração de Energia S.A. Valor contábil (A)

6

ENEVA Comercializadora de Combustíveis Ltda. Valor contábil

(A)11

ENEVA Solar Empreendimentos Ltda. Valor contábil (A)

12

Açu III Geração de Energia Ltda. Valor contábil (A)

13

Tauá Geração de Energia Ltda. Valor contábil

(A)14

ENEVA Comercializadora de Energia Ltda. Valor contábil (A)

15

UTE Porto do Açu S.A. Valor contábil(A)

7

MPX Chile Holding Ltda. Valor contábil (A)8

Sul Geração de Energia Ltda. Valor contábil (A)

10

SPE Ventos Valor contábil (A)16Parnaíba Geração e Comerc.

de Energia S.A.

DRE da Parnaíba Comercializadora eprojeções de fluxo de caixa foramcontempladas dentro da Parnaíba IV.

3

(B)

Critério de avaliação

O critério de avaliação é, objetivamente, uma soma das partes, conformeapresentado abaixo. Os ativos que possuem expectativa de rentabilidadefutura foram avaliados pela metodologia do fluxo de caixa descontado. Osdemais ativos não operacionais, pré-operacionais, ou materialmenteirrelevantes, foram avaliados pelo respectivo valor contábil.



VII. Avaliação econômico-financeiraEneva Participações em Recuperação Judicial: Parnaíba III

Demonstração de Resultado do Exercício Abaixo é apresentada a DRE projetada da Parnaíba III:

DRE projetada - Parnaíba III

R$ MM 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028Receita Bruta 334,42 401,27 274,86 218,14 241,13 254,40 268,39 283,15 298,72 315,15 332,49 350,77 370,07 390,42

Deduções -6,65 -11,07 -7,55 -7,70 -2,39 -8,43 -8,89 -9,38 -9,90 -10,45 -10,60 -11,63 -12,28 -13,33Receita Líquida 327,77 390,20 267,32 210,45 238,74 245,97 259,49 273,77 288,82 304,71 321,89 339,14 357,78 377,09

Custos -273,44 -298,83 -207,42 -147,33 -228,28 -174,21 -183,78 -193,88 -204,54 -215,78 -232,21 -240,15 -253,22 -267,57

EBITDA 54,33 91,37 59,90 63,11 10,46 71,76 75,71 79,88 84,28 88,93 89,68 99,00 104,57 109,52

Margem Ebitda 0,17 0,23 0,22 0,30 0,04 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,28 0,29 0,29 0,29Depreciação/Amortização -8,03 -8,44 -8,44 -8,44 -8,44 -8,44 -8,44 -8,44 -8,44 -8,44 -8,44 -8,44 -8,44 -8,44EBT 46,30 82,93 51,45 54,67 2,02 63,32 67,27 71,44 75,84 80,48 81,24 90,55 96,13 101,08IR & CS -2,57 -6,33 -3,49 -3,81 0,00 -4,32 -4,87 -5,31 -5,80 -27,16 -27,42 -30,79 -32,68 -34,37

EBT % -0,06 -0,08 -0,07 -0,07 0,00 -0,07 -0,07 -0,07 -0,08 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34Lucro líquido 43,73 76,60 47,97 50,86 2,02 58,99 62,40 66,13 70,04 53,33 53,82 59,77 63,44 66,71

DRE projetada - Parnaíba III

R$ MM 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042Receita Bruta 411,89 434,55 458,45 483,66 510,26 538,33 567,93 599,17 632,13 666,89 703,57 742,27 783,09 826,16


Custos -282,30 -347,35 -314,25 -331,55 -349,80 -369,06 -389,38 -417,39 -433,45 -457,31 -482,49 -509,06 -650,68 -566,66

EBITDA 115,12 76,10 127,25 133,82 140,75 148,06 155,78 157,96 172,49 181,55 191,09 201,17 108,70 223,00

Margem Ebitda 0,29 0,18 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,27 0,28 0,28 0,28 0,28 0,14 0,28Depreciação/Amortização -8,44 -8,03 -8,03 -8,03 -8,03 -8,03 -8,03 -8,03 -8,03 -8,03 0,00 0,00 0,00 0,00EBT 106,67 68,07 119,22 125,79 132,73 140,04 147,75 149,93 164,47 173,52 191,09 201,17 108,70 223,00IR & CS -36,27 -23,15 -40,54 -42,77 -45,13 -47,61 -50,23 -50,98 -55,92 -59,00 -64,97 -68,40 -36,96 -75,82

EBT % -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34Lucro líquido 70,41 44,93 78,69 83,02 87,60 92,42 97,51 98,95 108,55 114,52 126,12 132,77 71,75 147,18




Fluxo de Caixa Abaixo é apresentado o fluxo de caixa projetado da Parnaíba III:

Fluxo de caixa projetado - Parnaíba III

R$ MM 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028Lucro líquido 43,73 76,60 47,97 50,86 2,02 58,99 62,40 66,13 70,04 53,33 53,82 59,77 63,44 66,71 Depreciação/amortização 8,03 8,44 8,44 8,44 8,44 8,44 8,44 8,44 8,44 8,44 8,44 8,44 8,44 8,44 Capex (5,81) (0,40) (0,00) - - - - - - - - - - - Variações no capital de giro 13,72 (4,22) 2,63 (1,22) 7,60 (8,30) (0,36) (0,38) (0,40) (0,42) 0,13 (1,04) (0,51) (0,41) Fluxo de caixa da f irma 59,66 80,42 59,04 58,09 18,06 59,14 70,48 74,20 78,08 61,35 62,39 67,17 71,38 74,74

Fator de descontoTaxa de desconto 13,83% 13,83% 13,83% 13,83% 13,83% 13,83% 13,83% 13,83% 13,83% 12,48% 12,48% 12,48% 12,48% 13,60%Período de desconto 0,50 1,50 2,50 3,50 4,50 5,50 6,50 7,50 8,50 9,50 10,50 11,50 12,50 13,50 Fluxo de caixa descontado 55,92 66,22 42,70 36,91 10,08 29,00 30,36 28,08 25,96 20,08 18,15 17,37 16,41 13,36

Fluxo de caixa projetado - Parnaíba III

R$ MM 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042Lucro líquido 70,41 44,93 78,69 83,02 87,60 92,42 97,51 98,95 108,55 114,52 126,12 132,77 71,75 147,18 Depreciação/amortização 8,44 8,03 8,03 8,03 8,03 8,03 8,03 8,03 8,03 8,03 - - - - Capex - - - - - - - - - - - - - - Variações no capital de giro (0,49) 5,70 (6,76) (0,57) (0,60) (0,64) (0,67) 0,11 (1,57) (0,79) (0,83) (0,88) 13,34 (15,24) Fluxo de caixa da f irma 78,36 58,66 79,96 90,48 95,02 99,81 104,87 107,10 115,00 121,76 125,29 131,89 85,08 131,94





Avaliação É apresentado, na tabela abaixo, o valor da Parnaíba III:

Valor econômico - Parnaíba III

R$ MMSoma dos fluxos descontados 512,43 Ajustes de balanço (78,82)

Caixa e equivalentes 14,10 Estoque 3,85 Partes relacionadas 68,15 Empréstimos e f inanciamentos (120,00) Compra de energia (6,92) Partes relacionadas (34,75) Contigências f iscais (3,25)

Equity Value 433,62 Equity Value @70% 303,53



DRE projetada - Parnaíba IV

R$ MM 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029Receita bruta 63,56 67,73 75,35 79,50 83,87 88,49 93,35 98,49 103,90 109,62 115,65 122,01 128,72 135,80 143,27

Deduções -2,37 -2,58 -3,71 -4,66 -5,56 -5,87 -6,19 -6,52 -6,88 -7,26 -7,65 -8,07 -8,51 -9,00 -9,49Receita Líquida 61,19 65,15 71,64 74,84 78,31 82,62 87,17 91,96 97,02 102,36 107,99 113,94 120,21 126,80 133,78

Custos e despesas -46,84 -49,12 -48,36 -47,98 -49,75 -52,51 -55,43 -58,50 -61,75 -65,18 -68,77 -72,59 -76,62 -80,59 -85,10

EBITDA 14,35 16,03 23,29 26,86 28,56 30,11 31,74 33,46 35,27 37,19 39,22 41,35 43,59 46,20 48,67

Margem Ebitda 0,23 0,25 0,33 0,36 0,36 0,36 0,36 0,36 0,36 0,36 0,36 0,36 0,36 0,36 0,36Depreciação/Amortização -6,45 -6,61 -6,61 -6,61 -6,61 -6,61 -6,61 -6,61 -6,61 -6,61 -6,61 -6,61 -6,61 -6,61 -6,61EBT 7,90 9,42 16,68 20,25 21,95 23,50 25,13 26,85 28,66 30,58 32,61 34,74 36,98 39,59 42,06IR & CS 0,00 0,00 -0,60 -0,95 -1,10 -1,24 -1,39 -1,54 -1,70 -4,84 -11,01 -11,81 -12,57 -13,46 -14,30

EBT % 0,00 0,00 -0,04 -0,05 -0,05 -0,05 -0,06 -0,06 -0,06 -0,16 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34Lucro líquido 7,90 9,42 16,08 19,30 20,85 22,26 23,75 25,31 26,96 25,74 21,60 22,93 24,40 26,13 27,76

VII. Avaliação econômico-financeiraEneva Participações em Recuperação Judicial: Parnaíba IV

Demonstração de Resultado do Exercício Abaixo é apresentada a DRE projetada da Parnaíba IV:

DRE projetada - Parnaíba IV

R$ MM 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043Receita bruta 151,15 159,46 168,23 177,48 187,25 197,54 208,41 219,87 231,96 244,72 258,18 272,38 287,36 303,17


Custos e despesas -89,80 -94,74 -99,97 -105,49 -110,82 -116,94 -123,39 -130,20 -137,36 -144,94 -152,93 -161,37 -170,27 -179,66

EBITDA 51,34 54,16 57,12 60,25 63,98 67,48 71,18 75,07 79,20 83,53 88,11 92,93 98,02 103,39

Margem Ebitda 0,36 0,36 0,36 0,36 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37 0,37Depreciação/Amortização -6,45 -6,45 -6,45 -6,45 -6,45 -6,45 -6,45 -6,45 -6,45 -6,45 0,00 0,00 0,00 0,00EBT 44,89 47,71 50,67 53,80 57,53 61,03 64,73 68,62 72,75 77,09 88,11 92,93 98,02 103,39IR & CS -15,21 -16,17 -17,17 -18,24 -19,51 -20,70 -21,95 -23,28 -24,68 -26,15 -27,71 -29,35 -31,08 -32,90

EBT % -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,34 -0,31 -0,32 -0,32 -0,32Lucro líquido 29,68 31,54 33,50 35,56 38,03 40,34 42,77 45,34 48,07 50,93 60,40 63,58 66,94 70,48




Fluxo de Caixa Abaixo é apresentado o fluxo de caixa projetado da Parnaíba IV:

Fluxo de caixa projetado - Parnaíba IV

R$ MM 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029Lucro líquido 7,90 9,42 16,08 19,30 20,85 22,26 23,75 25,31 26,96 25,74 21,60 22,93 24,40 26,13 27,76 Depreciação/Amortização 6,45 6,61 6,61 6,61 6,61 6,61 6,61 6,61 6,61 6,61 6,61 6,61 6,61 6,61 6,61 Capex (2,25) (0,00) (0,00) - - - - - - - - - - - - Variações de capital de giro 6,21 (0,18) (0,90) (0,45) (0,19) (0,15) (0,16) (0,17) (0,18) (0,19) (0,20) (0,21) (0,22) (0,27) (0,24) Fluxo de caixa da f irma 18,32 15,86 21,78 25,47 27,28 28,72 30,19 31,75 33,39 32,16 28,01 29,33 30,79 32,47 34,13

Fator de descontoTaxa de desconto 13,83% 13,83% 13,83% 13,83% 13,83% 13,83% 13,83% 13,83% 13,83% 12,48% 12,48% 12,48% 12,48% 12,48% 13,60%Período de desconto 0,50 1,50 2,50 3,50 4,50 5,50 6,50 7,50 8,50 9,50 10,50 11,50 12,50 13,50 14,50 Fluxo de caixa descontado 17,17 13,05 15,75 16,18 15,23 14,08 13,01 12,01 11,10 10,52 8,15 7,59 7,08 6,64 5,37

Fluxo de caixa projetado - Parnaíba IV

R$ MM 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043Lucro líquido 29,68 31,54 33,50 35,56 38,03 40,34 42,77 45,34 48,07 50,93 60,40 63,58 66,94 70,48 Depreciação/Amortização 6,45 6,45 6,45 6,45 6,45 6,45 6,45 6,45 6,45 6,45 - - - - Capex - - - - - - - - - - - - - - Variações de capital de giro (0,26) (0,28) (0,29) (0,31) (0,39) (0,35) (0,37) (0,39) (0,41) (0,43) (0,45) (0,48) (0,51) (0,53) Fluxo de caixa da f irma 35,87 37,71 39,65 41,70 44,09 46,44 48,86 51,41 54,11 56,95 59,94 63,10 66,43 69,95





Avaliação É apresentado, na tabela abaixo, o valor da Parnaíba IV:

Valor econômico - Parnaíba IV (1)

R$ MMSoma dos fluxos descontados 217,34 Ajustes de balanço (166,60)

Caixa e equivalentes 0,33 Estoque 0,22 Partes relacionadas 18,88 Partes relacionadas (173,30) Comercializadora - Caixa e equivalente 4,58 Comercializadora - Contas a receber 10,43 Comercializadora - Impostos a recupe 5,61 Comercializadora - Compra de energia (6,05) Comercializadora - Partes relacionada (27,32)

Equity Value 50,73 Equity Value @70% 35,51

(1) O valor econômico contempla, também, a Parnaíba Comercializadora



Valor econômico - Parnaíba Participações

R$ MMParnaíba III Equity Value @70% 303,53 Parnaíba IV e Comercializadora @70% 35,51 Ajustes da Parnaíba Holding 37,29

Caixa e equivalentes 0,25 Impostos a recuperar 1,51 Partes relacionadas 29,85 Afac 7,20 Impostos a pagar (1,35) Contas a pagar (0,17)

Equity Value 376,34

Equity Value @ 50% 188,17

VII. Avaliação econômico-financeiraEneva Participações em Recuperação Judicial: Parnaíba Participações

Soma das partes da Parnaíba Participações Apresentamos, abaixo, a soma das partes da Parnaíba Participações:



VII. Avaliação econômico-financeiraPGN

Demonstração de Resultado do Exercício Abaixo é apresentada a DRE projetada da PGN:

DRE projetada - PGN

R$ M 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Receita bruta 609,22 738,25 791,07 629,02 703,28 743,19 784,24 827,56 873,23 921,42 972,25 1.025,65 1.078,12Deduções (97,46) (136,92) (140,21) (107,27) (122,28) (131,08) (139,18) (163,73) (181,18) (194,19) (204,78) (214,06) (216,71)Receita líquida 511,76 601,34 650,87 521,75 581,00 612,11 645,05 663,84 692,05 727,22 767,46 811,59 861,42Custos (46,38) (52,44) (55,79) (81,79) (72,85) (76,40) (86,12) (100,51) (88,71) (93,46) (98,47) (103,75) (119,99)Lucro bruto 465,39 548,90 595,08 439,97 508,15 535,71 558,93 563,32 603,34 633,77 668,99 707,83 741,43Despesas (92,01) (88,56) (66,83) (51,96) (44,66) (33,54) (31,55) (30,02) (31,67) (33,41) (35,25) (37,18) (39,23)EBITDA 373,38 460,34 528,25 388,01 463,49 502,18 527,39 533,30 571,67 600,35 633,75 670,65 702,20

Margem EBITDA 72,96% 76,55% 81,16% 74,37% 79,77% 82,04% 81,76% 80,34% 82,61% 82,55% 82,58% 82,63% 81,52%Depreciação (150,20) (144,21) (135,20) (113,39) (108,38) (104,57) (95,91) (96,00) (96,08) (96,15) (105,92) (102,90) (100,01)EBT 223,18 316,13 393,05 274,63 355,11 397,61 431,48 437,31 475,59 504,20 527,83 567,75 602,19IR e CS (56,70) (73,18) (92,04) (65,58) (84,61) (94,78) (102,85) (104,23) (113,34) (171,43) (179,46) (193,04) (204,74)

% do EBT -25,41% -23,15% -23,42% -23,88% -23,83% -23,84% -23,84% -23,83% -23,83% -34,00% -34,00% -34,00% -34,00%Lucro líquido 166,48 242,94 301,01 209,04 270,50 302,82 328,63 333,08 362,25 332,77 348,37 374,72 397,44

DRE projetada - PGN

R$ M 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040Receita bruta 984,04 1.014,24 1.069,94 1.128,91 1.191,22 312,82 330,27 345,87 121,70 - - - -Deduções (198,51) (200,85) (212,13) (224,04) (236,62) (97,78) (103,73) (109,38) (55,53) - - - 7,32Receita líquida 785,53 813,39 857,81 904,88 954,60 215,03 226,54 236,49 66,17 - - - 7,32Custos (114,54) (120,33) (126,83) (133,68) (140,49) (69,72) (67,30) (70,92) (26,13) - - - (158,17)Lucro bruto 670,99 693,06 730,98 771,19 814,11 145,32 159,23 165,57 40,04 - - - (150,85)Despesas (40,71) (35,60) (24,68) (26,03) (27,46) (20,48) (16,51) (14,36) (13,32) - - - -EBITDA 630,28 657,46 706,31 745,17 786,65 124,84 142,72 151,21 26,72 - - - (150,85)

Margem EBITDA 80,24% 80,83% 82,34% 82,35% 82,41% 58,05% 63,00% 63,94% 40,38% N.a. N.a. N.a. -2062,16%Depreciação (92,62) (82,10) (82,12) (82,13) (82,16) (35,86) (33,05) (31,27) (10,43) - - - -EBT 537,66 575,36 624,19 663,03 704,49 88,97 109,67 119,93 16,29 - - - (150,85)IR e CS (182,81) (195,62) (212,22) (225,43) (239,53) (30,25) (37,29) (40,78) (5,54) - - - -

% do EBT -34,00% -34,00% -34,00% -34,00% -34,00% -34,00% -34,00% -34,00% -34,00% N.a. N.a. N.a. 0,00%Lucro líquido 354,86 379,73 411,96 437,60 464,97 58,72 72,38 79,16 10,75 - - - (150,85)




Fluxo de Caixa Abaixo é apresentado o fluxo de caixa projetado da PGN:

Fluxo de caixa projetado - PGN

R$ M 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040Lucro líquido 354,86 379,73 411,96 437,60 464,97 58,72 72,38 79,16 10,75 - - - (150,85)Depreciação 92,62 82,10 82,12 82,13 82,16 35,86 33,05 31,27 10,43 - - - -Variação do capital de giro 22,01 (10,41) (14,37) (12,54) (13,34) 196,01 (5,54) (3,46) 44,62 21,20 - - 32,87Capex (89,72) - - - - - - - - - - - -Fluxo de caixa livre da f irma 379,77 451,43 479,71 507,20 533,79 290,59 99,89 106,97 65,80 21,20 - - (117,98)

Fator de descontoTaxa de desconto 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59%Período de desconto 13,50 14,50 15,50 16,50 17,50 18,50 19,50 20,50 21,50 22,50 23,50 24,50 25,50Fluxo de caixa descontado 60,43 62,69 58,14 53,65 49,27 23,41 7,02 6,56 3,52 0,99 - - (3,66)

Fluxo de caixa projetado - PGN

R$ M 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Lucro líquido 166,48 242,94 301,01 209,04 270,50 302,82 328,63 333,08 362,25 332,77 348,37 374,72 397,44Depreciação 150,20 144,21 135,20 113,39 108,38 104,57 95,91 96,00 96,08 96,15 105,92 102,90 100,01Variação do capital de giro (8,77) (18,81) (20,65) 40,22 (24,41) (11,55) (11,65) (7,79) (13,14) (10,29) (7,69) (11,29) (9,00)Capex (473,74) (333,06) (220,83) (186,79) (101,44) (92,16) - - - - (87,11) (90,15) (86,70)Fluxo de caixa livre da f irma (165,83) 35,29 194,73 175,86 253,03 303,69 412,89 421,29 445,19 418,64 359,48 376,18 401,75

Fator de descontoTaxa de desconto 15,14% 15,14% 15,14% 15,14% 15,14% 15,14% 15,14% 15,14% 15,14% 14,59% 14,59% 14,59% 14,59%Período de desconto 0,50 1,50 2,50 3,50 4,50 5,50 6,50 7,50 8,50 9,50 10,50 11,50 12,50Fluxo de caixa descontado (154,54) 28,56 136,88 107,35 134,15 139,83 165,11 146,31 134,28 114,84 86,06 78,60 73,25




Avaliação É apresentado, na tabela abaixo, o valor da PGN:

PGN - Valor econômico

R$ MMSoma dos fluxos descontados 1.512,70 Ajustes (478,63)

Caixa e equivalentes 130,53 Caixa restrito 9,83 Empréstimos (721,85) Contas a receber de parceiros 18,15 Impostos diferidos 84,71

Valor econômico 1.034,08



188,17

317,26

151,77

17,76 18,65

82,6846,41

Parnaíba III Parnaíba IV AjustesParnaíba

Participações

ParnaíbaParticipações

S.A.

Soma dosvalores

contábeis

AjustesEneva

ParticipaçõesHolding

EnevaParticipaçõesS.A. (somadas partes)

R$

MM

Resumo do trabalho

Com base no escopo desse Laudo, e sujeito às premissas, restrições e limitações anteriormente mencionados, estimamos o valor justo da EnevaParticipações RJ e da PGN, com data-base 31 de dezembro de 2014, conforme apresentado abaixo:

PGN

VII. Avaliação econômico-financeira Conclusão

1.512,70 (478,63)

1.034,08

Valor daEmpresa

Ajustes Valoreconômico

R$

MM

O valor de 100% da operação da PGN, em 31 de dezembro de 2014,está entre R$ 985,0 milhões e R$ 1.083,2 milhões (intervaloconsiderado de acordo com a instrução n° 436 da CVM). A avaliaçãoeconômico-financeira da participação da E.ON na PGN (9,09%) estáentre R$ 89,5 milhões e R$ 98,5 milhões.

A metodologia de avaliação aplicada para determinar o valor da PGN foia de fluxo de caixa descontado (apresentado na páginas 58 a 60).

O valor de 100% da operação da Eneva Participações em RecuperaçãoJudicial, em 31 de dezembro de 2014, está entre R$ 302,1 milhões e R$ 332,4milhões (intervalo considerado de acordo com a instrução n° 436 da CVM). Aavaliação econômico-financeira da participação da E.ON na EnevaParticipações em RJ (50,0%) está entre R$ 151,1 milhões e R$ 166,2 milhões.

A metodologia utilizada para a avaliação das subsidiárias operacionais foi ade fluxo de caixa descontado (conforme apresentado nas páginas 51 a 57).Quanto às subsidiárias não operacionais e pré-operacionais, utilizou-se ametodologia de avaliação de abordagem por valor contábil, a qual se pautapelo valor de livro do patrimônio líquido ( conforme apresentado na página 71).

PGN | Intervalo de valores

Inferior(-5%) Central Superior (+5%)Valor econômico 984,96 1.034,08 1.083,20

Eneva Participações RJ – Soma das Partes

Eneva Participações RJ | Intervalo de valores

Inferior (-5%) Central Superior (+5%)Valor econômico 302,15 317,26 332,36




Na prestação dos seus serviços, a KPMG baseou-se em informações fornecidas pela Eneva RJ e E.ON e discussões com seus funcionários ou outrosrepresentantes, e a KPMG não é responsável pela verificação independente de qualquer informação disponível publicamente ou fornecida a ela na elaboraçãodo presente Laudo. A KPMG não expressa parecer sobre a confiabilidade das informações mencionadas, e determina que quaisquer erros, alterações oumodificações nessas informações poderão afetar significativamente as constatações da KPMG. Com base nos termos da nossa proposta, o processamento dedados e informações não implica a aceitação ou certificação dos mesmos como verdadeiros pela KPMG.

Durante o nosso trabalho, a KPMG realizou procedimentos de teste conforme necessário. Entretanto, ressaltamos que o nosso trabalho de avaliação nãoconstituiu uma auditoria das demonstrações financeiras ou de outras informações a nós apresentadas pela Eneva RJ e E.ON.

Nem a KPMG e nem a Eneva RJ podem garantir que os resultados futuros atingirão os resultados projetados, em função de fatores externos ou internosimprevistos.

Ressaltamos que um entendimento completo do presente Laudo e sua conclusão só são possíveis por meio da sua leitura completa. Assim, não se deve tirarconclusões lendo apenas uma parte dele.



Glossário






VI. Premissas

IX. Avaliação





Conteúdo

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13

16

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49

63

67

70

72



Anexo ICurrículos

Ao longo de seus 15 anos de experiência, participou de ampla gama de atividades, incluindo: assessoria financeira a clientes em fusões e aquisições, privatizações e ofertas. Antes de ingressar na KPMG Brasil, trabalhou na Açúcar Guarani (uma das maiores empresas de açúcar e etanol do Brasil) e foi CFO da Cimentos Liz (um dos maiores grupos de cimento do Brasil).

Nome Paulo Guilherme de Menezes Coimbra

Posição Sócio, Corporate Finance (M&A), Rio de Janeiro – Brasil.

Qualificações Formado em Engenharia da Produção pela Universidade Federal do Rio de Janeiro - UFRJ (1996)Especialização em Finanças Corporativas pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais (IBMEC - 1997)Programa Executivo em Gestão de Negócios – Fundação Dom Cabral, Rio de Janeiro – 2012

Experiência

Setor de experiência Energia elétrica, petróleo e gás, açúcar e álcool, agricultura, serviços financeiros e bens de consumo.

Nome Claudio Roberto de Leoni RamosPosição Sócio, Advisory - Corporate FinanceQualificações Formado em Engenharia Mecânica pela Faculdade de Tecnologia da Universidade de Brasília, Brasil.

MBA em Finanças, Economia e Negócios Internacionais pela Faculdade de Negócios Leonard N. Stern da Universidade, de Nova York, e pela Università Commerciale Luigi Bocconi, de Milão.Claudio foi professor de Finanças Corporativas no curso de MBA Executivo da FAAP de São Paulo. Passou no exame de CFA Nível 1 em 2009.Claudio é membro do Conselho da Enactus Brazil (http://enactus.org/country/brazil/).

Experiência Diretor de Transações e Reestruturação (T&R) da KPMG Brasil e América do Sul e líder de Mercados de Alto Crescimento da Equipe de Liderança Global em T&R da KPMG. Cláudio trabalha na área de finanças corporativas/investment banking desde 1993. Sua experiência abrange pesquisa de investimentos, colocações privadas internacionais, avaliações de empresas e assessoria emfusões e aquisições. Ele presta assessoria a clientes sobre fusões e aquisições e avaliações econômico-financeiras desde 1994. Sua experiência no setor abrange empresas industriais, instituições financeiras, alimentos e bebidas, mineração e indústrias automotivas. Ele é representante do Comitê de Avaliações Globais para a América Latina e um dos sete membros da Equipe de Liderança de Avaliações Globais da KPMG. É sócio líder do Grupo de Avaliações da KPMG Brasil.

Setor de experiência Instituições financeiras, seguradoras, redes de varejo, mineração, serviços, alimentos, bebidas e indústrias, em geral.



Anexo I Currículos

Nome Rúben Palminha

Posição Gerente Sênior, KPMG Corporate Finance, Rio de Janeiro – Brasil.

Qualificações Pós-graduado em Finanças, com especialização em Finanças Corporativas – INDEG-IUL, (Lisboa, Portugal)Especialização em Finanças – INDEG-IUL (Lisboa, Portugal)Formado Finanças – ISCTE-IUL (Lisboa, Portugal)

Experiência Entrou ingressou na prática de Corporate Finance da KPMG em 2006. Desde então, Rúben participa de projetos de energia e infraestrutura em diversos países, auxiliando entidades públicas e privadas, acumulando habilidades em Project Finance, projetos de PPP, M&A e Avaliações.Desde dezembro de 2014, Rúben está alocado no escritório do Rio de Janeiro.

Setor de experiência Energia e infraestrutura

Nome Augusto SalesPosição Sócio, Advisory – Global Strategy GroupQualificações Mestrado em Estudos Futuros

MBA, Escola de Negócios IBMEC, Rio de Janeiro.Graduado em contabilidade pela Universidade Federal Fluminense (UFF), Rio de Janeiro.

Experiência Augusto é responsável por liderar o grupo de Inteligência Estratégica e Comercial ― Strategic & Commercial Intelligence (GSG) ― da KPMG no Brasil. Tem mais de 15 anos de experiência em prestação de assessoria financeira a clientes em fusões e aquisições, privatizações e ofertas. Forneceu due diligence financeira e comercial para diversas transações transnacionais, para compradores locais/internacionais e financeiros/estratégicos em negócios grandes e complexos.Augusto tem experiência em uma variedade de indústrias, incluindo infraestrutura (logística e transporte), seguros, energia erecursos naturais, agricultura, serviços financeiros e de bens de consumo. Na KPMG, seus projetos, em grande parte, concentram-se em due diligence financeira e comercial, incluindo assistência a entrada no mercado, plano de negócios ajuda a devida diligência e compromissos de inteligência competitiva.

Setor de experiência Geração, transmissão e distribuição de energia, mineração e metais, petróleo e gás.



Anexo I Currículos

Ele tem mais de 7 anos de experiência na KPMG, ampla experiência em serviços de fusões e aquisições e preparação de planosde negócios e avaliações. Além disso, Fabiano desenvolveu diversos modelos financeiros e avaliou diversos ativos intangíveis nosexercícios de Alocação de Preços de Compra.

Nome Fabiano Goulart Delgado

Posição Gerente, Corporate Finance, KPMG Curitiba - Brasil

Qualificações Especialização em Controladoria pela UFPR-PRFormado em Economia pela UFMS-MS

Experiência

Setor de experiência Bancário, imobiliário, elétrico, agronegócios, alimentos e bebidas, varejo e logística.



Glossário






VI. Premissas

IX. Avaliação





Conteúdo

5

9

13

16

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27

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49

63

67

70

72



Anexo IIBalanços Patrimoniais | PGN

Balanço Patrimonial - PGN

R$ MM 31/12/2013 31/12/2014Ativo

CirculanteCaixa e equivalentes 5,01 130,53Contas a receber 112,49 108,55Depósitos vinculados - 6,03Impostos recuperáveis - 63,36Empréstimos 14,39 42,21Contas a receber de parceiros 102,57 18,15Outros créditos e despesas antecipadas 5,00 15,85

Não circulanteEstoque 39,79 32,47Depósitos vinculados - 3,80Impostos recuperáveis 7,15 -Impostos diferido 117,07 84,71Ativos imobilizados 942,32 978,31Intangíveis 12,81 19,06

Total do ativo 1.358,59 1.503,03

Balanço Patrimonial - PGN

R$ MM 31/12/2013 31/12/2014Passivo

CirculanteFornecedores 292,77 80,32Impostos a pagar 17,94 43,28Salários e encargos trabalhistas 4,04 17,02Empréstimos 628,59 33,46Contas a pagar 183,92 7,01Outras contas a pagar 7,06 6,53

Não circulante - -Empréstimos - 730,60Provisões para obrigação de abandono 68,57 57,37

Patrimônio líquido - -Capital social 368,59 618,59Reserva de investimentos - 8,88Prejuízos acumulados (212,89) (100,03)

Total do passivo e patrimônio líquido 1.358,59 1.503,03



Anexo IIBalanços Patrimoniais | Eneva Participações em Recuperação Judicial

Balanço Patrimonial - Eneva Participações RJ *

R$ MM 31/12/2014Ativo

CirculanteCaixa e equivalentes 11,27Créditos diversos 95,55Depósitos vinculados 24,37Estoque 0,00Outros créditos e despesas antecipadas 0,00

Não circulanteAtivos de longo prazo 107,19AFAC 1,00Investimentos 137,28Ativos imobilizados 19,01Intangíveis 25,83

Total do ativo 421,50* Não auditado

Balanço Patrimonial - Eneva Participações RJ *

R$ MM 31/12/2014Passivo

CirculanteFornecedores 55,31Impostos a pagar 1,40Salários e encargos trabalhistas 10,65Outras contas a pagar 5,42

Não circulanteEmpréstimos 126,76

Patrimônio líquidoCapital social 266,76Reservas de capital 62,00Ajustes de reservas patrimoniais 1,00AFAC 25,75Prejuízo anual (62,42)Prejuízos acumulados (71,14)

Total do passivo e patrimônio líquido 421,50* Não auditado



Glossário






VI. Premissas

IX. Avaliação





Conteúdo

5

9

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16

23

27

32

49

63

67

70

72



Anexo IIIValor contábil

Valor contábil das empresas não operacionais e pré-operacionais

Empresa

Patrimônio líquido de 100%

(R$ MM)Participação da Eneva

Participações (%)Patrimônio líquidoajustado (R$ MM)

Seival Participações S.A 39,49 50% 19,75

Seival Geração de Energia Ltda. (1) - 50% -

Açu II Geração de Energia S.A. 4,67 50% 2,34

UTE Porto do Açu S.A. 44,00 50% 22,00

MPX Chile Holding Ltda. 0,22 50% 0,11

Sul Geração de Energia Ltda. 13,15 50% 6,57

Eneva Comercializadora de Comb. Ltda. (0,04) 100% (0,04)

Eneva Solar Empreendimentos Ltda. 8,42 100% 8,42

Açu III Geração de Energia Ltda. 2,52 100% 2,52

Tauá Geração de Energia Ltda. (2) - 100% -

Eneva Comercializadora de Energia S.A. 19,54 100% 19,54

SPE Ventos 1,47 100% 1,47

(1) - Equity value está incluído na consolidação da Seival Participações S.A.(2) - Equity value está incluído na consolidação da Eneva Solar Empreendimentos Ltda.

5

4

6

7

8

10

11

14

12

15

16

13



Glossário






VI. Premissas

IX. Avaliação





Conteúdo

5

9

13

16

23

27

32

49

63

67

70

72



Anexo IVTaxa de desconto

Parnaíba III e Parnaíba IV

Fonte:










■ (L) Fator alfa – Risco associado a renovação do PPA

■ (m) % capital próprio (setorial) – Bloomberg

■ (n) % Dívida (setorial) – Bloomberg

■ (p) custo de dívida – CDI x 120%

Taxa de desconto

Durante Sudene Após Sudene Após Renovação de PPARf - T-Bond 30 anos - 2 anos (a) 3,4% 3,4% 3,4%

Inflação americana ("CPI") (b) 2,0% 2,0% 2,0%

Inflação brasileira de longo prazo ("IPCA") (c) 5,5% 5,5% 5,5%

Rf ajustado (d) = [1 + a] / [1 + b] * [1 + c] -1 6,9% 6,9% 6,9%

Prêmio de risco de mercado ("ERP") (e) 4,6% 4,6% 4,6%

Beta setorial desalavancado (f) 0,57 0,57 0,57

D/E (g) 78,0% 78,0% 78,0%

Alíquota efetiva de imposto (h) 15,3% 34,0% 34,0%

Beta realavancado (i) = f * [1 + [g * [1 - h]]] 0,95 0,86 0,86

Risco-país - EMBI+ ("CRP") - 2 anos (j) 2,18% 2,18% 2,18%

Prêmio de tamanho (k) 1,98% 1,98% 1,98%

Fator alfa (L) 0,00% 0,00% 2,00%

CAPM nominal R$ Re= d + [e * i] + j + k 15,4% 15,06% 17,06%

% Capital próprio (m) 56,2% 56,2% 56,2%

CAPM nominal R$ (Re) 15,4% 15,1% 17,1%

% Dívida (n) 43,8% 43,8% 43,8%

Alíquota efetiva de imposto (h) 15,3% 34,0% 34,0%

Custo de dívida líquido de impostos (p) 11,8% 9,2% 9,2%

WACC nominal R$ 13,83% 12,48% 13,60%



Anexo IVTaxa de desconto

PGN

Fonte:










■ (L) % capital próprio (setorial) – Bloomberg

■ (m) % Dívida (setorial) – Bloomberg

■ (n) custo de dívida – CDI x 120%

Taxa de desconto

Durante Sudene Após SudeneRf - T-Bond 30 anos - 2 anos (a) 3,4% 3,4%

Inflação americana ("CPI") (b) 2,0% 2,0%

Inflação brasileira de longo prazo ("IPCA") (c) 5,5% 5,5%

Rf ajustado (d) = (1 + a) / (1 + b) * (1 + c) -1 6,9% 6,9%

Prêmio de risco de mercado ("ERP") (e) 4,6% 4,6%

Beta setorial desalavancado (f) 0,98 0,98

D/E (g) 42,9% 42,9%


Beta realavancado (i) = f * {1 + [g * (1 - h)]} 1,31 1,26

Risco-país - EMBI+ ("CRP") - 2 anos (j) 2,18% 2,18%

Prêmio de tamanho (k) 1,98% 1,98%

CAPM nominal R$ Re = d + (e * i) + j + k 17,1% 16,9%

% Capital próprio (L) 70,0% 70,0%

% Dívida (m) 30,0% 30,0%

Custo de dívida antes de impostos (n) 13,9% 13,9%


Custo de dívida líquido de impostos (o) = n * (1 - h) 10,6% 9,2%

WACC nominal R$ = Re * L + o * m 15,14% 14,58%

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O nome e logo KPMG e “cutting through complexity” são marcas comerciais ou marcas comerciais registradas da KPMG International Cooperative("KPMG International").

Anexo IV

Laudo de Avaliação da Parnaíba III

Confidencial

PROJECT 36 – INFORMATION MEMORANDUM

PREPARED TO: [INVESTOR]

DATE: [X]

Eneva – Avaliação de Ativos

31 de Março de 2015

Confidencial

Agenda

Seção I. Sumário Executivo

Seção II. Avaliação - Parnaíba I, III e IV

Anexo I. Base de Dados - Múltiplos

Anexo II. Visão Geral - Parnaíba I, III e IV

Contatos

2

Sumário Executivo

I

Confidencial

Sumário Executivo

4


Eneva S.A

Praia do Flamengo, 66 – 9º andar

22210030 Rio de Janeiro – RJ – Brasil

Prezados Srs.,

Tal como informado por V.Sa.s, a Eneva está avaliando a possibilidade de adquirir a participação atualmente detida, direta ou indiretamente, pela

Petra Energia S.A. (“Petra”) na UTE Parnaíba I, na UTE Parnaíba III e na UTE Parnaíba IV1 (doravante referidas em conjunto como “UTEs”),

equivalente a 30% do capital social de cada uma destas UTEs (“Ações da Petra nas UTEs”).

Em razão do acima exposto, a Eneva requisitou à G5 Consultoria e Assessoria Ltda (“G5 Evercore”) a elaboração de uma avaliação das Ações da

Petra nas UTEs.

Com respeito à análise requerida à G5 Evercore, informamos que o presente trabalho foi desenvolvido com base nas informações fornecidas pela

Companhia, ou em nome dela, assim como nas seguintes revisões e discussões:

I. Revisão de determinados demonstrativos contábeis (não públicos), outras informações financeiras e operacionais referentes a

Parnaíba I, III e IV (não públicas), que foram preparadas e fornecidas à G5 Evercore pela administração da Companhia;

II. Revisão de determinadas projeções financeiras referentes a Parnaíba I, III e IV, fornecidas pela administração da Companhia;

III. Discussões com determinados membros da administração Companhia acerca das operações passadas e atuais, projeções financeiras,

condição financeira atual e perspectivas futuras para Parnaíba I, III e IV;

IV. Revisão do atual acordo entre Petra e Eneva referentes à Parnaíba I, III e IV, incluindo os acordos de acionistas e aumentos de capital

que ocorreram no passado;

V. Revisão dos termos financeiros de determinadas transações púbicas que consideramos relevantes; e

VI. Discussões com a administração da Companhia, contudo não discutimos com os assessores legais da mesma, eventuais impactos de

eventuais litígios existentes.

No que se refere às projeções financeiras de Parnaíba I, II e IV, as quais nos foram fornecidas, assumimos que as mesmas foram preparadas de

forma razoável e diligente pela Companhia, e que refletem a melhor estimativa atual e julgamentos de boa fé referentes à futura competitividade,

ambiente operacional e regulatório e performance financeira da Parnaíba I, III e IV.

Adicionalmente, nos foi informado pela Companhia que a Petra deixou de aportar a sua parte de determinados aumentos de capital das UTE

Parnaíba I, UTE Parnaíba III e UTE Parnaíba IV devidamente aprovados em anos anteriores. Segundo a Companhia, o valor devido pela Petra

soma R$ 70,9 MM, contudo, se considerados multas e juros, o valor devido atualizado alcança R$ 93,0 MM.

Introdução (1/2)

Nota [1]: UTE Parnaíba IV refere-se a UTE Parnaíba IV e a Parnaíba Geração e Comercialização

Confidencial

Sumário Executivo

5

Embora tenhamos revisado determinado conjunto de informações fornecidas pela Companhia (ou em nome dela), não efetuamos e não

assumimos quaisquer responsabilidades pela realização de auditorias técnicas das operações da Companhia assim como não realizamos

nenhuma avaliação independente ou laudo de ativos ou passivos específicos (contingenciais ou outros) das UTEs, nem fomos providos de tais

informações. Igualmente, não realizamos avaliação de solvência ou valor justo “fair value” das UTEs de acordo com as leis estaduais ou federais

relacionadas à falência, insolvência ou assuntos similares. A nossa análise de avaliação baseia-se nas condições econômicas, de mercado e

outras condições, além das informações disponibilizadas pela Companhia até a presente data. Entende-se que eventos subsequentes poderão

afetar as nossas análises e que não temos qualquer obrigação de no futuro atualizar, revisar ou ratificar a avaliação contida neste documento.

Adicionalmente, não nos foi requisitado que expressemos qualquer opinião, para os acionistas da Companhia, em relação a nenhum assunto que

não seja a avaliação das UTEs na presente data. A nossa avaliação não endereça méritos relacionados à aquisição das ações da Petra nas UTEs

quando comparados a outros negócios ou estratégias financeiras que possam estar à disposição da Companhia, assim como não aborda a

conveniência da decisão da Companhia de explorar uma operação desta natureza. Não somos assessores especializados em questões jurídicas,

regulatórias, contábeis ou fiscais, logo, não assumimos a exatidão e integridade das avaliações da Companhia e de seus assessores com relação

às questões legais, regulatórias, contábeis e fiscais a nós apresentadas.

Além do descrito acima, informamos que nenhuma representação ou garantia expressa ou implícita é realizada neste documento realizada pela G5

Evercore e/ ou por suas afiliadas, gerentes, funcionários, consultores, agentes ou representantes, com respeito à exatidão ou integridade das

informações fornecidas à G5 Evercore, sendo certo, assim, que nada contido deste documento deve ser interpretado como uma representação da

G5 Evercore seja no passado, presente ou futuro.

Finalmente, informamos que fomos contratados pela Companhia como consultores financeiros apenas e exclusivamente com o propósito de

efetuar a presente avaliação e receberemos um honorário referente à entrega deste trabalho. Adicionalmente, a Companhia concordou em

reembolsar determinadas despesas incorridas por nós e de indenizar-nos contra certas contingências que surjam em consequência deste

mandato. Finalmente, informamos que a G5 evercore e/ou suas afiliadas, podem ter fornecido no passado, e podem continuar a fornecer no

presente e/ou no futuro, serviços de consultoria financeira para a Companhia e/ ou suas respectivas afiliadas, das quais recebemos ou esperamos

receber uma compensação.

Com base no exposto acima e de acordo com a data deste documento, apresentamos nesta apresentação a avaliação das Ações da Petra nas

UTEs.

Atenciosamente,

G5 Consultoria e Assessoria Ltda (“G5 EVERCORE”)

Por:

Corrado Varoli

Co-Founder & CEO

Introdução (2/2)

Confidencial

Metodologia Variação Valor da Participação da Petra¹

(Equity Value) R$ MM


Custo de Capital:

Parnaíba I

Parnaíba III

Parnaíba IV

-15% / +15%

13,08%

11,61%

28,10%

Múltiplos de Negociação

EV/EBITDA 2015 8,0x – 9,0x


EV/EBITDA 2016 6,5x – 7,5x

Múltiplos de Transações

EV/EBITDA 8,0x– 10,0x

Sumário Executivo

6

Metodologias de Avaliação


Avaliação baseada nos fluxos de

caixa projetados para Parnaíba I, III

e IV. A G5 avaliou a participação da

Petra nos ativos Parnaíba I, III e IV

em R$ 425 MM (Parnaíba I R$

352MM, Parnaíba III R$ 165MM e

Parnaíba IV R$ 1MM)1

Avaliação baseada nos múltiplos de

transações passadas de empresas

de geração de energia no mundo –

números fornecidos pelo Capital IQ

em Março de 2015


negociação de empresas do setor

de geração de energia no Brasil –

estimativas fornecidas pelo Capital

IQ em Março de 2015

Múltiplos Comparáveis:

A participação da Petra no capital social dos ativos Parnaíba I, Parnaíba III e Parnaíba IV foi avaliada pela G5 Evercore de acordo com

metodologias diferentes, detalhadas abaixo.

Nota: [1]: Descontado de R$ 93 MM devidos pela Petra conforme previsto no acordo de acionistas,

devido a não contribuição referente à sua participação nos aumentos de capital ocorridos no passado

396

240

396

361

574

326

485

489

Sumário da Avaliação - Parnaíba I, Parnaíba III e Parnaíba IV

Avaliação - Parnaíba I, III e IV

II

Confidencial


8

Principais Premissas de Trabalho

Descrição dos Ativos

A Companhia forneceu à G5Evercore, as projeções

financeiras para cada um dos seguintes ativos :

Parnaíba I

Parnaíba III

Parnaíba IV

As projeções estão divididas em 2 fases: de 2015 a 2016 os

números baseiam-se no plano de negócios atualizado da

Eneva, para os anos de 2017 a 2050 baseiam-se nos

fundamentos projetados e curvas de preço de longo prazo,

ambos fornecidos pela Eneva e/ou consultores do setor

Os ativos foram avaliados separadamente, sem considerar na

avaliação sinergias, ganhos ou outros ajustes pós transação

As premissas macroeconômicas baseiam-se nas projeções

no site do Banco Central do Brasil e no do Fundo Monetário

Internacional (FMI)

A projeção da curva de PLD foi fornecida pela consultoria

especializada PSR

A curva de preços de longo prazo “Henry Hub” foi fornecida

pela E.on

As companhias se beneficiam atualmente de um beneficio

fiscal equivalente a 75% dos impostos sobre os rendimentos

Petra

ENEVA / E.ON

Joint Venture (JV)

E.ON

Parnaíba I Parnaíba III Parnaíba IV

42,9% 50,0%

50,0%

70% Eneva

30% Petra

35% Eneva

35% JV

30% Petra

35% Eneva

35% JV

30% Petra

Características dos Principais Ativos

Data Base

A metodologia do fluxo de caixa descontado considera todos

os fluxos a partir de 31 de Dezembro de 2015, como data

hipotética para o fechamento da transação

A análise de múltiplos considera o EBITDA de 2015 e 2016. A

dívida líquida considerada refere-se a 31 de Dezembro de

2015

Fonte: Eneva

Confidencial


9

Metodologia do Cálculo do Custo de Capital

Modelo CAPM

Custo de Capital

(Nominal R$)

Custo de

Capital

(Nominal USD)

Diferencial

Inflação

Inflação US

Longo Prazo

Inflação Brasil

Longo Prazo

Taxa Livre de

Risco

(Nominal USD)

Beta

Alavancado

Prêmio de

Risco Risco País

Beta

Desalavancado

Taxa de Imposto

Marginal Rácio de

Endividamento

Custo de Capital

Taxa Livre de Risco

Beta Alavancado

Prêmio de Risco de Mercado

Risco País

Confidencial


10

Parnaíba I

Visão Geral

A planta Parnaíba I é a maior UTE do complexo Parnaíba, e

detém quatro turbinas termelétricas de geração de energia

O ativo tem um PPA com duração de 15 anos para

fornecimento de energia no mercado regulado nos leilões A-

5/2008

Parnaíba I recebe receitas fixas do mercado regulado e

receitas variáveis, estabelecidas nos leilões de acordo com o

despacho anual requerido pelo Governo

Parnaíba I tem um contrato de fornecimento de gás com a

PGN de longo prazo para as plantas termelétricas, este

contrato resume-se em três tipos de custos:

Gás (matéria-prima) – Preço estabelecido na

assinatura do contrato e ajustado pela inflação (IPCA)

Pagamentos Fixos da Concessão – Ajustados

anualmente conforme os resultados passados e o

fluxo de caixa futuro projetado ajustado de acordo

com um retorno de 15%

Pagamentos Variáveis da Concessão – calculado

através da diferença entre as receitas variáveis e

custos variáveis

Outros custos da UTE são O&M, melhorias, P&D, taxas

regulatórias e custos relacionados à indisponibilidade de

energia

Principais Premissas Econômicas

Fonte de Energia Gás

Capacidade Geração Energia 675,2 MW

Data Operação fev-13

Capacidade Declarada 660,0 MW

Capacidade Vendida e ACR 450 MWm

Prazo PPA 15 anos

Inflexibilidade 0%

Receita Fixa Base 112,50 R$/MWh

Consumo de Combustível 10,89 MMBtu/MWh

Custo de Combustível 6,10 R$/MMBtu

Renovação PPA Sim – mesmas condições

Vida Econômica 30 anos

Fonte: Eneva

Premissas de Financiamento

Valor Dívida (em dezembro de 2014) R$720MM

Juros 69% da Dívida: TJLP + 2%

31% da Dívida : IPCA + 5%

Período de Amortização 13 anos

Ano Início Amortização 2015

Confidencial


11

Parnaíba I

Métricas Operacionais

Métricas de Geração de Energia

Fonte: Eneva e assessores terceirizados

Unidade 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Preço Mercado Spot R$/MWh 44,39 47,47 50,36 53,01 55,71 58,54 61,51 64,63 67,90 71,34 74,96 78,76 82,76 86,95 91,36 95,99

Taxa ANEEL R$/KW - ano 1,95 2,09 2,21 2,33 2,45 2,57 2,70 2,84 2,98 3,13 3,29 3,46 3,64 3,82 4,01 4,22

Contribuição CCEE R$/KW - ano 0,11 0,12 0,12 0,13 0,14 0,14 0,15 0,16 0,17 0,17 0,18 0,19 0,20 0,21 0,22 0,23

TUST R$/KW - mês 3,31 3,54 3,75 3,95 4,15 4,36 4,58 4,81 5,06 5,31 5,58 5,87 6,16 6,48 6,81 7,15

O&M fixo R$ MM 48,82 47,72 50,41 53,03 55,72 58,55 61,51 64,63 67,91 71,35 74,97 78,77 82,77 86,96 91,37 96,00

O&M variável R$/MWh 5,55 5,99 6,32 6,65 6,99 7,35 7,72 8,11 8,52 8,95 9,41 9,88 10,38 10,91 11,46 12,04

Manutenção R$ MM 12,47 12,91 183,50 13,74 14,45 15,19 15,96 16,76 17,61 39,92 19,45 20,43 21,47 22,56 23,70 24,90

ACR - Receita Fixa R$/MWh 121,13 130,06 137,71 144,92 152,30 160,02 168,13 176,65 185,61 195,02 204,91 215,30 226,21 237,68 249,73 262,39

ACR - Ccomb (Índice Comb.) US$/MMBtu 3,93 4,41 4,76 5,27 5,19 4,96 5,37 5,64 5,90 6,20 6,45 6,72 7,00 7,26 7,63 8,12

ACR - Co&m R$/MWh 10,97 11,77 12,47 13,12 13,79 14,49 15,22 15,99 16,80 17,65 18,55 19,49 20,48 21,52 22,61 23,75

ACL - Preço Mercado Livre R$/MWh 20,00 21,58 22,80 23,98 25,20 26,48 27,82 29,23 30,71 32,27 33,91 35,63 37,43 39,33 41,32 43,42

Comb. - Custo Planta CIF R$/MMBtu 6,49 7,01 7,40 7,79 8,18 8,60 9,03 9,49 9,97 10,48 11,01 11,57 12,16 12,77 13,42 14,10

Comb. - Pag. Fixo Concessão R$ MM 169,86 183,31 193,63 203,70 214,03 224,88 236,28 248,26 260,85 274,07 287,97 302,57 317,91 334,03 350,96 368,76

Comb. - Pag. Variável Conc. R$ MM 220,41 233,95 220,59 176,91 100,99 91,87 161,63 217,91 238,04 239,58 303,29 339,06 339,10 343,18 404,50 446,75

Custo Seguro R$ MM 9,89 10,52 11,11 11,69 12,28 12,91 13,56 14,25 14,97 15,73 16,53 17,36 18,25 19,17 20,14 21,16

Despacho PLD R$/MWh 333,39 305,51 285,89 258,05 258,60 274,07 260,22 299,96 319,89 343,79 339,32 352,93 410,62 425,90 455,78 472,56

Unidade 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Messes em Operação Meses 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

Capacidade Média Instalada MWm 675,20 675,20 675,20 675,20 675,20 675,20 675,20 675,20 675,20 675,20 675,20 675,20 675,20 675,20 675,20 675,20

Disponibilidade % 88% 90% 95% 95% 95% 91% 95% 95% 94% 89% 94% 95% 95% 91% 94% 94%

Consumo Interno Real % 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1%

Pedas na Rede % 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%

Consumo Médio Interno % - 60 meses 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1%

Disponibilidade Média % - 60 meses 97% 92% 91% 91% 91% 94% 95% 97% 97% 97% 96% 96% 96% 96% 96% 97%

Despacho Esperado % 100% 100% 69% 46% 28% 30% 40% 48% 47% 45% 49% 50% 46% 44% 45% 44%

Garantia Física MWm 466,60 466,60 466,60 466,60 466,60 466,60 466,60 466,60 466,60 466,60 466,60 466,60 466,60 466,60 466,60 466,60

Garantia Física Líquida MWm 451,67 451,28 450,94 450,37 449,79 449,79 449,79 449,79 449,79 449,79 449,79 449,79 449,79 449,79 449,79 449,79

FID Líquido MWm 0,00 21,48 28,84 29,26 26,71 13,32 7,56 -0,05 -0,87 -0,65 5,53 3,14 3,59 3,50 6,86 1,69

ACR - Energia Negociada MWm 450,00 450,00 450,00 450,00 450,00 450,00 450,00 450,00 450,00 450,00 450,00 450,00 450,00 450,00 450,00 450,00

ACL - Energia Negociada MWm 1,67 -20,21 -27,90 -28,89 -26,92 -13,53 -7,77 -0,16 0,66 0,45 -5,74 -3,34 -3,80 -3,71 -7,07 -1,90

ACR - Enegia Spot Vendida % 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Energia Total Despachada MWh 5.231.601 5.316.456 3.863.196 2.585.286 1.591.026 1.629.928 2.260.623 2.676.014 2.635.725 2.385.555 2.738.302 2.783.776 2.553.484 2.387.363 2.519.274 2.449.088

ACR - Energia Demandada MWh 5.024.485 5.110.490 3.716.285 2.490.137 1.533.721 1.571.222 2.179.201 2.579.630 2.540.793 2.299.633 2.639.675 2.683.512 2.461.514 2.301.376 2.428.536 2.360.878

ACL - Energia Compra/ Venda MWh 14.661 (177.497) (244.373) (253.115) (235.807) (118.504) (68.051) (1.399) 5.804 3.931 (50.250) (29.284) (33.252) (32.479) (61.891) (16.628)

ADOMP MWh 5.387.239 5.406.770 3.711.995 2.489.819 1.534.314 1.635.701 2.183.187 2.586.480 2.550.431 2.451.298 2.654.071 2.687.866 2.469.322 2.403.984 2.442.286 2.376.948

Confidencial


12

Parnaíba I

1.095 1.221

1.126 989

849 881 1.065

1.219 1.286 1.311 1.479

1.582 1.610 1.652 1.806

1.910

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

211 199

62

236 245 261

283 305

322 317 356

377 394

413 436

463

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Receita Líquida (R$ MM)

EBITDA (R$ MM)

Fonte: Eneva

Confidencial


13

Parnaíba I

Fluxo de Caixa Projetado (R$ MM)

Fonte: Eneva

Taxa de Desconto Fonte Data

Custo de Capital 9,76%

Taxa Livre de Risco 2,37% US Treasury - 10 Anos, Média dos Últimos 12 meses 12/03/2015

Beta Desalavancado 0,33x Beta Desalavancado - 2 Anos 15/03/2015

Beta Alavancado 0,72x 15/03/2015

Prêmio de Risco de Mercado 6,96% Ibbotson Yearbook 2014

Risco País 2,38% EMBI + Brasil, Últimos 12 meses 04/03/2015

Endividamento (Meta)

Capital / (Dívida + Capital) 41,78% Estimativa Final Ano 2015

Dívida / (Dívida + Capital) 58,22% Estimativa Final Ano 2015

IInflação 3,02%

Brasil 5,07% Estimativa Banco Central 16/03/2015

USA 1,99% Estimativa IMF 16/03/2015

Custo de Capital

Ke - US$ 9,76%

Ke - R$ Nominal 13,08%

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

LAI 99 97 (34) 145 158 179 206 232 254 254 297 323 345 366 389 417

Imposto Pago (2) (2) 0 (5) (6) (7) (9) (14) (17) (102) (117) (126) (133) (140) (148) (158)

Depreciação e Amortização 46 46 46 46 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47

Variações no Capital de Giro (4) 3 17 (26) (3) (2) (1) (1) (1) 1 (3) (2) (2) (2) (1) (2)

Outros Itens Não Caixa 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Capex (13) (2) (1) (0) (0) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Dívida Contraída 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Dívida Paga (57) (57) (57) (57) (57) (57) (57) (57) (57) (57) (57) (57) (33) 0 0 0

Total 70 86 -28 103 138 159 186 207 225 143 167 185 223 270 286 303

Confidencial


14

Parnaíba III

Visão Geral

A planta Parnaíba III possui 2 turbinas termelétricas de

geração de energia



5/2008

Parnaíba III recebe receitas fixas do mercado regulado e



Parnaíba III tem um contrato de fornecimento de gás com a











custos variáveis



energia




Data Operação out-13



Prazo PPA 15 anos

Inflexibilidade 0%






Fonte: Eneva 1 Partes relacionadas (valor líquido), em dezembro de 2014, no valor de R$34MM não está

considerado no montante total



Juros CDI + 3%



Confidencial


15

Parnaíba III




Unidade 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030




TUST R$/KW - mês 4,60 4,92 5,21 5,49 5,77 6,06 6,37 6,69 7,03 7,39 7,76 8,16 8,57 9,00 9,46 9,94

O&M fixo R$ MM 2,88 3,05 3,22 3,39 3,56 3,75 3,93 4,13 4,34 4,56 4,80 5,04 5,29 5,56 5,84 6,14

O&M variável R$/MWh 5,38 5,81 6,14 6,46 6,78 7,13 7,49 7,87 8,27 8,69 9,13 9,59 10,08 10,59 11,13 11,69

Manutenção R$ MM 3,45 3,57 3,64 3,80 3,99 4,20 16,78 4,63 4,87 5,12 5,37 5,65 5,93 6,23 6,55 6,88



ACR - Co&m R$/MWh 172,96 185,71 196,63 206,94 217,47 228,49 240,08 252,25 265,04 278,47 292,59 307,43 323,01 339,39 356,60 374,68





Custo Seguro R$ MM 2,45 2,61 2,76 2,90 3,05 3,20 3,37 3,54 3,72 3,90 4,10 4,31 4,53 4,76 5,00 5,25


Unidade 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030





Pedas na Rede % 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%






FID Líquido MWm 1,53 6,47 7,21 8,30 8,12 1,86 0,37 -0,39 -1,73 -1,73 -0,83 -0,72 -0,63 -0,62 -0,60 -1,33


ACL - Energia Negociada MWm -0,83 -6,02 -6,94 -8,04 -7,86 -1,59 -0,10 0,65 2,00 2,00 1,09 0,98 0,89 0,88 0,87 1,60


Energia Total Despachada MWh 1.414.045 1.470.405 767.882 461.012 264.519 261.391 331.900 474.062 437.842 421.459 389.967 438.380 462.380 434.198 456.353 385.957

ACR - Energia Demandada MWh 1.355.167 1.412.728 739.218 443.804 254.645 251.634 319.511 456.366 421.498 405.727 375.410 422.016 445.120 417.991 439.318 371.550

ACL - Energia Compra/ Venda MWh (7.236) (52.854) (60.821) (70.390) (68.820) (13.972) (907) 5.672 17.494 17.489 9.571 8.620 7.789 7.701 7.578 13.989

ADOMP MWh 1.433.533 1.441.079 800.989 453.594 260.396 257.396 326.995 467.393 431.994 432.594 385.195 433.194 457.194 429.594 451.794 405.594

Confidencial


16

Parnaíba III

327

360

253

207 178 186

213

256 260 269 274 301

324 331 356 349

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

71 70 71 74 77 83

78

95 100 105 109 115

122 127

134 140

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030


EBITDA (R$ MM)

Fonte: Eneva

Confidencial


17

Parnaíba III


Fonte: Eneva











IInflação 3,02%



Custo de Capital

Ke - US$ 8,34%


2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

LAI 50 51 55 60 62 69 65 84 91 97 103 109 116 121 128 134

Imposto Pago (3) (3) (3) (4) (6) (7) (7) (10) (11) (35) (37) (39) (41) (43) (46) (48)


Variações no Capital de Giro 8 1 (2) (1) (1) (1) 1 (2) (1) (1) (1) (0) (1) (1) (1) (1)


Capex (6) (0) (0) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Dívida Paga (3) (14) (14) 4 3 (14) (14) (14) (14) (10) 0 0 0 0 0 0

Total 53 41 43 65 64 53 52 65 72 58 72 76 80 83 88 92

Confidencial


18

Parnaíba IV2

Visão Geral

A planta Parnaíba IV possui 3 turbinas termelétricas de


Parnaíba IV comercializa energia no mercado livre e vende

energia para a companhia privada Kinross

Parnaíba IV tem um contrato de fornecimento de gás com a


contrato prevê o seguinte custo:





energia




Data Operação jan-14



Prazo PPA NA

Inflexibilidade NA

Receita Fixa Base NA





Fonte: Eneva

Nota[1]: Partes RelacionadasNote [2]: Parnaíba IV refere-se a UTE Parnaíba IV e a

Parnaíba Geração e Comercialização


Valor Dívida (em dezembro de 2014)1 R$153MM

Juros 104% CDI



Confidencial


19

Parnaíba IV




Unidade 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030




TUST R$/KW - mês 4,94 5,33 5,63 5,92 6,22 6,54 6,87 7,22 7,58 7,97 8,37 8,80 9,24 9,71 10,20 10,72

O&M fixo R$ MM 4,10 4,30 4,55 4,79 5,03 5,29 5,56 5,84 6,14 6,45 6,77 7,12 7,48 7,86 8,26 8,67

O&M variável R$/MWh 4,39 4,71 4,99 5,25 5,52 5,80 6,09 6,40 6,72 7,07 7,42 7,80 8,20 8,61 9,05 9,51

Manutenção R$ MM 7,71 7,72 4,95 5,49 5,08 5,36 6,05 6,67 6,95 7,34 7,72 8,17 8,63 8,97 9,35 9,68



ACR - Co&m R$/MWh 10,27 11,08 11,70 12,31 12,94 13,59 14,28 15,01 15,77 16,57 17,41 18,29 19,22 20,19 21,22 22,29





Custo Seguro R$ MM 1,32 1,40 1,48 1,56 1,64 1,72 1,81 1,90 2,00 2,10 2,21 2,32 2,44 2,56 2,69 2,83


Unidade 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030





Pedas na Rede % 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%






FID Líquido MWm 1,07 0,57 0,37 -0,26 -0,85 -0,16 -0,05 -0,16 -0,52 -0,79 -0,84 -1,13 -1,10 -0,95 -0,92 -1,12


ACL - Energia Negociada MWm 0,02 0,01 0,01 -0,01 -0,02 0,00 0,00 0,00 -0,01 -0,02 -0,02 -0,02 -0,02 -0,02 -0,02 -0,02

ACR - Enegia Spot Vendida % 2% 1% 1% -1% -2% 0% 0% 0% -1% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2%

Energia Total Despachada MWh 428.489 432.762 355.301 287.336 216.722 218.179 257.247 285.412 280.447 283.629 283.546 287.834 291.284 285.097 280.259 271.368

ACR - Energia Demandada MWh 9.345 5.011 3.198 (2.296) (7.453) (1.378) (460) (1.419) (4.545) (6.940) (7.329) (9.895) (9.666) (8.312) (8.058) (9.826)

ACL - Energia Compra/ Venda MWh 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960

ADOMP MWh 9.637 5.168 2.676 (1.547) (3.792) (715) (285) (992) (3.080) (4.644) (5.108) (6.850) (6.778) (5.707) (5.447) (6.439)

Confidencial


20

Parnaíba IV


63 68 72 74 77

82 87 91 95 99

104 109

115 121

127 133

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

EBITDA (R$ MM)

15 17

23 24 27

29 29 30 31 32 34 35

37 39

41 44

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Fonte: Eneva

Confidencial


21

Parnaíba IV


Fonte: Eneva






Prémio de Risco de Mercado 6,96% Ibbotson Yearbook 2014





IInflação 3,02%



Custo de Capital

Ke - US$ 24,34%


2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

LAI (12) (7) (1) 2 6 10 12 15 18 22 26 29 30 33 35 37

Imposto Pago 0 0 0 0 0 (0) (0) (0) (1) (3) (8) (8) (9) (9) (12) (15)


Variações no Capital de Giro 6 (0) (1) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0)


Capex (2) (0) (0) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Dívida Paga 0 0 (0) (18) (18) (16) (19) (21) (24) (25) (12) (0) (0) (0) 0 0

Total -1 -1 5 -10 -6 0 0 0 0 0 13 27 28 30 29 29

Confidencial


22

Resumo Avaliação


Fonte: Eneva

Nota [1]: Fluxos de Caixa Projetados de Parnaíba IV descontados pelo custo de capital de Parnaíba I

(13.08%) indicam um valor patrimonial da participação da Petra de R$16,23 MM

352

165

1 (93)

425

Parnaíba I Parnaíba III Parnaíba IV Aumentos de Capital Não Efetuados

Total

Múltiplos de Mercado Comparáveis

361

489 Máximo

Média

Mínimo

Parnaíba I, III e IV Variação Múltiplos EV Valor Patrimonial Valor Patrimonial Ajustado pelo

Aumento de Capital

2015 EBITDA (Múltiplo Negociação) 8,00x 9,00x 713 803 489 578 396 485


2015 EBITDA (Múltiplo Transação) 8,00x 10,00x 713 892 489 667 396 574

1

Base de Dados - Múltiplos

Anexo I

Confidencial


24

Múltiplos Comparáveis de Negociação

Fonte: Capital IQ

Companhia


# Total Ações

(MM)

Preço

Ações

Market Cap

(US$ MM)

Dívida/

Capital

Dívida

Líquida

Valor Companhia

(US$ MM)

2015 2016 2015 2016

AES Tietê S.A. 381,0 4,72 1.798,3 118,9 573,1 2.371,4 411,1 341,9 5,8x 6,9x

Cemig S.A. 1.258,0 3,89 4.893,6 74,8 3.867,9 8.761,5 1.155,6 1.092,0 7,6x 8,0x

CPFL Energia S.A. 962,0 6,03 5.800,9 189,4 5.279,0 11.079,9 1.243,7 1.386,6 8,9x 8,0x

CPFL Energias Renováveis S.A. 503,0 3,82 1.921,5 133,2 1.649,1 3.570,6 315,8 357,6 11,3x 10,0x

EDP - Energias do Brasil S.A. 476,0 3,18 1.513,7 51,1 952,4 2.466,1 499,0 574,6 4,9x 4,3x

Equatorial Energia S.A. 198,0 9,35 1.851,3 127,0 907,2 2.758,5 294,0 372,5 9,4x 7,4x

Renova Energia S.A. 106,0 8,39 889,3 113,4 846,5 1.735,9 117,7 159,7 14,8x 10,9x

Tractebel Energia S.A. 653,0 11,03 7.202,6 65,2 1.116,5 8.319,1 938,7 1.176,5 8,9x 7,1x

Eneva S.A. 840,0 0,06 50,4 241,6 1.973,4 2.023,8 326,6 0,0 6,2x 0,0x

Copel 274,0 10,81 2.961,9 35,1 1.826,6 4.471,0 892,6 1.057,4 5,4x 5,3x

Média Local - GenCo's 115,0 8,3x 6,8x

Mediana Local - GenCo's 116,2 8,2x 7,2x

EBITDA EV/EBITDA

Confidencial


25

Múltiplos de Transações Passadas

Fonte: Capital IQ

Todas as

Transações

Anunciadas

Comprador/ Investidor AlvoValor Total Transação (US$ MM,

taxa histórica)Percentual Vendido

Valor Companhia/

EBITDAPaís Alvo

out-14 Gas Natural SDG SA (CATS:GAS)Compañía General de

Electricidad S.A. (SNSE:CGE)6.611,0 54% 9,0x Chile

abr-14 Enersis S.A. (SNSE:ENERSIS) Generandes Peru SA 413,0 39% 6,0x Peru

mar-14 AES Gener S.A.Empresa Electrica Guacolda

S.A.1.317,1 50% 12,0x Chile

mai-13 Berkshire Hathaway Energy NV Energy, Inc. 10.688,8 100% 8,9x United States

dez-12 Toplofikatzia Pleven EAD Toplofikatsia Rousse EAD 69,4 100% 12,5x Bulgaria

abr-11 The AES Corporation DPL Inc. 4.798,7 100% 7,7x United States

jan-11 Duke Energy Corporation Progress Energy Inc. 26.627,3 100% 8,3x United States

dez-10

Capstone Infrastructure

Corporation; Macquarie

Infrastructure and Real Assets

(Europe) Limited

Heat Operations and Heat

Production Facilities308,9 100% 7,4x Sweeden

nov-10 Emera IncorporatedLight & Power Holdings

Limited91,9 42% 5,0x Barbados

fev-10 FirstEnergy Corp. Allegheny Energy, Inc. 9.291,0 100% 7,5x United States

nov-09 Pacific Equity Partners Energy Developments Ltd. 736,6 80% 7,2x Australia

out-09 Grupo Argos S.A. ; Celsia SA ESPEmpresa de Energia del

Pacifico S.A.1.226,8 64% 7,5x Colombia

set-08

The Kansai Electric Power

Company, Incorporated ;

Marubeni Corporation; Kyushu

Electric Power Company,

Incorporated; GDF SUEZ S.A.;

Japan Bank For International

Cooperation, Investment Arm

Senoko Energy Pte Ltd 2.769,0 100% 16,2x Singapore

jul-08 Gas Natural SDG AS Unión Fenosa, S.A. 11.810,5 45% 11,0x Spain

Average 5.482,8 77% 9,0x

Median 2.043,0 90% 8,0x

Visão Geral - Parnaíba I, III e IV

Anexo II

Confidencial


27

Visão Geral do Complexo de Parnaíba

O complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes/ Maranhão, é um dos maiores complexos termelétricos geradores de energia no Brasil

O complexo é formado pela planta termelétricas: Parnaíba I, Parnaíba II, Parnaíba III e Parnaíba IV

As plantas Parnaíba I (676 MW), Parnaíba III (178 MW) e Parnaíba IV (56 MW) fornecem energia para o sistema interligado nacional (SIN)

ENEVA, através da utilização do gás produzido pela Parnaíba Gás Natural (PGN), consegue produzir energia a um custo baixo devido à excelente

logística, grande escala da Companhia e fácil acesso a rede

O complexo de Parnaíba está certificado para atingir até 3,722 MW

■ Capacidade: 676 MW

■ Eficiência: 37%

■ Receitas Fixas: R$443 MM/ano

■ Custos Variável Unitário: R$114/MWH

■ Leilão: A-5/2008

Parnaíba I



■ Receitas Fixas: R$374MM/year


■ Leilão: A-3/2011

Parnaíba II



■ Receitas Fixas: R$98 MM/year


■ Leilão: A-5/2008

Parnaíba III





■ Mercado Livre

Parnaíba IV

Fonte: Eneva

Confidencial


28

Parnaíba I – Demonstração de Resultados

R$ mil 2012 2013 2014

Receita Líquida - 682.815 960.759

Custos - (594.048) (824.570)

Lucro Bruto - 88.767 136.190

Despesas Operacionais (15.736) (11.997) (18.770)

SG&A (14.807) (10.320) (5.844)

Outros despesas (929) (1.677) (12.926)

LAJIR (15.736) 76.771 117.420

Receitas (despesas) financeiras (984) (71.334) (75.854)

Receitas Financeiras 1 3.100 6.010

Despesas Financeiras (985) (74.434) (81.864)

LAI (16.720) 5.436 41.566

Impostos 5.716 (5.284) (5.604)

Lucro (Prejuízo) Líquido (11.004) 152 35.962

Fonte: Eneva

Confidencial


29

Parnaíba I – Balanço Patrimonial

R$ mil 2012 2013 2014

Ativo Circulante 85.229 158.288 206.355

Caixa e Equivalentes de Caixa 83.250 32.034 38.121

Contas a Receber - 110.113 141.072

Estoques - 4.236 7.480

Impostos a Recuperar - 7.455 14.722

Despesas Antecipadas 1.706 4.086 4.960

Outros Ativos 272 364 -

Ativo Não Circulante 1.084.889 1.264.731 1.179.035

Impostos a Recuperar 5.141 520 1.323

Impostos Diferidos 11.359 14.006 12.009

Despesas Antecipadas 1.844 257 1.356

Depósitos Judiciais - 34.044 24.648

Partes Relacionadas - 1.906 1.344

Imobilizado 882.788 1.035.111 971.709

Intangível 183.758 178.887 166.647

Ativo Total 1.170.118 1.423.019 1.385.390

R$ mil 2012 2013 2014

Passivo Circulante 162.381 265.826 199.312

Fornecedores 3.020 85.787 30.028

Empréstimos 150.759 149.663 142.438

Impostos a Pagar 413 9.431 6.603

Salários e Contribuições a Pagar 5.157 2.328 2.252

Reembolso - Energia - 15.739 -

Outras Contas a Pagar 3.032 2.878 17.991

Passivo Não Circulante 677.593 910.569 715.373

Empréstimos 677.593 657.588 577.981

Impostos a Pagar - 4.187 7.117


Aumentos de Capital Futuros - 141.571 -

Patrimônio Líquido 330.144 246.624 470.705

Capital Social 354.465 263.619 263.619

Prejuízos Acumulados (24.321) (16.995) 207.087

Passivo + Patrimônio Líquido 1.170.118 1.423.019 1.385.390

Fonte: Eneva

Confidencial


30

Parnaíba III – Demonstração de Resultados

R$ mil 2012 2013 2014


Custos - (221.912) (239.403)

Lucro Bruto - (23.613) 5.458

Despesas Operacionais (294) (483) (10.070)

Administrativo (294) (483) (10.070)

LAJIR (294) (24.096) (4.612)

Receitas (despesas) financeiras - (4.790) (10.660)

Receitas Financeiras - 3.811 9.021

Despesas Financeiras - (8.601) (19.681)

LAI (294) (28.886) (15.272)

Impostos - 9.821 5.109

Lucro (Prejuízo) Líquido (294) (19.065) (10.163)

Fonte: Eneva

Confidencial


31

Parnaíba III – Balanço Patrimonial

R$ mil 2012 2013 2014

Ativo Circulante 67 162.075 71.320

Caixa e Equivalentes de Caixa - 62.796 14.104



Despesas Antecipadas 67 1.269 1.157

Derivativos - 1.380 -

Outros Ativos - 2.609 3.956

Ativo Não Circulante - 166.267 267.864

Impostos a Recuperar - 249 111

Impostos Diferidos - 9.821 86.218

Imobilizado - 156.197 181.535

Ativo Total 67 328.341 339.184

R$ mil 2012 2013 2014

Passivo Circulante 13 149.710 164.106

Fornecedores 13 28.253 33.716

Empréstimos - 120.636 121.568

Impostos a Pagar - 39 -

Pesquisa e Desenvolvimento - 549 -

Outras Contas a Pagar - 233 8.822

Passivo Não Circulante 7 38.591 38.001

Partes Relacionadas 7 38.591 38.001

Patrimônio Liquido 47 140.040 137.077

Capital Social 1.213 160.271 160.271

Perdas Acumuladas (1.166) (20.231) (23.194)

Passivo + Patrimônio Líquido 67 328.341 339.184

Fonte: Eneva

Confidencial


32

Parnaíba IV – Demonstração de Resultados

R$ mil 2012 2013 2014


Custos - (3.244) (32.549)

Lucro Bruto - 2.581 17.473

Despesas Operacionais - (632) (1.311)

Administrativo - (632) (1.311)

LAJIR - 1.949 16.162

Receitas (despesas) financeiras 12 3.416 (21.280)

Receitas Financeiras 19 8.928 325


LAI (12) 5.365 (5.118)

Impostos - (1.800) 2.783

Lucro (Prejuízo) Líquido (12) 3.565 (2.335)

Fonte: Eneva

Confidencial


33

Parnaíba IV – Balanço Patrimonial

R$ mil 2012 2013 2014


Caixa e Equivalentes de Caixa 1.596 5.074 331




Outros Ativos - 102 829

Ativo Não Circulante 15.164 118.352 183.443

Impostos a Recuperar 3 74 22.200

Imobilizado 15.161 118.278 161.243

Ativo Total 16.760 147.387 197.713

R$ mil 2012 2013 2014


Fornecedores - 7.888 1.797

Salários e Contribuições a

Pagar - 129 73

Impostos a Pagar 23 437 3.718

Empréstimos - 75.131 -

Partes Relacionadas 1.509 - 0

Outras Contas a Pagar - 17 70

Passivo Não Recorrente - 44.271 174.877



Patrimônio Liquido 15.228 19.514 17.178

Capital Social 15.216 15.936 15.936

Lucros Acumuladas 12 3.578 1.242

Passivo + Patrimônio Líquido 16.760 147.387 197.713

Fonte: Eneva

Confidencial

Sao Paulo

Av. Brigadeiro Faria Lima, 3311 – 10º Floor

04538 133 - Itaim Bibi

+55 11 3014 6868

Rio de Janeiro

Av. Borges de Medeiros, 633 – Sala 202

22430 042 - Leblon

+55 21 3205 9180

www.g5evercore.com

Contatos

34

Corrado Varoli

[email protected]

+55 11 3014 6868

Marcelo Lajchter

[email protected]

+55 21 3205 9180

Graciema Bertoletti

[email protected]

+55 11 3014 6846

Arthur Horta

[email protected]

+55 11 3165 4600

Manuela Albuquerque Silveira

[email protected]

+55 11 3165 7005

Anexo V

Laudo de Avaliação dos Ativos Petra

Confidencial

PROJECT 36 – INFORMATION MEMORANDUM

PREPARED TO: [INVESTOR]

DATE: [X]

Eneva – Avaliação de Ativos


Confidencial

Agenda

Seção I. Sumário Executivo

Seção II. Avaliação - Parnaíba I, III e IV

Anexo I. Base de Dados - Múltiplos

Anexo II. Visão Geral - Parnaíba I, III e IV

Contatos

2

Sumário Executivo

I

Confidencial

Sumário Executivo

4


Eneva S.A

Praia do Flamengo, 66 – 9º andar

22210030 Rio de Janeiro – RJ – Brasil

Prezados Srs.,

Tal como informado por V.Sa.s, a Eneva está avaliando a possibilidade de adquirir a participação atualmente detida, direta ou indiretamente, pela

Petra Energia S.A. (“Petra”) na UTE Parnaíba I, na UTE Parnaíba III e na UTE Parnaíba IV1 (doravante referidas em conjunto como “UTEs”),

equivalente a 30% do capital social de cada uma destas UTEs (“Ações da Petra nas UTEs”).

Em razão do acima exposto, a Eneva requisitou à G5 Consultoria e Assessoria Ltda (“G5 Evercore”) a elaboração de uma avaliação das Ações da

Petra nas UTEs.

Com respeito à análise requerida à G5 Evercore, informamos que o presente trabalho foi desenvolvido com base nas informações fornecidas pela

Companhia, ou em nome dela, assim como nas seguintes revisões e discussões:

I. Revisão de determinados demonstrativos contábeis (não públicos), outras informações financeiras e operacionais referentes a

Parnaíba I, III e IV (não públicas), que foram preparadas e fornecidas à G5 Evercore pela administração da Companhia;

II. Revisão de determinadas projeções financeiras referentes a Parnaíba I, III e IV, fornecidas pela administração da Companhia;

III. Discussões com determinados membros da administração Companhia acerca das operações passadas e atuais, projeções financeiras,

condição financeira atual e perspectivas futuras para Parnaíba I, III e IV;

IV. Revisão do atual acordo entre Petra e Eneva referentes à Parnaíba I, III e IV, incluindo os acordos de acionistas e aumentos de capital

que ocorreram no passado;

V. Revisão dos termos financeiros de determinadas transações púbicas que consideramos relevantes; e

VI. Discussões com a administração da Companhia, contudo não discutimos com os assessores legais da mesma, eventuais impactos de

eventuais litígios existentes.

No que se refere às projeções financeiras de Parnaíba I, II e IV, as quais nos foram fornecidas, assumimos que as mesmas foram preparadas de

forma razoável e diligente pela Companhia, e que refletem a melhor estimativa atual e julgamentos de boa fé referentes à futura competitividade,

ambiente operacional e regulatório e performance financeira da Parnaíba I, III e IV.

Adicionalmente, nos foi informado pela Companhia que a Petra deixou de aportar a sua parte de determinados aumentos de capital das UTE

Parnaíba I, UTE Parnaíba III e UTE Parnaíba IV devidamente aprovados em anos anteriores. Segundo a Companhia, o valor devido pela Petra

soma R$ 70,9 MM, contudo, se considerados multas e juros, o valor devido atualizado alcança R$ 93,0 MM.

Introdução (1/2)

Nota [1]: UTE Parnaíba IV refere-se a UTE Parnaíba IV e a Parnaíba Geração e Comercialização

Confidencial

Sumário Executivo

5

Embora tenhamos revisado determinado conjunto de informações fornecidas pela Companhia (ou em nome dela), não efetuamos e não

assumimos quaisquer responsabilidades pela realização de auditorias técnicas das operações da Companhia assim como não realizamos

nenhuma avaliação independente ou laudo de ativos ou passivos específicos (contingenciais ou outros) das UTEs, nem fomos providos de tais

informações. Igualmente, não realizamos avaliação de solvência ou valor justo “fair value” das UTEs de acordo com as leis estaduais ou federais

relacionadas à falência, insolvência ou assuntos similares. A nossa análise de avaliação baseia-se nas condições econômicas, de mercado e

outras condições, além das informações disponibilizadas pela Companhia até a presente data. Entende-se que eventos subsequentes poderão

afetar as nossas análises e que não temos qualquer obrigação de no futuro atualizar, revisar ou ratificar a avaliação contida neste documento.

Adicionalmente, não nos foi requisitado que expressemos qualquer opinião, para os acionistas da Companhia, em relação a nenhum assunto que

não seja a avaliação das UTEs na presente data. A nossa avaliação não endereça méritos relacionados à aquisição das ações da Petra nas UTEs

quando comparados a outros negócios ou estratégias financeiras que possam estar à disposição da Companhia, assim como não aborda a

conveniência da decisão da Companhia de explorar uma operação desta natureza. Não somos assessores especializados em questões jurídicas,

regulatórias, contábeis ou fiscais, logo, não assumimos a exatidão e integridade das avaliações da Companhia e de seus assessores com relação

às questões legais, regulatórias, contábeis e fiscais a nós apresentadas.

Além do descrito acima, informamos que nenhuma representação ou garantia expressa ou implícita é realizada neste documento realizada pela G5

Evercore e/ ou por suas afiliadas, gerentes, funcionários, consultores, agentes ou representantes, com respeito à exatidão ou integridade das

informações fornecidas à G5 Evercore, sendo certo, assim, que nada contido deste documento deve ser interpretado como uma representação da

G5 Evercore seja no passado, presente ou futuro.

Finalmente, informamos que fomos contratados pela Companhia como consultores financeiros apenas e exclusivamente com o propósito de

efetuar a presente avaliação e receberemos um honorário referente à entrega deste trabalho. Adicionalmente, a Companhia concordou em

reembolsar determinadas despesas incorridas por nós e de indenizar-nos contra certas contingências que surjam em consequência deste

mandato. Finalmente, informamos que a G5 evercore e/ou suas afiliadas, podem ter fornecido no passado, e podem continuar a fornecer no

presente e/ou no futuro, serviços de consultoria financeira para a Companhia e/ ou suas respectivas afiliadas, das quais recebemos ou esperamos

receber uma compensação.

Com base no exposto acima e de acordo com a data deste documento, apresentamos nesta apresentação a avaliação das Ações da Petra nas

UTEs.

Atenciosamente,

G5 Consultoria e Assessoria Ltda (“G5 EVERCORE”)

Por:

Corrado Varoli

Co-Founder & CEO

Introdução (2/2)

Confidencial

Metodologia Variação Valor da Participação da Petra¹

(Equity Value) R$ MM


Custo de Capital:

Parnaíba I

Parnaíba III

Parnaíba IV

-15% / +15%

13,08%

11,61%

28,10%


EV/EBITDA 2015 8,0x – 9,0x


EV/EBITDA 2016 6,5x – 7,5x

Múltiplos de Transações

EV/EBITDA 8,0x– 10,0x

Sumário Executivo

6

Metodologias de Avaliação


Avaliação baseada nos fluxos de

caixa projetados para Parnaíba I, III

e IV. A G5 avaliou a participação da

Petra nos ativos Parnaíba I, III e IV

em R$ 425 MM (Parnaíba I R$

352MM, Parnaíba III R$ 165MM e

Parnaíba IV R$ 1MM)1


transações passadas de empresas

de geração de energia no mundo –

números fornecidos pelo Capital IQ

em Março de 2015


negociação de empresas do setor

de geração de energia no Brasil –

estimativas fornecidas pelo Capital

IQ em Março de 2015

Múltiplos Comparáveis:

A participação da Petra no capital social dos ativos Parnaíba I, Parnaíba III e Parnaíba IV foi avaliada pela G5 Evercore de acordo com

metodologias diferentes, detalhadas abaixo.

Nota: [1]: Descontado de R$ 93 MM devidos pela Petra conforme previsto no acordo de acionistas,

devido a não contribuição referente à sua participação nos aumentos de capital ocorridos no passado

396

240

396

361

574

326

485

489

Sumário da Avaliação - Parnaíba I, Parnaíba III e Parnaíba IV


II

Confidencial


8

Principais Premissas de Trabalho

Descrição dos Ativos

A Companhia forneceu à G5Evercore, as projeções

financeiras para cada um dos seguintes ativos :

Parnaíba I

Parnaíba III

Parnaíba IV

As projeções estão divididas em 2 fases: de 2015 a 2016 os

números baseiam-se no plano de negócios atualizado da

Eneva, para os anos de 2017 a 2050 baseiam-se nos

fundamentos projetados e curvas de preço de longo prazo,

ambos fornecidos pela Eneva e/ou consultores do setor

Os ativos foram avaliados separadamente, sem considerar na

avaliação sinergias, ganhos ou outros ajustes pós transação

As premissas macroeconômicas baseiam-se nas projeções

no site do Banco Central do Brasil e no do Fundo Monetário

Internacional (FMI)

A projeção da curva de PLD foi fornecida pela consultoria

especializada PSR

A curva de preços de longo prazo “Henry Hub” foi fornecida

pela E.on

As companhias se beneficiam atualmente de um beneficio

fiscal equivalente a 75% dos impostos sobre os rendimentos

Petra

ENEVA / E.ON

Joint Venture (JV)

E.ON

Parnaíba I Parnaíba III Parnaíba IV

42,9% 50,0%

50,0%

70% Eneva

30% Petra

35% Eneva

35% JV

30% Petra

35% Eneva

35% JV

30% Petra

Características dos Principais Ativos

Data Base

A metodologia do fluxo de caixa descontado considera todos

os fluxos a partir de 31 de Dezembro de 2015, como data

hipotética para o fechamento da transação

A análise de múltiplos considera o EBITDA de 2015 e 2016. A

dívida líquida considerada refere-se a 31 de Dezembro de

2015

Fonte: Eneva

Confidencial


9

Metodologia do Cálculo do Custo de Capital

Modelo CAPM

Custo de Capital

(Nominal R$)

Custo de

Capital

(Nominal USD)

Diferencial

Inflação

Inflação US

Longo Prazo

Inflação Brasil

Longo Prazo

Taxa Livre de

Risco

(Nominal USD)

Beta

Alavancado

Prêmio de

Risco Risco País

Beta

Desalavancado

Taxa de Imposto

Marginal Rácio de

Endividamento

Custo de Capital

Taxa Livre de Risco

Beta Alavancado

Prêmio de Risco de Mercado

Risco País

Confidencial


10

Parnaíba I

Visão Geral

A planta Parnaíba I é a maior UTE do complexo Parnaíba, e

detém quatro turbinas termelétricas de geração de energia



5/2008

Parnaíba I recebe receitas fixas do mercado regulado e



Parnaíba I tem um contrato de fornecimento de gás com a











custos variáveis



energia




Data Operação fev-13



Prazo PPA 15 anos

Inflexibilidade 0%






Fonte: Eneva



Juros 69% da Dívida: TJLP + 2%

31% da Dívida : IPCA + 5%



Confidencial


11

Parnaíba I




Unidade 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030




TUST R$/KW - mês 3,31 3,54 3,75 3,95 4,15 4,36 4,58 4,81 5,06 5,31 5,58 5,87 6,16 6,48 6,81 7,15

O&M fixo R$ MM 48,82 47,72 50,41 53,03 55,72 58,55 61,51 64,63 67,91 71,35 74,97 78,77 82,77 86,96 91,37 96,00

O&M variável R$/MWh 5,55 5,99 6,32 6,65 6,99 7,35 7,72 8,11 8,52 8,95 9,41 9,88 10,38 10,91 11,46 12,04

Manutenção R$ MM 12,47 12,91 183,50 13,74 14,45 15,19 15,96 16,76 17,61 39,92 19,45 20,43 21,47 22,56 23,70 24,90



ACR - Co&m R$/MWh 10,97 11,77 12,47 13,12 13,79 14,49 15,22 15,99 16,80 17,65 18,55 19,49 20,48 21,52 22,61 23,75





Custo Seguro R$ MM 9,89 10,52 11,11 11,69 12,28 12,91 13,56 14,25 14,97 15,73 16,53 17,36 18,25 19,17 20,14 21,16


Unidade 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030





Pedas na Rede % 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%






FID Líquido MWm 0,00 21,48 28,84 29,26 26,71 13,32 7,56 -0,05 -0,87 -0,65 5,53 3,14 3,59 3,50 6,86 1,69


ACL - Energia Negociada MWm 1,67 -20,21 -27,90 -28,89 -26,92 -13,53 -7,77 -0,16 0,66 0,45 -5,74 -3,34 -3,80 -3,71 -7,07 -1,90


Energia Total Despachada MWh 5.231.601 5.316.456 3.863.196 2.585.286 1.591.026 1.629.928 2.260.623 2.676.014 2.635.725 2.385.555 2.738.302 2.783.776 2.553.484 2.387.363 2.519.274 2.449.088

ACR - Energia Demandada MWh 5.024.485 5.110.490 3.716.285 2.490.137 1.533.721 1.571.222 2.179.201 2.579.630 2.540.793 2.299.633 2.639.675 2.683.512 2.461.514 2.301.376 2.428.536 2.360.878

ACL - Energia Compra/ Venda MWh 14.661 (177.497) (244.373) (253.115) (235.807) (118.504) (68.051) (1.399) 5.804 3.931 (50.250) (29.284) (33.252) (32.479) (61.891) (16.628)

ADOMP MWh 5.387.239 5.406.770 3.711.995 2.489.819 1.534.314 1.635.701 2.183.187 2.586.480 2.550.431 2.451.298 2.654.071 2.687.866 2.469.322 2.403.984 2.442.286 2.376.948

Confidencial


12

Parnaíba I

1.095 1.221

1.126 989

849 881 1.065

1.219 1.286 1.311 1.479

1.582 1.610 1.652 1.806

1.910

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

211 199

62

236 245 261

283 305

322 317 356

377 394

413 436

463

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030


EBITDA (R$ MM)

Fonte: Eneva

Confidencial


13

Parnaíba I


Fonte: Eneva











IInflação 3,02%



Custo de Capital

Ke - US$ 9,76%


2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

LAI 99 97 (34) 145 158 179 206 232 254 254 297 323 345 366 389 417

Imposto Pago (2) (2) 0 (5) (6) (7) (9) (14) (17) (102) (117) (126) (133) (140) (148) (158)


Variações no Capital de Giro (4) 3 17 (26) (3) (2) (1) (1) (1) 1 (3) (2) (2) (2) (1) (2)


Capex (13) (2) (1) (0) (0) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Dívida Paga (57) (57) (57) (57) (57) (57) (57) (57) (57) (57) (57) (57) (33) 0 0 0

Total 70 86 -28 103 138 159 186 207 225 143 167 185 223 270 286 303

Confidencial


14

Parnaíba III

Visão Geral

A planta Parnaíba III possui 2 turbinas termelétricas de




5/2008

Parnaíba III recebe receitas fixas do mercado regulado e



Parnaíba III tem um contrato de fornecimento de gás com a











custos variáveis



energia




Data Operação out-13



Prazo PPA 15 anos

Inflexibilidade 0%






Fonte: Eneva 1 Partes relacionadas (valor líquido), em dezembro de 2014, no valor de R$34MM não está

considerado no montante total



Juros CDI + 3%



Confidencial


15

Parnaíba III




Unidade 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030




TUST R$/KW - mês 4,60 4,92 5,21 5,49 5,77 6,06 6,37 6,69 7,03 7,39 7,76 8,16 8,57 9,00 9,46 9,94

O&M fixo R$ MM 2,88 3,05 3,22 3,39 3,56 3,75 3,93 4,13 4,34 4,56 4,80 5,04 5,29 5,56 5,84 6,14

O&M variável R$/MWh 5,38 5,81 6,14 6,46 6,78 7,13 7,49 7,87 8,27 8,69 9,13 9,59 10,08 10,59 11,13 11,69

Manutenção R$ MM 3,45 3,57 3,64 3,80 3,99 4,20 16,78 4,63 4,87 5,12 5,37 5,65 5,93 6,23 6,55 6,88



ACR - Co&m R$/MWh 172,96 185,71 196,63 206,94 217,47 228,49 240,08 252,25 265,04 278,47 292,59 307,43 323,01 339,39 356,60 374,68





Custo Seguro R$ MM 2,45 2,61 2,76 2,90 3,05 3,20 3,37 3,54 3,72 3,90 4,10 4,31 4,53 4,76 5,00 5,25


Unidade 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030





Pedas na Rede % 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%






FID Líquido MWm 1,53 6,47 7,21 8,30 8,12 1,86 0,37 -0,39 -1,73 -1,73 -0,83 -0,72 -0,63 -0,62 -0,60 -1,33


ACL - Energia Negociada MWm -0,83 -6,02 -6,94 -8,04 -7,86 -1,59 -0,10 0,65 2,00 2,00 1,09 0,98 0,89 0,88 0,87 1,60


Energia Total Despachada MWh 1.414.045 1.470.405 767.882 461.012 264.519 261.391 331.900 474.062 437.842 421.459 389.967 438.380 462.380 434.198 456.353 385.957

ACR - Energia Demandada MWh 1.355.167 1.412.728 739.218 443.804 254.645 251.634 319.511 456.366 421.498 405.727 375.410 422.016 445.120 417.991 439.318 371.550

ACL - Energia Compra/ Venda MWh (7.236) (52.854) (60.821) (70.390) (68.820) (13.972) (907) 5.672 17.494 17.489 9.571 8.620 7.789 7.701 7.578 13.989

ADOMP MWh 1.433.533 1.441.079 800.989 453.594 260.396 257.396 326.995 467.393 431.994 432.594 385.195 433.194 457.194 429.594 451.794 405.594

Confidencial


16

Parnaíba III

327

360

253

207 178 186

213

256 260 269 274 301

324 331 356 349

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

71 70 71 74 77 83

78

95 100 105 109 115

122 127

134 140

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030


EBITDA (R$ MM)

Fonte: Eneva

Confidencial


17

Parnaíba III


Fonte: Eneva











IInflação 3,02%



Custo de Capital

Ke - US$ 8,34%


2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

LAI 50 51 55 60 62 69 65 84 91 97 103 109 116 121 128 134

Imposto Pago (3) (3) (3) (4) (6) (7) (7) (10) (11) (35) (37) (39) (41) (43) (46) (48)


Variações no Capital de Giro 8 1 (2) (1) (1) (1) 1 (2) (1) (1) (1) (0) (1) (1) (1) (1)


Capex (6) (0) (0) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Dívida Paga (3) (14) (14) 4 3 (14) (14) (14) (14) (10) 0 0 0 0 0 0

Total 53 41 43 65 64 53 52 65 72 58 72 76 80 83 88 92

Confidencial


18

Parnaíba IV2

Visão Geral

A planta Parnaíba IV possui 3 turbinas termelétricas de


Parnaíba IV comercializa energia no mercado livre e vende

energia para a companhia privada Kinross

Parnaíba IV tem um contrato de fornecimento de gás com a


contrato prevê o seguinte custo:





energia




Data Operação jan-14



Prazo PPA NA

Inflexibilidade NA

Receita Fixa Base NA





Fonte: Eneva

Nota[1]: Partes RelacionadasNote [2]: Parnaíba IV refere-se a UTE Parnaíba IV e a

Parnaíba Geração e Comercialização


Valor Dívida (em dezembro de 2014)1 R$153MM

Juros 104% CDI



Confidencial


19

Parnaíba IV




Unidade 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030




TUST R$/KW - mês 4,94 5,33 5,63 5,92 6,22 6,54 6,87 7,22 7,58 7,97 8,37 8,80 9,24 9,71 10,20 10,72

O&M fixo R$ MM 4,10 4,30 4,55 4,79 5,03 5,29 5,56 5,84 6,14 6,45 6,77 7,12 7,48 7,86 8,26 8,67

O&M variável R$/MWh 4,39 4,71 4,99 5,25 5,52 5,80 6,09 6,40 6,72 7,07 7,42 7,80 8,20 8,61 9,05 9,51

Manutenção R$ MM 7,71 7,72 4,95 5,49 5,08 5,36 6,05 6,67 6,95 7,34 7,72 8,17 8,63 8,97 9,35 9,68



ACR - Co&m R$/MWh 10,27 11,08 11,70 12,31 12,94 13,59 14,28 15,01 15,77 16,57 17,41 18,29 19,22 20,19 21,22 22,29





Custo Seguro R$ MM 1,32 1,40 1,48 1,56 1,64 1,72 1,81 1,90 2,00 2,10 2,21 2,32 2,44 2,56 2,69 2,83


Unidade 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030





Pedas na Rede % 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%






FID Líquido MWm 1,07 0,57 0,37 -0,26 -0,85 -0,16 -0,05 -0,16 -0,52 -0,79 -0,84 -1,13 -1,10 -0,95 -0,92 -1,12


ACL - Energia Negociada MWm 0,02 0,01 0,01 -0,01 -0,02 0,00 0,00 0,00 -0,01 -0,02 -0,02 -0,02 -0,02 -0,02 -0,02 -0,02

ACR - Enegia Spot Vendida % 2% 1% 1% -1% -2% 0% 0% 0% -1% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2%

Energia Total Despachada MWh 428.489 432.762 355.301 287.336 216.722 218.179 257.247 285.412 280.447 283.629 283.546 287.834 291.284 285.097 280.259 271.368

ACR - Energia Demandada MWh 9.345 5.011 3.198 (2.296) (7.453) (1.378) (460) (1.419) (4.545) (6.940) (7.329) (9.895) (9.666) (8.312) (8.058) (9.826)

ACL - Energia Compra/ Venda MWh 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960 402.960

ADOMP MWh 9.637 5.168 2.676 (1.547) (3.792) (715) (285) (992) (3.080) (4.644) (5.108) (6.850) (6.778) (5.707) (5.447) (6.439)

Confidencial


20

Parnaíba IV


63 68 72 74 77

82 87 91 95 99

104 109

115 121

127 133

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

EBITDA (R$ MM)

15 17

23 24 27

29 29 30 31 32 34 35

37 39

41 44

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Fonte: Eneva

Confidencial


21

Parnaíba IV


Fonte: Eneva






Prémio de Risco de Mercado 6,96% Ibbotson Yearbook 2014





IInflação 3,02%



Custo de Capital

Ke - US$ 24,34%


2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

LAI (12) (7) (1) 2 6 10 12 15 18 22 26 29 30 33 35 37

Imposto Pago 0 0 0 0 0 (0) (0) (0) (1) (3) (8) (8) (9) (9) (12) (15)


Variações no Capital de Giro 6 (0) (1) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0)


Capex (2) (0) (0) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Dívida Paga 0 0 (0) (18) (18) (16) (19) (21) (24) (25) (12) (0) (0) (0) 0 0

Total -1 -1 5 -10 -6 0 0 0 0 0 13 27 28 30 29 29

Confidencial


22

Resumo Avaliação


Fonte: Eneva

Nota [1]: Fluxos de Caixa Projetados de Parnaíba IV descontados pelo custo de capital de Parnaíba I

(13.08%) indicam um valor patrimonial da participação da Petra de R$16,23 MM

352

165

1 (93)

425

Parnaíba I Parnaíba III Parnaíba IV Aumentos de Capital Não Efetuados

Total

Múltiplos de Mercado Comparáveis

361

489 Máximo

Média

Mínimo

Parnaíba I, III e IV Variação Múltiplos EV Valor Patrimonial Valor Patrimonial Ajustado pelo

Aumento de Capital



2015 EBITDA (Múltiplo Transação) 8,00x 10,00x 713 892 489 667 396 574

1


Anexo I

Confidencial


24

Múltiplos Comparáveis de Negociação

Fonte: Capital IQ

Companhia


# Total Ações

(MM)

Preço

Ações

Market Cap

(US$ MM)

Dívida/

Capital

Dívida

Líquida

Valor Companhia

(US$ MM)

2015 2016 2015 2016

AES Tietê S.A. 381,0 4,72 1.798,3 118,9 573,1 2.371,4 411,1 341,9 5,8x 6,9x

Cemig S.A. 1.258,0 3,89 4.893,6 74,8 3.867,9 8.761,5 1.155,6 1.092,0 7,6x 8,0x

CPFL Energia S.A. 962,0 6,03 5.800,9 189,4 5.279,0 11.079,9 1.243,7 1.386,6 8,9x 8,0x

CPFL Energias Renováveis S.A. 503,0 3,82 1.921,5 133,2 1.649,1 3.570,6 315,8 357,6 11,3x 10,0x

EDP - Energias do Brasil S.A. 476,0 3,18 1.513,7 51,1 952,4 2.466,1 499,0 574,6 4,9x 4,3x

Equatorial Energia S.A. 198,0 9,35 1.851,3 127,0 907,2 2.758,5 294,0 372,5 9,4x 7,4x

Renova Energia S.A. 106,0 8,39 889,3 113,4 846,5 1.735,9 117,7 159,7 14,8x 10,9x

Tractebel Energia S.A. 653,0 11,03 7.202,6 65,2 1.116,5 8.319,1 938,7 1.176,5 8,9x 7,1x

Eneva S.A. 840,0 0,06 50,4 241,6 1.973,4 2.023,8 326,6 0,0 6,2x 0,0x

Copel 274,0 10,81 2.961,9 35,1 1.826,6 4.471,0 892,6 1.057,4 5,4x 5,3x

Média Local - GenCo's 115,0 8,3x 6,8x

Mediana Local - GenCo's 116,2 8,2x 7,2x

EBITDA EV/EBITDA

Confidencial


25

Múltiplos de Transações Passadas

Fonte: Capital IQ

Todas as

Transações

Anunciadas

Comprador/ Investidor AlvoValor Total Transação (US$ MM,

taxa histórica)Percentual Vendido

Valor Companhia/

EBITDAPaís Alvo

out-14 Gas Natural SDG SA (CATS:GAS)Compañía General de

Electricidad S.A. (SNSE:CGE)6.611,0 54% 9,0x Chile

abr-14 Enersis S.A. (SNSE:ENERSIS) Generandes Peru SA 413,0 39% 6,0x Peru

mar-14 AES Gener S.A.Empresa Electrica Guacolda

S.A.1.317,1 50% 12,0x Chile

mai-13 Berkshire Hathaway Energy NV Energy, Inc. 10.688,8 100% 8,9x United States

dez-12 Toplofikatzia Pleven EAD Toplofikatsia Rousse EAD 69,4 100% 12,5x Bulgaria

abr-11 The AES Corporation DPL Inc. 4.798,7 100% 7,7x United States

jan-11 Duke Energy Corporation Progress Energy Inc. 26.627,3 100% 8,3x United States

dez-10

Capstone Infrastructure

Corporation; Macquarie

Infrastructure and Real Assets

(Europe) Limited

Heat Operations and Heat

Production Facilities308,9 100% 7,4x Sweeden

nov-10 Emera IncorporatedLight & Power Holdings

Limited91,9 42% 5,0x Barbados

fev-10 FirstEnergy Corp. Allegheny Energy, Inc. 9.291,0 100% 7,5x United States

nov-09 Pacific Equity Partners Energy Developments Ltd. 736,6 80% 7,2x Australia

out-09 Grupo Argos S.A. ; Celsia SA ESPEmpresa de Energia del

Pacifico S.A.1.226,8 64% 7,5x Colombia

set-08

The Kansai Electric Power

Company, Incorporated ;

Marubeni Corporation; Kyushu

Electric Power Company,

Incorporated; GDF SUEZ S.A.;

Japan Bank For International

Cooperation, Investment Arm

Senoko Energy Pte Ltd 2.769,0 100% 16,2x Singapore

jul-08 Gas Natural SDG AS Unión Fenosa, S.A. 11.810,5 45% 11,0x Spain

Average 5.482,8 77% 9,0x

Median 2.043,0 90% 8,0x


Anexo II

Confidencial


27

Visão Geral do Complexo de Parnaíba

O complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes/ Maranhão, é um dos maiores complexos termelétricos geradores de energia no Brasil

O complexo é formado pela planta termelétricas: Parnaíba I, Parnaíba II, Parnaíba III e Parnaíba IV

As plantas Parnaíba I (676 MW), Parnaíba III (178 MW) e Parnaíba IV (56 MW) fornecem energia para o sistema interligado nacional (SIN)

ENEVA, através da utilização do gás produzido pela Parnaíba Gás Natural (PGN), consegue produzir energia a um custo baixo devido à excelente

logística, grande escala da Companhia e fácil acesso a rede

O complexo de Parnaíba está certificado para atingir até 3,722 MW



■ Receitas Fixas: R$443 MM/ano


■ Leilão: A-5/2008

Parnaíba I



■ Receitas Fixas: R$374MM/year


■ Leilão: A-3/2011

Parnaíba II





■ Leilão: A-5/2008

Parnaíba III





■ Mercado Livre

Parnaíba IV

Fonte: Eneva

Confidencial


28

Parnaíba I – Demonstração de Resultados

R$ mil 2012 2013 2014


Custos - (594.048) (824.570)

Lucro Bruto - 88.767 136.190

Despesas Operacionais (15.736) (11.997) (18.770)

SG&A (14.807) (10.320) (5.844)

Outros despesas (929) (1.677) (12.926)

LAJIR (15.736) 76.771 117.420

Receitas (despesas) financeiras (984) (71.334) (75.854)

Receitas Financeiras 1 3.100 6.010


LAI (16.720) 5.436 41.566

Impostos 5.716 (5.284) (5.604)

Lucro (Prejuízo) Líquido (11.004) 152 35.962

Fonte: Eneva

Confidencial


29

Parnaíba I – Balanço Patrimonial

R$ mil 2012 2013 2014


Caixa e Equivalentes de Caixa 83.250 32.034 38.121


Estoques - 4.236 7.480


Despesas Antecipadas 1.706 4.086 4.960

Outros Ativos 272 364 -

Ativo Não Circulante 1.084.889 1.264.731 1.179.035

Impostos a Recuperar 5.141 520 1.323

Impostos Diferidos 11.359 14.006 12.009

Despesas Antecipadas 1.844 257 1.356

Depósitos Judiciais - 34.044 24.648


Imobilizado 882.788 1.035.111 971.709

Intangível 183.758 178.887 166.647

Ativo Total 1.170.118 1.423.019 1.385.390

R$ mil 2012 2013 2014


Fornecedores 3.020 85.787 30.028

Empréstimos 150.759 149.663 142.438

Impostos a Pagar 413 9.431 6.603

Salários e Contribuições a Pagar 5.157 2.328 2.252

Reembolso - Energia - 15.739 -

Outras Contas a Pagar 3.032 2.878 17.991

Passivo Não Circulante 677.593 910.569 715.373

Empréstimos 677.593 657.588 577.981

Impostos a Pagar - 4.187 7.117


Aumentos de Capital Futuros - 141.571 -

Patrimônio Líquido 330.144 246.624 470.705

Capital Social 354.465 263.619 263.619

Prejuízos Acumulados (24.321) (16.995) 207.087

Passivo + Patrimônio Líquido 1.170.118 1.423.019 1.385.390

Fonte: Eneva

Confidencial


30

Parnaíba III – Demonstração de Resultados

R$ mil 2012 2013 2014


Custos - (221.912) (239.403)

Lucro Bruto - (23.613) 5.458

Despesas Operacionais (294) (483) (10.070)

Administrativo (294) (483) (10.070)

LAJIR (294) (24.096) (4.612)

Receitas (despesas) financeiras - (4.790) (10.660)

Receitas Financeiras - 3.811 9.021

Despesas Financeiras - (8.601) (19.681)

LAI (294) (28.886) (15.272)

Impostos - 9.821 5.109

Lucro (Prejuízo) Líquido (294) (19.065) (10.163)

Fonte: Eneva

Confidencial


31

Parnaíba III – Balanço Patrimonial

R$ mil 2012 2013 2014

Ativo Circulante 67 162.075 71.320

Caixa e Equivalentes de Caixa - 62.796 14.104



Despesas Antecipadas 67 1.269 1.157


Outros Ativos - 2.609 3.956

Ativo Não Circulante - 166.267 267.864

Impostos a Recuperar - 249 111


Imobilizado - 156.197 181.535

Ativo Total 67 328.341 339.184

R$ mil 2012 2013 2014

Passivo Circulante 13 149.710 164.106

Fornecedores 13 28.253 33.716

Empréstimos - 120.636 121.568

Impostos a Pagar - 39 -

Pesquisa e Desenvolvimento - 549 -

Outras Contas a Pagar - 233 8.822

Passivo Não Circulante 7 38.591 38.001

Partes Relacionadas 7 38.591 38.001

Patrimônio Liquido 47 140.040 137.077

Capital Social 1.213 160.271 160.271

Perdas Acumuladas (1.166) (20.231) (23.194)

Passivo + Patrimônio Líquido 67 328.341 339.184

Fonte: Eneva

Confidencial


32

Parnaíba IV – Demonstração de Resultados

R$ mil 2012 2013 2014


Custos - (3.244) (32.549)

Lucro Bruto - 2.581 17.473

Despesas Operacionais - (632) (1.311)

Administrativo - (632) (1.311)

LAJIR - 1.949 16.162

Receitas (despesas) financeiras 12 3.416 (21.280)

Receitas Financeiras 19 8.928 325


LAI (12) 5.365 (5.118)

Impostos - (1.800) 2.783

Lucro (Prejuízo) Líquido (12) 3.565 (2.335)

Fonte: Eneva

Confidencial


33

Parnaíba IV – Balanço Patrimonial

R$ mil 2012 2013 2014


Caixa e Equivalentes de Caixa 1.596 5.074 331




Outros Ativos - 102 829

Ativo Não Circulante 15.164 118.352 183.443

Impostos a Recuperar 3 74 22.200

Imobilizado 15.161 118.278 161.243

Ativo Total 16.760 147.387 197.713

R$ mil 2012 2013 2014


Fornecedores - 7.888 1.797

Salários e Contribuições a

Pagar - 129 73

Impostos a Pagar 23 437 3.718

Empréstimos - 75.131 -

Partes Relacionadas 1.509 - 0

Outras Contas a Pagar - 17 70

Passivo Não Recorrente - 44.271 174.877



Patrimônio Liquido 15.228 19.514 17.178

Capital Social 15.216 15.936 15.936

Lucros Acumuladas 12 3.578 1.242

Passivo + Patrimônio Líquido 16.760 147.387 197.713

Fonte: Eneva

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Anexo VI

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