judicial recovery plan - amended version (version 1)

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PLAN FOR COURT-SUPERVISED REORGANIZATION

OF ENEVA S.A. – UNDER COURT-SUPERVISED REORGANIZATION

AND

ENEVA PARTICIPAÇÕES S.A. – UNDER COURT-SUPERVISED REORGANIZATION

ENEVA S.A. – under Court-Supervised Reorganization, a corporation with head

offices at Praia do Flamengo, nº 66, 9º andar, Flamengo, Rio de Janeiro/RJ, CEP nº

22.210-903, registered under Corporate Taxpayer Number (CNPJ nº)

04.423.567/0001-21, and ENEVA PARTICIPAÇÕES S.A. – under Court-

Supervised Reorganization, a corporation with head offices at Praia do

Flamengo, nº 66, Room 901 parte, Flamengo, Rio de Janeiro/RJ, CEP 22.210-903,

registered under Corporate Taxpayer Number (CNPJ nº) 15.379.168/0001-27,

hereafter referred to individually and respectively as “Eneva” and “Eneva

Participações”, or jointly as “Companies Under Court-Supervised Reorganization”,

present in the records of the court-supervised reorganization process, registered

under nº 0474961-48.2014.8.19.0001, currently pending before the 4th

Commercial Court of the Capital of the State of Rio de Janeiro, the following plan

for court-supervised reorganization, in compliance with the provision of article 53

of the LRJ (Court-Supervised Reorganization Law).

1. INTRODUCTION

1.1. Background. Eneva was formed in 2001, under the name MPX Energia S.A.,

to operate with a focus on the generation and commercialization of energy,

possessing complementary businesses in electrical generation, coal mining and the

exploration and production of natural gas in Brazil and in other countries of South

America.

The company was the operational arm of the EBX Group in the energy generation

and commercialization sector, and is currently the largest private generator of

thermal energy in Brazil.

In the context of a highly favorable economic scenario, as a means of capitalizing in

order to develop its projects and obtain new sources of funding, in December 2007

Eneva held a public share offering (IPO) in the New Market sector of the BM&F

BOVESPA stock exchange, embarking on a new phase in Eneva's relationship with

its shareholders and investors. Around one month later, the option for the

subscription of a supplementary batch of ordinary shares granted to the

coordinating banks was exercised. As a result of these two operations,

approximately R$2 billion of funds were raised with new shareholders..

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Spurred by the new investments, Eneva did not simply continue to pursue projects

currently underway but embarked on the execution of other projects in the energy

sector, both inside and outside Brazil - such as the Pecém II Thermoelectric Power

Plant (Ceará), the construction of Thermoelectric Power Plants in the Parnaíba

Basin (Maranhão), the largest thermal energy generation project in Chile

(Termoelectrica Castilla) and the extraction of coal in Colombia.

In order to obtain new sources of funding, from 2009 the Eneva Group contracted

short-, medium- and long-term loans with financial institutions and development

banks, for the development of new projects and the expansion of existing ventures.

In 2011, through the issuance of bonds convertible into common shares, Eneva

also raised funds with BNDES Participações S.A. – BNDESPar, Gávea Investimentos

and their then controller, Mr. Eike Batista, in the sum total of approximately R$1.4

billion, to be used on a priority basis to expand the exploration of natural gas in the

Parnaíba Basin in the state of Maranhão, which process began the following year,

and in the extraction of coal in Colombia. In the middle of 2012, 99.9% of these

bonds were converted into shares in Eneva and the coal operations in Colombia

were spun-off to a new company called CCX Carvão da Colômbia S.A., in which

Eneva did not possess a stake.

It is important to highlight that these funding measures, and those which

succeeded them in the following years, were assumed under wholly normal market

conditions and at leverage levels which were compatible with the evaluation of

each project by the funders.

In August of 2011, ANEEL approved the transference of the authorizations of the

Parnaíba I TPP from Bertin Energia e Participações S.A. to Eneva, relating to energy

projects contracted at the A-5 auction of 2008, totaling 450 average MW. The

fourth and fifth turbine of this TPP received authorization to begin commercial

operations on 12.04.2013, proceeding to generate 676 MW, the project’s having

been financed by the Brazilian Bank of Social and Economic Development (Banco

Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES) in the approximate sum

of R$671 million.

Also in 2011, the Parnaíba II TPP, with a capacity of 517 MW, was victorious at the

A-3 new energy auction and, in April 2013, Eneva informed the market that it had

concluded the acquisition of the total stockholders' capital of Parnaíba III

(formerly UTE MC2 Nova Venécia), consolidating the Parnaiba Complex as the

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largest “gas to wire” project in Brazil, where the power plants are strategically

located over the gas fields and under the transmission lines.

At the start of 2012, Eneva announced its intention to form a joint venture with the

E.ON Group, one of the largest private energy and gas groups in the world. The aim

was simple and clear: the companies could exploit their complementary activities

and characteristics to accelerate the growth and development of a comprehensive

energy project in Brazil.

Thus, in April 2012, the definitive documents of this operation were signed, by

which Eneva raised R$1 billion through an increase in subscribed capital by DD

Brazil Holdings S.à.r.l., an investment vehicle controlled by the German company

E.ON SE, which holds interests in the companies of the Eneva Group, the object of

the investment. Following this increase, E.ON attained an interest of 11.75 in

Eneva. On 17.04.2012, Eneva signed the definitive agreements for the formation of

a joint venture with E.ON, which was concluded on 25.05.2012, in the form of the

company Eneva Participações S.A, which is also under court-supervised

reorganization.

The structure of Eneva Participações was conceived with the aim of optimizing the

complementarities of the two groups. According to the expectations shared by

both, this partnership could lead to the efficient development, execution and

operation of energy generating projects with a total capacity of 20 GW, including

thermal and renewable generation. The management of Eneva Participações

combines high profile and experienced international executives from E.ON and a

group of executives from Eneva with a profound knowledge of the Brazilian

electrical sector.

In May 2013, following the verification or waiver of all the precedent conditions

foreseen in an investment accord signed months previously, E.ON acquired

141,544,637 shares issued by Eneva and held by Mr. Eike Batista and by certain

shareholders, who held share options, representing 24.47% of its capital. As a

result of this operation, E.ON proceeded to hold approximately 38% of Eneva's

capital, having signed a Shareholders' Agreement with Mr. Eike Batista to exercise

shared control. Moreover, on May 12th 2014, the implementation of an increase of

private capital was announced, regarding Eneva, in the value of up to

R$1,500,000.00 (one billion, five hundred million reais). The price per share

regarding this increase was fixed at R$1.27 (one real and twenty seven cents), as

approved by Eneva’s board of directors. E.ON undertook to subscribe part of the

shares, in the limited sum of R$120,000,000.00 (one hundred and twenty million

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reais). As a result of the share subscription by E.ON, the latter proceeded to hold

approximately 42% of Eneva’s capital and, furthermore, to share control with Mr.

Eike Batista.

Eneva has always sought to pursue economically viable projects, with a view to

ensuring the highest standards of efficiency - in a creative and innovative manner,

supported by cutting-edge technology - without neglecting its socio-environmental

commitments.

Moreover, it possesses a team of associates who are highly trained and whose

record is distinguished by the capacity to integrate activities, eliminating

production costs, signing and respecting partnerships and identifying good

business opportunities.

Eneva operates under the highest standards of corporate governance, and is listed

on the New Market of the BM&F BOVESPA stock exchange, which, in itself,

indicates that its operations are characterized by outstanding levels of

management. Each of the company's actions is — and always has been —

profoundly and broadly disclosed to the market with the maximum transparency.

It was in this manner that, in a short time, the Eneva Group emerged in the market

as one of the most important companies in the energy sector, principally as the

largest private company in the thermal generation sector, whose growth is so

essential to Brazil within a secure energy matrix, as has been made clear by recent

events. If, on the one hand, recent events concerning atypically low rainfall levels

underlined the importance of Eneva, as well as of the generation of thermal energy

in general, on the other, the pressure on Eneva was increased, notably by the high

unavailability charge imposed on Eneva through the increase in the DSP

(Differences Settlement Price), resulting in material negative impacts for the Eneva

Group.

However, external and unforeseeable factors, indicated in clause 1.3, meant that

some projects underway had their conclusions delayed, altering projections

concerning the start up of energy generation, as well as the operation's

profitability program. These factors had negative impacts on the operational

companies controlled directly or indirectly by the Companies Under Court-

Supervised Reorganization, which ultimately adversely affected their cash flow,

preventing them from punctually honoring their payments to suppliers and

financial institutions. As a result of the combination of these delays and the

exceptionally high DSP prices, the Companies Under Court-Supervised

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Reorganization were exposed to severe losses and impacts on their cash balances

which, collectively, had negative consequences for the companies.

Despite being pure holding companies — and, thus, without the capacity to

generate income through their own activities —, Eneva and Eneva Participações’

debt to their creditors has risen to a total of more than R$2.3 billion, which has

made it impossible to pay it off on the conditions originally contracted, for the

reasons which will be given below.

In the light of the economic-financial crisis faced by the Companies Under Court-

Supervised Reorganization, it has become necessary to adopt measures essential

to the maintenance of Eneva’s and Eneva Participações’ activities, including the

renegotiation of their debts with creditors, in accordance with this Plan.

1.2. Corporate and operational structure. The corporate and operational

structure of the Eneva Group is represented in the corporate organogram attached

to this Plan as Annex 1.2. The Eneva Group is structured based on the holding

company Eneva, a public corporation with shares traded on the stock exchange,

whose social object is the generation, distribution and commercialization of

electrical energy and interest, as a partner, member or shareholder, in the capital

of other companies, in Brazil and abroad.

The Eneva Group possesses diversified operations in the electrical energy

generation and commercialization sectors, with complementary businesses in the

exploration and production of natural gas. Its energy generation base is focused on

thermal sources (coal, natural gas and diesel oil), and it also develops

complementary sources, such as solar energy and wind generation projects.

In Brazil, the activities pursued by the operational companies directly or indirectly

controlled by Eneva are distributed throughout various Brazilian states.

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The figure below shows the focuses of operation and the geographical positions of

the ventures and projects (the red marks indicate the ventures in activity or under

construction and the blue marks the projects in operation);

1.3. Reasons for the crisis. The causes which led to the crisis experienced by

the Companies Under Court-Supervised Reorganization directly impacted their

cash flow.

One of the factors which dramatically affected the cash situation of the companies

being reorganized was the financial crisis of the Maire Tecnimont Group, which

belonged to the MABE Brasil Consortium, which signed an EPC contract with Eneva

for the construction of the Pecém I, Pecém II and Itaqui Thermoelectric Power

Plants. The crisis in the Italian group prevented the MABE Consortium from

executing the contracts satisfactorily, which is why it became delinquent in

relation to the obligations contracted with its subcontractors and with Eneva itself,

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causing an accumulated delay of 529 days at the Pecém I TPP and 650 days at the

Itaqui TPP. The delays had damaging consequences for the Companies Under

Court-Supervised Reorganization, inasmuch as the time of exposure of these

companies to fixed and variable costs was increased and the date for initiating the

generation of income was postponed, preventing regular and punctual compliance

with the obligations assumed with the suppliers and banks.

Elsewhere, the enormous financial exposure of the operational companies,

deriving from the need to buy ballast, also had a severe impact on the cash

situation of the Companies Under Court-Supervised Reorganization. Once the date

of energy generation was postponed, as a means of complying with the contracts

regulated by ANEEL, the operational companies in which the Companies Under

Court-Supervised Reorganization have an interest were obliged to acquire energy

in the spot market precisely when its (DSP) price reached the highest levels of the

past 13 years. The current energy price levels are mainly the result of atypically

low rainfall levels over a long period of time and, consequently, of the critically low

levels of the reservoirs, which factors have overloaded the power plants in Brazil

and caused the price of energy to reach its highest levels of the past 13 years.

While this situation reveals a general need for dispatchable energy generation and,

thus, for companies with a portfolio of plants like Eneva’s, the same scenario –

combined with the regulations and their erroneous interpretation, as will be

explained below – has exposed the Companies Under Court-Supervised

Reorganization to severe losses and a need for cash.

Some of the operational companies suffered heavy sanctions from ANEEL, as a

result of the use of erroneous methods for measuring the so-called unavailability

periods of the plants (ADOMP). The new calculation method used, unlike that

foreseen in the contracts which compose the bid notices and also foreseen in

ANNEL RESOLUTION n° 169/2005, resulted in the imposition of sanctions in the

order of hundreds of millions of reais, ensuring that these operational companies

did not generate satisfactory results, frustrating the receipt of income by the

Companies Under Court-Supervised Reorganization. This matter is currently the

subject of litigation through actions nos. 184-82.2014.4.01.3400 (action filed by

Itaqui and Pecém I, currently pending at the 15th Federal Court of the Judicial

District of the Federal District) and 0043145-38.2014.4.01.3400 (action filed by

Pecém II, Parnaíba I and Parnaíba III, currently pending at the 7th Federal Court of

the Judicial District of the Federal District), with initial rulings from the judicial

branch which were favorable to the companies controlled by the Companies Under

Court-Supervised Reorganization. In this regard, it is important to stress that

Itaqui and Pecém I have already been reimbursed sums that were unduly overpaid

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(approximately R$108,000,000.00 and R$260,000,000.00, respectively) in

November 2014.

It is also worth registering the fact that, on 25.08.2014, the Pecém I Thermoelectric

Power Plant recorded a three-phase short-circuit in one its turbines, which

resulted in the disconnection of all the generators. The plant operated at only half

capacity until the beginning of December 2014, for a period of 87 days. This

prevented it from generating the contracted energy (forcing it to buy ballast at

extremely high prices) and also made it subject to new contingencies for

reimbursement due to unavailability from January 2016 for a period of 60 months,

with such reimbursement being covered by insurance for loss of profits from the

61st day until the 87th day.

In addition to this, the Companies Under Court-Supervised Reorganization were

affected by the crisis of the OGX Group, as all the gas-fired plants of the Parnaíba

Thermoelectric Complex are supplied by Parnaíba Gás Natural (the former OGX

Maranhão Petróleo e Gás S.A.). The lack of investments in Parnaíba Gás Natural

resulted in additional delays at the Parnaíba II Thermoelectric Plant and in

problems in the regulatory sphere, which forced the Companies Under Court-

Supervised Reorganization to bear high unscheduled costs.

In addition to the above factors, which were completely beyond the control of the

Companies Under Court-Supervised Reorganization, and which caused energy-

generation starting dates to be postponed, the Companies Under Court-Supervised

Reorganization signed various contracts with financial institutions to finance their

energy generating and trading projects which currently total approximately R$2.3

billion. The group's total debt, taking into account the debts contracted with the

operational companies, amounts to around R$10 billion.

1.4. Previous measures adopted. In order to restore its financial health, in

recent months, the Companies Under Court-Supervised Reorganization have

embarked on the project of internal reorganization, implanting more appropriate

management practices and adopting measures designed to rebalance its cash flow.

In order to reduce fixed costs, they have sought to reduce their management

structures and pare down their workforces. They have simultaneously initiated the

process of renegotiating their debts and contracts with financial creditors and

suppliers, scaled down their original business plans and proceeded to adopt a

series of management practices designed to control the cash situation.

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It may be seen, for example, that as a result of operational problems and others in

the regulatory sphere which affected the cash balances of the operational

companies, Eneva saw its borrowing grow substantially between 2013 and 2014.

Measures were then put into place to obtain new funding, as a way of extending

Eneva's debt and allowing the process of deleveraging in the years 2014 and 2015.

This was made possible by tough negotiations with the main creditors, whose aim

was to reduce the level of borrowing of the Companies Under Court-Supervised

Reorganization. Regarding the debt with suppliers, the Companies Under Court-

Supervised Reorganization have already achieved success in renegotiating the

payment of approximately R$460 million.

Simultaneously, the criteria for the application of sanctions by ANEEL have been

challenged, and legal judgments have been obtained (though not yet res judicata)

in favor of the companies Itaqui, Pecém I, Pecém II, Parnaíba I and Parnaíba III for

the regulatory penalties to be applied taking into account the contracted criteria,

and not the new and inappropriate calculation methodology put into practice by

ANEEL. These favorable judgments represent a reimbursement for the Eneva

Group of approximately R$300 million, without taking into account the possibility

of sums already paid being subsequently charged in accordance with ANEEL's

determinations based on criteria whose inappropriateness the judicial branch has

already recognized.

In addition to this, since March 2014, the Companies Under Court-Supervised

Reorganization have adopted other measures to balance their cash, through the

search for investors, a process which is still underway. Also since March, they have

been making every effort to seek parties interested in acquiring certain assets,

having implemented rigorous processes to ensure that the best proposal is chosen.

Moreover, in order to increase the availability of cash and strengthen its capital

and balance sheet structure, in May 2014 Eneva signed an agreement with E-ON

and a group of funder creditors which provided for (i) an increase in private

capital of up to R$1.5 billion, to be carried out in 2 stages; (ii) the sale of 50% to

100% of its interest in Pecém II through the initiation of an open and competitive

process for interested investors; (iii) the granting of a bridging loan in the sum of

R$100 million; (iv) the granting of a long term loan in the sum of R$150 million for

Pecém II, as well as (v) the extension by 5 years of the maturity date of certain

loans.

Throughout recent months, in the context of the efforts made by the management

of the Companies Under Court-Supervised Reorganization to consolidate their

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financial stability, significant advances have been made, in particular (i) an

increase in Eneva's private capital, in the total of approximately R$175 million; (ii)

the sale of 50% of the shares issued by Pecém II and loans in the sum of R$408

milhões; (iii) the alteration of the form of verifying and paying for the

unavailability (ADOMP) of the plants and the reimbursement to Eneva of the

excess sums paid by the thermoelectric power plants Pecém I and Itaqui, totalling

over R$360 million; (iv) the signing of an agreement with ANEEL to modify the

obligations for the supply of energy by the Parnaíba II power plant, together with

the conclusion of the works and start of test operations at the cited plant; (v) the

signing of a contract for the sale of Eneva's interest in Pecém I to EDP – Energias do

Brasil S.A. (“EDP”) for R$300 million; (vi) significant improvements in the

availability of the operations of the plants controlled by the Companies Under

Court-Supervised Reorganization; (vii) a significant reduction in the operational

costs of the Companies Under Court-Supervised Reorganization, among other

measures.

It is important to stress that, since the first signs of the crisis began to appear, the

Companies Under Court-Supervised Reorganization — through their executives

and, more recently, with the assistance of renowned consultants specializing in the

restructuring of companies in crisis — have made every effort to stabilize their

cash situation. As may be seen above, important results have been obtained, which

have prevented the Eneva Group from suffering further losses.

1.5. Economic and operational viability. The financial crisis currently

experienced by the Companies Under Court-Supervised Reorganization is the

product of a series of factors which occurred in recent years and which adversely

affected their cash flow, preventing the continuity of punctual payment of all their

obligations to their suppliers and financial institutions.

Despite the fact that they are experiencing a challenging time of financial

difficulties, the Companies Under Court-Supervised Reorganization are viable,

profitable entities which possess much added value in their assets and

technologies. In addition to this, they are unquestionably sources for the

generation of tens of thousands of direct and indirect jobs and the payment of

substantial taxes. The Companies Under Court-Supervised Reorganization are the

principal private investors in Brazil in the important activity of thermal energy

generation — without which the already grave current situation of the Brazilian

energy sector would undoubtedly reach even more critical levels —, operating in

areas which suffer significant regional imbalances.

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The Companies Under Court-Supervised Reorganization hold interests (wholly-

owned or with partners) in thermoelectric plants in the states of Amapá, Ceará and

Maranhão with high production capacity. Each TPP is equipped with turbines and

other highly valuable assets, which means that these operational units, in which

the Companies Under Court-Supervised Reorganization have significant holdings,

possess equally significant added value.

To obtain the right to sell the energy produced by each of these TPPs, the

companies which control them were victorious at New Energy Auctions held by

the CCEE since the year 2007, which allows them to sign contracts with periods of

validity from 15 to 20 years, with a guarantee of income at significant levels. The

contracts signed are of long duration and allow for the receipt of a fixed annual

income and a variable income. These resources are substantial and compatible

with the significance and scale of the projects undertaken by these companies,

with the TPPs controlled by the Eneva Group predicted to enjoy a fixed income of

R$2.3 billion for the year 2015.

As a consequence, the Companies Under Court-Supervised Reorganization should

benefit from the results of each of these surplus operations, inasmuch as they

proceed to receive the dividends due to them in their capacity as direct or indirect

shareholders.

Moreover, as a result of the Plan and the Capital Increase, it is expected that the

Assets will be underwritten within the Capital Increase. The Assets are important

for fulfilling this Plan and for the stabilization of the Companies Under Court-

Supervised Reorganization, provided however if the Petra Assets are not

capitalized in accordance with this Plan as foreseen in clause 4.3.4.1.

2. DEFINITIONS AND RULES OF INTERPRETATION

2.1. Definitions. The terms and expressions which appear in lowercase letters,

whenever mentioned in the plan, will have the meanings attributed to them in this

clause 2. These terms will be used, where appropriate, in their singular or plural

form, and in the masculine or feminine form, without losing the meaning assigned

to them.

2.1.1.1. “BPMB Shareholder”: is BTG, the current owner of the BPMB Assets.

2.1.2. “Controlling Shareholders”: are, collectively, Eike Batista and E.ON.

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2.1.3. “Bankruptcy Trustee”: is Deloitte Touche Tohmatsu Consultores

Ltda., appointed by the Reorganization Court, as per the terms of

Chapter II, Section III, of the LRJ, or whoever may replace it from

time to time.

2.1.4. “ANEEL”: Brazilian Electrical Energy Agency.

2.1.5. “ANP”: Brazilian Oil, Natural Gas and Biofuels Agency.

2.1.6. “Investment in specie”: the sum equivalent to the subscription and

payment in specie of shares in the context of the capital increase. For

the purposes of this plan, the sum of R$600,000,000.00 (six hundred

million Reais) is estimated as a reference for the payment in specie in

the sphere of the capital increase, in accordance with the other

applicable legal provisions. This reference value may vary

depending, among other factors, (i) on the number of Eneva's

shareholders who exercise their respective preemptive and/or

priority right, depending on the case, in the subscription of the

capital increase and the respective form of subscription adopted; (ii)

on the volume of the capitalization of the claims; (iii) on the approval

at the shareholders' meeting of the appraisal of each of the assets

that will be effectively subscribed; and (iv) on the interest shown by

creditors in the Capital Increase. The investment in specie is not

subject to a minimum value. The funds obtained by Eneva through

the investment in specie will be allocated to the reconstitution of the

cash balance to enable the development of the projects related to

Eneva's corporate purpose.

2.1.7. “Approval of the Plan”: is the approval of the plan at the creditors'

meeting. For the purposes of this plan, it is understood that the

approval of the plan occurs on the date of the creditors' meeting

which votes on the plan, even if the plan is not approved by every

class of creditor, as per the terms of articles 45 or 58 of the LRJ.

2.1.8. “Creditors' Meeting”: is any general meeting of the creditors, held as

per the terms of Chapter II, Section IV, of the LRJ.

2.1.9. “Assets”: totality of the Assets comprising the BPMB Assets, E.ON

Assets, Parnaíba III Asset and Petra Assets, globally evaluated, on a

preliminary basis, at R$1.305.459.220,00 (one billion, three hundred

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and five million, four hundred and fifty nine thousand, two hundred

and twenty Reais).

2.1.10. “BPMB Assets”: correspond to the 305,960,227 (three hundred and

five million, nine hundred and sixty thousand, two hundred and

twenty seven) common registered shares without par value,

representing the entirety of BPMB's capital, currently held

exclusively by BPMB Shareholder, evaluated on a preliminary basis,

at R$688.000.000,00 (six hundred and eighty eight million Reais), as

per appraisal report which shall be submitted prior to the holding of

the Creditors’ Meeting, where the Approval of the Plan is to be

considered, and will subsequently form an integral part of the Plan

as Annex 2.1.10. This preliminary valuation may be reduced by (i)

any reductions in the company’s capital, (ii) any variation in the net

debt deriving from funding where funds are not used to carry out

new investments related to this asset or for the payment of suppliers,

and/or (iii) any distribution of sums to the shareholders, including

dividends (with the exception of unpaid dividends already approved

according to the balance sheet as of 12.31.2014), interest on equity,

redemption or repurchase of shares since 12.31.2014, all based on

any differences/alterations between the positions existing at this

date and the date of the of the board of directors called to approve

the contribution of the BPMB Assets to Eneva’s equity (except in

relation to item (iii), which the base date shall be 12.31.2014). For

the purpose of the Capital Increase, this amount must be confirmed

by an appraisal elaborated by a first rate appraisal company, in

accordance with the provision of article 8 of the Business

Corporation Act and the norms of the CVM (Brazilian SEC).

2.1.11. “E.ON Assets”: correspond to the entirety of the interest currently

held by E.ON in the companies Parnaíba Gás Natural and Eneva

Participações, evaluated on a preliminary basis, at R$240.000.000,00

(two hundred and forty million Reais), as per appraisal report which

shall be submitted prior to the holding of the Creditors’ Meeting,,

where the Approval of the Plan is to be considered, and will

subsequently form an integral part of the Plan as Annex 2.1.11. This

preliminary valuation may be reduced by (i) any reductions in the

company’s capital, (ii) any variation in the net debt deriving from

funding where funds are not used to carry out new investments

related to this asset or for the payment of suppliers, and/or (iii) any

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distribution of sums to the shareholders, including dividends (with

the exception of unpaid dividends already approved according to the

balance sheet as of 12.31.2014), interest on equity, redemption or

repurchase of shares since 12.31.2014, all based on any

differences/alterations between the positions existing at this date

and the date of the of the board of directors called to approve the

contribution of the E.ON Assets to Eneva’s equity (except in relation

to item (iii), which the base date shall be 12.31.2014). For the

purpose of the Capital Increase, this amount must be confirmed by

an appraisal elaborated by a first rate appraisal company, in


Corporation Act and the norms of the CVM (Brazilian SEC). For the

avoidance of doubt, the indicative referred above considers the

effects of the convertible debentures issued by PGN and outstanding

on the date hereof..

2.1.12. “Parnaíba III Asset”: corresponds to the entirety of the interest

currently held by Petra in the company Parnaíba III, evaluated, on a

preliminary basis at R$94,609,732.51 (ninety four million, six

hundred nine thousand, seven hundred thirty two reais and fifty one

cents), as per appraisal report which shall be submitted prior to the

holding of the Creditors’ Meeting,, where the Approval of the Plan is

to be considered, and will subsequently form an integral part of the

Plan as Annex 2.1.12. This preliminary valuation may be reduced by

(i) any reductions in the company’s capital, (ii) any variation in the

net debt deriving from funding where funds are not used to carry out








the contribution of the Parnaíba III Assets to Eneva’s equity (except

in relation to item (iii), which the base date shall be 12.31.2014). For





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2.1.13. “Petra Assets”: correspond to the entirety of the interest currently

held by Petra in the companies Parnaíba Geração e Comercialização,

Parnaíba I and Parnaíba IV, jointly evaluated, on a preliminary basis

at R$282,849,487.49 (two hundred eighty two million, eight hundred

forty nine thousand, four hundred eight seven reais and forty nine

cents), as per appraisal report which shall be submitted prior to the

holding of the Creditors’ Meeting,, where the Approval of the Plan is

to be considered, and will subsequently form an integral part of the

Plan as Annex 2.1.13. This preliminary valuation may be reduced by

(i) any reductions in the company’s capital, (ii) any variation in the

net debt deriving from funding where funds are not used to carry out








the contribution of the Petra Assets to Eneva’s equity (except in

relation to item (iii), which the base date shall be 12.31.2014). For





2.1.14. "Capital Increase": is the operation to increase Eneva's capital, in

accordance with the provision in this Plan and its annexes, by a sum

equivalent to (i) the sum comprising the investment in specie (which

may be zero), (ii) the totality of the capitalized claims and (iii) the

sum corresponding to the global value of all or some of the Assets,

considering that the Capital Increase must mandatorily comprise the

BPMB Asset. For the purposes of this Plan, we estimate that the final

effective value of the Capital Increase will be approximately

R$3,000,000,000.00 (three billion Reais), but in any case not higher

than R$3,600,000,000.00 (three billion, six hundred million Reais);

(ii) the issuance cost of each New Share must be R$0.15 (fifteen

cents), fixed in accordance with the terms of article 170 of the

Business Corporation Act. The Capital Increase shall be underwritten

and paid for by the shareholders, Unsecured Creditors, BPMB

Shareholder, Petra (and/or the successors of Petra on the Petra

16

Assets and/or on the Parnaíba III Asset) and potential investors, in

observance of the following reference values by mode, which may

vary, up or down, depending (a) on the number of Eneva's

shareholders who exercise their respective preemptive and/or

priority right, depending on the case, in the subscription of the

capital increase and the respective form of subscription adopted; (b)

on the volume of capitalization of the claims by the unsecured

creditors; and (c) on which Assets will be effectively contributed

under the Underwriting with the Assets procedure, as provided in

clause 4.3 and its sub-clauses; (d) on the approval at the

shareholders' meeting of the appraisals of each of the Assets which

will be effectively contributed, as provided in clause 4.3 and its sub-

clauses.

Form of participation

in the capital increase

Estimated reference values for the

purposes of participation in the

capital increase

(in millions of R$)

Investment in specie 600

Capitalization of the

claims 1,100

Underwriting with assets 1,300

Total 3,000

2.1.15. “BPMB”: is BPMB Parnaíba S.A., a corporation with head offices at Av.

Engenheiro Antônio Góes, nº 60, 18 andar, sala 1801, Pina,

Recife/PE, CEP 51.010-000, registered under Corporate Taxpayer

Number (CNPJ) 14.165.334/0001-20, the holder of 30% of the

participation rights in the exploration blocks of the Parnaíba Basin,

as a non-operator, deriving from the following blocks and their

respective concession contracts: PN-T-48/48610.001414/2008-60;

PN-T-49/48610.001415/2008-12; PN-T-50/48610.001416/2008-

59; PN-T-67/48610.001417/2008-01; PN-T-

68/48610.001418/2008-48; PN-T-84/48610.001419/2008-92; and

PN-T-85/48610.001420/2008-17.

2.1.16. “BTG”: is Banco BTG Pactual S.A., a financial institution with head

offices at Praia de Botafogo, nº 501, 5º andar, Rio de Janeiro/RJ, CEP

22250-911, registered under Corporate Taxpayer Number (CNPJ)

30.306.294/0001-45.

17

2.1.17. “CADE”: Administrative Council of Economic Defense.

2.1.18. “Capitalization of Claims”: is the procedure, regarding each

unsecured creditor, by which 40% (forty percent) or 55% (fifty five

percent) of the value of the unsecured claims (following the

deduction of the R$250,000.00 (two hundred and fifty thousand

reais) paid in accordance with the terms foreseen in clauses 5.3.1

and 5.4.1, per unsecured creditor) will be converted, in the context

of the capital increase, as per the terms foreseen in clauses 5.3.3 and

5.4.3 of this Plan and in accordance with article 171, item 2, of the

business corporation act and the other applicable legal provisions,.

2.1.19. “CDI”: is the variation of the average reference rates of the Interbank

Deposits (CDI Extragrupo) verified and published by the CETIP on its

webpage (www.cetip.com.br), based on 252 (two hundred and fifty

two) Working Days, expressed as a percentage per year.

2.1.20. “Commission Merchant”: is Eneva or a third party which may be

timely appointed by it, in accordance with the terms of articles 693

and following of the Civil Code, to act in its own name, but on behalf

of the beneficiaries of the New Shares, for the exclusive purposes of

implementation of the provisions of this Plan.

2.1.21. “Precedent Conditions”: are the suspensive conditions, as defined by

article 125 of the Civil Code, for the realization of the capital increase

and for the implementation of the other provisions contained in this

plan as foreseen in clause 4.1.

2.1.22. “Claims”: are the claims and obligations held by the creditors against

Eneva and Eneva Participações, whether outstanding or not yet due,

materialized or contingent, liquid or illiquid, the object or not of a

legal dispute or arbitral procedure, existing on the request date or

whose taxable event is prior to or coincides with the Request Date, or

which derive from contracts, instruments or obligations existing on

the Date of the Request, and which may or may not be subject to the

effects of the plan.

18

2.1.23. “Capitalized Claims”: correspond to the fraction of the unsecured

claims which are the object of the capitalization of the claims as

described in clause 2.1.18.

2.1.24. “Secured Claims”: are the claims assured by security interest (such as

a pledge or mortgage) granted by one of the Companies Under Court-

Supervised Reorganization, up to the limit value of the respective

asset, as per the terms of article 41, item II, of the LRJ.

2.1.25. “Pre-bankruptcy Claims”: are the claims held by the Pre-bankruptcy

Creditors.

2.1.26. "Micro-Business and Small Business Claims": are the claims held by

micro-business and small business creditors.

2.1.27. “First Priority Claims”: are the claims held by first priority creditors.

2.1.28. “Suretyship, Accommodation, or Joint and Several Obligation

Claims”: are the claims deriving from operations contracted directly

by subsidiaries of the Companies Under Court-Supervised

Reorganization headquartered in Brazil, through operations in which

the Companies Under Court-Supervised Reorganization feature as

sureties, accommodation parties, joint and several debtors or in any

other codebtor relationship regarding the payment of the debt

contracted directly by one their subsidiaries headquartered in Brazil.

2.1.29. “Unsecured Claims”: are the unsecured claims as foreseen in articles

41, item III, and 83, item VI, of the LRJ.

2.1.30. “Labor Claims”: are the claims and rights deriving from labor

legislation or workplace accidents, as per the terms of Article 41,

item I, of the LRJ, and the claims and rights consisting of lawyers' fees

recognized by the Companies Under Court-Supervised

Reorganization or fixed by a legal judgment which has become res

judicata by the date of the claim.

2.1.31. “Creditors”: are individuals or legal entities which hold claims,

whether or not they are included in the list of creditors.

19

2.1.32. “Secured Creditors”: are the Pre-bankruptcy Creditors who hold

secured claims.

2.1.33. “Pre-bankruptcy Creditors”: are creditors who hold claims and rights

which may be altered by this plan, as per the terms of the LRJ.

2.1.34. “First Priority Creditors”: are creditors who own claims which are

not subject to court-supervised reorganization, as per the terms of

articles 49, §§ 3º and 4º, and 67 of the LRJ.

2.1.35. "Micro-Business and Small Business Creditors": are creditors

incorporated as micro-businesses and small businesses, as defined

by Supplementary Law No. 123, of December 14th 2006.

2.1.36. "Suretyship, Accommodation, or Joint and Several Obligation

Creditors": are the holders of Suretyship, Accommodation, or Joint

and Several Obligation Claims.

2.1.37. “Unsecured Creditors”: are the Pre-bankruptcy Creditors who hold

unsecured claims.

2.1.38. "Late Creditors": are creditors who, due to the filing of late claims on

an administrative or judicial basis, were included by the bankruptcy

trustee in the list of creditors after its publication in the official

gazette, in accordance with the provision of article 7, item 2 of the

LRJ.

2.1.39. “Labor Creditors”: are the Pre-bankruptcy Creditors who hold labor

claims.

2.1.40. “Ordinary Course of Business”: when used in relation to the business

management of the Companies Under Court-Supervised

Reorganization and its subsidiaries, means any act, operation or

activity that constitutes an usual, ordinary and everyday commercial

activity, conducted in a commercially reasonable and professional

manner, consistent with market practices and past procedures of the

Companies Under Court-Supervised Reorganization and their

controlling companies.

20

2.1.41. “CVM”: means the Brazilian Securities and Exchange Commission

(CVM).

2.1.42. “Ratification Date of the Plan”: The date of the publication in the

official gazette of the judicial ratification of the plan rendered by the

court of reorganization, against which there is no interlocutory

appeal pending judgment of the merits in the State Appellate Court of

Rio de Janeiro, in accordance with the terms of article 59 of the LRJ.

2.1.43. “Ratification Date of the Capital Increase”: The date of the

Ratification of the Capital Increase.

2.1.44. “Request Date”: 12/09/2014, the date on which the request for

Court-Supervised Reorganization was filed by the Companies Under

Court-Supervised Reorganization.

2.1.45. “Working Day”: for the purposes of this plan, a working day will be

any day other than Saturday, Sunday or a national or municipal

holiday in the cities of São Paulo or Rio de Janeiro or on which, for

any reason, the banks are not open in the cities of São Paulo or Rio de

Janeiro.

2.1.46. "Eike Batista": is Mr. Eike Fuhrken Batista, registered under

Individual Taxpayer Identification Number (CPF/MF) 664.976.807-

30 and bearer of identify card nº 05.541.92-2, resident and domiciled

in the city of Rio de Janeiro, state of Rio de Janeiro, with offices at

Praia do Flamengo, nº 154, 10º andar, and his controlled companies,

which have a direct or indirect interest in Eneva.

2.1.47. “Eneva”: is Eneva S.A. - under court-supervised reorganization, a

corporation with head offices at Praia do Flamengo, nº 66, 9º andar,

Flamengo, Rio de Janeiro/RJ, CEP nº 22.210-903, registered under

Corporate Taxpayer Number (CNPJ) 04.423.567/0001-21.

2.1.48. “Eneva Participações”: is Eneva Participações S.A. - undergoing

court-supervised reorganization, a corporation with head offices at

Praia do Flamengo, nº 66, 9º andar, Flamengo, Rio de Janeiro/RJ, CEP

22.210-030, registered under Corporate Taxpayer Number (CNPJ)

15.379.168/0001-27, resulting from the joint venture formed

between E.ON and Eneva, which possesses indirect interest

21

corresponding to 35% (thirty five percent) in the Parnaíba III,

Parnaíba IV and Parnaíba Geração e Comercialização projects, in

addition to other (renewable and non-renewable) energy projects in

Brazil.

2.1.49. “E.ON”: is DD Brazil Holdings S.àR.L. (a company incorporated under

the laws of Luxemburg, with head offices at Boulevard Prince Henri,

nº 17, 1.724, Luxemburg), an investment vehicle controlled by the

Germany company E.ON SE which holds interests in the companies

of the Eneva Group which is the object of the investment.

2.1.50. “Eneva Group”: the group composed of the companies which are

directly or indirectly controlled by Eneva, in accordance with the

corporate organogram attached to this plan as Annex 1.2.

2.1.51. “Ratification of the Capital Increase”: is the act by which Eneva,

through the general shareholders’ meeting or its board of directors,

ratifies the terms of the Capital Increase, pursuant to article 170 of

the Business Corporation Act.

2.1.52. “Judicial Ratification of the Plan”: is the judicial decision proffered by

the court of reorganization which grants the Court-Supervised

Reorganization, as per the terms of article 58, head provision, and/or

article 58, Item1º, of the LRJ.

2.1.53. “ICVM 476/09”: is Instruction n.º 476, of the Securities and Exchange

Commission, of January 16th 2009.

2.1.54. "Investor": is any individual or legal entity or investment fund which

decides to participate in the capital increase through an Investment

in Specie, in the form foreseen in this plan and in accordance with

the other applicable legal provisions.

2.1.55. “Itaqui”: is Itaqui Geração de Energia S.A., a corporation with head

offices at Avenida dos Portugueses s/n, módulo G BR 135, São

Luís/MA, CEP nº 65.085-582, registered under Corporate Taxpayer

Number (CNPJ) 08.219.477/0001-74., thermoelectric power plant

complex with installed capacity of 360 MW having sold 315 MW at

the ANEEL auction A-5 in 2007.

22

2.1.56. “Court of Reorganization”: is the 4th Commercial Court of the Judicial

District of the Capital of the State of Rio de Janeiro.

2.1.57. “Reports”: are the economic-financial reports which demonstrate the

economic viability of the Companies Under Court-Supervised

Reorganization and evaluate their goods and assets, as per the terms

of article 53, III, of the LRJ, attached to this plan as Annex 2.1.54.

2.1.58. “Business Corporation Act”: is Federal Law no. 6.404, of December

15th 1976.

2.1.59. “LRJ (Court-Supervised Reorganization Act)”: is Federal Law nº

11,101, of February 9th 2005.

2.1.60. “LIBOR”: is the Intercontinental Exchange LIBOR (or ICE LIBOR), the

average interest rate estimated in the London financial market,

verified and published by the ICE Benchmark Administration (IBA)

on its webpage (https://www.theice.com/iba/libor). For the

purposes of the Plan, shall be considered the ICE LIBOR for US

dollars for a 6 (six) months period.

2.1.61. “List of Creditors”: Consolidated list of creditors of the Companies

Under Court-Supervised Reorganization drafted by the bankruptcy

trustee, and amended from time to time by the res judicata judicial or

arbitral judgments which recognized the new pre-bankruptcy claims

or altered the legitimacy, classification or value of the pre-

bankruptcy claims already recognized.

2.1.62. “Single Majority of Credits”: is the equivalent of 50% (fifty percent)

plus one (1) of the Pre-bankruptcy Claims, to be expressed by Pre-

bankruptcy Creditors by briefs to be submitted in the records of the

Court-supervised reorganization.

2.1.63. “New Shares”: are the ordinary, registered, book-entry shares

without nominal value which will be issued by Eneva in the context

of the capital increase, and delivered to the respective subscriber,

free and unencumbered of any burden. The issuance cost of each

new share will be determined and approved at Eneva’s shareholders’

meeting, which we consider, for the purposes of this plan, will be

23

R$0.15 (fifteen cents), fixed in accordance with the terms of article

170 of the Business Corporation Act.

2.1.64. “Parnaíba Geração e Comercialização”: is Parnaíba Geração e

Comercialização de Energia S.A., a corporation with head offices at

Av. Coronel Colares Moreira, nº 1, Office Tower, coluna 25, sala 1225,

quadra 02, loja: 01 a 07, Jardim Renascença, São Luís, Maranhão/MA,

CEP 65.075-441, registered under Corporate Taxpayer Number

(CNPJ) 15.743.303/0001-71, which belongs to Parnaiba

theormoeletric complex, specifically Parnaíba IV through self-

production structure.

2.1.65. “Parnaíba Gás Natural”: is Parnaíba Gás Natural S.A. (formerly OGX

Maranhão Petróleo e Gás S.A.), a corporation with head offices at

Praia de Botafogo, nº 228, Ala A, 13º andar, Botafogo, Rio de

Janeiro/RJ, CEP 22.250-906, registered under Corporate Taxpayer

Number (CNPJ) 11.230.122/0001-90, holder of (i) 70% of the

participation and exploration rights in the blocks of the Parnaíba

Basin, as an operator, deriving from the following blocks and their

respective concession contracts: PN-T-48/48610.001414/2008-60;

PN-T-49/48610.001415/2008-12; PN-T-50/48610.001416/2008-

59; PN-T-67/48610.001417/2008-01; PN-T-

68/48610.001418/2008-48; PN-T-84/48610.001419/2008-92; and

PN-T-85/48610.001420/2008-17; and (ii) 50% of the participation

and exploration rights in the São Francisco River Basin block,

deriving from the following block and concession contract, PN-T-

102/48610.001413/2008-15, as an operator.

2.1.66. “Parnaíba I”: is Parnaíba I Geração de Energia S.A., a corporation with

head offices at Estrada de Acesso a BR 135/Km 277, Santo Antônio

dos Lopes/MA, CEP nº 65.730-000, registered under Corporate

Taxpayer Number (CNPJ) 11.744.699/0001-10, a project which

forms part of the Parnaíba thermoelectric power plant complex, with

installed capacity of 676 MW having sold 450 MW at the ANEEL

auction A-5 in 2008.

2.1.67. “Parnaíba II”: is Parnaíba II Geração de Energia S.A., a corporation

with head offices at Estrada de Acesso a BR 135/Km 277, Santo

Antônio dos Lopes/MA, CEP nº 65.730-000, registered under

Corporate Taxpayer Number (CNPJ) 14.578.002/0001-77, , a project

24

which is part of the Parnaíba thermoelectric power plant complex,

with installed capacity of 518 MW having sold 450 MW at the ANEEL


2.1.68. “Parnaíba III”: is Parnaíba III Geração de Energia S.A., a corporation



Corporate Taxpayer Number (CNPJ) 10.536.701/0001-01, a project


with installed capacity of 178 MW having sold 98 MW at the ANEEL


2.1.69. “Parnaíba IV”: is Parnaíba IV Geração de Energia S.A., a corporation



Corporate Taxpayer Number (CNPJ) 15.842.091/0001-80 , a project


with installed capacity of 56 MW having sold 46 MW in the free

market by the self-production structure.

2.1.70. “Plan”: This is the plan of court-supervised reorganization, as

amended, modified or altered.

2.1.71. “Pecém I”: is the Porto do Pecém Geração de Energia S.A., a

corporation with head offices at Rodovia CE-085, KM 37,5, Complexo

Industrial e Portuário de Pecém, Caixa Postal 11, São Gonçalo do

Amarante/CE, CEP 62.670-000, registered under Corporate

Taxpayer Number (CNPJ) 08.976.495/0001-09, a project which

forms part of the Pecém power plant complex, with installed capacity

of 720 MW having sold 615 MW at the ANEEL auction A-5 in 2007.

2.1.72. “Pecém II”: is Pecém II Geração de Energia S.A., a corporation with

head offices at Rua Marcos Macedo, nº 1.333, sala 2.118, Aldeota,

Fortaleza/CE, CEP 60.150-190, registered under Corporate Taxpayer

Number (CNPJ) 10.471.487/0001-44, a project which forms part of

the Pecém power plant complex, with installed capacity of 365 MW

having sold 276 MW at the ANEEL auction A-5 in 2008.

25

2.1.73. “Petra”: is Petra Energia S.A., a corporation with head offices at Rua

Piauí, nº 874, Higienópolis, São Paulo/SP, CEP 01241-000, registered

under Corporate Taxpayer Number (CNPJ) 07.243.291/0001-98.

2.1.74. “Court-Supervised Reorganization”: is the process of court-

supervised reorganization filed by Eneva and Eneva Participações on

09/12/2014, registered in the records under nº 0474961-

48.2014.8.19.0001 and assigned to the 4th Commercial Court of the

Judicial District of the Capital of the State of Rio de Janeiro.

2.1.75. “Companies Under Court-Supervised Reorganization”: they are

Eneva and Eneva Participações.

2.1.76. “Outstanding Balance of the Unsecured Claims”: corresponds, in

relation to each unsecured creditor, to the eventual balance of the

value of the unsecured claims following (i) the deduction of the sum

of R$250,000.00 (two hundred and fifty thousand reais), to be paid

in accordance with the provision of clause 5.3.1 or 5.4.1, per

unsecured creditor, (ii) the obligatory reduction of the sum of 20%

(twenty percent) or 15% (fifteen percent) of the Unsecured Claims,

through the application of a discount (that is, cancellation) on the

value of each Unsecured Claim exceeding R$250,000.00 (two

hundred and fifty thousand reais) paid previously, as described in

clause 5.3.2 or 5.4.2; and (iii) an obligatory reduction of 40% (forty

percent) or 55% (fifty five percent) of the value of the Unsecured

Claims in sums exceeding R$250,000.00 (two hundred and fifty

thousand reais) paid previously, which will occur through the

Capitalization of the Claims, as described in clause 5.3.3 or 5.4.3.

2.1.77. “Underwriting with the Assets”: procedure by which some of the new

shares to be issued will be paid for through underwriting with some

of part of the Assets, in accordance with the provisions of this Plan

and its annexes and in conformity with article 171, § 2º, of the

business corporation act, the CVM rules and the other applicable

legal provisions.

2.2. Clauses and Annexes. Except where stated otherwise, all the clauses and

annexes mentioned in this plan refer to the clauses and annexes of this plan, just as

the references to the clauses or items of this plan also refer to the respective sub-

clauses and sub-items.

26

2.3. Titles. The titles of the chapters and clauses of this plan were included

solely for reference and should not influence its interpretation or the content of its

provisions.

2.4. Terms. The terms “include”, “including” and similar terms should be

interpreted as if accompanied by the expression, "but not limited to".

2.5. References. References to any documents or instruments include all the

respective amendments, consolidations and additions, except if expressly stated

otherwise.

2.6. Legal Provisions. References to legal provisions and laws shall be

interpreted as references to such provisions as valid on that date or on a date

which is specifically determined by the context.

2.7. Terms. All the terms foreseen in this plan will be counted in accordance

with the form determined in article 132 of the Civil Code, ignoring the start date

but including the maturity date. Any terms in this plan (whether counted in

working days or not) whose final term falls on a day which is not a working day

will automatically be extended to the first subsequent working day.

3. GENERAL OVERVIEW OF THE REORGANIZATION MEASURES

3.1. Objective of the Plan. The plan seeks to allow Eneva and Eneva

Participações to overcome their economic-financial crises, adopt the additional

measures necessary for their operational reorganization, and preserve the direct

and indirect jobs and the rights of their creditors and shareholders.

3.2. Restructuring of the Claims. In order that the Companies Under Court-

Supervised Reorganization may achieve their desired financial and operational

recovery, it is essential to restructure the claims, which process will basically occur

through (i) the deduction of R$250,000.00 (two hundred and fifty thousand reais),

to be paid in accordance with clause 5.3.1 or 5.4.1 per Unsecured Creditor, (ii) the

obligatory reduction of the sum of 20% (twenty percent) or 15% (fifteen percent)

of the Unsecured Claims through the application of a discount (that is, cancellation)

on the value of each Unsecured Claim on sums exceeding R$250,000.00 (two

hundred and fifty thousand reais) paid previously, as described in clause 5.3.2 or

5.4.2; (iii) the obligatory reduction of 40% (forty percent) or 55% (fifty five

percent) of the value of the Unsecured Claims paid previously, which will occur

27

through the Capitalization of the Claims, as described in clause 5.3.3 or 5.4.3; and

(iv) the re-profiling of the debt for payment of the Outstanding Balance of the

Unsecured Claims, in accordance with the provisions of clause 5.3.4 or 5.4.4,

among other measures foreseen in this plan.

3.3. Re-profiling of the liability of the operational companies of the Eneva

Group. In parallel to this plan, the Companies Under Court-Supervised

Reorganization will make every effort to renegotiate new conditions and terms

with the creditors of the operational companies of the Eneva Group which are not

undergoing court-supervised reorganization, in such a manner as to adapt the

payment of the liability of each company to the generation of cash obtained

through the operation of the respective venture.

3.4. Strengthening of Eneva S.A.'s capital and balance sheet structure

through a Capital Increase. In order to strengthen its capital and balance sheet

structure, reduce its borrowing and receive assets capable of contributing to its

cash generation and/or its strategic positioning, Eneva will arrange a capital

increase, through the issuance of New Shares, to be subscribed by the

shareholders, Unsecured Creditors, BPMB Shareholder, Petra (and/or the

successors of Petra on the Petra Assets and/or on the Parnaíba III Asset) and

potential Investors, and paid for by (i) investment in specie, (ii) capitalization of

the claims and (iii) underwriting with the assets, in accordance with the terms

foreseen in this plan.

3.4.1. Interest in participating in the Capital Increase, through

Underwriting with the Assets. Following the submission on

12/02/2015 of the first version of the Plan to the Court-Supervised

Reorganization Court, the Companies Under Court-Supervised

Reorganization received letters from E.ON, BPMB Shareholder and

Petra, through which the Companies Under Court-Supervised

Reorganization were offered, on a non-binding basis, the E.ON Assets,

the BPMB Assets, Parnaíba III Asset and the Petra Assets respectively,

for the purposes of participating in the Capital Increase on the

conditions foreseen in that first version of the Plan. Provided that the

assets thereby offered are substantial and can, effectively, contribute

to the improvement of their cash flow and strengthen their strategic

position, the Companies Under Court-Supervised Reorganization are

proceeding with the pertinent negotiations with the involved parties.

Appraisals of the Assets have been commissioned by first rate

28

appraisal companies in accordance with Annexes 2.1.10, 2.1.11,

2.1.12 and 2.1.13 (which shall be submitted prior to the holding of

the shareholders' meeting, where the Approval of the Plan is to be

considered) and, subject to confirmation of the values estimated on a

preliminary basis in this Plan and the maintenance of the other

conditions hereby foreseen, E.ON, BPMB Shareholder and Petra

(and/or the successors of Petra on the Petra Assets and/or on the

Parnaíba III Asset) should confirm the offer of the E.ON Assets, BPMB

Assets, Parnaíba III Asset and Petra Assets for the purposes of

subscription and payment in the context of the Capital Increase. As

soon as the Companies Under Court-Supervised Reorganization

receive the Appraisals and these confirmation from E.ON, BPMB

Shareholder and Petra (and/or the successors of Petra on the Petra

Assets and/or on the Parnaíba III Asset), these documents will be

attached to this Plan, with the aim of obliging the Companies Under

Court-Supervised Reorganization, E.ON, BPMB Shareholder and Petra

(and/or the successors of Petra on the Petra Assets and/or on the

Parnaíba III Asset) to comply with the provisions contained in this

Plan, where applicable.

3.5. Corporate Restructuring. The Companies Under Court-Supervised

Reorganization may also arrange for the corporate restructuring of the Eneva

Group, in order to achieve a corporate structure better and more efficient suited to

the Capital Increase and fulfillment of the dispositions foreseen in this Plan.

Bearing in mind that the cited corporate restructuring will occur in the sphere of

the Capital Increase and fulfillment of this Plan and always in the best interests of

the Companies Under Court-Supervised Reorganization, Creditors and of the

success of the court-supervised reorganization, it may be carried out without the

need for prior authorization by any creditor, provided that all the applicable legal,

regulatory and contractual provisions are observed. Nevertheless, until the

Ratification of the Capital Increase, any other corporate restructuring with other

purposes than the Capital Increase and/or fulfillment of this Plan shall depend of

the previous consent of the Single Majority of Creditors.

3.6. Alienation and/or encumbrance of the permanent asset. After the

Ratification of the Capital Increase, the Companies Under Court-Supervised

Reorganization may arrange for the alienation and/or encumbrance of the equity

interests they held directly or indirectly in the subsidiaries and any assets,

provided they are free and unencumbered (or through the consent of the creditor

who holds any guarantee on the equity interest or asset), regardless of any judicial

29

authorization, whilst respecting the limits observed in the article 50, § 1º, of LRJ

and in this Plan. Nevertheless, until the Ratification of the Capital Increase, the the

alienation and/or encumbrance of the permanent assets which belong to the

companies of the Eneva Group shall depend of the previous consent of the Single

Majority of Credits, except when the encumbrance represent the ratification or

renewal of guarantees previously granted, in the context of reprofiling of past

debts of the operational companies of Eneva Group.

3.7. Commitments not to do until the Ratification Date of the Capital

Increase. During the period between the Approval of the Plan and 10 (ten)

working days counted from the Ratification Date of the Capital Increase or until the

effective delivery of the New Shares, whichever occurs first, the Companies Under

Court-Supervised Reorganization commit not to perform the following acts, except

when previously authorized by the Single Majority of Credits:

(i) Reduction or increase of the capital of the Companies Under Court-

Supervised Reorganization, except as set forth in this Plan, as well as the

approval, by such companies, of any securities;

(ii) acquisition of permanent assets by the Companies Under Court-

Supervised Reorganization in values that, individually or in the

aggregate, are higher than R$ 3,000,000.00 (three million Reais), as well

as of any equity interest directly or indirectly held by the by the

Companies Under Court-Supervised Reorganization;

(iii) voluntary request to be excluded from the “Novo Mercado” at BM&F

Bovespa (Brazilian Stock Exchange) or cancellation of the registry as

public companies;

(iv) execution, termination or amendment of any contracts, agreements or

adjustments which result in the assumption of obligations by the

Companies Under Court-Supervised Reorganization or by their

controlled companies;

(v) approval of incorporation, incorporation of shares, mergers, splits

(partial or total), transformation or any other kind of corporate

reorganization or restructuring comprising the Companies Under Court-

Supervised Reorganization and/or their controlled companies in

violation with the terms established in clause 3.5;

30

(vi) declaration and/or payment of dividends or interest on own capital,

approval of redemption or amortization of shares by the Companies

Under Court-Supervised Reorganization or by any other form,

withdrawal of funds available in the cash flow of the Companies Under

Court-Supervised Reorganization in benefit of their shareholders;

(vii) execution or promise of executing any agreements on, on one side,

the Companies Under Court-Supervised Reorganization and/or their

controlled companies and, on the other side, the Controlling

Shareholders and their companies outside Eneva Group, with the

exception of (i) agreements undertaken under market conditions —

arms’ length and in reasonable and adequate amounts —, with E.ON

Global Commodities SE, which is the coal provider for the Eneva Group

and (ii) cooperation and or shared use of assets related to Pecém I and

Pecém II;

(viii) approval to commit and to realize operations which result in new

debts for the Companies Court-Supervised Reorganization and/or their

controlled companies (that is, new loans, new debt instruments or the

issuance of new credit titles), which values, individually or in the

aggregate, are higher than R$3,000,000.00 (three million Reais), being

authorized the reprofiling, amendment and/or novation of loans and

other debt instruments that are preexistent within the Eneva Group

and/or the execution of intercompany loans by the Companies Under

Court-Supervised Reorganization and their controlled companies;

(ix) granting of borrowing, funding and any other form of debt by the

Companies Under Court-Supervised Reorganization or their controlled

companies in benefit of third parties, as well as the concession of any

collateral or personal guarantee, including sureties and endorsements,

or assumption of indemnity obligation toward third parties, with the

exception of (a) the guarantees related to the process of acquiring

supplies and the energy trade (a.1) considering the ongoing agreements,

or (a.2) to restructure current operations and to hedge the economic

value of the portfolio, provided that they are contracts for up to 25

average MW per month and with a term of duration of up to 12 months,

and on the condition that these will not be proprietary trading positions;

31

or (b) signing of loans contracts between the Companies Under Court-

Supervised Reorganization and their controlled companies;

(x) waiver of any right or acts under which the Companies Under Court-

Supervised Reorganization or their controlled companies release third

parties (including debts and/or receivables), which individually or in

the aggregate are higher than R$3,000,000.00 (three million Reais);

(xi) execution by the Companies Under Court-Supervised Reorganization or

their controlled companies of settlement agreements in any lawsuit,

administrative proceeding or arbitration which individually or in the

aggregate is higher than R$3,000,000.00 (three million Reais);

(xii) approval of modification in the total compensation of the

management (officers and directors) of the Companies Under Court-

Supervised Reorganization and their controlled companies as per the

proposal of the management presented to the shareholders for approval

at the shareholders’ meeting to be held regarding the fiscal year of 2015,

as well as approval or modification of participation plans, profit sharing

plans, or stock option plans to any employees or management, including

golden parachute; and

(xiii) any promise or commitment to practice any of the acts listed in the

above items.

4. CAPITAL INCREASE

4.1. Precedent Conditions. The following precedent conditions must be

cumulatively fulfilled and/or waived by the Single Majority of the

Credits (according to the request of the management of the Companies

Under Court-Supervised Reorganization) for the realization of the

Underwriting with the Assets and Capitalization of Claims by the

Unsecured Creditors, BPMB Shareholder, E.ON, Petra (and/or

successors of Petra on the Petra Assets and/or the Parnaíba III Asset)

and Investors in the context of the Capital Increase: (i) the judicial

ratification of the plan; (ii) non-existence of any appeal filed against the

Judicial Ratification of the Plan to which has been granted stay effect

(efeito suspensivo) and/or any administrative, judicial or arbitral

decision which prohibits the fulfillment of this Plan, including decisions

32

that prevent the efficacy of any corporate act, assignments or waivers of

rights entitled by the Companies Under Court-Supervised

Reorganization, and/or the Controlling Shareholders and/or by

Investors in relation with this Plan; (iii) the confirmation from the

controlling shareholders, on an irrevocable and irreversible basis, of

their commitments to freely assign their respective preemptive rights

and/or renounce their priority rights, depending on the case, in whole

or in part, in favor of the unsecured creditors and/or investors who

wish to participate in the capital increase through underwriting with the

assets, in order that the capital increase may occur as provided for in

this Plan and its annexes, according to the letters already delivered by

each of the controlling shareholders to the Companies Under Court-

Supervised Reorganization, manifesting its intention, on a non-binding

basis, to freely assign their respective preemptive rights and/or

renounce their priority rights, provided that, in relation to E.ON, such

assignment shall not affect E.ON’s rights and obligations in the context

of the Capital Increase as provided herein; (iv) obtaining of approval of

this Plan by CADE without restrictions; (v) closing of the selling of

Pecém I and non-violation of the commitment set forth in clause 3.7

with respect to the usage of the funds obtained with the transaction; (vi)

no governmental authority (organ, agency, autarchy, department,

secretariat, central bank, Arbitration or Judicial Court or any other

federal, estate or municipal governmental entity directly or indirectly

linked to Judiciary, Legislative or Executive bodies) shall have issued,

enacted, applied or enforced any law, decision or order prohibiting,

impeding or suspending the implementation of the operations pursuant

to this Plan, even if on a provisory basis; (vii) non-violation of the

commitments set forth in clause 3.7; (viii) an irrevocable and

irreversible commitment on the part of the financial creditors and

sureties of Parnaíba II to extend the maturity of the respective debts,

with the new maturity falling, at the very least, on 30.06.2017 and

compensatory interest rates no higher than the current ones]; (ix)

financial liquidation by Parnaíba III of the issuance of debentures

described on pages 643/648 of the court records of the Court-

Supervised Reorganization, in accordance with the terms conceded by

the judgment of pages 1717; and (x) obtaining, from the other parties in

the financial agreements signed with the subsidiaries of the Companies

Under Court-Supervised Reorganization, on an irrevocable and

irreversible basis, of consent, authorization, approval and/or waivers of

rights in order not to demand or exercise any rights or obligations to

33

declare the early maturity or debts or to claim any sums from these

companies, independently of whether they derive from the penalty

clause or obligations to pay interest, principal or bonuses, deriving from

any acts, facts or events (a) foreseen in this Plan (including, without

limitation, the Capital Increase and the Underwriting with the Assets);

and/or (b) prior to the date of signing of the document, even in the case

of ongoing events, where such consent, authorization, approval and/or

waiver must be obtained between the Date of Judicial Ratification of the

Plan and the date of the special shareholders’ meeting where the Capital

Increase is to be voted on.

4.2. Commitment to realize the Capital Increase. Eneva undertakes, on an

irrevocable and irreversible basis, through this plan, to ensure that a special

meeting of Eneva’s shareholders be called, within 15 (fifteen) days of the date on

which the precedent conditions were fulfilled and/or waived by the Single

Majority of Credits (according to the request of the management of the Companies

Under Court-Supervised Reorganization), for the purposes of voting on the capital

increase, through the issuance of new shares, to be paid for by investment in

specie, through the capitalization of the claims and underwriting with the assets, as

foreseen in this Plan. The special shareholders' meeting must be held within the

minimum time-frame permitted by law or by the corporate documents of Eneva,

after the holding of a meeting of Eneva’s Board of Directors with the aim of calling

the cited shareholders’ meeting.

4.2.1. Non-verification or waiver of the precedent conditions or of the

Ratification of the Capital Increase. In case (i) the precedent

conditions are not verified or waived by the Simple Majority of the

Claims (according to the request of the management of the Companies

Under Court-Supervised Reorganization), as the case may be, until

10/15/2015; or (ii) the Ratification of the Capital Increase does not

occur until 11/30/2015, the Companies Under Court-Supervised

Reorganization must request, in up to five consecutive days, the calling

of another Creditors’ Meeting, in order to present an amendment to this

Plan or a new Plan, approved by the management of the Companies

Under Court-Supervised Reorganization, for the discussion and voting

by the Creditors. In this case, the Credits shall return to their original

conditions and the Creditors shall vote in such Creditors’ considering

the value of their respective Credits as mentioned in the List of

Creditors, deduct only the amount eventually paid in accordance with

Clauses 5.3.1 or 5.4.1. In any case, the validity and effectiveness of the

34

approval by the Creditors of the alienation of Pecém I to EDP shall be

preserved and, therefore, such transaction must remain valid, effective,

in good faith, on an irrevocable and irreversible basis.

4.3. Value of the Capital Increase. The total value of the Capital Increase will

be equal to the sum (i) of the quantity which may comprise the Investment In

Specie (which may be zero); (ii) the totality of the Capitalized Claims and (iii) the

sum corresponding to the global value of the assets to be underwritten, as follows:

4.3.1. Underwriting with the BPMB Assets. Once BPMB Shareholder's

interest, pursuant to clause 3.4.1, in participating in the Capital

Increase has been confirmed, through underwriting with the BPMB

Assets New Shares will be delivered to BPMB Shareholder in return

for the underwriting with the BPMB Assets under the Capital Increase,

considering the valuation approved during the shareholders’ meeting

called with this purpose, in compliance with article 8 of the Business

Corporation Act and the CVM rules.

4.3.2. Underwriting with the E.ON Assets. Once E.ON's interest, pursuant to

clause 3.4.1, in participating in the Capital Increase has been confirmed,

through underwriting with the E.ON Assets New Shares will be

delivered to E.ON in return for the underwriting with the E.ON Assets

under the Capital Increase, considering the valuation approved during

the shareholders’ meeting called with this purpose, in compliance with

article 8 of the Business Corporation Act and the CVM rules. In case the

underwriting with the E.ON Assets is not approved during the General

Shareholders’ Meeting of Eneva, such event shall not compromise the

efficacy of this Plan. Notwithstanding the above, and considering that

E.ON Assets are important to the business and stabilization of the

Companies Under Court-Supervised Reorganization, the Companies

Under Court-Supervised Reorganization will evaluate and seek to take

the relevant measures for the contribution of the E.ON Assets in the

context of the implementation of this Plan or thereafter

4.3.3. Underwriting with the Parnaíba III Asset. Once Petra's interest (or

the successors of Petra on the Parnaíba III Asset), pursuant to clause

3.4.1, in participating in the Capital Increase has been confirmed,

through underwriting with the Parnaíba III Asset, New Shares will be

delivered to Petra (or the successors of Petra on the Parnaíba III

Asset), in return for the underwriting with the Parnaíba III Asset

35

under the Capital Increase, considering the valuation approved during

the shareholders’ meeting called with this purpose, in compliance

with article 8 of the Business Corporation Act and the CVM rules.

4.3.4. Underwriting with the Petra Assets. Once Petra's interest (or the

successors of Petra on the Petra Assets), pursuant to clause 3.4.1, in

participating in the Capital Increase has been confirmed, through

underwriting with the Petra Assets New Shares will be delivered to

Petra (or the successors of Petra on the Petra Assets), in return for the

underwriting with the Petra Assets under the Capital Increase,

considering the valuation approved during the shareholders’ meeting

called with this purpose, in compliance with article 8 of the Business

Corporation Act and the CVM rules.

4.3.4.1. Lack of interest in participating with the Petra Assets. In case

Petra (or the successors of Petra on the Petra Assets) does not

confirm its intention in participating in the Capital Increase on a

binding and irrevocable basis through underwriting with the Petra

Assets within 5 (five) days before the Creditors’ Meeting called for

the voting of the Plan, (i) the value of the Capital Increase shall be

proportionally reduced so as to show the absence of the

underwriting with the Petra Assets, and (ii) the Unsecured Credits

shall be paid pursuant to the conditions of clause 5.4.

4.4 Same rights of the New Shares. The New Shares issued by Eneva in the

context of the capital increase will confer on their holders the same rights assigned

to the other shares issued up till today by Eneva, including the dividends and

interest on the shareholders' equity which may be declared by Eneva after the Date

of Ratification of the Capital Increase.

4.5 Bonuses, division and grouping of shares. The number of new shares to

be delivered in compliance with this plan will be simultaneously and

proportionally adjusted to the capital increases through the giving of bonuses, and

the division and grouping of shares which may occur as of this date, without any

charge to the beneficiary and in the same proportion established for such events.

Thus, by way of example, (i) in the case of grouping of shares, the number of new

shares to be delivered shall be divided by the same factor as the grouping of the

shares; and (ii) in the case of the division of shares or bonuses, the number of new

shares to be delivered shall be multiplied by the same factor as the division of the

shares or by the same factor used in the giving of bonuses.

36

4.6 Assignment of the preemptive right and/or waiver of the right of

priority. In case they were not yet obtained, Eneva undertakes to make every

effort to obtain from the controlling shareholders a commitment, on an irrevocable

and irreversible basis, to freely assign their respective preemptive rights to the

investors and/or unsecured creditors, in whole or in part, in order that the capital

increase may occur as per the terms foreseen in this plan. Similarly, if the capital

increase is realized through a public offering with restricted placement efforts, in

accordance with the terms of ICVM 476/09, Eneva undertakes to make every effort

to obtain a commitment from the Controlling Shareholders, on an irrevocable and

irreversible basis, to freely assign their respective preemptive right and/or waive

their respective priority right in favor of the investors and/or unsecured creditors,

in whole or part, so that the capital increase may be implemented as foreseen in

this plan.

4.7 New Shares deriving from the capitalization of the claims and the

respective discharge. The effective delivery of the new shares resulting from the

capitalization of the claims, represents the payment of the capitalized claims, with

a full, broad, general and unlimited discharge being granted, as a matter of law,

between the Companies Under Court-Supervised Reorganization, on one side, and

the respective unsecured creditor, on the other, regarding this fraction of the

claim, for all legal effects and purposes.

4.8 Mandate. In case of omission of the beneficiaries of the new shares, Eneva

and the Commission Merchant, as applicable, are hereby mandated and authorized,

on an irrevocable and irreversible basis, by force of this plan, in accordance with

the terms of article 684 of the Civil Code, to represent, jointly or singly, the

beneficiaries of the new shares on the signing of all the documents necessary to

implement and effect the delivery of the new shares, including, but not limited to,

the subscription form before the bookkeeping institution of the shares issued by

Eneva. For the sake of clarity, the Companies Under Court-Supervised

Reorganization clarify that the representation established in this clause shall occur

only on a subsidiary basis, that is, only if the beneficiaries of the new shares fail to

sign the documents necessary to implement and effect the delivery of the new

shares.

4.9 Commission Merchant. Creditors who do not wish to become shareholders

in Eneva through receipt of the New Shares may choose to appoint and grant the

competent powers to the Commission Merchant, who will receive the New Shares

to which the Creditors are entitled, carry out the sale of such New Shares

37

considering the price in the moment of the trading session during which the sale

was made, and deliver the net funds deriving from such sale within the time-

frames indicated in the following sub-clause. The Commission Merchant shall act

solely for the purpose of selling the New Shares and delivering the net funds to the

respective Creditor who chooses for its appointment, with no obligation to

maximizing the value of the New Shares beyond the price verified in the moment of

the trading session during which the sale was made. No compensation for the work

carried by the Commission Merchant will be requested from the Creditor who

chooses for its appointment.

4.9.1 Formalization of the Appointment. Any Creditor which prefers to

delegate to the Commission Merchant the powers necessary for the

alienation of the New Shares to which it is entitled must express its

intention within the term of 10 (ten) days counted from the Ratification

Date of the Plan, through the completion of the appropriate form, a model of

which comprises Annex 4.9.1 of this Plan, indicating the details of the bank

account into which timely payment of the result of the alienation of the New

Shares must be made. The Commission Merchant shall (i) initiate the sale of

the New Shares within 3 (three) business days after the Ratification of the

Capital Increase, and (ii) deliver the funds in the bank account indicated by

the respective Creditor, net of any costs, operational expenses and taxes,

within 3 (three) business days after the sale of the New Shares.

4.9.2 Discharge. The Creditors who choose to delegate to the Commission

Merchant the necessary powers to allow the sale of the New Shares

shall automatically grant a full, broad, general and unlimited discharge

for the sale of the New Shares upon receipt of the funds deriving from

the alienation of the New Shares by the Commission Merchant.

4.10 Other procedures. The other terms and procedures related to the increase

of capital, in addition to those already foreseen in this plan, will be timely disclosed

in accordance with the business corporation act and the LRJ, where applicable and

if necessary.

5 RESTRUCTURING AND LIQUIDATION OF THE DEBTS

5.1 Payment of the Labor Claims. The claims held by the labor creditors will

be paid in — without discount — in 2 (two) installments, without adjustment for

inflation or interest, to be paid as follows: (i) 50% (fifty percent) of the Labor

Credit shall be paid on the 30th (thirtieth) day after the Ratification Date of the

38

Plan, and (ii) 50% (fifty percent) of the Labor Credit shall be paid on the 30th

(thirtieth) day after the Ratification Date of the Capital Increase.

5.2 Payment of the secured creditors. Companies Under Court-Supervised

Reorganization do not recognize the existence of secured creditors on the request

date and, up to the present time, no secured creditor has been included on the list

of creditors by the bankruptcy trustee. In the event of the secured creditors being

included on the list of creditors by a judicial or arbitral ruling, or by agreement

between the parties, the cited secured creditors will receive their secured claims

under the same conditions as the unsecured claims of over R$250,000.00 (two

hundred and fifty thousand reais) held by the unsecured creditors, in accordance

with the terms of clause 5.3 of this plan (in case Petra or its successors on the

Petra Assets confirm its interest, on a binding and irreversible basis, in

participating in the Capital Increase with the Petra Assets) or of clause 5.4 (in case

Petra or its successors on the Petra Assets do not confirm its interest, on a binding

and irreversible basis, in participating in the Capital Increase with the Petra

Assets).

5.3 First scenario of payment of Unsecured Creditors. In case Petra (or its

successors on the Petra Assets) confirms its interest on a binding and irrevocable

basis in participation of the Capital Increase with the Petra Assets, the payment of

unsecured creditors will observe the provisions of the clauses below:

5.3.1 Linear payment of up to R$250 thousand to all unsecured creditors.

The sum of up to R$250,000.00 (two hundred and fifty thousand reais), will

be paid in full - without discount - to each of the unsecured creditors,

limited to the value of the respective unsecured claim, in 2 (two)

installments, without the application of inflation adjustment or interest, as

follows: (i) 50% (fifty percent) shall be paid on the 30th (thirtieth) day after

the Ratification Date of the Plan, and (ii) 50% (fifty percent) shall be paid on

the 30th (thirtieth) day after the Ratification Date of the Capital Increase.

5.3.2 Obligatory Reduction of 20% of the Value of the Unsecured Claims,

through the partial discount of the credit. The approval of the Plan

necessarily implies a reduction, regarding each unsecured creditor, of 20%

(twenty percent) of the value of the Unsecured Claim, on sums greater than

R$250,000.00 (two hundred and fifty thousand reais), to be paid as per the

terms of clause 5.3.1 above, which will occur through the partial discount

(that is, cancellation) of the Unsecured Credit.

39

5.3.3 Obligatory Reduction of 40% (forty percent) of the Value of the

Unsecured Claims. Concomitantly with the application of the discount

foreseen in clause 5.3.2 above, the sum corresponding to 40% (forty

percent) of the value of the Unsecured Claim which exceeds the sum of

R$250,000.00 (two hundred and fifty thousand Reais) paid in accordance

with clause 5.3.1 above will be capitalized in the context of the Capital

Increase, through the Capitalization of Claims procedure.

5.3.3.1 For the purposes of Capitalization of the Claims in a foreign currency,

these Claims shall be converted into reais based (i) on the closing quote

of the sales exchange rate of reais in relation to the respective foreign

currency on the Request Date, in case the Unsecured Creditor chooses to

convert its claim in a foreign currency to Reais, as per clause 8.7.1, or

(ii) on the closing quote of the sales exchange rate of reais in relation to

the respective foreign currency on the Ratification Date of the Plan, in

case the Unsecured Creditor chooses to maintain its claim in a foreign

currency; in any case considering the closing quote published by the

Brazilian Central Bank through the PTAX Sales system or any other

through which the Central Bank may publish such an exchange rate, in

place of the PTAX system, and by means of a PTAX 800 transaction, as

foreseen in Communiqué BCB 25.940/2014, as altered or substituted. In

case of absence of manifestation by the Unsecured Creditor, its

respective claim shall retain the original foreign currency and, thus, item

(ii) above shall apply.

5.3.4 Payment of the Outstanding Balance of the Unsecured Claims. The

Outstanding Balance of the Unsecured Claims will be paid on the following

terms:

Interest: 100% (one hundred percent) of the CDI plus interest

of 2.75% (two point seventy-five percent) per year, applicable

as of the Ratification Date of the Plan, for the Unsecured Claims

in reais (and for those converted to reais, at the discretion of

the Unsecured Creditor); or 100% (one hundred percent) of the

LIBOR rate, payable as of the Ratification Date of the Plan, for

the Unsecured Claims in a foreign currency.

Grace Period: Grace period for amortization of the principal of

8 (eight) years and for the payment of interest of 4 (four) years,

counted from the Ratification Date of the Plan.

40

Payment of Interest: The payment of the interest foreseen in

this plan will be made every month between the 5th (fifth) and

8th (eighth) years following the Ratification Date of the Plan.

Amortization of the principal and payment of interest:

Amortization of the principal, in equal installments, and

interest payments will be made every month between the 9th

(ninth) and 13th (thirteenth) years following the Ratification

Date of the Plan, in accordance with the following timetable of

payment:

9th

Year 10th

Year 11th

Year 12th

Year 13th

Year

15% 15% 20% 25% 25%

5.3.4.1 For the purposes of the payment of the Outstanding Balance of the

Unsecured Claims denominated in a foreign currency, (i) in case the

respective Unsecured Creditor chooses to convert its Unsecured Claim

into reais, as per clause 8.7.1, it shall be converted considering the

closing quote of the sales exchange rate of the real in relation to the

respective foreign currency on the Request Date, resulting in the

application of 100% (one hundred percent) of the CDI rate plus interest

of 2.75% (two point seventy-five percent) per year on the respective

Outstanding Balance of the Unsecured Claim; or (ii) in case the

respective Unsecured Creditor chooses to keep its claim in a foreign

currency, the Claim will be converted into reais based on the closing

quote of the sales exchange rate of the Real in relation to the respective

foreign currency on a date 2 (two) business days immediately prior to

the date on which each installment of the payment is due, resulting in

the application of 100% (one hundred percent) of the LIBOR rate on the

respective Outstanding Balance of the Unsecured Claim. In any case, the

closing quote shall be the one published by the Brazilian Central Bank

through the PTAX Sales system or any other through which the Central

Bank may disclose such an exchange rate, in place of the PTAX system,

and by means of a PTAX 800 transaction, as foreseen in Communiqué

BCB 25.940/2014, as altered or substituted. In case of absence of

manifestation by the Unsecured Creditor, its respective claim shall

retain the original foreign currency and, thus, item (ii) above shall apply.

5.4 Second scenario of payment of Unsecured Creditors. In case Petra does

not confirm its interest in participation of the Capital Increase with the Petra

41

Assets, the payment of unsecured creditors will observe the provisions of the

clauses below:

5.4.1 Linear payment of up to R$250 thousand to all unsecured creditors.

The sum of up to R$250,000.00 (two hundred and fifty thousand reais), will

be paid in full - without discount - to each of the unsecured creditors,

limited to the value of the respective unsecured claim, in 2 (two)

installments, without the application of inflation adjustment or interest, as

follows: (i) 50% (fifty percent) shall be paid on the 30th (thirtieth) day after

the Ratification Date of the Plan, and (ii) 50% (fifty percent) shall be paid on


5.4.2 Obligatory Reduction of 15% (fifteen percent) of the Value of the

Unsecured Claims, through the partial discount of the credit. The

approval of the Plan necessarily implies a reduction, regarding each

unsecured creditor, of 15% (fifteen percent) of the value of the Unsecured

Claim, on sums greater than R$250,000.00 (two hundred and fifty thousand

reais), to be paid as per the terms of clause 5.4.1 above, which will occur

through the partial discount (that is, cancellation) of the Unsecured Credit.

5.4.3 Obligatory Reduction of 55% (fifty five percent) of the Value of the

Unsecured Claims. Concomitantly with the application of the discount

foreseen in clause 5.4.2 above, the sum corresponding to 55% (fifty five

percent) of the value of the Unsecured Claim which exceeds the sum of

R$250,000.00 (two hundred and fifty thousand Reais) paid in accordance

with clause 5.4.1 above will be capitalized in the context of the Capital

Increase, through the Capitalization of Claims procedure.

5.4.3.1 For the purposes of Capitalization of the Claims in a foreign currency,

these Claims shall be converted into reais based (i) on the closing quote

of the sales exchange rate of reais in relation to the respective foreign

currency on the Request Date, in case the Unsecured Creditor chooses to

convert its claim in a foreign currency to Reais, as per clause 8.7.1, or

(ii) on the closing quote of the sales exchange rate of reais in relation to

the respective foreign currency on the Ratification Date of the Plan, in

case the Unsecured Creditor chooses to maintain its claim in a foreign

currency; in any case considering the closing quote published by the

Brazilian Central Bank through the PTAX Sales system or any other

through which the Central Bank may publish such an exchange rate, in

place of the PTAX system, and by means of a PTAX 800 transaction, as

42

foreseen in Communiqué BCB 25.940/2014, as altered or substituted. In

case of absence of manifestation by the Unsecured Creditor, its

respective claim shall retain the original foreign currency and, thus, item

(ii) above shall apply.

5.4.4 Payment of the Outstanding Balance of the Unsecured Claims. The

Outstanding Balance of the Unsecured Claims will be paid on the following

terms:

Interest: 100% (one hundred percent) of the CDI plus interest

of 2.75% (two point seventy-five percent) per year, applicable

as of the Ratification Date of the Plan, for the Unsecured Claims

in reais (and for those converted to reais, at the discretion of

the Unsecured Creditor); or 100% (one hundred percent) of the

LIBOR rate, payable as of the Date of Ratification, for the

Unsecured Claims in a foreign currency.

Grace Period: Grace period for amortization of the principal of

8 (eight) years and for the payment of interest of 4 (four) years,

counted from the Ratification Date of the Plan.

Payment of Interest: The payment of the interest foreseen in

this plan will be made every month between the 5th (fifth) and

8th (eighth) years following the Ratification Date of the Plan.

Amortization of the principal and payment of interest:

Amortization of the principal, in equal installments, and

interest payments will be made every month between the 9th

(ninth) and 13th (thirteenth) years following the Ratification

Date of the Plan, in accordance with the following timetable of

payment:

9th

Year 10th

Year 11th

Year 12th

Year 13th

Year

15% 15% 20% 25% 25%

5.4.4.1 For the purposes of the payment of the Outstanding Balance of the

Unsecured Claims denominated in a foreign currency, (i) in case the

respective Unsecured Creditor chooses to convert its Unsecured Claim

into reais, as per clause 8.7.1, it shall be converted considering the

closing quote of the sales exchange rate of the real in relation to the

respective foreign currency on the Request Date, resulting in the

application of 100% (one hundred percent) of the CDI rate plus interest

of 2.75% (two point seventy-five percent) per year on the respective

43

Outstanding Balance of the Unsecured Claim; or (ii) in case the

respective Unsecured Creditor chooses to keep its claim in a foreign

currency, the Claim will be converted into reais based on the closing

quote of the sales exchange rate of the Real in relation to the respective

foreign currency on a date 2 (two) business days immediately prior to

the date on which each installment of the payment is due, resulting in

the application of 100% (one hundred percent) of the LIBOR rate on the

respective Outstanding Balance of the Unsecured Claim. In any case, the

closing quote shall be the one published by the Brazilian Central Bank

through the PTAX Sales system or any other through which the Central

Bank may disclose such an exchange rate, in place of the PTAX system,

and by means of a PTAX 800 transaction, as foreseen in Communiqué

BCB 25.940/2014, as altered or substituted. In case of absence of

manifestation by the Unsecured Creditor, its respective claim shall

retain the original foreign currency and, thus, item (ii) above shall apply.

5.5 Payment of Micro-Business and Small Business Creditors. The claims

held by the micro-business and small business creditors will be paid in full -

without discount - in 2 (two) installments, without adjustment for inflation or

interest, as follows: (i) 50% (fifty percent) shall be paid on the 30th (thirtieth) day

after the Ratification Date of the Plan, and (ii) 50% (fifty percent) shall be paid on


5.6 Payment of Late Creditors. The claims held by late creditors will be paid in

10 (ten) monthly installments, without the application or capitalization of interest,

with the first payment becoming due after the first month subsequent to the

settlement of all the other pre-bankruptcy claims and first priority claims. For the

purposes of this clause, the following claims shall not be treated as late claims (i)

Labor Claims and Micro-Business and Small Business Claims; and/or (ii) Claims

recognized by the Companies Under Court Reorganization and/or the ones that

might be included in the List of Creditors until the Creditors’ Meeting where the

Approval of the Plan is to be considered, even without the right to vote, since such

Claims are being considered in the premises and economic projections of the

payment conditions proposed in this Plan, meaning that such Claims shall be paid

according the clauses 5.2, 5.3 or 5.4, as applicable.

5.7 Form of Payment. The claims will be paid to the creditors through the

direct transference of funds to the bank account of the respective creditor, through

a wire transfer (DOC) or an Electronic Funds Transfer (TED). Eneva may contract a

payment agent to effect such payments to the creditors. The deposit slip of the sum

44

paid to each creditor will serve as proof of the settlement of the respective

payment.

5.8 Creditors’ Bank Accounts. Creditors must inform their respective bank

account details for this purpose, through written communication addressed to

Eneva, in accordance with the terms of clause 8.4. Payments which are not made

due to the creditors' not having informed their bank details within a minimum of

30 (thirty) days of the projected date of payment will not be considered as non-

compliance events in relation to the plan. In this case, and at the discretion of the

Companies Under Court-Supervised Reorganization, the payments due to the

creditors who did not inform their bank details may be made in court, at the

expense of the creditor, who will be answerable for any added costs arising from

the use of the judicial channel to make the deposit. There will be no application of

interest, fines, late payment charges or breach of this plan if the payments were

not made as a result of the creditors not having timely informed their bank account

details.

5.9 Increases in the Values of the Claims. In the hypothesis that there is any

increase in the value of any claim deriving from a res judicata court judgment or

agreement between the parties, the increased value of the claim will be paid in the

form foreseen in this plan, based on the res judicata court judgment or signing of

the agreement between the parties. In this case, the rules of payment of the

increased value of such claims, particularly regarding the application of interest,

will be applicable only as of the cited res judicata court judgment or the date of the

signing of the agreement between the parties.

6 ALIENATION OF ENEVA'S INTEREST IN PECÉM I

6.1 Alienation of Pecém I to EDP. As disclosed to the market through a

relevant fact dated 09/12/2014, in order to resolve its immediate need for cash,

Eneva signed a contract for the purchase and sale of the totality of its interest in its

subsidiary company Pecém I with EDP – Energias do Brasil S.A., a copy of which

comprises Annex 6.1 of this plan. In accordance with the terms of the cited

contract, the business encompasses the payment of R$300,000,000.00 (three

hundred million Reais) for the stake in Pecém I, to be effected on the conclusion of

the business.

6.2 Approval by the Creditors. Approval of this plan will result, as a matter of

law, on an irrevocable and irreversible basis, and independently of any other

formalities or the occurrence of any supervening event, (i) on the approval by the

45

creditors of the alienation of the shareholding held by Eneva in Pecém I to EDP, in

accordance with the contract, a copy of which comprises Annex 7.1 of this plan,

for all legal purposes and effects, if the matter has still not been approved by the

Creditors; or (ii) on the ratification of the possible prior approval, in the hypothesis

foreseen in subclause 6.2.1 below.

6.2.1 Approval of the alienation of Pecém I to EDP independently of the

voting of the Plan. If required to meet its cash needs, during the Creditor’s

Meeting the Companies Under Court-Supervised Reorganization may

request Creditors to vote the approval of the alienation of Pecém I to EDP

independently of the voting of the Plan, as authorized by article 35, I, f, of

the LRJ. In this case, until the Judicial Ratification of the Capital Increase, the

price obtained with this alienation shall observe the commitments set forth

in clause 3.7 and the Ordinary Course of Business. Once approved the

alienation of Pecém I to EDP by the Creditors’ Meeting and after the closing

fo the sale to EDP, this operation shall be deemed valid, effective, with good-

faith, irrevocable and irreversible, regardless of the Approval of the Plan,

Judicial Ratification of the Plan and/or implementation of the terms

contained in this Plan, even in case the Court-Supervised Reorganization is

transformed into a bankruptcy (liquidation) proceeding.

7 EFFECTS OF THE PLAN

7.1 Binding Nature of the Plan. The provisions of the plan bind the Companies

Under Court-Supervised Reorganization and the creditors as of the judicial

ratification of the plan, in accordance with the terms of article 59 of the LRJ, and its

respective assignees and successors.

7.2 Novation. This plan implies the novation of the claims, which will be paid in

the form established in this plan. By force of the cited novation, all the obligations,

covenants, financial indices, hypotheses of acceleration, as well as other

obligations and guarantees which are incompatible with the conditions of this plan

will cease to be applicable, and will be substituted by the provisions contained in

this plan.

7.3 Reconstitution of Rights. In case of bankruptcy during the supervision

period set forth in article 61 of LRJ, the Creditors shall regain its rights and

guarantees in the same conditions originally agreed upon, minus the amounts paid

according to this Plan and except for the acts dully performed during the court-

supervised reorganization, as established in articles 61, § 2º, and 74 of LRJ.

46

7.4 Ratification of acts. The approval of the Plan shall represent the agreement

and ratification from the Companies Under Court-Supervised Reorganization,

Controlling Shareholders and Creditors of all acts dully performed and obligations

assumed during the Court-supervised reorganization, including, without

limitation, (i) the approval of the alienation of the interest held by Eneva in Pecém

I to EDP; (ii) the Capital Increase; and (iii) all other acts and actions needed for the

fulfillment of the Plan and the Court-supervised reorganization, which acts are

hereby expressly authorized, validated and ratified for all purposes, including and

specially for the provisions contained in articles 66, 74 and 131 of LRJ.

7.5 Non-restructuring of the Suretyship, Accommodation, or Joint and

Several Obligation Claims. As indicated in the complaint, the Companies Under

Court-Supervised Reorganization do not intend, within the sphere of their court-

supervised reorganization, to restructure the claims deriving from the operations

contracted directly by subsidiaries of the Companies Under Court-Supervised

Reorganization headquartered in Brazil, through operations in which the

Companies Under Court-Supervised Reorganization feature as sureties,

accommodation parties, joint and several debtors or in any other codebtor form

regarding the payment of the debt contracted directly by one of their subsidiaries

headquartered in Brazil. Consequently, the Suretyship, Accommodation, or Joint

and Several Obligation Claims which may be included by the bankruptcy trustees

in the list of creditors will be paid in accordance with the conditions originally

contracted or on such terms as may be agreed with the respective Suretyship,

Accommodation, or Joint and Several Obligation creditor.

7.6 Dissolution of Actions. Creditors may no longer, as of the judicial

ratification of the plan, (i) file or pursue all or any legal action or procedure of any

kind related to any claim against the Companies Under Court-Supervised

Reorganization; (ii) execute any judgment, court order or arbitral judgment related

to any claim against the parties under reorganization; (iii) levy any execution on

the property of the Companies Under Court-Supervised Reorganization to satisfy

their claims or practice any other kind of constrictive act against such property;

create, perfect or execute any security interest on the property and rights of the

Companies Under Court-Supervised Reorganization to ensure payment of their

claims; (v) claim any right to compensation against any claim due to the

Companies Under Court-Supervised Reorganization; or (vi) seek the satisfaction of

their claims by any other means. All possible judicial executions underway against

the Companies Under Court-Supervised Reorganization relating to the claims to be

discharged, and the existing levies of execution and constrictions, will be released.

47

7.7 Release. The payments made in the form established in this plan will result,

automatically and independently of any additional formality, in the full, irrevocable

and irreversible release of all the claims of any kind or nature against the

Companies Under Court-Supervised Reorganization and their controllers and

guarantors, including interest, inflation adjustment, penalties, fines and

indemnifications. With the occurrence of the release, the creditors will be

considered as having wholly released, discharged and/or renounced all and any

claims, and may no longer claim them, against the Companies Under Court-

Supervised Reorganization, controlled companies, subsidiaries, affiliated or any

other companies belonging to the same corporate or economic group, its directors,

advisors, shareholders, partners, agents, employees, representatives, sureties,

accommodation parties, guarantors, successors or assigns, for any reason.

7.8 Formalization of documents and other measures. The Companies Under

Court-Supervised Reorganization undertake to perform all the acts and sign all the

contracts and other documents which, in form and substance, are necessary or

appropriate to the fulfillment and implementation of this plan and the related

obligations.

7.9 Noncompliance with the plan. For the purposes of this Plan, a default shall

only be characterized in case the Companies Under Court-Supervised

Reorganization fail to remedy said default within 60 (sixty) days counted from the

receipt of a notification sent by the party prejudiced by the non-fulfillment of the

obligation. In this case, within 3 (three) Business Days the Companies Under Court-

Supervised Reorganization shall ask the Court to call a Creditors’ Meeting within

the coming 15 (fifteen) days, with the purpose to discuss and vote the most

appropriate means of resolving the noncompliance with the Plan. This clause

cannot be invoked by the Companies Under Court-supervised Reorganized to allow

the extension of the terms foreseen in clauses 4.2 and 4.2.1.

7.10 Amendments, alterations or modifications to the plan. Amendments,

alterations or modifications to the plan may be proposed at any time after the

judicial ratification of the plan, provided that such amendments, alterations or

modifications are accepted by the Companies Under Court-Supervised

Reorganization and approved by the Creditors' Meeting, in accordance with the

terms of the LRJ. Once approved, these subsequent amendments shall be bind

upon all the Pre-bankruptcy Creditors, regardless of their consent with said

amendments. For the purposes of calculation, the claims must be updated in

48

accordance with the plan and any values discounted which have already been paid

to the creditors, for any reason, including through the capitalization of the claims.

8 GENERAL PROVISIONS

8.1 Existing contracts and conflicts. In the hypothesis of conflict between the

provisions of this plan and the obligations foreseen in the contracts signed with

any creditor prior to the date of the signing of this plan, the plan will prevail.

8.2 Approval of ANEEL, ANP and CADE. All the provisions of this plan, or

deriving from the terms hereby foreseen, which depend on the approval of ANEEL,

ANP and/or CADE must be approved by the cited agencies in order to enjoy their

normal effects. The provisions of this plan may be adapted to comply with any

requirements of ANEEL, ANP and/or CADE, with the provision of clause 7.6

applying, where appropriate.

8.3 Annexes. All the annexes of this plan are incorporated into it and constitute

an integral part of the plan. In the hypothesis of there being any inconsistency

between this plan and any annex, the plan will prevail. For the sake of clarity, the

obligations set forth in this Plan and/or its Annexes, as the case may be, shall be

enforced against the Companies Under Court-Supervised Reorganization or against

the contracting parties of the Annexes, according to the applicable law, in case of

any breach.

8.4 Communications. All notifications, requirements, requests and other

communications to the Companies Under Court-Supervised Reorganization,

required or permitted by this plan, in order to be effective, must be made in

writing and will be considered completed when (i) sent by registered mail, with

confirmation of receipt, or by courier, and effectively delivered or (ii) sent by fax,

email or other means, when effectively delivered and confirmed by telephone. All

the communications must be addressed in the following manner, except if another

form is expressly foreseen in this plan, or, if another form is communicated by

Eneva to the creditors:

Eneva S.A.

Praia do Flamengo, nº 66, 6º andar, Flamengo

Rio de Janeiro/RJ, CEP nº 22.210-903

A/C: Diretor Presidente

Telefone/fax: +55 21 3721-3265

Email: [email protected]

49

Eneva Participações S.A.

Praia do Flamengo, nº 66, sala 901 parte, Flamengo

Rio de Janeiro/RJ, CEP nº 22.210-903

A/C: Diretor Presidente

Telefone/fax: +55 21 3721-3265

Email: [email protected]

With a copy to:

Galdino, Coelho, Mendes, Carneiro Advogados

Av. Rio Branco, n.º 138, 11º andar

Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro

A/C: Flavio Galdino

Telefone/fax: +55 21 3195-0240

E-mail: [email protected]

8.5 Date of payment. In the hypothesis that any payment foreseen in the plan

is scheduled to be made or satisfied on a day other than a working day, the cited

payment or obligation may be made or satisfied, depending on the case, on the

following working day.

8.6 Financial charges. Except in cases expressly foreseen in the plan, neither

interest nor inflation adjustment will be applied to the value of the Claims from the

Date of the Request.

8.7 Claims in a foreign currency. Except positive confirmation of the Creditor

towards the conversion of its respective Claim, Claims in a foreign currency will be

kept in the original currency for all legal purposes, as established by article 50, §

2º, da LRJ, and will be liquidated according to the provisions of this Plan.

8.7.1 Option of the Creditor to convert its Claims in a foreign currency into

Reais. During the Creditors’ Meeting when the Plan is voted, the Creditor

may or may not, under its sole discretion, request the convertion of its

claims in a foreign currency into Reais, through the completion of the

appropriate form, a model of which comprises Annex 8.7.1 of this Plan. In

case the respective Creditor chooses to convert its Claim in a foreign

currency into reais, its claims shall be converted both for (i) Capitalization

of the Claims, as well as for (ii) payment of the Outstanding Balance of the

50

Unsecured Claims, considering the closing quote of the sales exchange rate

of reais in relation to the respective foreign currency on the Request Date,

resulting in the application of 100% (one hundred percent) of the CDI rate

plus interest of 2.75% (two point seventy-five percent) per year on the

respective Outstanding Balance of the Unsecured Claim, as per clauses

5.3.4 or 5.4.4 (as the case may be). In case the respective Creditor does not

choose to convert its Claim in a foreign currency into reais, (i) for the

purposes of Capitalization of the Claims, the respective claim shall be

converted considering the closing quote of the sales exchange rate of reais

in relation to the respective foreign currency on the Ratification Date of the

Plan, and (ii) for the purposes of payment of the Outstanding Balance of the

Unsecured Claims, the respective claim shall be converted considering the

closing quote of the sales exchange rate of the Real in relation to the

respective foreign currency on a date 2 (two) business days immediately

prior to the date on which each installment of the payment is due, resulting

in the application of 100% (one hundred percent) of the LIBOR rate on the

respective Outstanding Balance of the Unsecured Claim, as per clauses

5.3.4 or 5.4.4 (as the case may be). In any scenario, the closing quote shall

be the one published by the Brazilian Central Bank through the PTAX Sales

system or any other through which the Central Bank may disclose such an

exchange rate, in place of the PTAX system, and by means of a PTAX 800

transaction, as foreseen in Communiqué BCB 25.940/2014, as altered or

substituted. In case Creditor does not deliver during the Creditors’ Meeting

the proper form attached as a model as Annex 8.7.1 of this Plan, its

respective claim shall retain the original foreign currency.

8.8 Severability of the provisions of the plan. In the hypothesis that any term

or provision of the plan is considered invalid, null or ineffective by the court of

reorganization, the remaining terms and provisions of the plan will remain valid

and effective, unless if, at the discretion of the Creditors gathered at the Creditors’

Meeting, such partial invalidity compromises the capacity for compliance, in which

case the Creditors may, by a simple declaration, restore the parties to their

previous state.

8.9 Maintenance of rights of petition, speech and vote during the

Creditors’ Meeting. For the purposes of this Plan, and until the Court-Supervised

Reorganization is not terminated, Creditors shall preserve their rights of petition,

speech and vote with respect to the outstanding Credit in any and all Creditors’

Meeting after the Judicial Ratification of the Plan, regardless of the conversion of

part of Claims into New Shares of Eneva and respective discharge.

51

8.10 Applicable Law. The rights, duties and obligations of this plan shall be

governed, interpreted and executed in accordance with the current laws of the

Federal Republic of Brazil.

8.11 Choice of Venue. All controversies or disputes which arise or are related to

this plan will be resolved by the court of reorganization.

Rio de Janeiro, April 10, 2015.

ENEVA S.A. – UNDER COURT-SUPERVISED REORGANIZATION

____________________________________________

Name: Alexandre Americano

Position: President

___________________________________________

Name: Ricardo Levy

Position: Vice President

ENEVA PARTICIPAÇÕES S.A. – UNDER COURT-SUPERVISED REORGANIZATION

____________________________________________

Name: Alexandre Americano

Position: Director without Portfolio

___________________________________________

Name: Ricardo Levy

Position: Co-Chairman

52

Annex 1.2

Eneva Group corporate organogram

50% 50%

100%

70% 51%

ENEVA S.A.

Itaqui

Geração de

Energia S.A.

Pecém Operação e

Manutenção de Unidades

De Geração Elétrica S.A.

Porto

do Pecém

Geração de

Energia S.A.

Porto

do Pecém

Transportadora

de Minérios S.A.

Amapari

Energia S.A.

Termopantanal

Participações

Ltda.

Termopantanal

Ltda.

Pecém II

Geração de

Energia

S.A.

OGMP –

Transporte

Aéreo

Ltda.

Parnaíba I

Geração de

Energia S.A.

Parnaíba II

Geração de

Energia S.A.

50% 66,7%

100%

ENEVA

Investimentos

S.A.

50% 100% 100%

100%

100%

ENEVA – Abril 2015

ENEVA

Desenvolvimento

S.A.

18,18%

ENEVA

PARTICIPAÇÕES

S.A.

30%

50%

50% 50% 50% 50% 50%

100% 100%

Seival

Participações

S.A.

Seival

Geração de

Energia

Ltda.

Açu II Geração

de Energia S.A.

UTE Porto

do Açu

Energia S.A.

MPX Chile

Holding Ltda.

ENEVA Solar

Empreendimen-

tos Ltda.

Tauá Geração

De Energia

Ltda.

ENEVA

Comerc. de

Energia Ltda..

ENEVA

Comerc. de

Combustíveis

Ltda.

Sul Geração de

Energia Ltda..

Açu III Geração

de Energia

Ltda.

50% 50% 50% 50% 50% 50%

100% 100% 100% 100%

Parnaíba

Participações

S.A.

50%

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´Arco

Central Eólica Pedra Branca Ltda.

Central Eólica Pedra Rosada Ltda.

Central Eólica Pedra Vermelha I Ltda.

Central Eólica Pedra Vermelha II Ltda.

Central Eólica Santa Benvinda I Ltda.

Central Eólica Santa Benvinda II Ltda.

Central Eólica Santa Luzia Ltda.

Central Eólica Santo Expedito Ltda.

Central Eólica São Francisco Ltda.

Central Eólica Ubaeira I Ltda.

Central Eólica Ubaeira II Ltda.

100%

Seival Sul

Mineração S.A.

Parnaíba Gás

Natural S.A.

Tauá II

Geração de

Energia

Ltda.

100%

MPX

Energia

GMBH

100%

Parnaíba

Geração e

Comerc. de

Energia S.A.

Parnaíba IV

Geração de

Energia S.A.

70%

70%

Pecém II

Participações

S.A.

50%

Mabe

Construção e

Administração

de Projetos

Ltda.

50%

Comercializadora

de Equipos y

Materiales Mabe

Limitada

99,9999%

0,0001%

Parnaíba III

Geração de

Energia S.A.

70%

Acionistas

Relevantes ENEVA

S.A. Número de Ações % Total

DD Brazil Holdings S.À.R.L. 360.725.664 42,94%

Eike Batista* 167.735.893 19,97%

Free Float 311.673.257 37,10% Acionistas ENEVA

Participações S.A. Número de Ações % Total

Eneva S.A. 133.379.076 50%

DD Brazil Holdings S.à r.l. 133.379.076 50%

*Eike Batista, Centennial Asset Mining Fund LLC e Centennial Brazilian Equity Fund LLC

53

Annex 2.1.10

Appraisal Report of BPMB Assets

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

Conteúdo

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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





Conteúdo

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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





Conteúdo

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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





Conteúdo

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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



Glossário






VI. Premissas





Conteúdo

5

9

12

15

18

22

27

36

42

46

48



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

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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





Conteúdo

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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





Conteúdo

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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



Glossário






VI. Premissas





Conteúdo

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9

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15

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22

27

36

42

46

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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").

54

Annex 2.1.11

Appraisal Report of E.ON Assets

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

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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






Conteúdo

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16

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27

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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






5

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13

16

23

27

32

49

63

67

70

72



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



Glossário






VI. Premissas






Conteúdo

5

9

13

16

23

27

32

49

63

67

70

72




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

Fluxo de Caixa Descontado

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.



Glossário






VI. Premissas






Conteúdo

5

9

13

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23

27

32

49

63

67

70

72



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

5

9

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16

23

27

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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

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27

32

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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

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16

23

27

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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

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11

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16

13



Glossário






VI. Premissas

IX. Avaliação





Conteúdo

5

9

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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%

© 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").

55

Annex 2.1.12

Appraisal Report of Parnaíba III Asset

STRICTLY PRIVATE AND CONFIDENTIAL

PROJECT 36 – INFORMATION MEMORANDUM

PREPARED TO: [INVESTOR]

DATE: [X]

Eneva – Valuation Analysis

March 31, 2015


Table of Contents

Section I. Executive Summary

Section II. Valuation - Parnaíba I, III and IV

Appendix I. Multiple Database

Appendix II. Parnaíba I, III and IV Overview

Contacts

2

Executive Summary

I


Executive Summary

4

March 27, 2015

Eneva S.A

Praia do Flamengo, 66 – 9th floor

22210030 Rio de Janeiro – RJ – Brazil

Dear Sirs,

We understand that Eneva S.A. (“Company” or “Eneva”) is entertaining the possibility of acquiring the stake currently owned directly and/or indirectly

by Petra Energia S.A. (“Petra”) in UTE Parnaíba I, UTE Parnaíba III and UTE Parnaíba IV (collectively referred to herein as “UTEs”), equivalent to

30% of the capital stock in each of such UTEs (“Petra UTE Shares”).

For the purposes of the foregoing, Eneva have asked G5 Consultoria e Assessoria Ltda. (“G5 Evercore”) to provide the Company with a valuation of

Petra UTE Shares.

In connection with the required analysis by G5 Evercore, please be advised that we have based our work on the information provided by or on

behalf of the Company and also endeavored the following specific reviews and discussions:

I. Reviewed certain non-public internal financial statements, other non-public financial and operating data relating to Parnaíba I, III and IV,

that were prepared and provided to us by the management of the Company;

II. Reviewed certain financial projections relating to Parnaíba I, III and IV, that were provided to us by the management of the Company;

III. Discussed the past and current operations, financial projections, current financial condition and prospects of Parnaíba I, III and IV with

certain members of senior management of the Company;

IV. Reviewed existing agreement between Petra and Eneva related to Parnaíba I, III and IV, including existing shareholders agreements

and capital increase operations that occurred in the past;

V. Reviewed the financial terms of certain publicly available transactions that we deemed to be relevant; and

VI. Discussed with management of the Company, but have not discussed with legal advisors of the Company, the potential impact of

certain ongoing litigations.

With respect to the financial projections of Parnaíba I, III and IV which were provided to us, we have assumed that such financial projections have

been reasonably prepared by the Company on bases reflecting the best currently available estimates and good faith judgments of the future

competitive, operating and regulatory environments and related financial performance of Parnaíba I, III and IV.

Furthermore, we were informed by the Company that Petra failed to contribute its share on capital increases of UTE Parnaíba I, UTE Parnaíba III

and UTE Parnaíba IV duly approved in the past years. The amount due by Petra, sums R$ 70,9 MM, however, with penalties and interests applied,

the current total amount outstanding is R$ 93,0 MM.

Introduction (1/2)


Executive Summary

5

Notwithstanding our review of certain set of information provided by or on behalf of the Company, we have not made, nor assumed any

responsibility for making, any technical audit of the Company’s operation nor carried out any independent valuation or appraisal of specific assets or

liabilities (contingent or otherwise) of the UTEs, nor have we been provided with any such appraisals, nor have we evaluated the solvency or fair

value of each of the UTEs under any state or federal laws relating to bankruptcy, insolvency or similar matters. Our valuation analysis is necessarily

based on economic, market and other conditions as in effect on, and the information made available to us as of, the date hereof. It is understood

that subsequent developments may affect this analysis and that we do not have any obligation to update, revise or reaffirm this assessment.

Likewise, we have not been asked to pass upon, nor express opinion with respect to any matter other than the valuation of the UTEs as of the date

hereof, to the holders of the Company. Our valuation analysis does not address the relative merits of the acquisition of Petra UTE Shares as

compared to other business or financial strategies that might be available to the Company, nor does it address the underlying business decision of

the Company to engage in such a transaction. We are not legal, regulatory, accounting or tax experts and have assumed the accuracy and

completeness of assessments by the Company and its advisors with respect to legal, regulatory, accounting and tax matters.

Furthermore, no representation or warranty, express or implied, is hereby made by G5 Evercore and/or its affiliates, managers, employees,

consultants, agents or representatives, as to the accuracy or completeness of the information provided to G5 Evercore and nothing contained herein

is, or shall be relied upon as, a representation, whether as to the past, the present or the future.

Finally, please be also advised that we have been engaged as financial advisor to the Company solely for the purpose of performing this valuation

analysis and will receive a fee in connection with the delivery of this analysis. In addition, the Company has agreed to reimburse certain of our

expenses and to indemnify us against certain liabilities arising out of our engagement. In addition, we and our affiliates may have in the past

provided, may be currently providing and in the future may provide, financial advisory services to the Company, or their respective affiliates, for

which we have received, and would expect to receive, compensation.

Based upon and subject to the foregoing, as of the date hereof, we present in this presentation a summary of the valuation analysis of Petra UTE

Shares.

Very truly yours,

G5 Consultoria e Assessoria Ltda (“G5 EVERCORE”)

By:

Corrado Varoli

Co-Founder & CEO

Introduction (2/2)


Methodology Range Petra Stake Equity Value¹ (R$ MM)

Discounted Cash Flow to Equity

Cost of Capital:

Parnaíba I

Parnaíba III

Parnaíba IV

-15% / +15%

13,08%

11,61%

28,10%

Trading EV/EBITDA Multiples

2015 8,0x – 9,0x


2016 6,5x – 7,5x

Transaction EV/EBITDA

Multiples 8,0x– 10,0x

Executive Summary

6

Valuation Methodologies

Discounted Cash Flow methodology

Valuation based on cash flow

projections for Parnaíba I, III and IV.

G5 valued Petra’s stake in Parnaiba

I, III and IV to R$ 425 MM (Parnaíba

I R$ 352MM, Parnaíba III R$

165MM and Parnaíba IV R$ 1MM)1

Valuation based on transaction

multiples of fossil fuel electricity

generation assets and companies in

the world – numbers provided by

Capital IQ on March 23, 2015

Valuation based on trading multiples

of energy generation companies in

Brazil – estimates provided by


Market Comparable Multiples:

Petra’s stake in Parnaíba I, Parnaíba III and Parnaíba IV equity were valued by G5 Evercore according to different methodologies, detailed

below.

Note [1]: Discounted by R$ 93 MM owed by Petra under the shareholders agreement regulation, due

to failure in contribution its share in capital increases occurred in the past

396

240

396

361

574

326

485

489

Parnaíba I, Parnaíba III e Parnaíba IV Valuation Summary

Valuation - Parnaíba I, III and IV

II



8

Main Working Assumptions

Assets Description

The Company provided G5 Evercore with financial projections

for the following assets individually :

Parnaíba I

Parnaíba III

Parnaíba IV

The projections can be separated in 2 stages: for years 2015

to 2016 the numbers are based on the updated 2 years

business plan of Eneva, for years 2017 to 2050 they are

based on project fundamentals and long term pricing curves,

both provided by Eneva and/or provided by sector consultants

The assets were evaluated individually, and no synergies,

gains, or other post-transaction adjustments were considered

in the assessment of value

Macroeconomic assumptions were based on projections

available in the Brazilian Central Bank website and in the

International Monetary Fund (IMF) website

Long term PLD forecasts were provided by specialty

consultant PSR

Long term Henry Hub price curves were provided by E.on

The companies currently benefit from an income tax break

equivalent to 75% of income taxes

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

Main Asset Features

Base Date

The Discounted Cash Flow methodology’s considers all cash

flows after December 31st, 2015, as a hypothetical closing

date.

The multiple analysis considers 2015 and 2016 EBITDA. Net

debt considered is as of December 31st, 2015

Source: Eneva


Valuation - Eneva

9

Cost of Equity Calculation Methodology

CAPM Model

Cost of Equity

(Nominal R$)

Cost of Equity

(Nominal USD)

Inflation

Differential

Long-Term

US Inflation

Long-Term

Brazil Inflation

Risk Free Rate

(Nominal USD) Levered Beta Risk Premium Country Risk

Unlevered Beta Marginal Tax Rate Debt to Equity

Ratio

Cost of Equity

Risk Free Rate

Levered Beta

Market Risk Premium

Country Risk



10

Parnaíba I

Overview

Parnaíba I plant is a the largest UTE in the Parnaíba complex,

and comprises of four thermo generation turbines

The asset has a 15 year PPA to supply energy for the

regulated market in the A-5/2008 auctions

Parnaíba I derives fixed revenues from the regulated market

and variable revenues, established in the auctions according

to their yearly dispatch orders from the government

Parnaíba I has a long term supply contract with PGN to supply

gas to the thermo plants which entails three distinct costs:

Gas (raw material) – Price established at the contract

signature and adjusted according to Brazilian official

inflation index (IPCA)

Fixed Lease Payments – Adjusted yearly according to

past results and future projected cash flow to adjust

the UTE’s returns to 15%

Variable Lease Payments – calculated as the

difference between net variable revenues and variable

costs

Other costs of the UTE are O&M, overhauling, R&D,

regulatory fees, and costs related to energy unavailability

Main Operating Assumptions

Energy Source Gas

Power Plant Capacity 675,2 MW

Commercial Operation Date feb-13

Capacity Declared 660,0 MW

Capacity Sold in ACR 450 MWm

PPA Length 15 years

Inflexibility 0%

Base Fixed Revenue 112,50 R$/MWh

Fuel Consumption 10,89 MMBtu/MWh

Fuel Costs 6,10 R$/MMBtu

PPA Renovation Yes – same conditions

Economic Life 30 years

Source: Eneva

Financing Assumptions

Debt Amount (as of December, 2014) R$720MM

Interest 69% of Debt: TJLP + 2%

31% of Debt : IPCA + 5%

Amortization Period 13 years

Amortization Start Year 2015



11

Parnaíba I

Operating Metrics

Energy Generation Metrics

Source: Eneva and third party consultants

Unit 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Spot Market Price 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

ANEEL Fee R$/KW - year 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

CCEE Contrivution R$/KW - year 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 - month 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

Fixed O&M 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

Variable O&M 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

Overhauling 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 - Fixed Revenues 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 (Fuel Index) 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 - Free Market Price 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

Fuel - CIF Plant Costs 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

Fuel - Fixed Lease Payments 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

Fuel - Variable Lease Payments 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

Insurance Cost 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

PLD Dispatching 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

Unit 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Months in Operation months 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

Avg. Installed Capacity 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

Availability % 88% 90% 95% 95% 95% 91% 95% 95% 94% 89% 94% 95% 95% 91% 94% 94%

Real Internal Consumption % 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1%

Grid Losses % 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%

Average Internal Consumption % - 60 months 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1%

Average Availability % - 60 months 97% 92% 91% 91% 91% 94% 95% 97% 97% 97% 96% 96% 96% 96% 96% 97%

Expected Dispatch % 100% 100% 69% 46% 28% 30% 40% 48% 47% 45% 49% 50% 46% 44% 45% 44%

Physical Guarantee 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

Net Physical Guarantee 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

Net FID 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

Energy Traded in ACR 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

Energy Traded in ACL 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

Spot energy sold in ACR % 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

Total Energy Dispatch 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

Energy Demanded in ACR 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

Energy sold/(bought) in ACL 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



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

Net Revenues (R$ MM)

EBITDA (R$ MM)

Source: Eneva



13

Parnaíba I

Cash Flows (R$ MM)

Source: Eneva

Discount Rate Source Date

Cost of Equity 9,76%

Risk Free Rate 2,37% US Treasury - 10 Years, Avg. Last Twelve Months 12/03/2015

Unlevered Beta 0,33x Comparables 2 Year Unlevered Beta 15/03/2015

Levered Beta 0,72x 15/03/2015 Risk Premium 6,96% Ibbotson Yearbook 2014

Country Risk 2,38% EMBI + Brazil, Last Twelve Months 04/03/2015

Debt (Target)

Equity / (Debt + Equity) 41,78% Estimate Year End 2015

Debt / (Debt + Equity) 58,22% Estimate Year End 2015

Inflation 3,02%

Brazil 5,07% Brazilian Central Bank Estimate 16/03/2015

USA 1,99% IMF Estimate 16/03/2015

Cost of 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

EBT 99 97 (34) 145 158 179 206 232 254 254 297 323 345 366 389 417

Income Tax Paid (2) (2) 0 (5) (6) (7) (9) (14) (17) (102) (117) (126) (133) (140) (148) (158)

Depreciation and Amortization 46 46 46 46 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47

Changes in Working Capital (4) 3 17 (26) (3) (2) (1) (1) (1) 1 (3) (2) (2) (2) (1) (2)

Other Non-Cash Items 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

Debt Raised 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Debt Paid (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



14

Parnaíba III

Sources

Parnaíba III plant comprises of 2 thermo generation turbines



Parnaíba III derives fixed revenues from the regulated market



Parnaíba III has a long term supply contract with PGN to

supply gas to the thermo plants which entails three distinct

costs:









costs




Energy Source Gas


Commercial Operation Date out-13



PPA Length 15 years

Inflexibility 0%






Source: Eneva 1 Net Intercompany Credit, as of December 2014, of R$ 34MM is not considered in the total

debt amount


Debt Amount (as of December, 2014)1 R$122MM

Interest CDI + 3%





15

Parnaíba III

Operating Metrics



Unit 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030




TUST R$/KW - month 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

Fixed O&M 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

Variable O&M 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

Overhauling 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







Unit 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030



Availability % 92% 95% 90% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 91% 95% 95% 94% 94% 94% 89%


Grid Losses % 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%






Net FID 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


Energy Traded in ACL 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


Total Energy Dispatch 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

Energy Demanded in ACR 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

Energy sold/(bought) in ACL 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



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)

Source: Eneva



17

Parnaíba III

Projected Cash Flows (R$ MM)

Source: Eneva







Debt (Target)



Inflation 3,02%



Cost of Capital

Ke - US$ 8,34%


2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

EBT 50 51 55 60 62 69 65 84 91 97 103 109 116 121 128 134

Income Tax Paid (3) (3) (3) (4) (6) (7) (7) (10) (11) (35) (37) (39) (41) (43) (46) (48)


Changes in Working Capital 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

Debt Raised 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Debt Paid (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



18

Parnaíba IV

Sources

Parnaíba IV plant comprises of 3 thermo generation turbines

Parnaíba IV sells energy in the free market, and curretly sells

all of its energy for private company Kinross

Parnaíba IV has a long term supply contract with PGN to

supply gas to the thermo plants which entails the following

cost:







Energy Source Gas


Commercial Operation Date jan-14



PPA Length NA

Inflexibility NA

Base Fixed Revenue NA





Source: Eneva

Note[1]: Intercompany Debt


Debt Amount (as of December, 2014)¹ R$153MM

Interest 104% CDI




Unit 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030



Availability % 87% 88% 89% 89% 89% 88% 87% 85% 87% 89% 85% 87% 87% 87% 87% 87%


Grid Losses % 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%






Net FID 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

Energy Traded in ACL MWm 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00

Spot energy sold in ACR % 2% 1% 1% -1% -2% 0% 0% 0% -1% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2%

Total Energy Dispatch 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

Energy Demanded in ACR 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)

Energy sold/(bought) in ACL 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)

Unit 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030




TUST R$/KW - month 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

Fixed O&M 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

Variable O&M 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

Overhauling 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




Fuel - Variable Lease PaymentsR$ MM 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00




19

Parnaíba IV

Operating Metrics





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

Source: Eneva



21

Parnaíba IV


Source: Eneva





Levered Beta 2,81x 15/03/2015

Risk Premium 6,96% Ibbotson Yearbook 2014


Debt (Target)



Inflation 3,02%



Cost of Capital

Ke - US$ 24,34%


2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

EBT (12) (7) (1) 2 6 10 12 15 18 22 26 29 30 33 35 37

Income Tax Paid 0 0 0 0 0 (0) (0) (0) (1) (3) (8) (8) (9) (9) (12) (15)


Changes in Working Capital 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

Debt Raised 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Debt Paid 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



22

Valuation Summary

Discounted Cash Flow

Source: Eneva

Note [1]: Parnaíba IV Projected Cash Flows discounted by Parnaíba I Cost of Equity (13.08%) result in

an equity value of Petra stake of R$16,23 MM

352

165

1 (93)

425

Parnaíba I Parnaíba III Parnaíba IV Non Contributed Capital Increase

Total

Market Comparable Multiples

361

489 High range

Mid range

Low range

Parnaiba I, III and IV Multiple Range EV Equity Value Equity Value Adjusted by Capital

Increase

2015 EBITDA (Trading Multiple) 8,00x 9,00x 713 803 489 578 396 485


2015 EBITDA (Transaction Multiple) 8,00x 10,00x 713 892 489 667 396 574

1

Multiples Database

Annex I


Multiples Database

24

Comparable Trading Statistics

Source: Capital IQ

Company

March, 23rd/ 2015

# Total Shares

(MM)

Share Price

(US$)

Market Cap

(US$ MM)Debt/Equity

Net Debt

(US$ MM)

Enterprise Value

(US$ MM)

2015 2016 2015 2016

AES Tietê S.A. 381 4,7 1.798,3 118,9 573,1 2.371,4 411,1 341,9 5,8x 6,9x

Cemig S.A. 1.258 3,9 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 6,0 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 3,8 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 3,2 1.513,7 51,1 952,4 2.466,1 499,0 574,6 4,9x 4,3x

Equatorial Energia S.A. 198 9,4 1.851,3 127,0 907,2 2.758,5 294,0 372,5 9,4x 7,4x

Renova Energia S.A. 106 8,4 889,3 113,4 846,5 1.735,9 117,7 159,7 14,8x 10,9x

Tractebel Energia S.A. 653 11,0 7.202,6 65,2 1.116,5 8.319,1 938,7 1.176,5 8,9x 7,1x

Eneva S.A. 840 0,1 50,4 241,6 1.973,4 2.023,8 326,6 0,0 6,2x 0,0x

Copel 274 10,8 2.961,9 35,1 1.826,6 4.471,0 892,6 1.057,4 5,4x 5,3x

Average Local GenCo's 115,0 8,3x 6,8x

Medium Local GenCo's 116,2 8,2x 7,2x

EBITDA EV/EBITDA


Multiples Database

25

Comparable Transaction Statistics

Source: Capital IQ

All Transactions

Announced DateBuyers/Investors Target/Issuer

Total Transaction Value (US$

MM, Historical rate)Percent Sought

Implied Enterprise

Value/EBITDACountry of Target

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

Parnaíba I, III and IV Overview

Annex II



27

Parnaíba Complex Overview

The Parnaíba Complex, located in Santo Antônio dos Lopes, Maranhão, is one of the largest thermal energy generation complexes in Brazil

The Complex is formed by the thermal power plants Parnaíba I, Parnaíba II, Parnaíba III and Parnaíba IV

Currently in operation, Parnaíba I (676 MW), Parnaíba III (178 MW) and Parnaíba IV (56 MW) are the energy suppliers to the National Grid (SIN)

Using gas produced by Parnaíba Gás Natural, ENEVA is able to generate energy at low costs due to privileged logistics, to the enterprise’s large scale

and easy access to mains

The Parnaíba Complex is certified to reach up to 3,722 MW

■ Capacity: 676 MW

■ Efficiency: 37%

■ Fixed Revenues: R$443 MM/year

■ Unitary Variable Cost: R$114/MWH

■ Auction: A-5/2008

Parnaíba I


■ Efficiency: 51%

■ Fixed Revenues: R$374MM/year



Parnaíba II


■ Efficiency: 38%




Parnaíba III

■ Capacity: 56 MW

■ Efficiency: 46%



■ Free Market

Parnaíba IV

Source: Eneva



28

Parnaíba I Income Statement

R$ thousand 2012 2013 2014

Net Revenues - 682.815 960.759

Costs - (594.048) (824.570)

Gross profit - 88.767 136.190

Operating Expenses (15.736) (11.997) (18.770)

SG&A (14.807) (10.320) (5.844)

Other expenses (929) (1.677) (12.926)

EBIT (15.736) 76.771 117.420

Net financial revenues (expenses) (984) (71.334) (75.854)

Financial revenues 1 3.100 6.010

Financial expenses (985) (74.434) (81.864)

EBT (16.720) 5.436 41.566

Taxes 5.716 (5.284) (5.604)

Net income (loss) (11.004) 152 35.962

Source: Eneva



29

Parnaíba I Balance Sheet

R$ thousand 2012 2013 2014

Current Assets 85.229 158.288 206.355

Cash and cash equivalents 83.250 32.034 38.121

Accounts receivable - 110.113 141.072

Inventory - 4.236 7.480

Taxes recoverable - 7.455 14.722

Prepaid expenses 1.706 4.086 4.960

Other credits 272 364 -

Non Current Assets 1.084.889 1.264.731 1.179.035

Taxes recoverable 5.141 520 1.323

Deferred taxes and social

contribution 11.359 14.006 12.009

Prepaid expenses 1.844 257 1.356

Linked deposit - 34.044 24.648

Related parties - 1.906 1.344

Fixed assets 882.788 1.035.111 971.709

Intangible 183.758 178.887 166.647

Total Assets 1.170.118 1.423.019 1.385.390

R$ thousand 2012 2013 2014

Current Liabilities 162.381 265.826 199.312

Suppliers 3.020 85.787 30.028

Loans and financing 150.759 149.663 142.438

Taxes and contributions payable 413 9.431 6.603

Wages and vacations payable 5.157 2.328 2.252

Energy reimbursement - 15.739 -

Other accounts payable 3.032 2.878 17.991

Non current liabilities 677.593 910.569 715.373



contribution - 4.187 7.117

Accounts payable to related

parties - 107.223 130.275

Advances for future capital

increase - 141.571 -

Equity 330.144 246.624 470.705

Capital 354.465 263.619 263.619

Accumulated losses (24.321) (16.995) 207.087

Total Liabilitites + Equity 1.170.118 1.423.019 1.385.390

Source: Eneva



30

Parnaíba III Income Statement

R$ thousand 2012 2013 2014

Net Revenues - 198.299 244.861

Costs - (221.912) (239.403)

Gross profit - (23.613) 5.458

Operating Expenses (294) (483) (10.070)

Administrative (294) (483) (10.070)

EBIT (294) (24.096) (4.612)

Net financial revenues (expenses) - (4.790) (10.660)

Financial revenues - 3.811 9.021

Financial expenses - (8.601) (19.681)

EBT (294) (28.886) (15.272)

Taxes - 9.821 5.109

Net income (loss) (294) (19.065) (10.163)

Source: Eneva



31

Parnaíba III Balance Sheet

R$ thousand 2012 2013 2014

Current Assets 67 162.075 71.320

Cash and cash equivalents - 62.796 14.104



Prepaid expenses 67 1.269 1.157

Derivative transactions - 1.380 -

Other credits - 2.609 3.956

Non Current Assets - 166.267 267.864

Taxes recoverable - 249 111



Fixed assets - 156.197 181.535

Total Assets 67 328.341 339.184

R$ thousand 2012 2013 2014

Current Liabilities 13 149.710 164.106

Suppliers 13 28.253 33.716

Loans and financing - 120.636 121.568

Taxes and contributions

payable - 39 -

Research & Development - 549 -

Other accounts payable - 233 8.822

Non current liabilities 7 38.591 38.001

Related parties 7 38.591 38.001

Equity 47 140.040 137.077

Capital 1.213 160.271 160.271

Accumulated losses (1.166) (20.231) (23.194)

Total Liabilitites + Equity 67 328.341 339.184

Source: Eneva



32

Parnaíba IV

R$ thousand 2012 2013 2014

Net Revenues - 5.825 50.022

Costs - (3.244) (32.549)

Gross profit - 2.581 17.473

Operating Expenses - (632) (1.311)

Administrative - (632) (1.311)

EBIT - 1.949 16.162

Net financial revenues (expenses) 12 3.416 (21.280)

Financial revenues 19 8.928 325


EBT (12) 5.365 (5.118)

Taxes - (1.800) 2.783

Net income (loss) (12) 3.565 (2.335)

Source: Eneva



33

Parnaíba IV Balance Sheet

R$ thousand 2012 2013 2014

Current Assets 1.596 29.035 14.270

Cash and cash equivalents 1.596 5.074 331




Other credits - 102 829

Non Current Assets 15.164 118.352 183.443

Taxes recoverable 3 74 22.200

Fixed assets 15.161 118.278 161.243

Total Assets 16.760 147.387 197.713

R$ thousand 2012 2013 2014


Suppliers - 7.888 1.797

Labour obligations - 129 73

Tax obligations 23 437 3.718

Loans and financing - 75.131 -

Transactions with related

parties 1.509 - 0

Other liabilities - 17 70

Non current liabilities - 44.271 174.877


contributions - 1.048 1.580


parties - 43.223 173.297

Equity 15.228 19.514 17.178

Capital 15.216 15.936 15.936

Earnings reserve 12 3.578 1.242

Total Liabilitites + Equity 16.760 147.387 197.713

Source: Eneva


Sao Paulo

Av. Brigadeiro Faria Lima, 3311 – 10th Floor

04538 133 - Itaim Bibi

+55 11 3014 6868

Rio de Janeiro

Av. Borges de Medeiros, 633 – Room 202

22430 042 - Leblon

+55 21 3205 9180

www.g5evercore.com

Contacts

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

56

Anexo 2.1.13

Appraisal Report of Petra Assets


PROJECT 36 – INFORMATION MEMORANDUM

PREPARED TO: [INVESTOR]

DATE: [X]

Eneva – Valuation Analysis

March 31, 2015


Table of Contents

Section I. Executive Summary

Section II. Valuation - Parnaíba I, III and IV

Appendix I. Multiple Database

Appendix II. Parnaíba I, III and IV Overview

Contacts

2

Executive Summary

I


Executive Summary

4

March 27, 2015

Eneva S.A

Praia do Flamengo, 66 – 9th floor

22210030 Rio de Janeiro – RJ – Brazil

Dear Sirs,

We understand that Eneva S.A. (“Company” or “Eneva”) is entertaining the possibility of acquiring the stake currently owned directly and/or indirectly

by Petra Energia S.A. (“Petra”) in UTE Parnaíba I, UTE Parnaíba III and UTE Parnaíba IV (collectively referred to herein as “UTEs”), equivalent to

30% of the capital stock in each of such UTEs (“Petra UTE Shares”).

For the purposes of the foregoing, Eneva have asked G5 Consultoria e Assessoria Ltda. (“G5 Evercore”) to provide the Company with a valuation of

Petra UTE Shares.

In connection with the required analysis by G5 Evercore, please be advised that we have based our work on the information provided by or on

behalf of the Company and also endeavored the following specific reviews and discussions:

I. Reviewed certain non-public internal financial statements, other non-public financial and operating data relating to Parnaíba I, III and IV,

that were prepared and provided to us by the management of the Company;

II. Reviewed certain financial projections relating to Parnaíba I, III and IV, that were provided to us by the management of the Company;

III. Discussed the past and current operations, financial projections, current financial condition and prospects of Parnaíba I, III and IV with

certain members of senior management of the Company;

IV. Reviewed existing agreement between Petra and Eneva related to Parnaíba I, III and IV, including existing shareholders agreements

and capital increase operations that occurred in the past;

V. Reviewed the financial terms of certain publicly available transactions that we deemed to be relevant; and

VI. Discussed with management of the Company, but have not discussed with legal advisors of the Company, the potential impact of

certain ongoing litigations.

With respect to the financial projections of Parnaíba I, III and IV which were provided to us, we have assumed that such financial projections have

been reasonably prepared by the Company on bases reflecting the best currently available estimates and good faith judgments of the future

competitive, operating and regulatory environments and related financial performance of Parnaíba I, III and IV.

Furthermore, we were informed by the Company that Petra failed to contribute its share on capital increases of UTE Parnaíba I, UTE Parnaíba III

and UTE Parnaíba IV duly approved in the past years. The amount due by Petra, sums R$ 70,9 MM, however, with penalties and interests applied,

the current total amount outstanding is R$ 93,0 MM.

Introduction (1/2)


Executive Summary

5

Notwithstanding our review of certain set of information provided by or on behalf of the Company, we have not made, nor assumed any

responsibility for making, any technical audit of the Company’s operation nor carried out any independent valuation or appraisal of specific assets or

liabilities (contingent or otherwise) of the UTEs, nor have we been provided with any such appraisals, nor have we evaluated the solvency or fair

value of each of the UTEs under any state or federal laws relating to bankruptcy, insolvency or similar matters. Our valuation analysis is necessarily

based on economic, market and other conditions as in effect on, and the information made available to us as of, the date hereof. It is understood

that subsequent developments may affect this analysis and that we do not have any obligation to update, revise or reaffirm this assessment.

Likewise, we have not been asked to pass upon, nor express opinion with respect to any matter other than the valuation of the UTEs as of the date

hereof, to the holders of the Company. Our valuation analysis does not address the relative merits of the acquisition of Petra UTE Shares as

compared to other business or financial strategies that might be available to the Company, nor does it address the underlying business decision of

the Company to engage in such a transaction. We are not legal, regulatory, accounting or tax experts and have assumed the accuracy and

completeness of assessments by the Company and its advisors with respect to legal, regulatory, accounting and tax matters.

Furthermore, no representation or warranty, express or implied, is hereby made by G5 Evercore and/or its affiliates, managers, employees,

consultants, agents or representatives, as to the accuracy or completeness of the information provided to G5 Evercore and nothing contained herein

is, or shall be relied upon as, a representation, whether as to the past, the present or the future.

Finally, please be also advised that we have been engaged as financial advisor to the Company solely for the purpose of performing this valuation

analysis and will receive a fee in connection with the delivery of this analysis. In addition, the Company has agreed to reimburse certain of our

expenses and to indemnify us against certain liabilities arising out of our engagement. In addition, we and our affiliates may have in the past

provided, may be currently providing and in the future may provide, financial advisory services to the Company, or their respective affiliates, for

which we have received, and would expect to receive, compensation.

Based upon and subject to the foregoing, as of the date hereof, we present in this presentation a summary of the valuation analysis of Petra UTE

Shares.

Very truly yours,

G5 Consultoria e Assessoria Ltda (“G5 EVERCORE”)

By:

Corrado Varoli

Co-Founder & CEO

Introduction (2/2)


Methodology Range Petra Stake Equity Value¹ (R$ MM)

Discounted Cash Flow to Equity

Cost of Capital:

Parnaíba I

Parnaíba III

Parnaíba IV

-15% / +15%

13,08%

11,61%

28,10%


2015 8,0x – 9,0x


2016 6,5x – 7,5x

Transaction EV/EBITDA

Multiples 8,0x– 10,0x

Executive Summary

6

Valuation Methodologies

Discounted Cash Flow methodology

Valuation based on cash flow

projections for Parnaíba I, III and IV.

G5 valued Petra’s stake in Parnaiba

I, III and IV to R$ 425 MM (Parnaíba

I R$ 352MM, Parnaíba III R$

165MM and Parnaíba IV R$ 1MM)1

Valuation based on transaction

multiples of fossil fuel electricity

generation assets and companies in

the world – numbers provided by


Valuation based on trading multiples

of energy generation companies in

Brazil – estimates provided by


Market Comparable Multiples:

Petra’s stake in Parnaíba I, Parnaíba III and Parnaíba IV equity were valued by G5 Evercore according to different methodologies, detailed

below.

Note [1]: Discounted by R$ 93 MM owed by Petra under the shareholders agreement regulation, due

to failure in contribution its share in capital increases occurred in the past

396

240

396

361

574

326

485

489

Parnaíba I, Parnaíba III e Parnaíba IV Valuation Summary


II



8

Main Working Assumptions

Assets Description

The Company provided G5 Evercore with financial projections

for the following assets individually :

Parnaíba I

Parnaíba III

Parnaíba IV

The projections can be separated in 2 stages: for years 2015

to 2016 the numbers are based on the updated 2 years

business plan of Eneva, for years 2017 to 2050 they are

based on project fundamentals and long term pricing curves,

both provided by Eneva and/or provided by sector consultants

The assets were evaluated individually, and no synergies,

gains, or other post-transaction adjustments were considered

in the assessment of value

Macroeconomic assumptions were based on projections

available in the Brazilian Central Bank website and in the

International Monetary Fund (IMF) website

Long term PLD forecasts were provided by specialty

consultant PSR

Long term Henry Hub price curves were provided by E.on

The companies currently benefit from an income tax break

equivalent to 75% of income taxes

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

Main Asset Features

Base Date

The Discounted Cash Flow methodology’s considers all cash

flows after December 31st, 2015, as a hypothetical closing

date.

The multiple analysis considers 2015 and 2016 EBITDA. Net

debt considered is as of December 31st, 2015

Source: Eneva


Valuation - Eneva

9

Cost of Equity Calculation Methodology

CAPM Model

Cost of Equity

(Nominal R$)

Cost of Equity

(Nominal USD)

Inflation

Differential

Long-Term

US Inflation

Long-Term

Brazil Inflation

Risk Free Rate

(Nominal USD) Levered Beta Risk Premium Country Risk

Unlevered Beta Marginal Tax Rate Debt to Equity

Ratio

Cost of Equity

Risk Free Rate

Levered Beta

Market Risk Premium

Country Risk



10

Parnaíba I

Overview

Parnaíba I plant is a the largest UTE in the Parnaíba complex,

and comprises of four thermo generation turbines



Parnaíba I derives fixed revenues from the regulated market



Parnaíba I has a long term supply contract with PGN to supply

gas to the thermo plants which entails three distinct costs:









costs




Energy Source Gas


Commercial Operation Date feb-13



PPA Length 15 years

Inflexibility 0%






Source: Eneva


Debt Amount (as of December, 2014) R$720MM

Interest 69% of Debt: TJLP + 2%

31% of Debt : IPCA + 5%





11

Parnaíba I

Operating Metrics



Unit 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030




TUST R$/KW - month 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

Fixed O&M 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

Variable O&M 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

Overhauling 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







Unit 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030



Availability % 88% 90% 95% 95% 95% 91% 95% 95% 94% 89% 94% 95% 95% 91% 94% 94%


Grid Losses % 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%






Net FID 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


Energy Traded in ACL 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


Total Energy Dispatch 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

Energy Demanded in ACR 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

Energy sold/(bought) in ACL 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



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)

Source: Eneva



13

Parnaíba I

Cash Flows (R$ MM)

Source: Eneva







Debt (Target)



Inflation 3,02%



Cost of Capital

Ke - US$ 9,76%


2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

EBT 99 97 (34) 145 158 179 206 232 254 254 297 323 345 366 389 417

Income Tax Paid (2) (2) 0 (5) (6) (7) (9) (14) (17) (102) (117) (126) (133) (140) (148) (158)


Changes in Working Capital (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

Debt Raised 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Debt Paid (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



14

Parnaíba III

Sources

Parnaíba III plant comprises of 2 thermo generation turbines



Parnaíba III derives fixed revenues from the regulated market



Parnaíba III has a long term supply contract with PGN to

supply gas to the thermo plants which entails three distinct

costs:









costs




Energy Source Gas


Commercial Operation Date out-13



PPA Length 15 years

Inflexibility 0%






Source: Eneva 1 Net Intercompany Credit, as of December 2014, of R$ 34MM is not considered in the total

debt amount


Debt Amount (as of December, 2014)1 R$122MM

Interest CDI + 3%





15

Parnaíba III

Operating Metrics



Unit 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030




TUST R$/KW - month 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

Fixed O&M 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

Variable O&M 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

Overhauling 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







Unit 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030



Availability % 92% 95% 90% 95% 95% 95% 95% 95% 95% 91% 95% 95% 94% 94% 94% 89%


Grid Losses % 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%






Net FID 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


Energy Traded in ACL 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


Total Energy Dispatch 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

Energy Demanded in ACR 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

Energy sold/(bought) in ACL 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



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)

Source: Eneva



17

Parnaíba III


Source: Eneva







Debt (Target)



Inflation 3,02%



Cost of Capital

Ke - US$ 8,34%


2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

EBT 50 51 55 60 62 69 65 84 91 97 103 109 116 121 128 134

Income Tax Paid (3) (3) (3) (4) (6) (7) (7) (10) (11) (35) (37) (39) (41) (43) (46) (48)


Changes in Working Capital 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

Debt Raised 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Debt Paid (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



18

Parnaíba IV

Sources

Parnaíba IV plant comprises of 3 thermo generation turbines

Parnaíba IV sells energy in the free market, and curretly sells

all of its energy for private company Kinross

Parnaíba IV has a long term supply contract with PGN to

supply gas to the thermo plants which entails the following

cost:







Energy Source Gas


Commercial Operation Date jan-14



PPA Length NA

Inflexibility NA

Base Fixed Revenue NA





Source: Eneva

Note[1]: Intercompany Debt


Debt Amount (as of December, 2014)¹ R$153MM

Interest 104% CDI




Unit 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030



Availability % 87% 88% 89% 89% 89% 88% 87% 85% 87% 89% 85% 87% 87% 87% 87% 87%


Grid Losses % 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3%






Net FID 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

Energy Traded in ACL MWm 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00 46,00

Spot energy sold in ACR % 2% 1% 1% -1% -2% 0% 0% 0% -1% -2% -2% -2% -2% -2% -2% -2%

Total Energy Dispatch 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

Energy Demanded in ACR 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)

Energy sold/(bought) in ACL 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)

Unit 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030




TUST R$/KW - month 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

Fixed O&M 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

Variable O&M 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

Overhauling 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




Fuel - Variable Lease PaymentsR$ MM 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00




19

Parnaíba IV

Operating Metrics





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

Source: Eneva



21

Parnaíba IV


Source: Eneva





Levered Beta 2,81x 15/03/2015

Risk Premium 6,96% Ibbotson Yearbook 2014


Debt (Target)



Inflation 3,02%



Cost of Capital

Ke - US$ 24,34%


2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

EBT (12) (7) (1) 2 6 10 12 15 18 22 26 29 30 33 35 37

Income Tax Paid 0 0 0 0 0 (0) (0) (0) (1) (3) (8) (8) (9) (9) (12) (15)


Changes in Working Capital 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

Debt Raised 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Debt Paid 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



22

Valuation Summary

Discounted Cash Flow

Source: Eneva

Note [1]: Parnaíba IV Projected Cash Flows discounted by Parnaíba I Cost of Equity (13.08%) result in

an equity value of Petra stake of R$16,23 MM

352

165

1 (93)

425

Parnaíba I Parnaíba III Parnaíba IV Non Contributed Capital Increase

Total

Market Comparable Multiples

361

489 High range

Mid range

Low range

Parnaiba I, III and IV Multiple Range EV Equity Value Equity Value Adjusted by Capital

Increase



2015 EBITDA (Transaction Multiple) 8,00x 10,00x 713 892 489 667 396 574

1

Multiples Database

Annex I


Multiples Database

24

Comparable Trading Statistics

Source: Capital IQ

Company

March, 23rd/ 2015

# Total Shares

(MM)

Share Price

(US$)

Market Cap

(US$ MM)Debt/Equity

Net Debt

(US$ MM)

Enterprise Value

(US$ MM)

2015 2016 2015 2016

AES Tietê S.A. 381 4,7 1.798,3 118,9 573,1 2.371,4 411,1 341,9 5,8x 6,9x

Cemig S.A. 1.258 3,9 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 6,0 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 3,8 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 3,2 1.513,7 51,1 952,4 2.466,1 499,0 574,6 4,9x 4,3x

Equatorial Energia S.A. 198 9,4 1.851,3 127,0 907,2 2.758,5 294,0 372,5 9,4x 7,4x

Renova Energia S.A. 106 8,4 889,3 113,4 846,5 1.735,9 117,7 159,7 14,8x 10,9x

Tractebel Energia S.A. 653 11,0 7.202,6 65,2 1.116,5 8.319,1 938,7 1.176,5 8,9x 7,1x

Eneva S.A. 840 0,1 50,4 241,6 1.973,4 2.023,8 326,6 0,0 6,2x 0,0x

Copel 274 10,8 2.961,9 35,1 1.826,6 4.471,0 892,6 1.057,4 5,4x 5,3x

Average Local GenCo's 115,0 8,3x 6,8x

Medium Local GenCo's 116,2 8,2x 7,2x

EBITDA EV/EBITDA


Multiples Database

25

Comparable Transaction Statistics

Source: Capital IQ

All Transactions

Announced DateBuyers/Investors Target/Issuer

Total Transaction Value (US$

MM, Historical rate)Percent Sought

Implied Enterprise

Value/EBITDACountry of Target

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


Annex II



27

Parnaíba Complex Overview

The Parnaíba Complex, located in Santo Antônio dos Lopes, Maranhão, is one of the largest thermal energy generation complexes in Brazil

The Complex is formed by the thermal power plants Parnaíba I, Parnaíba II, Parnaíba III and Parnaíba IV

Currently in operation, Parnaíba I (676 MW), Parnaíba III (178 MW) and Parnaíba IV (56 MW) are the energy suppliers to the National Grid (SIN)

Using gas produced by Parnaíba Gás Natural, ENEVA is able to generate energy at low costs due to privileged logistics, to the enterprise’s large scale

and easy access to mains

The Parnaíba Complex is certified to reach up to 3,722 MW


■ Efficiency: 37%




Parnaíba I


■ Efficiency: 51%

■ Fixed Revenues: R$374MM/year



Parnaíba II


■ Efficiency: 38%




Parnaíba III

■ Capacity: 56 MW

■ Efficiency: 46%



■ Free Market

Parnaíba IV

Source: Eneva



28

Parnaíba I Income Statement

R$ thousand 2012 2013 2014

Net Revenues - 682.815 960.759

Costs - (594.048) (824.570)

Gross profit - 88.767 136.190

Operating Expenses (15.736) (11.997) (18.770)

SG&A (14.807) (10.320) (5.844)

Other expenses (929) (1.677) (12.926)

EBIT (15.736) 76.771 117.420

Net financial revenues (expenses) (984) (71.334) (75.854)

Financial revenues 1 3.100 6.010


EBT (16.720) 5.436 41.566

Taxes 5.716 (5.284) (5.604)

Net income (loss) (11.004) 152 35.962

Source: Eneva



29

Parnaíba I Balance Sheet

R$ thousand 2012 2013 2014

Current Assets 85.229 158.288 206.355

Cash and cash equivalents 83.250 32.034 38.121


Inventory - 4.236 7.480


Prepaid expenses 1.706 4.086 4.960

Other credits 272 364 -

Non Current Assets 1.084.889 1.264.731 1.179.035

Taxes recoverable 5.141 520 1.323


contribution 11.359 14.006 12.009

Prepaid expenses 1.844 257 1.356

Linked deposit - 34.044 24.648

Related parties - 1.906 1.344

Fixed assets 882.788 1.035.111 971.709

Intangible 183.758 178.887 166.647

Total Assets 1.170.118 1.423.019 1.385.390

R$ thousand 2012 2013 2014


Suppliers 3.020 85.787 30.028


Taxes and contributions payable 413 9.431 6.603

Wages and vacations payable 5.157 2.328 2.252

Energy reimbursement - 15.739 -

Other accounts payable 3.032 2.878 17.991

Non current liabilities 677.593 910.569 715.373




Accounts payable to related

parties - 107.223 130.275

Advances for future capital

increase - 141.571 -

Equity 330.144 246.624 470.705

Capital 354.465 263.619 263.619

Accumulated losses (24.321) (16.995) 207.087

Total Liabilitites + Equity 1.170.118 1.423.019 1.385.390

Source: Eneva



30

Parnaíba III Income Statement

R$ thousand 2012 2013 2014

Net Revenues - 198.299 244.861

Costs - (221.912) (239.403)

Gross profit - (23.613) 5.458

Operating Expenses (294) (483) (10.070)

Administrative (294) (483) (10.070)

EBIT (294) (24.096) (4.612)

Net financial revenues (expenses) - (4.790) (10.660)

Financial revenues - 3.811 9.021

Financial expenses - (8.601) (19.681)

EBT (294) (28.886) (15.272)

Taxes - 9.821 5.109

Net income (loss) (294) (19.065) (10.163)

Source: Eneva



31

Parnaíba III Balance Sheet

R$ thousand 2012 2013 2014

Current Assets 67 162.075 71.320

Cash and cash equivalents - 62.796 14.104



Prepaid expenses 67 1.269 1.157


Other credits - 2.609 3.956

Non Current Assets - 166.267 267.864

Taxes recoverable - 249 111



Fixed assets - 156.197 181.535

Total Assets 67 328.341 339.184

R$ thousand 2012 2013 2014

Current Liabilities 13 149.710 164.106

Suppliers 13 28.253 33.716

Loans and financing - 120.636 121.568

Taxes and contributions

payable - 39 -

Research & Development - 549 -

Other accounts payable - 233 8.822

Non current liabilities 7 38.591 38.001

Related parties 7 38.591 38.001

Equity 47 140.040 137.077

Capital 1.213 160.271 160.271

Accumulated losses (1.166) (20.231) (23.194)

Total Liabilitites + Equity 67 328.341 339.184

Source: Eneva



32

Parnaíba IV

R$ thousand 2012 2013 2014

Net Revenues - 5.825 50.022

Costs - (3.244) (32.549)

Gross profit - 2.581 17.473

Operating Expenses - (632) (1.311)

Administrative - (632) (1.311)

EBIT - 1.949 16.162

Net financial revenues (expenses) 12 3.416 (21.280)

Financial revenues 19 8.928 325


EBT (12) 5.365 (5.118)

Taxes - (1.800) 2.783

Net income (loss) (12) 3.565 (2.335)

Source: Eneva



33

Parnaíba IV Balance Sheet

R$ thousand 2012 2013 2014

Current Assets 1.596 29.035 14.270

Cash and cash equivalents 1.596 5.074 331




Other credits - 102 829

Non Current Assets 15.164 118.352 183.443

Taxes recoverable 3 74 22.200

Fixed assets 15.161 118.278 161.243

Total Assets 16.760 147.387 197.713

R$ thousand 2012 2013 2014


Suppliers - 7.888 1.797

Labour obligations - 129 73

Tax obligations 23 437 3.718

Loans and financing - 75.131 -


parties 1.509 - 0

Other liabilities - 17 70

Non current liabilities - 44.271 174.877


contributions - 1.048 1.580


parties - 43.223 173.297

Equity 15.228 19.514 17.178

Capital 15.216 15.936 15.936

Earnings reserve 12 3.578 1.242

Total Liabilitites + Equity 16.760 147.387 197.713

Source: Eneva


Sao Paulo

Av. Brigadeiro Faria Lima, 3311 – 10th Floor

04538 133 - Itaim Bibi

+55 11 3014 6868

Rio de Janeiro

Av. Borges de Medeiros, 633 – Room 202

22430 042 - Leblon

+55 21 3205 9180

www.g5evercore.com

Contacts

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

57

Annex 2.1.57

Eneva’s Economic-Financial Reports

Estudo Técnico

AP-0234/15-01

ENEVA

Estudo Técnico AP-0234/15-01 1

ÍNDICE

1. INTRODUÇÃO ................................................................................................... 2

2. DOCUMENTOS RECEBIDOS .................................................................................... 7

3. DESCRIÇÃO DA ENEVA ......................................................................................... 8

4. RAZÕES PARA A CRISE ........................................................................................ 13

5. ANÁLISE DO SETOR ........................................................................................... 15

6. PREMISSAS-CHAVE DO PLANO DE NEGÓCIOS DA COMPANHIA .......................................... 18

7. PREMISSAS OPERACIONAIS DAS USINAS TERMELÉTRICAS ............................................... 22

8. PREMISSAS OPERACIONAIS DAS PRODUTORAS DE GÁS NATURAL ...................................... 25

9. PROJEÇÕES DAS USINAS E CAMPOS DE GÁS ............................................................... 27

9.1 UTE ITAQUI ..................................................................................................... 27

9.2 UTE PECÉM II ................................................................................................... 29

9.3 UTE PARNAÍBA I ................................................................................................ 31

9.4 UTE PARNAÍBA II ............................................................................................... 33

9.5 UTE PARNAÍBA III ............................................................................................... 35

9.6 UTE PARNAÍBA IV .............................................................................................. 37

9.7 PARNAÍBA GÁS NATURAL (PGN) .............................................................................. 39

9.8 BPMB ............................................................................................................. 41

9.9 HOLDINGS E RESULTADO CONSOLIDADO ................................................................... 43

10. ANÁLISE DAS COMPANHIAS COMPARÁVEIS ................................................................ 44

11. PROPOSTA DE REESTRUTURAÇÃO FINANCEIRA ........................................................... 45

12. ALAVANCAGEM ................................................................................................ 49

13. RESUMO DO ESTUDO TÉCNICO .............................................................................. 50

14. RELAÇÃO DE ANEXOS ......................................................................................... 51


1. INTRODUÇÃO

O presente Estudo Técnico econômico-financeiro do plano de recuperação judicial (“Estudo

Técnico”) da ENEVA S.A., sociedade por ações inscrita sob o CNPJ nº 04.423.567/0001-21, e ENEVA

PARTICIPAÇÕES, sociedade por ações inscrita sob o CNPJ nº 15.379.168/0001-27, ambas com sede na

Rua Praia do Flamengo, nº 66, 9º Andar, Flamengo, na Cidade e Estado do Rio de Janeiro, é

apresentado para auxiliar as companhias em seu processo de recuperação judicial. Daqui em diante,

para fins de simplificação, as duas empresas serão denominadas em conjunto como “ENEVA” ou

“Companhias”.

Este Estudo Técnico foi preparado pela APSIS Consultoria Empresarial Ltda. (“APSIS”) com base em

informações fornecidas pela ENEVA e seus assessores, visando fornecer um maior entendimento

sobre o modelo de negócios da ENEVA e subsídios que atestem a sua viabilidade econômico-

financeira para auxiliar as Companhias em seu processo de recuperação judicial.

O presente Estudo Técnico não constitui, no todo ou em parte, material de marketing ou uma

solicitação ou oferta para a compra de quaisquer valores mobiliários, e não deve ser considerado

como um guia de investimentos, tendo sido elaborado unicamente com a finalidade de ser um

material complementar para auxílio à ENEVA em seu processo de recuperação judicial.

As premissas e declarações futuras aqui contidas têm por embasamento, em grande parte, as

expectativas atuais e as tendências que afetam, ou que potencialmente venham a afetar, os

negócios operacionais das Companhias. Consideramos que estas premissas e declarações futuras

baseiam-se em expectativas razoáveis e são feitas com base nas informações de que atualmente

dispomos, muito embora estejam sujeitas a diversos riscos, incertezas e suposições. Tais premissas

e declarações futuras podem ser influenciadas por diversos fatores, incluindo,

exemplificativamente:

Intervenções governamentais, resultando em alteração na economia, tributos, tarifas ou

ambiente regulatório no Brasil;

Alterações nas condições gerais da economia, incluindo, exemplificativamente, inflação,

taxas de juros, nível de emprego, crescimento populacional e confiança do consumidor;

Fatores ou tendências que possam afetar os negócios, participação no mercado, condição

financeira, liquidez ou resultados das operações da Companhia;

Eventual dificuldade das Companhias em implementar seus projetos, tempestivamente e

sem incorrer em custos não previstos, o que pode retardar ou impedir a implementação do

plano de negócios das mesmas;

Eventual dificuldade das Companhias em realizar os investimentos previstos, devido à

dificuldade de obtenção de financiamentos e/ou acesso ao mercado de capitais;

A extinção das concessões, reversão permanente dos ativos de controladas das

Companhias, bem como a intervenção do Poder Concedente com o fim de assegurar a

adequação na prestação dos serviços, que possam afetar adversamente as condições

financeiras e resultados operacionais das Companhias;


Decisões desfavoráveis em processos judiciais ou administrativos que possam causar

efeitos adversos para as Companhias;

Deterioração das condições hidrológicas existentes, potencial falta de eletricidade e o

consequente racionamento de energia elétrica que possam ter um efeito adverso sobre as

Companhias; e

As operações das Companhias dependem de sua capacidade de manter, aperfeiçoar e

operar, eficientemente, sua contabilidade, cobrança e serviços ao cliente.

Alguns dos indicadores e dados referentes ao setor de energia apresentados neste Estudo Técnico

foram obtidos perante as seguintes entidades: Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Banco

Mundial, BNDES e Câmara de Comissão de Valores Mobiliários (CVM). Tais indicadores financeiros

não foram verificados de forma independente. As informações contidas neste Estudo Técnico em

relação ao Brasil e à economia brasileira são baseadas em dados publicados pelo Banco Central do

Brasil, Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), Instituto de Pesquisa Econômica

Aplicada (IPEA), por outros órgãos públicos e outras fontes. Todos os indicadores do setor de energia

e dados demográficos utilizados neste Estudo Técnico foram extraídos de fontes consideradas

confiáveis. Apesar de acreditarmos que essas informações provêm de fontes confiáveis, estes dados

macroeconômicos, comerciais e estatísticos não foram objeto de verificação de forma

independente.

Desta forma, quaisquer informações financeiras incluídas nesse Estudo Técnico não são, e não

devem ser consideradas, demonstrações contábeis das Companhias. Os potenciais impactos

financeiros mencionados neste Estudo Técnico têm como base, exclusivamente, informações

disponibilizadas pelas Companhias até a data deste Estudo Técnico.

O presente Estudo Técnico baseia-se em informações públicas no que tange ao entendimento e

conhecimento do setor por parte dos consultores da APSIS e por informações fornecidas pelas

Companhias.

Ao prepararmos o Estudo Técnico, observando a legislação e regulamentação aplicável, nós, da

APSIS, não levamos em conta o impacto de quaisquer comissões e despesas que possam resultar da

consumação da recuperação judicial. Ademais, os cálculos financeiros contidos no Estudo Técnico

podem não resultar sempre em soma precisa em razão de arredondamento.

Este documento não é, e não deve ser utilizado como, uma recomendação ou opinião para os

credores das Companhias sobre se a transação é aconselhável para qualquer credor ou sobre a

justeza da transação (fairness opinion) do ponto de vista financeiro. Não estamos aconselhando tais

credores em relação à recuperação judicial. Todos os credores devem conduzir suas próprias

análises sobre a recuperação judicial e, ao avaliar o processo, devem se basear nos seus próprios

assessores financeiros, fiscais e legais e não no Estudo Técnico.

A elaboração de análises econômico-financeiras, como as realizadas no presente Estudo Técnico, é

um processo complexo que envolve julgamentos subjetivos e não é suscetível a uma análise parcial

ou descrição resumida. Desse modo, a APSIS acredita que o Estudo Técnico deve ser analisado como

um todo, e a análise de partes selecionadas e outros fatores considerados na elaboração podem


resultar num entendimento incompleto e incorreto das conclusões. Os resultados aqui apresentados

se inserem exclusivamente no contexto do Plano de Recuperação Judicial e não se estendem a

quaisquer outras questões ou transações, presentes ou futuras, relativas às Companhias ou ao setor

em que atuam.

O Estudo Técnico é exclusivamente destinado às Companhias e não avalia a decisão comercial

inerente a estas de realizar a transação, tampouco constitui uma recomendação para as Companhias

e/ou seus credores (inclusive, sem limitações, quanto à maneira pela qual eles devem exercer seu

direito a voto ou quaisquer outros direitos no que tange à recuperação judicial).

No presente Estudo Técnico, foram adotadas algumas premissas-chave, essenciais para o sucesso do

Plano de Recuperação Judicial, informadas pela administração das Companhias. Caso as mesmas não

se realizem, impactos relevantes no Plano de Recuperação Judicial podem vir a ocorrer. Tais

premissas são descritas em detalhes no Capítulo 6.

Apresentamos a seguir o currículo das pessoas físicas e jurídicas que foram envolvidas na elaboração

e/ou revisão do presente Estudo Técnico:

APSIS CONSULTORIA EMPRESARIAL LTDA. — Há mais de 35 anos, a APSIS presta consultoria a

companhias do Brasil, América Latina e Europa em avaliação de empresas, marcas e outros

intangíveis, além de realizar avaliação patrimonial de ativos, consultoria e negócios imobiliários,

gestão de ativo imobilizado e sustentabilidade corporativa. Seguimos o padrão internacional da ASA

– American Society of Appraisers (Washington, DC), através das normas do USPAP – Uniform

Standards of Professional Appraisal Practice, bem como os padrões da ética. Somos membro do

IBAPE - Instituto Brasileiro de Avaliações e Perícias de Engenharia, órgão de classe formado por

engenheiros, arquitetos e empresas habilitadas que atuam na área das avaliações e perícias, cujas

normas foram desenvolvidas de acordo com os princípios básicos das normas internacionais do IVSC -

International Valuation Standards Committee e UPAV - União Pan-Americana de Associações de

Avaliação, o comitê internacional de normas de avaliação do IVSC, integrado por entidades

nacionais do continente americano que se dedicam à área de avaliação.

RICARDO DUARTE CARNEIRO MONTEIRO - Sócio-fundador e Conselheiro da APSIS, é diretor do

Instituto Brasileiro de Executivos de Finanças (IBEF) desde 2001, perito judicial das varas cível e de

fazenda e professor da cadeira de Construção Civil da Pontifícia Universidade Católica do Rio de

Janeiro (PUC-RIO).

Formação: Graduação em Engenharia Civil pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro

(PUC-RIO). Pós-Graduação em Engenharia Econômica também pela mesma.

ANA CRISTINA FRANÇA DE SOUZA, ICVS - Conselheira da APSIS, atua há mais de 25 anos em avaliação

de empresas, incluindo ativos tangíveis e intangíveis e consultoria imobiliária. Diretora executiva e

fundadora do Comitê Brasileiro de Avaliadores de Negócios (CBAN) da ANEFAC. É diretora e

professora do Instituto Brasileiro de Executivos Financeiros (IBEF). Lecionou no MBA de Avaliação de

Marcas da FGV e no Instituto de Engenharia Legal (IEL). Palestrante em diversas entidades, como a

Comissão de Valores Mobiliários (CVM), o International Business Communication (IBC), Licensing


Executives Society International (LESI), o Instituto Brasileiro de Economia (IBRE), a Universidade do

Estado do Rio de Janeiro (UERJ), o American Chamber (AMCHAM), entre outros. Responsável técnica

no Brasil do International Association of Consultants, Valuators and Analysts (IACVA), por onde é

internacionalmente certificada como avaliadora com a credencial ICVS - “International Certified

Valuation Analyst”.

Formação: Graduação em Engenharia Civil pela Universidade Federal Fluminense (UFF-RJ), com pós-

graduação em Avaliação de Empresas e Projetos e em Ciências Contábeis, ambas pela Escola de Pós-

Graduação da Fundação Getúlio Vargas (EPGE - FGV). Cursou BV 201 e BV 202, do programa de

Business Valuation da ASA (American Society of Appraisers). Cursou o BV 301 - Avaliação de Ativos

Intangíveis pelo Institute of International Business Valuers (IIBV), joint venture da ASA com o CICBV

(Canadian Institute of Chartered Business Valuators).

LUIZ PAULO CÉSAR SILVEIRA, ICVS - Vice-presidente Técnico da APSIS, atua há mais de 14 anos em

avaliação de empresas, incluindo ativos tangíveis e intangíveis. Diretor executivo e fundador do

Comitê Brasileiro de Avaliadores de Negócios (CBAN) da ANEFAC. Responsável técnico no Brasil do

International Association of Consultants, Valuators and Analysts (IACVA), por onde é

internacionalmente certificado como avaliador com a credencial ICVS - “International Certified

Valuation Analyst”.

Formação: Graduação em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal Fluminense (UFF-RJ) em

1989 e mestrado em Administração de Empresas pela Universidade Federal do Rio de Janeiro

(COPPEAD-UFRJ) em 1991. Auditor líder ambiental certificado pelo Inmetro (ISO14001). Cursou BV

201 e BV 202, do programa de Business Valuation da ASA (American Society of Appraisers). Cursou o

BV 301 - Avaliação de Ativos Intangíveis pelo Institute of International Business Valuers (IIBV), joint

venture da ASA com o CICBV (Canadian Institute of Chartered Business Valuators).

RENATA POZZATO CARNEIRO MONTEIRO - Presidente da APSIS, atua no mercado de consultoria em

Avaliações e M&A há mais de 10 anos. Experiência na coordenação de projetos, em especial

avaliação de ações judiciais e passivos, e negociações de fusões e aquisições. Já atuou na

coordenação de projetos na área de sustentabilidade, dentre os quais se destaca o desenvolvimento

de projetos pioneiros de créditos de carbono junto à ONU e dimensionamento de passivos

ambientais.

Formação: Graduação em Direito. Pós-Graduação lato sensu em Direito da Propriedade Industrial

pela Faculdade de Direito da Universidade Estadual do Rio de Janeiro (UERJ). Fez MBA em Gestão de

Negócios pelo Instituto Brasileiro de Mercados e Capitais (IBMEC).

SÉRGIO FREITAS DE SOUZA - Vice-presidente de Novos Negócios da APSIS, possui experiência de mais

de 23 anos na área de Avaliações, Gestão de Ativo Imobilizado e Sistemas de Gestão Integrada ERPs

(Enterprise Resource Planning) e, também, Consultor de Projetos da FGV.

Formação: Graduação em Economia pela Universidade Gama Filho.


ANTONIO NICOLAU - Diretor da área de Business Valuation da Apsis. Atuou como auditor externo em

uma das Big Four durante 10 anos e foi diretor de controladoria de instituição financeira de grande

porte durante 9 anos.

Formação: Graduação em Direito.


2. DOCUMENTOS RECEBIDOS

O presente Estudo Técnico foi elaborado com base em informações recebidas pela ENEVA e seus

assessores, na forma de documentos e entrevistas verbais com o cliente. As estimativas utilizadas

neste processo estão baseadas nos documentos e informações, os quais incluem, entre outros, os

seguintes:

Demonstrações financeiras de todas as companhias do Grupo ENEVA em 31 de dezembro de

2014, não auditadas;

Fluxo de Caixa da Companhia (Holdings e operacionais) elaborado pela equipe de valuation

da ENEVA;

Fluxo de Caixa da Companhia (Holdings e operacionais) elaborado pelos assessores

financeiros da ENEVA (base para o plano de Recuperação Judicial);

Apresentações internas do Board of Directors da companhia contemplando as operações de

ativos propostas no Plano de Recuperação Judicial;

Contrato de Compra e Venda de Pecém I;

Pedido de Recuperação Judicial das Companhias elaborado pelo escritório de advocacia

Galdino Coelho Mendes Carneiro Advogados; e

Informações públicas das Companhias.

Também utilizamos bancos de dados selecionados de terceiros para a obtenção de informações

financeiras, incluindo:

Bloomberg LP; e

Relatórios do setor de energia elétrica.


3. DESCRIÇÃO DA ENEVA

A ENEVA S.A. é uma holding do setor de geração de energia termelétrica no Brasil. A companhia é

detentora de quatro grupos de ativos principais: Geração, Recursos Naturais, Recursos Renováveis e

Projetos Térmicos. Sua principal atividade econômica é a geração e comercialização de energia

elétrica, com negócios complementares em exploração e produção de gás natural. Abaixo, um

quadro com os principais ativos da Companhia e um breve detalhamento sobre cada um deles:

¹ Em dez/2014 a ENEVA realizou a venda de sua participação à EDP, o que está sujeito a aprovações.

² 1/3 ENEVA e 2/3 PGN

³ Imetame, DELP e Ortang

Geração

Projetos com PPAs Assegurados

Parnaíba I 676 MW70% ENEVA

30% Petra

Parnaíba I I 517 MW100% ENEVA

Pecém I ¹ 720MW50% ENEVA50% EDP

Pecém II 365 MW50% ENEVA50% E.ON

Itaqui 360 MW100% ENEVA

Amapari 23 MW51% ENEVA49% Eletronorte

Recursos Naturais

Gás natural

Blocos Exploratórios (MA)

Total de 8 blocos

7 blocos

70% Parnaíba Gás Natural ¹

30% BPMB

1 bloco50% Parnaíba Gás Natural ²50% Consórcio ³

Carvão Mineral

Mina de Seival 30% ENEVA

70% Compelmi

Portfólio de projetos Térmicos

Projetos em desenvolvimento

Parnaíba (Expansão) 872 MW

35% ENEVA35% EnevaParticipações30% Petra

Sul 727 MW

50% ENEVA50% Eneva Participações

Seival 600MW

50% ENEVA

50% Eneva Participações

Açu 5.400MW

50% ENEVA50% Eneva Participações

Renováveis

Projetos de energias renováveis

Ventos

600 MW100% Eneva Participações

Tauá 1 MW100% ENEVA Participações

Projetos em desenvolvimento

Tauá (Expansão)49 MW100% ENEVA Participações

Geração

Projetos com PPAs Assegurados

Parnaíba III 176 MW

35% ENEVA35% Eneva Participações30% Petra

Parnaíba IV 56 MW

35% ENEVA35% Eneva Participações30% Petra

Eneva S.A. Eneva Participações S.A.


GERAÇÃO

ITAQUI

Localizada no Distrito Industrial de São Luís e movida a carvão mineral, a usina está em

operação comercial desde fevereiro de 2013. A ENEVA S.A. tem 100% de participação no

empreendimento, que tem capacidade para gerar 360 MW de energia.

No leilão A-5 em outubro de 2007, foram contratados 315 MWm por um período de 15 anos,

iniciando-se em fevereiro de 2013. No leilão, foi garantida a receita fixa de R$ 115/MWm,

reajustada anualmente pelo IPCA.

PECÉM I

A usina termelétrica de Pecém I, localizada no município de São Gonçalo do Amarante (CE), produz

energia à base de carvão mineral pulverizado. A usina possui dois módulos de 360 MW, totalizando

720 MW. A ENEVA detinha 50% de participação no projeto e 50% pertencia à EDP. Em dez/2014 a

ENEVA realizou a venda de sua participação à EDP, o que está sujeito a aprovações.

No leilão de energia nova A-5, realizado em outubro de 2007, a usina contratou 615 MW médios,

garantindo uma receita fixa e indexada ao índice de inflação IPCA de cerca de R$ 111,00/MWh (base

dez/2013), durante 15 anos, a partir de janeiro de 2013.

PECÉM II

A termelétrica Pecém II está localizada no município de São Gonçalo do Amarante (CE) e produz

energia à base de carvão mineral pulverizado. Pecém II, um empreendimento 50% ENEVA S.A. e 50%

E.ON, possui capacidade instalada de 365 MW.

Ao comercializar 276 MW médios no leilão de energia nova A-5 de setembro de 2008, a usina

garantiu aproximadamente R$ 117,00/MWh (base: dez/2013) de receita fixa indexada ao IPCA,

durante 15 anos, a partir de junho de 2013. Nesta data, Pecém II se sincronizou com o Sistema

Interligado Nacional (SIN) e concluiu todos os testes elétricos requeridos pelo ONS. Em outubro, a

usina recebeu autorização da ANEEL para iniciar operação comercial.

PARNAÍBA I

A Usina de Parnaíba I está localizada dentro do Complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes

(MA). A usina utiliza gás natural, está em operação desde fevereiro de 2013 e possui capacidade

instalada de 676 MW. O fornecimento de gás para o Complexo de Parnaíba é feito pela Parnaíba Gás

Natural (PGN), cuja operação está detalhada mais adiante. A Usina de Parnaíba I é controlada pela

ENEVA S.A., que detém 70% das ações. A detentora dos 30% restantes é a Petra Energia.

No leilão de energia A-5 ocorrido em 2008, a Parnaíba I contratou 450 MWm por uma receita fixa de

R$ 112,50/MWh (base dez/13), reajustada anualmente pelo IPCA.

PARNAÍBA II

A Usina de Parnaíba II está localizada dentro do Complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes

(MA). A usina utiliza gás natural, está em fase pré-operacional e possuirá capacidade instalada de


518 MW. A ENEVA conseguiu junto à ANEEL um Termo de Ajuste de Conduta (TAC) que garantiu a

postergação do início de sua operação comercial para julho de 2016. No período de Dez/2014 a

Jun/2016, as turbinas de Parnaíba II estarão arrendadas à Parnaíba I. A ENEVA S.A. é detentora de

100% das ações de Parnaíba II.

No leilão de energia A-3 ocorrido em 2011, a Parnaíba II contratou 400 MWm pra entrega até março

de 2014 e 450 MWm para entrega de janeiro de 2015 por 20 anos. A receita fixa acordada para o

primeiro contrato foi de R$ 79/MWh (base dez/13), enquanto a receita fixa do segundo contrato foi

de R$ 94,82 MWh (base dez/13), ambas reajustadas anualmente pelo IPCA.

PARNAÍBA III

A Usina de Parnaíba III está localizada dentro do Complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes

(MA). A usina utiliza gás natural, está em operação desde outubro de 2013 e possui capacidade

instalada de 178 MW. A ENEVA S.A. é detentora de 35% das ações de Parnaíba III, enquanto a ENEVA

PARTICIPAÇÔES detém 35% e a Petra 30%.

No leilão de energia A-5 em 2008, a usina contratou 98 MWm por uma receita fixa de R$ 115/MWh

(base dez/13), reajustada anualmente pelo IPCA.

PARNAÍBA IV

A Usina de Parnaíba IV está localizada dentro do Complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes

(MA). A usina utiliza gás natural, está em operação desde janeiro de 2014 e possui capacidade



A usina de Parnaíba IV tem contrato firmado com a Kinross, por um prazo de cinco anos, para

fornecer 20 MWm de dezembro de 2013 a maio de 2014 e 46 MWm de junho de 2014 a dezembro de

2018. A energia restante será vendida no mercado livre.

AMAPARI

Em operação desde junho de 2008, a Amapari é uma usina termelétrica a óleo diesel, localizada no

município de Serra do Navio (AP), com capacidade de geração de energia elétrica de 23 MW, sendo

51% de propriedade da ENEVA S.A. e 49% da Eletronorte.

Em julho de 2009, a Licença de Operação da unidade foi renovada pela Secretaria de Estado do Meio

Ambiente do Amapá (Sema). A Usina Amapari tem autorização da ANEEL para atuar como Produtor

Independente de Energia (PIE) e possui contrato de fornecimento direto de energia elétrica para a

Anglo Ferrous Amapá Mineração até 2015.


QUADRO RESUMO DOS ATIVOS OPERCIONAIS DA ENEVA

RECURSOS NATURAIS

BLOCOS EXPLORATÓRIOS DE GÁS NATURAL

A Parnaíba Gás Natural (PGN) - sociedade de propósito específico dividida entre Cambuhy (36%),

OGPar (36%), ENEVA S.A. (18%) e E.ON (9%) - possui participação majoritária na concessão de oito

blocos exploratórios terrestres na Bacia do Parnaíba (MA). Os blocos terrestres têm recursos

riscados estimados em mais de 11 trilhões de pés cúbicos (TCF) e estão localizados em uma área

total de 24.500 km², alcançando mais de 50 municípios.

A PGN tem um percentual de 70% na concessão de 7 blocos exploratórios na Bacia do Parnaíba,

sendo os 30% restantes de posse da BPMB. Além disso, a PGN opera outro bloco exploratório na

Bacia do Parnaíba em parceria com o consórcio formado por Imetrame Energia, Delp e Ortang

Equipamentos, com 50% de participação.

MINAS DE CARVÃO MINERAL - SEIVAL

Localizada no município de Candiota (RS), as reservas da Mina de Seival chegam a 152 milhões de

toneladas, quantidade superior à necessária para a operação das usinas térmicas a carvão do grupo.

Já os recursos totais certificados da mina chegam a 610 milhões de toneladas de carvão.

Fruto de parceria entre a ENEVA S.A. (com 30% do empreendimento) e a Copelmi (70%), a Mina de

Seival poderá ter sua produção comercializada para o mercado local, além de atender ao Complexo

Sul e Seival. A previsão é que o empreendimento alcance uma produção de 10 milhões de toneladas

anuais.

PROJETOS TÉRMICOS EM DESENVOLVIMENTO

SUL ENERGIA

A Usina Termelétrica Sul Energia será abastecida pelo carvão mineral da Mina de Seival. Localizada

no município de Candiota (RS), a planta terá 727 MW de potência instalada, com duas unidades

geradoras de 363,5 MW cada.

A Licença Prévia (LP) do projeto foi concedida em novembro de 2009 para uma capacidade de 600

MW e retificada para os atuais 727 MW pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos

Naturais Renováveis (IBAMA). A UTE Sul Energia é fruto da joint venture entre ENEVA S.A. e ENEVA

PARTICIPAÇÕES.

Nome TipoCapacidade

(MWh)

Início da

operaçãoPrazo do PPA

Receita fixa

(R$/MWh) ¹

Disponibilidade

Declarada

Participação

ENEVA

Itaqui Carvão 360 fev/13 15 anos 114,53 95,1% 100%

Pecém I Carvão 720 jan/13 15 anos 110,96 90,1% 50% ²

Pecém II Carvão 365 jun/13 15 anos 117,25 95,1% 50%

Parnaíba I Gás Natural 675 fev/13 15 anos 112,5 97,0% 70%

Parnaíba II Gás Natural 517 jul/16 20 anos 94,82 96,6% 100%

Parnaíba III Gás Natural 176 out/13 15 anos 114,71 97,0% 70% ³

Parnaíba IV Gás Natural 56 jan/14 5 anos - 95,9% 70% ³

Amapari Óleo Diesel 23 jun/08 - - - 51%

¹ Base = novembro de 2013

² Em dez/2014 a ENEVA realizou a venda de sua participação à EDP, o que está sujeito a aprovações.

³ A participação da Eneva está dividida entre Eneva S.A. (35%) e Eneva Participações S.A. (35%)


USINA DE SEIVAL

A Usina Termelétrica (UTE) de Seival, localizada no município de Candiota (RS), possui Licença de

Instalação (LI) de 600 MW, em terreno localizado dentro da área de concessão da ENEVA S.A. A UTE

Seival é fruto da joint venture entre ENEVA S.A. e ENEVA PARTICIPAÇÕES.

COMPLEXO AÇU

A joint venture entre a ENEVA S.A. e a ENEVA PARTICIPAÇÕES irá construir um projeto dividido em

duas fases, num total de 5.400 MW, em São João da Barra, região Norte Fluminense do Rio de

Janeiro. A Usina Termelétrica Açu, em sua primeira fase, utilizará o carvão como insumo para

produzir 2.100 MW por meio de quatro unidades geradoras de 525 MW cada. Já a segunda fase da

usina será abastecida com gás natural e terá capacidade de 3.300 MW, com dez turbinas a gás e

cinco a vapor.

PROJETOS DE ENERGIAS RENOVÁVEIS

PROJETO VENTOS

O Projeto Eólico Ventos está localizado no Rio Grande do Norte, nas cidades de Jandaíra e João

Câmara. Com capacidade instalada total de 600 MW e planejamento de expansão para 600 MW

adicionais, a ENEVA PARTICIPAÇÕES tem um percentual de 100% sobre o projeto.

TAUÁ

Em operação comercial desde agosto de 2011, a Usina Solar Tauá conta com 4.680 painéis

fotovoltaicos para converter a energia solar em elétrica, numa área de aproximadamente 12 mil

metros quadrados. Cerca de R$ 10 milhões foram investidos na unidade, cuja capacidade inicial é de

1 MW – o bastante para suprir 1.500 residências. O projeto possui licença para ampliar sua

capacidade gradualmente para até 50 MW.


4. RAZÕES PARA A CRISE

Uma das maiores geradoras privadas de energia do país, a ENEVA deu entrada com seu pedido de

Recuperação Judicial no dia 9 de dezembro de 2014, visando ultrapassar o momento de crise e

retomar sua capacidade de pagamento das dívidas contraídas junto a credores públicos e privados.

Esta sessão destina-se a explicitar as principais causas da crise na qual a companhia atualmente se

encontra.

Constituída em 2001 sob a denominação de MPX Energia, a ENEVA S.A. foi criada com o propósito de

investir em companhias e usinas do setor de geração de energia termelétrica, e abriu capital em

2007, em meio a um cenário promissor tanto da economia nacional quanto do setor de energia em

geral.

Já a ENEVA PARTICIPAÇÕES S.A. é resultado da joint venture entre a ENEVA S.A. e a E.ON SE

(“E.ON”), e busca investir em projetos de geração de energia das mais diversas naturezas, incluindo

plantas térmicas, eólicas e solares.

Dentro do contexto de construção, aquisição, expansão e alavancagem de seus projetos, a ENEVA

recorreu a credores públicos e privados objetivando o financiamento destes projetos por via de

operações comumente referidas como Project Finance. Este tipo de operação, comum às Sociedades

de Propósito Específico (“SPEs”), tem por característica principal o suporte contratual do valor

emprestado pelo fluxo de caixa do projeto, servindo como garantia os ativos e recebíveis desse

mesmo projeto.

Por motivos que fogem ao escopo deste trabalho, o início da operação de determinados projetos

teve sua data adiada, alterando-se os prognósticos a respeito do momento inicial de geração de

energia, assim como o programa de rentabilidade da operação. Além disso, determinados projetos

incorreram em custos não previstos pelas Companhias, o que dificultou ainda mais a geração de

resultados favoráveis às SPEs e à ENEVA.

Dado que a ENEVA tem por atividade principal o investimento nos referidos projetos, a postergação

dos recebíveis sem a equivalente postergação das despesas financeiras gerou forte impacto em seu

fluxo de caixa, pressionando cada vez mais sua capacidade de pagamento das dívidas. Vale ressaltar

que, apesar de não operacional, a ENEVA possuía, na data de seu pedido de Recuperação Judicial,

dívidas da ordem de R$ 2,3 bilhões, valor bastante superior ao fluxo de caixa gerado pelas SPEs.

Vale ressaltar ainda, que o valor acima referido restringe-se às dívidas diretas de ENEVA S.A. e

ENEVA PARTICIPAÇÕES S.A., não estando nele inclusos os valores devidos pelas SPEs.

Dado o alto nível de endividamento e os imprevistos operacionais, a ENEVA deu início, em 2014, a

um Plano de Estabilização visando à renegociação das dívidas e a adequação da estrutura de capital

da companhia a uma operação de longo prazo no setor energético. Tal plano previa o alongamento

de prazos das dívidas das SPEs e das holdings, assim como um aumento de capital da ENEVA na

ordem de R$ 3,5 bilhões, especialmente a partir de conversão de créditos detidos por seus credores

e de novos aportes da E.ON.


Embora o início do plano tenha mostrado resultados satisfatórios, eventualmente os credores e as

Companhias entraram em desacordo a respeito dos termos de renegociação das dívidas, impedindo a

concretização dos objetivos finais e mais relevantes do Plano de Estabilização. Diante da falha em

articular uma renegociação da dívida que viabilizasse a operação de longo prazo das Companhias, a

ENEVA optou pelo pedido de Recuperação Judicial como alternativa mais viável à recuperação de

sua capacidade de geração de caixa e de pagamento de suas dívidas, sem comprometimento de seu

potencial em longo prazo.


5. ANÁLISE DO SETOR

Segundo o IPL (Instituto Politécnico de Leiria), o setor de energia elétrica brasileiro tem atravessado

diversas mudanças estruturas nas últimas décadas. Entre as principais, estão a criação da Agência

Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em 1996 e a introdução do Novo Modelo do Setor Elétrico em

2004. De modo geral, a comercialização de energia passou a ocorrer em dois ambientes separados,

o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), onde participam geradoras e distribuidoras, e o

Ambiente de Contratação Livre (ACL), no qual podem participar geradoras, comercializadoras,

importadores, exportadores e consumidores livres.

Este processo fez com que a estrutura do setor se tornasse menos estritamente regulamentada e

verticalizada. No modelo atual, as companhias do setor são divididas em geradoras, transmissoras e

distribuidoras. Enquanto a transmissão e a distribuição continuam inteiramente regulamentadas, a

produção das geradoras é hoje negociada em mercado livre.

Também foram criadas, nesse ínterim, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Esta última

tem o objetivo de desenvolver estudos para o planejamento da expansão do sistema, enquanto o

ONS coordena as usinas de rede e transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN) e a CCEE tem a

função de viabilizar um ambiente de negociação de energia seguro e competitivo.

A EPE (Empresa de Pesquisa Energética) afirma que a geração de energia elétrica no Brasil em

centrais de serviço público e autoprodutores foi de cerca de 570 TWh (Terawatt-hora, equivalente a

1 milhão de MWh) em 2013, o que configura um aumento de 3,2% em relação ao ano anterior. A

oferta interna de energia elétrica como um todo foi majoritariamente oriunda de energia

hidráulica, que teve cerca de 70,6% de participação em sua composição, seguida por fontes

derivadas do gás natural, com 11,3%, e de fontes de biomassa, com 7,6%. O quadro a seguir oferece

um breve resumo da composição da oferta interna de energia:

O Balanço Nacional Energético publicado em maio de 2014 pela EPE, indica uma redução de 5,4% na

oferta interna de energia hidráulica em 2013 em relação ao ano interior, e a participação de

energias renováveis na composição da matriz energética nacional decresceu de 84,5% em 2012 para


79,3% em 2013. A geração derivada de energia eólica aumentou em 30,2% no mesmo período, mas o

aumento do consumo de eletricidade no país, da ordem de 3,6% em 2013 foi sustentado por geração

térmica, principalmente da derivada de carvão mineral, gás natural e bagaço da cana. As mudanças

percentuais na participação de cada tipo de energia foram da seguinte ordem:

De acordo com a ANEEL, a ordem de despacho das usinas, determinada pelo ONS, é definida pela

preferência a energias de menor custo. De modo geral, começa com a geração de energia pelas

hidrelétricas e, em seguida, é acionada a geração pelas térmicas por ordem de menor custo.

Um estudo sobre a competitividade da geração termelétrica a gás natural no Brasil, publicado na Rio

Oil & Gas Expo and Conference 2014, afirma que o setor elétrico brasileiro se encontra em um

ponto de inflexão, pois a demanda vem apresentando um aumento constante enquanto a

capacidade de regularização dos reservatórios hídricos se reduz nesse processo. Desta forma, a

fonte termelétrica se apresenta como fonte de backup e alternativa para a geração na base.

Adicionalmente, o Balanço Nacional Energético mostra que a participação da energia termelétrica

em 2013 chegou a 30,3% da oferta de energia total, contra 23,9% em 2012, o que configura um

aumento de 31% no período. A energia termelétrica teve a seguinte composição em 2013:


Já o Plano de Operação Energética, publicado pelo ONS em 2013, apresenta um resumo do

panorama do setor e estima a seguinte evolução das participações das diferentes fontes de energia

na composição da matriz energética entre 2013 e 2017:


6. PREMISSAS-CHAVE DO PLANO DE NEGÓCIOS DA COMPANHIA

Como mencionado na Introdução do presente Estudo Técnico, o plano de recuperação da ENEVA

depende da confirmação de algumas premissas-chave. Caso as mesmas não se realizem, a

implementação do plano pode vir a ser comprometida. São estas:

Consolidação das dívidas da ENEVA S.A. e ENEVA PARTICIPAÇÕES: As Companhias deram

entrada em conjunto com o pedido de Recuperação Judicial. Assim, para efeitos de

renegociação das dívidas com os credores e para fins de fluxo de caixa projetado, foi

considerada a dívida consolidada dessas duas empresas, atingindo conjuntamente um valor

total de R$ 2,3 bilhões.

Renegociação das dívidas das usinas: Atualmente as dívidas detidas pelas usinas estão

sendo renegociadas entre a administração da ENEVA e os respectivos bancos de cada

empresa. Para fins de fluxo de caixa, considerou-se um cenário contemplando a

renegociação dessas dívidas (prazos e taxas). Este é o cenário que a administração da ENEVA

entende ser o mais provável.

Funding para CAPEX: O fluxo de pagamento da dívida considerada neste Estudo Técnico

para fins de estudo de viabilidade, prevê que parte da dívida será convertida em ação pelos

credores, em troca de um aumento de capital na ENEVA. O percentual de dívida convertida

em ações e consequentemente o valor que será aportado na Companhia está baseado em

estimativas passadas pela ENEVA, com base em seu plano de Recuperação Judicial, não

tendo a APSIS validado os valores considerados.

Contrato Bilateral de Fornecimento de Energia com a MMX: Em 2009, a ENEVA assinou um

contrato bilateral de fornecimento de energia com a MMX, com o objetivo de viabilizar a

construção de Parnaíba IV e atender à futura demanda de energia da MMX. Por motivos

diversos que incluíram a redução significativa na demanda de energia da MMX e a restrição

no volume de gás do Complexo Parnaíba, as partes estão avaliando a possibilidade de

rescindir o contrato de forma antecipada. A ENEVA fez uma proposta de pagamento à MMX

no valor total de R$ 45 milhões, a ser pago em meados de 2015 (valor considerado no fluxo

de caixa projetado do Plano de Recuperação). A administração da ENEVA acredita que esta

proposta será aceita pela MMX.

Contratos de PPA das Usinas: As projeções de preço de venda de energia considerado no

fluxo das usinas foram baseadas nos contratos de PPA existentes para cada usina

operacional, sendo corrigido pela inflação projetada por todo o período projetivo. Para a

renovação dos PPA’s foi utilizada a premissa de que os preços da energia serão reajustados

somente pela inflação projetada. Como os PPA’s em vigor possuem contratos de longo

prazo, esta premissa tem pouco impacto no modelo.

Curva de despacho considerada: As projeções de despacho esperado foram baseadas nas

premissas da ENEVA e de seus assessores financeiros de modo a refletir suas expectativas na

data de elaboração do plano.


PROPOSTA DE REESTRUTURAÇÃO DE ATIVOS – CENÁRIO BASE

Pecém I: Em 9 de dezembro de 2014, a ENEVA S.A. vendeu sua participação de 50% em

Pecém I para a EDP – ENERGIAS DO BRASIL S.A. por um montante de R$ 300 milhões. Como a

ENEVA S.A. encontra-se em Recuperação Judicial, a eficácia desta operação está sujeita às

seguintes condições: i) os credores da empresa devem aprovar o plano de reorganização das

Companhias; ii) A Corte responsável pela Recuperação Judicial deve homologar o Plano de

Recuperação; e iii) A operação necessita da autorização dos bancos IDB, BNDES e quaisquer

outras instituições financeiras que possuam contratos com Pecém I. A entrada de caixa

referente à venda deste ativo deve ocorrer em junho de 2015 e o caixa deverá ser utilizado

para financiar a holding até o início da entrada de caixa gerado pelos ativos operacionais.

Parnaíba I, III e IV: É considerada no Plano de recuperação Judicial a incorporação dos 30%

de participação nas usinas de Parnaíba I, III e IV detidas pela Petra. Considera-se também

que as ações dessas SPE’s detidas pela ENEVA PARTICIPAÇÕES sejam incorporadas pela

ENEVA S.A.

Parnaíba Gás Natural (PGN): O plano considera um cenário base, no qual a E.ON contribui

com seus 9% de participação na PGN junto à ENEVA. Desta forma, a participação final da

ENEVA na PGN considerada no plano é de 27,3%.

BPMB: É considerada no Plano de Recuperação Judicial a incorporação dos 100% de

participação em BPMB detidos atualmente pelo BTG Pactual. Desta forma, a ENEVA passaria

a deter aproximadamente 50% dos blocos de gás, uma vez que sua participação seria de

27,3% na PGN e 100% na BPMB, que possuem 70 e 30% dos campos de gás, respectivamente.

PROPOSTA DE REESTRUTURAÇÃO DE ATIVOS - CENÁRIOS ALTERNATIVOS

Ausência de contribuição dos Ativos Petra (Parnaíba I e Parnaíba IV): O cenário base

contempla a contribuição da totalidade dos Ativos Petra (Parnaíba I e Parnaíba IV). Na

hipótese de a Petra não manifestar seu interesse em participar do Aumento de Capital

mediante subscrição com os ativos supracitados, a ENEVA manterá sua participação de 70%

em ambas as usinas e deixará de assumir uma dívida referente à compra dos Ativos Petra no

valor de R$ 42 milhões. As premissas operacionais das usinas remanescentes não se alteram

neste caso, mas a proposta de reestruturação financeira se ajusta a esta possibilidade, de

modo a conservar a viabilidade econômico-financeira do Plano de Recuperação frente à

dívida adicionada. Maiores detalhes acerca das possíveis alterações na proposta de

reestruturação financeira podem ser encontrados na sessão 10 deste relatório.

Ausência de contribuição dos Ativos E.ON: Também existe a hipótese de a E.ON não

manifestar seu interesse em participar do Aumento de Capital com os ativos PGN, Parnaíba

III e Parnaíba IV. Neste caso, não haveria alteração no montante total da dívida a ser

renegociada, mas sim na participação total de ENEVA nos ativos operacionais. No entanto, a

viabilidade econômico-financeira do plano não será prejudicada.


Estrutura considerada no Plano de Recuperação: Cenário Base

ENEVA

Itaqui

Pecém II

Parnaíba I

Parnaíba II

Parnaíba III

Parnaíba IV

PGN

BPMB

100%

100%

100%

100%

100%

50%

27,3%

100%


ATIVOS CONTRIBUTÓRIOS CONSIDERADOS NO PLANO DE REESTRUTURAÇÃO DA COMPANHIA

Ativos Contributórios Considerados: Para fins de fluxo de caixa utilizado no plano de

Recuperação Judicial das Companhias, foram consideradas as seguintes unidades geradoras

de caixa, já refletindo a reestruturação proposta: Pecém II (50% de participação), PGN

(27,3% de participação) e Parnaíba I, II, III, IV, Itaqui e BPMB (todas com 100% de

participação), assim como a holding ENEVA S.A., que carrega as despesas de pessoal

administrativo do grupo.

Ativos Operacionais não Considerados: Os ativos Amapari e Tauá não foram considerados

para fins de fluxo de caixa do plano de reestruturação. Estes ativos não possuem dívida e

seu fluxo de caixa é pouco significativo comparado aos demais ativos da ENEVA. Assim,

optou-se por não projetar seus fluxos.

Ativos que ainda não estão Operacionais: O restante dos ativos da companhia que ainda

não estão operacionais (Green Field), citadas no Capítulo 2, não foi considerado no fluxo de

caixa para fins de pagamento de dívida. Conforme conversas com a administração da

ENEVA, a relevância destes ativos sobre o caixa da companhia não é significativa no curto

prazo, tendo pouco ou nenhum efeito sobre a viabilidade do plano de Recuperação Judicial.

Desta forma, o início da operação destes ativos no futuro poderá representar um upside ao

cenário projetado no plano de Recuperação Judicial.


7. PREMISSAS OPERACIONAIS DAS USINAS TERMELÉTRICAS

RECEITAS

Usinas termelétricas podem operar no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) ou no Ambiente de

Contratação Livre (ACL). No ACR, os contratos de fornecimento de energia (Purchase Price

Agreement – PPA) são divididos entre uma receita fixa e uma receita variável e têm prazo médio de

15 anos. No ACL, os contratos de PPA determinam um valor por MWh fornecido.

Os Contratos de Comercialização de Energia em Ambiente Regulado (CCEAR) para as termelétricas

são realizados na modalidade intitulada “contratos por disponibilidade de energia”. Nesta

modalidade de contratação, os agentes geradores de energia são pagos de acordo com sua

quantidade de energia assegurada e não com base na energia efetivamente gerada.

A energia assegurada leva em consideração a potência total da usina, as taxas de indisponibilidade

forçada e programada declaradas pelo empreendedor, o custo variável unitário do empreendimento

declarado também pelo empreendedor, dentre outros fatores. Quanto maior o custo variável da

usina, menor será a energia assegurada atribuída à usina, dado que quanto maior seu custo variável,

menor a probabilidade de ser despachada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

Em contrapartida à energia assegurada que estará adicionando ao sistema, o empreendedor recebe

uma receita fixa, reajustada anualmente pelo IPCA. Esta receita é destinada a cobrir todos os custos

fixos da usina, incluindo despesas de depreciação, e a remunerar o capital investido.

Além da receita fixa, o empreendedor é ressarcido pelos custos variáveis decorrentes de sua

operação quando a usina é despachada pelo ONS. Esta modalidade de receita é chamada de “receita

variável” e cobre os custos com combustível e os custos de O&M incorridos a mais pela geração de

energia da usina.

A projeção de receita variável para as usinas está atrelada ao despacho esperado nos anos de

projeção. Considera-se que haja despacho sempre que o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças)

seja superior ao CVU (Custo Variável Unitário).

A companhia contratou uma consultoria especializada para projeção de diversos cenários mensais

para o PLD. Caso mais de 50% destes cenários aponte o PLD acima do CVU em um determinado

período, considera-se que há despacho de 100% da capacidade da usina. Caso menos de 50% das

séries aponte para um PLD superior ao CVU, considera-se que a usina não é despachada naquele

período. Por este motivo, no fluxo de caixa projetado pela Companhia, quando o PLD é muito

próximo ao CVU há grande volatilidade do despacho esperado.

TRIBUTOS

Foi considerada uma alíquota de PIS/COFINS de 9,3% sobre a ROB pelo período projetado. Além

disso, uma parcela dos custos com O&M e compra de combustível é dedutível do pagamento de

PIS/COFINS, por isso a projeção dos tributos totais desconta o crédito criado por estes custos do

montante a ser pago pela receita bruta.


CUSTOS OPERACIONAIS

Os custos envolvidos na operação de usinas Termelétricas dividem-se entre fixos e variáveis,

segundo a descrição abaixo:

CUSTOS FIXOS

o Custos com Pessoal

Tal linha de custos refere-se ao pessoal da ENEVA alocado na operação das usinas termelétricas.

o Serviços Prestados por Terceiros

Parte do pessoal alocado nas usinas da ENEVA é terceirizada, e esta linha reflete os custos

envolvidos com a contratação deste pessoal.

o Taxa ANEEL

A TFSEE (Taxa de Fiscalização de Serviço de Energia Elétrica) é destinada a prover os recursos

necessários ao funcionamento da ANEEL, e seu valor é estabelecido anualmente. O cálculo do valor

devido é feito sobre a Potência Instalada da usina.

o Taxa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST)

O transporte de energia elétrica no Brasil é realizado por meio de linhas de transmissão e

subestações que compõem a chamada Rede Básica. A Taxa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST)

tem como objetivo a manutenção desta infraestrutura de transmissão e é definida anualmente pela

ANEEL. Os reajustes ocorrem anualmente e a tarifa é definida pela ANEEL para cada agente do setor

elétrico.

o Taxa da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

Os agentes da CCEE têm obrigação de efetuar o recolhimento das contribuições relativas ao

funcionamento da CCEE a fim de cobrir seus custos e investimentos. A taxa foi considerada como R$

0,11 em 2014 e seu reajuste é realizado anualmente pelo IPCA.

o Despesa com seguros

As usinas possuem seguro sobre sua receita fixa e variável, cobrindo 100% das duas mediante

pagamento anual com reajuste pelo IPCA.

CUSTOS VARIÁVEIS

o O&M variável

Considera-se em cada usina um valor de O&M calculado sobre a energia despachada bruta. O valor

considerado por MWh inclui gastos com insumos de produção, como diesel, tratamento das cinzas,

água, químicos, cal, consumo interno de energia e outros.

o Pesquisa e Desenvolvimento (P&D)

É considerado que as usinas investem 1% de sua receita líquida de PIS/COFINS em Pesquisa e

Desenvolvimento. O cálculo deste valor para a rubrica de custos variáveis foi feito sobre a receita

variável líquida de PIS/COFINS.


o Custo com compra de combustíveis

Caso a usina seja despachada é necessária a aquisição de combustível para alimentá-las. O preço de

mercado por tonelada de carvão foi baseado nas previsões de preço da CIF-ARA e foram

consideradas as taxas de degradação por aquecimento de cada usina, assim como os tributos

envolvidos na compra da matéria-prima.

Já o preço por metro cúbico de gás foi baseado na cotação do Henry Hub e nos valores acordados

entre as usinas do Complexo de Parnaíba e a Parnaíba Gás Natural (PGN) pela compra do gás.

GASTOS POR INDISPONIBILIDADE

Caso a indisponibilidade efetiva da usina seja superior à indisponibilidade declarada no ato de

contratação do PPA, a usina deve pagar, pelo critério ADOMP, uma multa equivalente a esta

diferença vezes o spread entre o preço spot da energia e o custo variável da usina. Vale ressaltar

que a companhia pleiteou a alteração desta metodologia de cálculo junto à ANEEL, de modo que o

cálculo seja realizado com base na média móvel histórica da disponibilidade da planta. A projeção

de despesas por indisponibilidade considerou o cálculo baseado na média móvel histórica da

disponibilidade das plantas.

OVERHAULING

As usinas termelétricas reconhecem os gastos com manutenção sob a rubrica de Overhauling, dentro

de custos. Os custos até 2019 foram estimados de acordo com o MTP (Medium Term Plan) elaborado

pela companhia e os valores considerados para os anos seguintes foram reajustados pelo IPCA.


8. PREMISSAS OPERACIONAIS DAS PRODUTORAS DE GÁS NATURAL

RECEITAS

o RECEITAS POR VENDAS DE GÁS

As receitas por venda de gás da PGN e BPMB são provenientes das vendas de gás da companhia por

prazos e preços pré-estabelecidos sob contrato. O volume considerado varia segundo a demanda dos

compradores.

o RECEITAS DE ARRENDAMENTO

As Companhias possuem receitas provenientes de arrendamento pagos pelas plantas termelétricas

do Complexo Parnaíba. Tais receitas são determinadas por contrato e dividem-se entre uma parcela

fixa e outra variável.

A receita fixa é reajustada pela inflação e anualmente de modo que a Taxa Interna de Retorno (TIR)

de cada planta termelétrica seja igual a 15%. As receitas variáveis são determinadas pela diferença

entre receitas e custos variáveis, quando positiva, conforme estabelecido por contrato.

TRIBUTOS

Os tributos devidos pelas companhias são o ICMS, com alíquota de 4,6% incidente sobre a receita

bruta e o PIS/COFINS, com alíquota de 9,25% incidente sobre a receita bruta. Há geração de

créditos fiscais derivados dos custos operacionais, que são abatidos dos tributos totais a pagar. Os

valores projetados consideram tanto as alíquotas destacadas quanto os créditos citados.

CUSTOS OPERACIONAIS

o O&M

As despesas de Operação e Manutenção referem-se aos gastos envolvidos na produção de gás, tais

como salários dos funcionários, manutenção dos poços e equipamentos, custo de operação dos poços

de gás e dos insumos necessários à sua exploração. Tais custos dividem-se entre fixos e variáveis,

sendo os fixos reajustados pela inflação e os variáveis seguindo o volume de gás extraído.

o PESQUISA E DESENVOLVIMENTO

A ANP define que exploradores de gás natural são obrigados a destinar recursos para Pesquisa e

Desenvolvimento em montante equivalente a 1% da Receita Bruta da Produção do campo. Tal valor

é destinado majoritariamente a Universidades e Institutos de Pesquisa e Desenvolvimentos

credenciadas pela ANP.

o PARTICIPAÇÃO ESPECIAL

Exploradores de petróleo e gás natural em campos de alta rentabilidade estão sujeitos, segundo o

Decreto nº 2.705, de 1998, ao pagamento da chamada Participação Especial. Seu cálculo incide

sobre a receita líquida da produção trimestral de cada campo, consideradas as deduções previstas

por lei, de acordo com a localização da lavra, o número de anos de produção e o respectivo volume

de produção trimestral fiscalizada. Os valores considerados foram estimados pela companhia.


o ROYALTIES

Trata-se de compensação financeira devida aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, bem

como a órgãos da administração direta da Usina, em função da produção de gás natural sob o

regime de concessão.

o CUSTOS DE EXPLORAÇÃO

Trata-se dos custos envolvidos nos estudos de geologia e geofísica e na procura por novos campos de

gás natural a serem explorados pela companhia.


9. PROJEÇÕES DAS USINAS E CAMPOS DE GÁS

9.1 UTE ITAQUI

RECEITA BRUTA

As receitas foram projetadas segundo os termos do PPA contratado em leilão A-5 em outubro de

2007, considerando uma receita fixa com reajustes anuais pelo IPCA. As receitas variáveis

acompanham a evolução dos custos variáveis. Os dados projetados para receita, percentual de

despacho esperado e disponibilidade estão resumidos no gráfico abaixo:

Entre 2014 e 2026, o PLD projetado situa-se muito próximo do CVU da usina, o que explica,

conforme apontado na página 22, a volatilidade no despacho esperado para Itaqui. A variação do

despacho esperado é refletida na receita, no custo e na margem EBITDA, conforme destacado

abaixo.

CUSTOS

Os custos de Itaqui foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e considerando

sua natureza fixa e variável, segundo o gráfico abaixo:

Percebe-se um movimento da queda da participação dos custos sobre a Receita Operacional Líquida

(ROL) no período entre 2014 e 2021, em grande parte devido à diminuição do despacho esperado.

Isto ocorre pois a margem variável da companhia é inferior à margem fixa. Conforme a participação


da receita variável na receita total aumenta, há uma tendência à diminuição da margem bruta

operacional.

EBITDA

Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de Itaqui

está demonstrada abaixo:

Conforme destacado acima, a variação da margem EBITDA de Itaqui entre 2021 e 2026 é explicada

pela variação do despacho esperado pela companhia. Pode-se perceber que, quando o despacho

esperado é igual a zero, a margem aproxima-se de 55% (como observado em 2020 e 2021), e quando

o despacho é igual a 100%, a margem aproxima-se de 20% (como observado em 2015 e 2016).


9.2 UTE PECÉM II

RECEITA BRUTA

As receitas foram projetadas segundo os termos do PPA contratado em leilão A-5 em 2008

considerando uma receita fixa com reajustes anuais pelo IPCA. As receitas variáveis acompanham a

evolução dos custos variáveis. Os dados projetados para receita, percentual de despacho esperado e

disponibilidade estão resumidos no gráfico abaixo:

CUSTOS

Os custos de Pecém II foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e

considerando sua natureza fixa e variável, segundo o gráfico abaixo:

Percebe-se um movimento da queda da participação dos custos sobre a ROL no período entre 2014 e

2021, em grande parte devido à diminuição do despacho esperado. Isto ocorre pois a margem de

receita e custos variáveis da companhia é inferior à margem de receita e custos fixos. Conforme a

participação da receita variável na receita total aumenta, há uma tendência à diminuição da

margem bruta operacional.


EBITDA

Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de

Pecém II está demonstrada abaixo:


9.3 UTE PARNAÍBA I

RECEITA BRUTA

As receitas foram projetadas segundo os termos do PPA contratado em leilão A-5 em 2008,




CUSTOS

Os custos de Parnaíba I foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e


792876

678575

406 444 440534

438 433 444

711838

1.019 991 906

79,0%72,3%

64,1%60,7% 57,8%

73,3%69,7%

0,0%

20,0%

40,0%

60,0%

80,0%

100,0%

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400%

RO

L

mil

hõe

s de

R$

PARNAÍBA I

Custos Operacionais % Custos / Receitas


EBITDA


Parnaíba I está demonstrada abaixo:

683

1.373

1.0171.108

903734

561675 687

803 722 740 768

1.069 1.143

1.352 1.421 1.350

80259 225 232 226 160 155 231 247 269 284 306 324 358 305 333 430 444

12%

19%22% 21%

25%22%

28%

34%36% 34%

39%41% 42%

33%

27%25%

30%33%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

0

400

800

1.200

1.600

2.000

2.400

2.800

Mg.

EB

ITD

A (

%)

mil

hõe

s d

e R

$

PARNAÍBA I

Receita Líquida EBITDA Mg. EBITDA

projetadorealizado


9.4 UTE PARNAÍBA II

RECEITA BRUTA





Cabe ressaltar que em 2016, ano de início da operação da usina, ela opera somente 6 meses, por

isso há um descasamento entre o percentual de despacho esperado e a receita bruta neste ano.

CUSTOS

Os custos de Parnaíba II foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e


Como descrito acima, em 2016, a usina opera somente 6 meses, por isso há um descasamento entre

o percentual de despacho esperado e os custos operacionais neste ano.


EBITDA


Parnaíba II está demonstrada abaixo:


9.5 UTE PARNAÍBA III

RECEITA BRUTA





Pode-se observar uma forte queda das receitas projetadas entre 2016 e 2017, devido à forte queda

esperada para o percentual despachado.

CUSTOS

Os custos de Parnaíba III foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e



EBITDA


Parnaíba III está demonstrada abaixo. Pode-se observar que a queda da receita é acompanhada de

um aumento da margem, uma vez que a margem de receita e custos fixos da companhia é superior

à margem de receita e custos variáveis.


9.6 UTE PARNAÍBA IV

RECEITA BRUTA

As receitas foram projetadas segundo os termos do PPA com a Kinross, considerando uma linha de

receita proveniente da venda de gás no mercado Spot e no PPA e outra referente às receitas de

produção própria. Dada a magnitude dos fluxos de caixa de Parnaíba IV, a ausência de

endividamento da usina e a incerteza quanto à renovação do contrato de venda de energia com a

Kinross, o Plano de Recuperação contempla tais fluxos apenas até o fim do contrato existente:

CUSTOS

Os custos de Parnaíba IV foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e


6468

7275

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

mil

hões

de R

$

PARNAÍBA IV

Receita PPA e Spot Receitas de produção própria Despacho Esperado Disponibilidade Esperada

49 51 50 53

78,9%77,8%

72,8% 73,4%

60%

70%

80%

0

50

100

150

200

% R

OL

mil

hõe

s de R

$

PARNAÍBA IV



EBITDA


Parnaíba IV está demonstrada abaixo.

5062 65 69 72

21 13 15 19 19

42%

21% 22%

27% 27%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

0

50

100

150

200

250

Mg.

EB

ITD

A (

%)

mil

hõe

s d

e R

$

PARNAÍBA IV


projetadorealizado


9.7 PARNAÍBA GÁS NATURAL (PGN)

RECEITA BRUTA

As receitas foram projetadas segundo as vendas de gás e as receitas de arrendamento da

companhia. Os dados projetados para receita, abertos por vendas de gás e receita de

arrendamento, estão detalhados abaixo:

Dado que nem toda a receita da companhia é fixa, há variação do valor de vendas de gás e receitas

de arrendamento segundo a demanda por gás considerada. Por este motivo, a curva de receitas tem

um movimento não linear.

CUSTOS

Os custos de PGN foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e considerando sua

natureza fixa e variável, segundo o gráfico abaixo:

697

876

744641

516571

684

820 814894

968 9941.085 1.121 1.169

1.221

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

mil

hões

de R

$

PARNAÍBA GÁS NATURAL

Vendas de Gás Receita de Arrendamento

169212 231

200 182216 244

282 289 311 335 357 384 400 417 43826,6%

34,1%38,4% 38,6% 38,5% 37,6% 37,1%

39,8%

-10,0%

10,0%

30,0%

50,0%

0

100

200

300

400

500

600

700

800%

RO

L

mil

hões

de R

$




EBITDA

Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de PGN


582 630795

678586

475 528633

758 752 824 891 9141.033 1.021 1.049 1.095

437 461583

447 386293 312

389476 463 513 556 557

649 621 632 657

75% 73% 73%66% 66%

62% 59% 61% 63% 62% 62% 62% 61% 63% 61% 60% 60%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0

400

800

1.200

1.600

2.000

Mg.

EB

ITD

A (

%)

mil

hõe

s d

e R

$



realizado projetado


9.8 BPMB

RECEITA BRUTA







CUSTOS



299

376

319275

221245

293

352 349383

415 426465 480 501

523

0

100

200

300

400

500

600

mil

hões

de R

$

BPMB


80 7291 99

86 7893

105121 124

133143

153164 172 179

26,6%

34,1%38,4% 38,6% 38,5% 37,6% 37,1%

39,8%

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

0

50

100

150

200

250

% R

OL

mil

hões

de

R$

BPMB



EBITDA

Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de BPMB


249 270341

291251

203 226271

325 322353 382 392

443 437 449 469

170 198250

192 166125 134

167204 198 220 238 239

278 266 271 282

68%73% 73%

66% 66%62% 59% 61% 63% 62% 62% 62% 61% 63% 61% 60% 60%

0%

20%

40%

60%

80%

0

200

400

600

800

Mg.

EB

ITD

A (

%)

mil

hõe

s d

e R

$

BPMB


projetadorealizado


9.9 HOLDINGS E RESULTADO CONSOLIDADO

A projeção considera as despesas com o pessoal administrativo alocado nas holdings como despesa

do grupo e, por isso, o resultado consolidado deve incluir estes desembolsos de caixa na verificação

do saldo disponível final. Para fins de projeção, as despesas com pessoal da ENEVA S.A. e da ENEVA

PARTICIPAÇÕES foram consolidadas de modo a facilitar a compreensão.

Os custos com o pessoal foram estimados de acordo com premissas da companhia e segundo o cargo

e salário de seus funcionários. A projeção evolui conforme o gráfico abaixo:

No final de 2014, como parte da reestruturação das Companhias, a ENEVA iniciou uma reforma em

seu quadro de funcionários, reduzindo os custos com pessoal administrativo alocados na Holding. Os

custos do ano de 2015 são impactados pelas despesas referentes ao processo de Recuperação

Judicial.

Considerando as receitas, tributos e custos operacionais das usinas citadas acima, bem como as

despesas das holdings referentes aos encargos da administração, o resultado consolidado de receita,

EBITDA e margem EBITDA segue o gráfico abaixo:

1.4392.103

2.7153.292 2.925 2.609

2.261 2.511 2.7413.251 3.067

3.429 3.3204.009 4.241

4.596 4.829 4.899

-89

317694 959 1.026 960 905 1.052 1.173 1.281 1.263 1.415 1.477 1.522 1.461 1.598 1.717 1.748

-6%

15%

26%

29%

35%37%

40%42% 43%

39%41% 41%

44%

38%34% 35% 36% 36%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

-2.000

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

Mg.

EB

ITD

A (

%)

mil

hõe

s d

e R

$

ENEVA - Consolidado


projetadorealizado


10. ANÁLISE DAS COMPANHIAS COMPARÁVEIS

O gráfico acima expõe a margem EBITDA histórica de algumas companhias brasileiras do setor de

geração de energia elétrica. Pode-se observar que esta vem mantendo-se relativamente constante e

próxima a 55%. A estabilidade das margens é fruto da alta regulação do mercado de energia no

Brasil, conforme exposto no Capítulo 5. Exceção pode ser feita à margem da AES Tietê em 2014, ano

no qual, segundo a própria companhia, sofreu fortes perdas derivadas do rebaixamento médio do

MRE (Mecanismo de Realocação de Energia).

Vale ressaltar que a margem EBITDA média projetada para ENEVA situa-se em 16% e 19% em 2015 e

2016, respectivamente, bastante abaixo da margem média projetada para as companhias do setor

nestes anos. Primeiramente, vale reiterar que as usinas termelétricas possuem custo marginal

superior às usinas hidrelétricas e, por esta razão, é esperado que as primeiras apresentem margens

inferiores às segundas, o que explicaria parte do gap entre as margens das empresas destacadas

(primordialmente geradoras de energia hidrelétrica) e a ENEVA.

Ademais, a projeção de resultado operacional abaixo da média de mercado é resultado do alto

despacho esperado para os primeiros anos de projeção e do ramp-up de algumas usinas, como é o

caso de Parnaíba II. Nos anos subsequentes, no entanto, a margem EBITDA média da ENEVA

aproxima-se dos 40%, mais em linha com o restante das empresas do setor e ligeiramente abaixo da

média do setor, conforme o esperado para usinas com custo variável superior às destacadas.

55% 54%58%

55%

41%37%

50%54%

-10%

10%

30%

50%

70%

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015* 2016*

Margem EBITDA - Setor Energético

*Projeção Bloombergfonte: Bloomberg

CPFL Energia

CESPTractebelAES Tietê

Média


11. PROPOSTA DE REESTRUTURAÇÃO FINANCEIRA

A elaboração do fluxo de pagamentos da dívida previsto no Plano de Recuperação Judicial levou em

consideração: (i) os valores dos Créditos constantes da Lista de Credores e (ii) a capacidade de

geração de caixa das Companhias.

De acordo com Plano de Recuperação Judicial elaborado pelas Companhias e seus assessores, e

conforme o endividamento das mesmas, a proposta de pagamento da dívida dar-se-á da seguinte

forma:

Credores trabalhistas: Os Créditos Trabalhistas serão pagos integralmente — sem deságio — por

meio de 2 (duas) parcelas iguais e sucessivas, sem a incidência de correção monetária e juros, a

serem pagas no 30º (trigésimo) dia após a Data de Homologação Judicial do Plano e 30º (sexagésimo)

dia após a Data de Homologação do Aumento de Capital.

Credores com garantia real: Na presente data, as Companhias não reconhecem a existência de

Credores com Garantia Real na Data do Pedido e, até o momento, nenhum Credor com Garantia

Real foi incluído na Lista de Credores pela Administradora Judicial.

Primeiro cenário de pagamento dos credores quirografários: Na hipótese de a Petra manifestar

seu interesse em participar do Aumento de Capital mediante subscrição com os Ativos Petra, o

pagamento dos Créditos Quirografários observará o disposto nos pontos abaixo:

Pagamento Linear de até R$ 250 mil a todos os Credores Quirografários: O montante de

até R$ 250.000,00 (duzentos e cinquenta mil reais) será pago integralmente — sem deságio

— a cada um dos Credores Quirografários, limitado ao valor do respectivo Crédito

Quirografário, em 2 (duas) parcelas, sem a incidência de correção monetária e juros,

conforme segue: (i) 50% (cinquenta por cento) será pago no 30º (trigésimo) dia após a Data

de Homologação Judicial do Plano e (ii) 50% (cinquenta por cento) será pago no 30º

(trigésimo) dia após a Data de Homologação do Aumento de Capital.

Redução Obrigatória de 20% (vinte por cento) do Valor dos Créditos Quirografários,

mediante deságio parcial do crédito: A aprovação do Plano implica necessariamente a

redução, em relação a cada Credor Quirografário, de 20% (vinte por cento) do valor do

Crédito Quirografário no montante que superar o valor de R$ 250.000,00 (duzentos e

cinquenta mil reais), o que ocorrerá por meio de deságio (isto é, cancelamento) parcial do

Crédito Quirografário

Redução Obrigatória de 40% (quarenta por cento) do Valor dos Créditos Quirografários,

mediante capitalização do Crédito Quirografário: Concomitantemente à aplicação do

deságio previsto no ponto acima, o montante correspondente a 40% (quarenta por cento) do

valor do Crédito Quirografário que superar o valor de R$250.000,00 (duzentos e cinquenta

mil reais) será capitalizado no âmbito do Aumento de Capital, através do procedimento de

Capitalização dos Créditos.


Pagamento do Saldo Remanescente dos Créditos Quirografários: O Saldo Remanescente

dos Créditos Quirografários será pago nas seguintes condições:

o Juros: 100% (cem por cento) do CDI acrescido de juros de 2,75% (dois vírgula

setenta e cinco por cento) ao ano, incidentes a partir da Data de Homologação

Judicial do Plano, para os Créditos Quirografários em reais (e para os convertidos

para reais, por opção do Credor Quirografário); ou 100% (cem por cento) do LIBOR,

incidentes a partir da Data de Homologação Judicial do Plano, para os Créditos

Quirografários denominados em moeda estrangeira.

o Carência: Período de carência de amortização de principal de 8 (oito) anos e de

pagamento de juros de 4 (quatro) anos, contados da Data de Homologação Judicial

do Plano.

o Pagamento de juros: A cada mês decorrido no período compreendido entre o 5º

(quinto) e o 8º (oitavo) anos após a Data de Homologação Judicial do Plano, será

realizado o pagamento dos juros previstos neste Plano.

o Amortização de principal e pagamento de juros: A cada mês decorrido no período

compreendido entre o 9º (nono) e o 13º (décimo-terceiro) anos após a Data de

Homologação Judicial do Plano, serão realizadas amortizações de principal e

pagamento de juros, observando-se o seguinte cronograma de pagamento:

Segundo Cenário de Pagamento dos Credores Quirografários: Na hipótese de a Petra não

manifestar seu interesse em participar do Aumento de Capital mediante subscrição com os Ativos

Petra, o pagamento dos Créditos Quirografários observará o disposto nas cláusulas abaixo:

Pagamento Linear de até R$ 250 mil a todos os Credores Quirografários:O

montante de até R$ 250.000,00 (duzentos e cinquenta mil reais) será pago

integralmente — sem deságio — a cada um dos Credores Quirografários,

limitado ao valor do respectivo Crédito Quirografário, em 2 (duas) parcelas,

sem a incidência de correção monetária e juros, conforme segue: (i) 50%

(cinquenta por cento) será pago no 30º (trigésimo) dia após a Data de

Homologação Judicial do Plano e (ii) 50% (cinquenta por cento) será pago no 30º

(trigésimo) dia após a Data de Homologação do Aumento de Capital.

Redução Obrigatória de 20% (vinte por cento) do Valor dos Créditos

Quirografários, mediante deságio parcial do crédito: A aprovação do Plano

implica necessariamente a redução, em relação a cada Credor Quirografário, de

20% (vinte por cento) do valor do Crédito Quirografário no montante que

superar o valor de R$250.000,00 (duzentos e cinquenta mil reais), o que

ocorrerá por meio de deságio (isto é, cancelamento) parcial do Crédito

Quirografário.

9º Ano 10º Ano 11º Ano 12º Ano 13º Ano

15% 15% 20% 25% 25%


Redução Obrigatória de 50% (cinquenta por cento) do Valor dos Créditos

Quirografários, mediante capitalização do Crédito Quirografário:

Concomitantemente à aplicação do deságio previsto no ponto acima, o

montante correspondente a 50% (cinquenta por cento) do valor do Crédito

Quirografário que superar o valor de R$ 250.000,00 (duzentos e cinquenta mil

reais) será capitalizado no âmbito do Aumento de Capital, através do

procedimento de Capitalização dos Créditos.

Pagamento do Saldo Remanescente dos Créditos Quirografários: O Saldo

Remanescente dos Créditos Quirografários será pago nas seguintes condições:

o Juros: 100% (cem por cento) do CDI acrescido de juros de 2,75% (dois vírgula

setenta e cinco por cento) ao ano, incidentes a partir da Data de Homologação

Judicial do Plano, para os Créditos Quirografários em reais (e para os convertidos

para reais, por opção do Credor Quirografário); ou 100% (cem por cento) do LIBOR,

incidentes a partir da Data de Homologação Judicial do Plano, para os Créditos

Quirografários denominados em moeda estrangeira;

o Carência: Período de carência de amortização de principal de 8 (oito) anos e de

pagamento de juros de 4 (quatro) anos, contados da Data de Homologação Judicial

do Plano.

o Pagamento de juros: A cada mês decorrido no período compreendido entre o 5º

(quinto) e o 8º (oitavo) anos após a Data de Homologação Judicial do Plano, será

realizado o pagamento dos juros previstos neste Plano.

o Amortização de principal e pagamento de juros: A cada mês decorrido no período

compreendido entre o 9º (nono) e o 13º (décimo-terceiro) anos após a Data de

Homologação Judicial do Plano, serão realizadas amortizações de principal e

pagamento de juros, observando-se o seguinte cronograma de pagamento:

Para efeitos de modelagem da dívida, no fluxo de caixa anexo a este Estudo Técnico, foram

consideradas as seguintes premissas como integrantes do cenário base:

Credores Trabalhistas: Pagos de acordo com o plano proposto;

Credores Quirografários com créditos até R$ 250 mil: Pagos em sua totalidade

Credores Quirografários com créditos superiores a R$ 250 mil: Para fins de modelagem

foi considerado que a Petra, a E.ON e a BTG Pactual manifestarão seus interesses em

participar do Aumento de Capital mediante subscrição com os seguintes ativos: Parnaíba I,

III e IV, por parte da Petra, Parnaíba III, IV e PGN, por parte da E.ON e BPMB, por parte do

BTG Pactual. Desta forma, considerou-se o percentual definitivo de redução do crédito

quirografário como 60%, e foi considerado que os aprox. R$ 738 milhões restantes serão

pagos a uma taxa de CDI + 2,75%, com o início de sua capitalização em maio de 2015.

9º Ano 10º Ano 11º Ano 12º Ano 13º Ano

15% 15% 20% 25% 25%


Vale ressaltar que o Plano de Recuperação Judicial contemplou as premissas consideradas como

mais prováveis. O fluxo de repagamento da dívida poderá mudar em função da real contribuição dos

ativos operacionais de Petra, E.ON e BTG Pactual.

Ressalva-se que o resumo da forma de repagamento descrita acima não contempla todas as

previsões estabelecidas no Plano. Na hipótese de haver qualquer inconsistência entre a forma de

repagamento da dívida aqui descrita e a forma descrita no plano, ao qual este Estudo Técnico está

anexo, o Plano prevalecerá.


12. ALAVANCAGEM

De posse das premissas operacionais da ENEVA e das premissas-chave consideradas no plano de

Recuperação Judicial, descritas no Capítulo 6 e 7 do presente estudo, e também das propostas de

reestruturação da dívida descritas no Capítulo 10, destacamos no gráfico abaixo a dinâmica

projetada do endividamento da companhia, assim como o nível de alavancagem calculado sobre o

EBITDA consolidado, sendo ambos pautados na estrutura operacional esperada. Percebe-se que o

EBITDA consolidado torna-se superior à dívida líquida a partir de 2024, enquanto a dívida bruta

torna-se zero a partir de 2027, após atingir seu ápice entre 2018 e 2022.

1.128

1.303

1.506

1.739 1.739 1.739 1.739 1.739

1.478

1.217

869

434

1,3x

1,0x 1,1x 1,0x0,7x

0,7x 0,8x0,6x

0,3x

0,0x0,0x

0,5x

1,0x

1,5x

2,0x

2,5x

3,0x

0

400

800

1.200

1.600

2.000

Dív

ida

Líq

uid

a/EBIT

DA

mil

hões

de R

$

Endividamento - Eneva S.A. e Eneva Participações S.A.

Dívida Bruta ENEVA Dívida Líquida / EBITDA


13. RESUMO DO ESTUDO TÉCNICO

A Apsis realizou o Estudo Técnico econômico do plano de recuperação judicial da ENEVA S.A. e

ENEVA PARTICIPAÇÕES. Este estudo centrou-se na viabilidade econômica do plano de recuperação,

não considerando sua viabilidade sob os aspectos societários, tributários e legais.

O presente quadro de credores baseia-se em informações fornecidas pelas Companhias e seus

assessores legais até a data de elaboração deste estudo, sendo assim, este quadro estará sujeito a

alterações.

Após nossa análise da reestruturação dos passivos e ativos, das condições de liquidez das

Companhias no médio e longo prazo, e considerando suas origens de recursos, despesas e estrutura

de ativos e passivos, acreditamos que o desempenho operacional das Companhias e consequente

geração de caixa suportam a viabilidade econômico-financeira das Companhias após a saída do

processo de Recuperação Judicial, bem como possibilitam aos credores a satisfação dos seus

créditos conforme determinado pelo plano de recuperação. Nossa análise assume que todas as

premissas macroeconômicas e operacionais contidas nesse relatório, bem como todas as premissas

de reestruturação de créditos, sujeitos ou não ao plano de recuperação, apresentadas no plano de

Recuperação Judicial serão verificadas e atingidas. A não verificação ou atingimento de qualquer

uma das premissas adotadas, incluindo, mas não se limitando a, estabilidade econômica do país,

manutenção do atual modelo regulatório e desempenho operacional esperado das Companhias

poderão tornar esta análise inválida.

A APSIS entende que o plano de recuperação da ENEVA S.A. e ENEVA PARTICIPAÇÕES deveria ser

revisto na ausência, atraso ou redução de qualquer uma das premissas-chave descritas no Capítulo

6, bem como no caso de não verificação ou atingimento de quaisquer premissas apresentadas nesse

relatório e no plano de recuperação judicial.

Estando o relatório concluído, composto por 51 (cinquenta e uma) folhas digitadas de um lado e 3

(três) anexos, a APSIS Consultoria Empresarial Ltda., CREA/RJ 82.2.00620-1 e CORECON/RJ

RF/2.052-4, empresa especializada em avaliação, abaixo representada legalmente pelos seus

diretores, coloca-se à disposição para quaisquer esclarecimentos que, porventura, se façam

necessários.

Rio de Janeiro, 09 de abril de 2015.

Vice-Presidente (CREA/RJ 1989100165) Diretor


14. RELAÇÃO DE ANEXOS

1. DRE CONSOLIDADO PROJETADO

2. FLUXO DE PAGAMENTO DA DÍVIDA

3. PREMISSAS MACROECONÔMICAS

RIO DE JANEIRO - RJ Rua da Assembleia, nº 35, 12º andar Centro, CEP 20011-001 Tel.: + 55 (21) 2212-6850 Fax: + 55 (21) 2212-6851

SÃO PAULO - SP Av. Angélica, nº 2.503, Conj. 42 Consolação, CEP 01227-200 Tel.: + 55 (11) 3666-8448 Fax: + 55 (11) 3662-5722

Anexo 1

ESTUDO TÉCNICO AP-0234/15-01 ANEXO 1

DRE CONSOLIDADO - ENEVA

(R$ milhões)(% crescimento) 21,2% -11,2% -10,9% -13,3% 7,6% 9,1% 18,0% -5,5% 11,6% -2,7% 20,0% 4,8% 9,3% 5,4% 1,5%

RECEITA OPERACIONAL BRUTA (ROB) 3.014 3.652 3.242 2.890 2.507 2.698 2.944 3.474 3.284 3.665 3.567 4.282 4.488 4.905 5.172 5.248 ENEVA - - - - - - - - - - - - - - - - Itaqui 673 727 671 602 604 530 520 708 648 823 767 968 1.027 1.082 1.141 1.202

Pecém II (50%) 313 352 288 253 224 216 219 299 290 306 324 401 393 448 472 498 Parnaíba I 1.132 1.233 1.005 817 624 738 751 874 789 808 839 1.157 1.229 1.451 1.533 1.461 Parnaíba II - 285 555 556 552 640 807 847 814 924 771 861 868 873 924 981 Parnaíba III 344 374 128 136 140 173 167 170 172 176 186 198 209 265 282 249 Parnaíba IV 64 68 72 75 - - - - - - - - - - - - PGN (27%) 190 239 203 175 141 156 187 224 222 244 264 271 296 306 319 333

BPMB 299 376 319 275 221 245 293 352 349 383 415 426 465 480 501 523 DEDUÇÕES/IMPOSTOS ( - ) (298) (360) (317) (281) (246) (187) (203) (223) (217) (236) (248) (272) (247) (309) (343) (350)

ENEVA - - - - - - - - - - - - - - - - Itaqui (68) (73) (68) (60) (61) (36) (39) (40) (43) (46) (49) (51) (54) (58) (61) (65)

Pecém II (50%) (32) (36) (29) (26) (23) (15) (16) (18) (19) (20) (21) (23) (24) (26) (27) (29) Parnaíba I (115) (125) (102) (83) (63) (63) (64) (71) (67) (69) (71) (88) (86) (99) (113) (112) Parnaíba II - (29) (56) (56) (56) (31) (36) (37) (31) (39) (38) (38) (29) (39) (38) (36) Parnaíba III (35) (38) (13) (14) (14) (11) (12) (12) (13) (14) (15) (16) (17) (18) (19) (20) Parnaíba IV (2) (2) (3) (4) - - - - - - - - - - - - PGN (27%) (18) (22) (18) (15) (11) (12) (14) (17) (17) (19) (21) (22) (14) (27) (33) (34)

BPMB (29) (35) (28) (24) (18) (18) (22) (27) (26) (30) (33) (34) (22) (43) (52) (54) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA (ROL) 2.716 3.292 2.925 2.609 2.261 2.511 2.741 3.251 3.067 3.429 3.320 4.009 4.241 4.596 4.829 4.899

CUSTOS OPERACIONAIS ( - ) (2.024) (2.336) (1.901) (1.651) (1.376) (1.481) (1.590) (1.994) (1.829) (2.041) (1.871) (2.518) (2.811) (3.031) (3.146) (3.188) ENEVA (105) (56) (58) (62) (73) (77) (82) (87) (93) (98) (105) (119) (127) (135) (144) (154) Itaqui (479) (539) (442) (354) (334) (244) (216) (398) (311) (473) (390) (579) (614) (642) (676) (708)

Pecém II (50%) (193) (221) (168) (126) (107) (94) (89) (159) (141) (148) (157) (222) (204) (245) (258) (271) Parnaíba I (792) (876) (678) (575) (406) (444) (440) (534) (438) (433) (444) (711) (838) (1.019) (991) (906) Parnaíba II (37) (170) (278) (273) (261) (365) (497) (525) (553) (579) (445) (534) (652) (557) (623) (714) Parnaíba III (250) (272) (63) (67) (68) (105) (95) (94) (91) (90) (95) (101) (107) (152) (163) (128) Parnaíba IV (51) (54) (53) (55) - - - - - - - - - - - - PGN (27%) (46) (58) (63) (54) (50) (59) (67) (77) (79) (85) (91) (98) (105) (109) (114) (120)

BPMB (72) (91) (99) (86) (78) (93) (105) (121) (124) (133) (143) (153) (164) (172) (179) (188)

2030

ANEXO 1 - DRE PROJETADO DA EMPRESA

2023 2024 2025 2026 2027 2028201720162015 2018 2019 2020 2021 2022 2029

APSIS CONSULTORIA EMPRESARIAL LTDA. 1/2


DRE CONSOLIDADO - ENEVA

(R$ milhões)2030

ANEXO 1 - DRE PROJETADO DA EMPRESA

2023 2024 2025 2026 2027 2028201720162015 2018 2019 2020 2021 2022 2029

LAJIDA/EBITDA ( = ) 692 957 1.024 958 885 1.030 1.150 1.257 1.238 1.388 1.448 1.492 1.430 1.565 1.682 1.711 margem Ebitda (Ebitda/ROL) 25,5% 29,1% 35,0% 36,7% 39,1% 41,0% 42,0% 38,7% 40,4% 40,5% 43,6% 37,2% 33,7% 34,1% 34,8% 34,9%

DEPRECIAÇÃO/AMORTIZAÇÃO ( - ) (247) (333) (383) (363) (333) (409) (524) (561) (785) (845) (878) (875) (1.162) (747) (495) (160) ENEVA - - - - - - - - - - - - - - - - Itaqui (94) (95) (95) (96) (94) (117) (117) (117) (286) (286) (286) (286) (286) (286) (216) (3)

Pecém II (50%) (34) (34) (35) (35) (35) (44) (44) (44) (104) (104) (104) (104) (104) (104) (104) (4) Parnaíba I (43) (44) (44) (44) (44) (62) (123) (123) (123) (123) (123) (123) (123) (52) (2) (2) Parnaíba II (9) (34) (57) (57) (57) (59) (59) (59) (59) (112) (138) (138) (138) (138) (138) (116) Parnaíba III (7) (7) (7) (7) (7) (10) (20) (20) (20) (20) (20) (20) (20) (8) (0) (0) Parnaíba IV (7) (7) (7) (7) - - - - - - - - - - - - PGN (27%) (21) (44) (54) (46) (38) (46) (63) (77) (75) (78) (80) (79) (191) (61) (13) (13)

BPMB (33) (69) (84) (72) (59) (72) (99) (121) (117) (122) (126) (124) (300) (96) (21) (21) RESULTADO FINANCEIRO ( - ) (441) (454) (432) (404) (420) (369) (318) (265) (221) (180) (174) (129) (82) (62) (38) (24)

ENEVA - - - - - - - - - - - - - - - - Itaqui (123) (134) (137) (134) (128) (115) (102) (86) (67) (45) (46) (28) (13) (4) (1) (2)

Pecém II (50%) (70) (72) (72) (58) (53) (44) (37) (29) (25) (23) (21) (13) (3) 1 2 2 Parnaíba I (77) (59) (41) (21) (53) (41) (34) (34) (36) (37) (37) (30) (23) (20) (16) (14) Parnaíba II (107) (132) (130) (129) (120) (111) (96) (76) (62) (55) (64) (62) (51) (44) (43) (29) Parnaíba III (13) (8) (1) (11) (9) (9) (9) (8) (8) (8) (8) (8) (8) (8) (8) (7) Parnaíba IV - - 0 0 - - - - - - - - - - - - PGN (27%) (31) (28) (27) (25) (32) (29) (24) (19) (14) (7) 2 12 16 13 26 27

BPMB (20) (22) (24) (27) (25) (21) (17) (13) (8) (4) 0 - - - - - LAIR/EBT ( = ) 4 169 209 191 132 251 308 432 232 363 397 488 186 757 1.149 1.527

IR/CSLL ( - ) (31) (58) (48) (31) (28) (33) (39) (54) (47) (120) (139) (166) (87) (253) (388) (482) Taxa de IRCS Efetiva (IRCS/EBIT) -790,8% -34,0% -23,0% -16,2% -21,0% -13,0% -12,6% -12,6% -20,4% -33,0% -35,0% -34,1% -46,8% -33,4% -33,7% -31,5%

ENEVA - - - - - - - - - - - - - - - - Itaqui - - - - (1) (2) (4) (5) - - - (3) (9) (15) (37) (94)

Pecém II (50%) - - (0) (0) (1) (1) (2) (3) - (1) (4) (8) (11) (14) (17) (44) Parnaíba I (14) (14) (15) 1 (0) (10) (7) (9) (10) (45) (51) (64) (48) (82) (132) (136) Parnaíba II 46 26 (1) (5) (11) (6) (8) (9) (6) (10) (6) (7) - (25) (25) (24) Parnaíba III (3) (4) (2) (4) (4) (3) (2) (3) (3) (14) (15) (16) (18) (25) (30) (30) Parnaíba IV - - (0) (0) - - - - - - - - - - - - PGN (27%) (25) (30) (14) (12) (4) (4) (7) (11) (13) (19) (25) (29) (1) (41) (63) (66)

BPMB (34) (36) (15) (12) (7) (7) (10) (14) (15) (32) (38) (39) - (51) (85) (89) LUCRO LÍQUIDO (=) (27) 112 161 160 104 219 269 377 185 244 258 321 99 504 762 1.045

margem líquida (LL/ROL) -1,0% 3,4% 5,5% 6,1% 4,6% 8,7% 9,8% 11,6% 6,0% 7,1% 7,8% 8,0% 2,3% 11,0% 15,8% 21,3%


Anexo 2


ANÁLISE DE ENDIVIDAMENTO - ENEVA

(R$ milhões)

CAIXA BOP 68 238 337 408 740 1.144 1.008 863 982 1.086 1.433 2.291 2.790 3.127 4.307 5.959

( + ) Resultado Operacional Holdings (105) (56) (58) (62) (73) (77) (82) (87) (93) (98) (105) (119) (127) (135) (144) (154)

( + ) Outras Receitas (Despesas) ¹ 255 - - - - - - - - - - - - - - -

( + ) Rendimento do caixa ² 19 40 49 84 144 124 109 119 142 175 255 305 343 453 624 829

( + ) Transferência de caixa das Operacionais - 114 81 308 585 55 65 324 536 716 1.199 839 588 863 1.172 1.277

( - ) Pagamento de Juros - - - - (252) (237) (237) (237) (221) (185) (144) (91) (32) - - -

( - ) Amortização da Dívida - - - - - - - - (261) (261) (348) (435) (435) - - -

CAIXA EOP 238 337 408 740 1.144 1.008 863 982 1.086 1.433 2.291 2.790 3.127 4.307 5.959 7.911

DÍVIDA BRUTA BOP 1.026 1.129 1.304 1.506 1.740 1.740 1.740 1.740 1.740 1.479 1.218 870 435 0 0 0

( + ) Juros a pagar 103 175 202 233 252 237 237 237 221 185 144 91 32 - - -

( - ) Pagamento de Juros - - - - (252) (237) (237) (237) (221) (185) (144) (91) (32) - - -

( - ) Amortização de Principal - - - - - - - - (261) (261) (348) (435) (435) - - -

DÍVIDA BRUTA EOP 1.129 1.304 1.506 1.740 1.740 1.740 1.740 1.740 1.479 1.218 870 435 0 0 0 0

¹ Refere-se à venda de Pecém I e ao pagamento à MMX referente a um contrato antigo.

² A empresa aplica o saldo do caixa a uma rentabilidade equivalente ao CDI.

2016 2018 2019 2020 2021 2029 2030

ANEXO 2 - ANÁLISE DA POSIÇÃO DE CAIXA E ENDIVIDAMENTO

2023 2024 2025 2026 2027 20282017 20222015


Anexo 3


PREMISSAS MACROECONÔMICAS 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Taxa de câmbio (R$/US$) 2,70 2,78 2,77 2,89 2,95 3,02 3,09 3,16 3,24 3,32 3,40 3,48 3,57 3,65 3,74 3,83 IPCA (% a.a.) 6,0% 5,8% 5,8% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0%IGPM (% a.a.) 5,1% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%EUA CPI (% a.a.) 3,6% 3,9% 3,9% 3,8% 3,8% 3,7% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5%Câmbio NDF's - Capex 2,57 2,68 2,77 2,89 2,95 3,02 3,09 3,16 3,24 3,32 3,40 3,48 3,57 3,65 3,74 3,83 Câmbio NDF's - Dívida 2,65 2,76 2,86 2,98 3,05 3,11 3,19 3,26 3,34 3,42 3,51 3,59 3,68 3,77 3,86 3,95 TJLP (% a.a.) 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8%CDI (% a.a.) 12,8% 12,8% 12,8% 12,8% 12,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8%LIBOR (% a.a.) 1,7% 2,2% 2,2% 2,2% 2,2% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0%CIF ARA (coal) - 6300 Kcal/kg GAR 80,80 82,85 85,85 85,85 85,85 106,47 103,36 105,83 108,29 111,10 113,56 116,54 118,49 119,85 121,38 123,17 Coal Fuel Index (Custos) 86,50 93,78 111,70 112,50 114,10 118,30 121,60 124,50 127,40 130,70 133,60 137,10 139,40 141,00 142,80 144,90 Gas Fuel Index (Receitas ACR) 4,28 4,47 4,64 4,85 5,03 5,64 5,92 6,20 6,38 6,65 6,99 7,19 7,52 7,69 7,93 8,25 Gas Fuel Index (Custos) 6,54 6,94 7,29 7,71 8,17 8,66 9,18 9,73 10,32 10,94 11,59 12,29 13,03 13,81 14,64 15,51

ANEXO 3 - PREMISSAS MACROECONÔMICAS


Laudo de Avaliação

AP-0234/15-02

ENEVA

Laudo AP-0234/15-02 1

LAUDO: AP-0234/15-02 DATA-BASE: 31 de dezembro de 2014

SOLICITANTE: ENEVA S.A., doravante denominada ENEVA S.A.

Sociedade anônima aberta, com sede à Praia do Flamengo, nº 66, 9º

Andar, Flamengo, na Cidade e Estado do Rio de Janeiro, inscrita no

CNPJ/MF sob o nº 04.423.567/0001-21.

ENEVA PARTICIPAÇÕES S.A., doravante denominada ENEVA

PARTICIPAÇÕES.

Sociedade anônima fechada, com sede à Praia do Flamengo, nº 66, 9º

Andar, Flamengo, na Cidade e Estado do Rio de Janeiro, inscrita no

CNPJ/MF sob o nº 15.379.168/0001-27.

Doravante denominadas, em conjunto, ENEVA ou Companhias.

OBJETO: BENS E ATIVOS DETIDOS PELA ENEVA, demonstrados pormenorizadamente

no Capítulo 4.

OBJETIVO: Elaboração de laudo de avaliação econômico-financeiro e de avaliação dos

bens e ativos de ENEVA, para fins de atender o disposto no Inciso III do art.

53 da Lei nº 11.101/05.

Laudo AP-0234/15-02 2

SUMÁRIO EXECUTIVO

A APSIS foi nomeada pela ENEVA para a elaboração de laudo de avaliação econômico-financeiro e de

avaliação dos seus bens e ativos, para fins de atender o disposto no Inciso III do art. 53 da Lei nº

11.101/05.

Conforme fato relevante divulgado, a ENEVA S.A. e a ENEVA PARTICIPAÇÕES deram entrada com seu

pedido de Recuperação Judicial no dia 9 de dezembro de 2014, visando a ultrapassar o momento de

crise e retomar sua capacidade de pagamento das dívidas contraídas junto a credores públicos e

privados. De acordo com o mesmo documento, as sociedades direta ou indiretamente controladas

pela ENEVA encontram-se saudáveis e não integram o Pedido de Recuperação Judicial.

Conforme o Inciso III do art. 53 da Lei nº 11.101/05, as Companhias devem apresentar aos credores

laudo econômico-financeiro e de avaliação dos seus bens e ativos subscrito por profissional

legalmente habilitado ou empresa especializada.

Para fins de atendimento ao artigo disposto acima, realizou-se laudo econômico-financeiro e

avaliação dos bens e ativos das Companhias.

Com relação à avaliação dos bens e ativos das Companhias, identificou-se que os principais ativos

são representados por suas participações em usinas geradoras de energia e projetos Green Field.

Estas usinas são concessionárias de energia e possuem dívidas próprias (não integrantes do Pedido

de Recuperação Judicial), e seus ativos (máquinas e equipamentos) encontram-se alienados aos

bancos detentores desses créditos. Pelas características desses ativos, em um eventual cenário de

estresse, a melhor alternativa de realização seria a venda das usinas em funcionamento, tendo em

vista que os bens tangíveis não possuem mercado líquido. Considerando esses fatos, no melhor

julgamento do avaliador, além da elaboração de laudo econômico-financeiro dos ativos da

companhia, entenderam os peritos que a melhor estimativa para uma venda neste cenário seria o

valor econômico das usinas, deduzidos do desconto de 30% (trinta por cento), padrão de mercado

para liquidação forçada, admitindo que operações de venda dessa natureza demandam um prazo

longo. Quanto aos demais ativos, devido ao grau de incerteza quanto à sua realização, não

atribuímos nenhum valor para os mesmos.

Assim, realizou-se avaliação dos ativos de ENEVA, objetos deste laudo, pelo valor econômico

(abordagem da renda). O valor provável de liquidação pode ser inferido com aplicação do desconto

apurado de acordo com as práticas de mercado.

ESTIMATIVAS

Para estimativa do valor econômico dos ativos operacionais de ENEVA, considerou-se a abordagem

da renda. As Holdings que controlam usinas operacionais (Parnaíba Participações Holding e Pecém

Holding) foram avaliadas pela abordagem de custo (valor patrimonial), ajustando-se seus

investimentos nas usinas operacionais a valor justo.

Para os demais ativos detidos pela Companhia, pelo grau de incerteza de realização envolvido, não

atribuímos valor algum.

Laudo AP-0234/15-02 3

Para a avaliação dos bens e ativos da Companhia em uma situação de estresse, definiu-se um

deságio do valor econômico-financeiro de 30% (trinta por cento), como melhor estimativa de

liquidação.

VALOR FINAL ENCONTRADO

O quadro a seguir apresenta o resumo do valor econômico de cada ativo de ENEVA, na data-base de

31 de dezembro de 2014:

(R$ milhões)

ATIVOS AVALIADOS VALOR ECONÔMICO -

FINANCEIRO ¹

Total 100% 591

Equivalência Patrimonial 100% 591

Total 100% 600


Total 100% 754


Total 100% 1.460

Equivalência Patrimonial 70% 1.022

Total 100% 732


Total 100% 429


Total 100% 926


5.492

3.620

PECÉM II PARTICIPAÇÕES ³

PARNAÍBA I

PARNAÍBA II

PARNAÍBA PARTICIPAÇÕES HOLDING ⁴

² Foi considerado o valor negociado pela usina, ainda a ser aprovado, conforme detalhado no Capítulo

7. O valuation interno da ENEVA possui um VPL superior que o valor de venda da companhia, assim

entende-se que o desconto referente ao valor de liquidação já está implícito no valor negociado.

³ O Patrimônio Líquido da companhia encontra-se dentro do intervalo de valor econômico encontrado.

Assim, conclui-se que a melhor estimativa de valor econômico para Pecém II Participações seja igual

ao seu valor Patrimonial.

¹ Em uma situação de estresse, definiu-se um deságio de 30% sobre o valor econômico financeiro como

melhor estimativa para a liquidação dos ativos. O valor da tabela acima ainda não reflete este

deságio.

⁴ O valor de Parnaíba Participações Holding foi calculado pelo seu patrimônio líquido ajustado a

mercado pelos valores econômicos de Parnaíba III e Parnaíba IV.

PARTICIPAÇÃO ENEVA

VALOR TOTAL

VALOR TOTAL DETIDO POR ENEVA

PGN

PECÉM I ²

ITAQUI

Laudo AP-0234/15-02 4

ÍNDICE

1. INTRODUÇÃO ................................................................................................... 5

2. PRINCÍPIOS E RESSALVAS...................................................................................... 6

3. LIMITAÇÕES DE RESPONSABILIDADE ......................................................................... 7

4. DESCRIÇÃO DE ENEVA ......................................................................................... 8

5. ANÁLISE DO SETOR ........................................................................................... 13

6. ABORDAGENS DE AVALIAÇÃO ............................................................................... 16

7. LAUDO ECONÔMICO-FINANCEIRO ........................................................................... 18

7.1 METODOLOGIAS DE AVALIAÇÃO (ATIVOS OPERACIONAIS) .............................................. 18

7.2 MODELAGEM ECONÔMICO-FINANCEIRA .................................................................... 20

7.3 PREMISSAS OPERACIONAIS DAS USINAS TERMELÉTRICAS ............................................... 21

7.4 PREMISSAS OPERACIONAIS DA PRODUTORA DE GÁS NATURAL ......................................... 24

7.5 PROJEÇÕES DAS USINAS...................................................................................... 26

7.5.1 UTE ITAQUI ................................................................................................... 26

7.5.2 UTE PECÉM I .................................................................................................. 28

7.5.3 UTE PECÉM II ................................................................................................. 29

7.5.4 UTE PARNAÍBA I .............................................................................................. 31

7.5.5 UTE PARNAÍBA II ............................................................................................. 33

7.5.6 UTE PARNAÍBA III ............................................................................................ 35

7.5.7 UTE PARNAÍBA IV ............................................................................................ 37

7.5.8 PARNAÍBA GÁS NATURAL (PGN) ........................................................................... 39

8. CONCLUSÃO ................................................................................................... 41

9. RELAÇÃO DE ANEXOS ......................................................................................... 42

Laudo AP-0234/15-02 5

1. INTRODUÇÃO

A APSIS CONSULTORIA EMPRESARIAL Ltda., doravante denominada APSIS, com sede à Rua da

Assembleia, nº 35, 12º andar, Centro, na Cidade e Estado do Rio de Janeiro, inscrita no CNPJ/MF

sob o nº 27.281.922/0001-70, foi nomeada pela ENEVA para a elaboração de laudo de avaliação

econômico-financeiro e de avaliação dos seus bens e ativos, para fins de atender o disposto no

Inciso III do art. 53 da Lei nº 11.101/05.

Na elaboração deste trabalho, foram utilizados dados e informações fornecidos por terceiros, na

forma de documentos e entrevistas verbais com o cliente. As estimativas utilizadas neste processo

estão baseadas nos documentos e informações, os quais incluem, entre outros, os seguintes:

Demonstrações Financeiras de todas as companhias do grupo ENEVA e suas controladas em

31 de dezembro de 2014, não auditadas;

Fluxo de Caixa das Companhias (Holdings e operacionais) elaborado pela equipe de

valuation da ENEVA;

Fluxo de Caixa das Companhias (Holdings e operacionais) elaborado pelos assessores

financeiros da ENEVA;

Contrato de Compra e Venda de Pecém I;

Pedido de Recuperação Judicial das Companhias elaborado pelo escritório de advocacia

Galdino Coelho Mendes Carneiro Advogados; e

Informações públicas das Companhias.

Também utilizamos bancos de dados selecionados de terceiros para a obtenção de informações

financeiras, incluindo:

Bloomberg LP; e

Relatórios do setor de energia elétrica.

Laudo AP-0234/15-02 6

2. PRINCÍPIOS E RESSALVAS

As informações a seguir são importantes e devem ser cuidadosamente lidas.

O Relatório objeto do trabalho enumerado, calculado e particularizado obedece criteriosamente os

princípios fundamentais descritos a seguir:

Os consultores não têm interesse, direto ou indireto, nas companhias envolvidas ou na

operação, bem como não há qualquer outra circunstância relevante que possa caracterizar

conflito de interesses.

Os honorários profissionais da APSIS não estão, de forma alguma, sujeitos às conclusões

deste Relatório.

No melhor conhecimento e crédito dos consultores, as análises, opiniões e conclusões

expressas no presente Relatório são baseadas em dados, diligências, pesquisas e

levantamentos verdadeiros e corretos.

Assumem-se como corretas as informações recebidas de terceiros, sendo que as fontes das

mesmas estão contidas e citadas no referido Relatório.

Para efeito de projeção, partimos do pressuposto da inexistência de ônus ou gravames de

qualquer natureza, judicial ou extrajudicial, atingindo as empresas em questão, que não os

listados no presente Relatório.

O Relatório apresenta todas as condições limitativas impostas pelas metodologias adotadas,

quando houver, que possam afetar as análises, opiniões e conclusões contidas no mesmo.

O Relatório foi elaborado pela APSIS e ninguém, a não ser os seus próprios consultores,

preparou as análises e correspondentes conclusões.

A APSIS assume total responsabilidade sobre a matéria de Avaliações, incluindo as

implícitas, para o exercício de suas honrosas funções, precipuamente estabelecidas em leis,

códigos ou regulamentos próprios.

O presente Relatório atende a recomendações e critérios estabelecidos pela Associação

Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), Uniform Standards of Professional Appraisal Practice

(USPAP) e International Valuation Standards Council (IVSC), além das exigências impostas

por diferentes órgãos, como Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC), Ministério da

Fazenda, Banco Central, Banco do Brasil, Comissão de Valores Mobiliários (CVM),

Superintendência de Seguros Privados (SUSEP), Regulamento do Imposto de Renda (RIR),

Comitê Brasileiro de Avaliadores de Negócios (CBAN) etc.

O controlador e os administradores das companhias envolvidas não direcionaram, limitaram,

dificultaram ou praticaram quaisquer atos que tenham ou possam ter comprometido o

acesso, a utilização ou o conhecimento de informações, bens, documentos ou metodologias

de trabalho relevantes para a qualidade das conclusões contidas neste trabalho.

Laudo AP-0234/15-02 7

3. LIMITAÇÕES DE RESPONSABILIDADE

Para elaboração deste Relatório, a APSIS utilizou informações e dados de históricos auditados

por terceiros ou não auditados, fornecidos por escrito pela administração da empresa ou obtidos

das fontes mencionadas. Sendo assim, a APSIS assumiu como verdadeiros e coerentes os dados e

informações obtidos para este Relatório e não tem qualquer responsabilidade com relação a sua

veracidade.

O escopo deste trabalho não incluiu auditoria das demonstrações financeiras ou revisão dos

trabalhos realizados por seus auditores. Sendo assim, a APSIS não está expressando opinião

sobre as demonstrações financeiras da Solicitante.

Não nos responsabilizamos por perdas ocasionais à Solicitante e suas controladas, a seus sócios,

diretores, credores ou a outras partes como consequência da utilização dos dados e informações

fornecidos pela empresa e constantes neste Relatório.

Nosso trabalho foi desenvolvido unicamente para o uso dos Solicitantes e seus sócios, visando ao

objetivo já descrito. Portanto, este Relatório não deverá ser publicado, circulado, reproduzido,

divulgado ou utilizado para outra finalidade que não a já mencionada, sem aprovação prévia e

por escrito da APSIS.

As análises e as conclusões contidas neste Relatório baseiam-se em diversas premissas,

realizadas na presente data, de projeções operacionais futuras, tais como: preços, volumes,

participações de mercado, receitas, impostos, investimentos, margens operacionais etc. Assim,

os resultados operacionais futuros da empresa podem vir a ser diferentes de qualquer previsão

ou estimativa contida neste Relatório, especialmente caso venha a ter conhecimento posterior

de informações não disponíveis na ocasião da emissão do Laudo.

Esta avaliação não reflete eventos e seus impactos ocorridos após a data de emissão deste

Laudo.

A APSIS não se responsabiliza por perdas diretas ou indiretas nem por lucros cessantes

eventualmente decorrentes do uso indevido deste Laudo.

Destacamos que a compreensão da conclusão deste Relatório ocorrerá mediante a sua leitura

integral e de seus anexos, não devendo, portanto, serem extraídas conclusões de sua leitura

parcial, que podem ser incorretas ou equivocadas.

Laudo AP-0234/15-02 8

4. DESCRIÇÃO DE ENEVA

A ENEVA é uma holding do setor de geração de energia termelétrica no Brasil. A ENEVA é detentora

de quatro grupos de ativos principais: Geração, Recursos Naturais, Recursos Renováveis e Projetos

Térmicos. Sua principal atividade econômica é a geração e comercialização de energia elétrica, com

negócios complementares em exploração e produção de gás natural. Abaixo, um quadro com os

principais ativos das Companhias e um breve detalhamento sobre cada um deles:

Laudo AP-0234/15-02 9

GERAÇÃO

ITAQUI

Localizada no Distrito Industrial de São Luís e movida a carvão mineral, a usina está em

operação comercial desde fevereiro de 2013. A ENEVA S.A. tem 100% de participação no

empreendimento, que tem capacidade para gerar 360 MW de energia.

No leilão A-5 em outubro de 2007, foram contratados 315 MWm por um período de 15 anos,

iniciando-se em fevereiro de 2013. No leilão, foi garantida a receita fixa de R$ 115/MWm,

reajustada anualmente pelo IPCA.

PECÉM I

A Usina Termelétrica de Pecém I, localizada no município de São Gonçalo do Amarante (CE), produz

energia à base de carvão mineral pulverizado. A usina possui dois módulos de 360 MW, totalizando

720 MW. A ENEVA detinha 50% de participação no projeto e 50% pertencia à EDP. Em dez/2014 a

ENEVA realizou a venda de sua participação à EDP, o que está sujeito a aprovações.

No leilão de energia nova A-5, realizado em outubro de 2007, a usina contratou 615 MW médios,

garantindo uma receita fixa e indexada ao índice de inflação IPCA de cerca de R$ 111,00/MWh (base

dez/2013), durante 15 anos, a partir de janeiro de 2013.

PECÉM II

A termelétrica Pecém II está localizada no município de São Gonçalo do Amarante (CE) e produz

energia à base de carvão mineral pulverizado. Pecém II, um empreendimento 50% ENEVA S.A. e 50%

E.ON, possui capacidade instalada de 365 MW.

Ao comercializar 276 MW médios no leilão de energia nova A-5 de setembro de 2008, a usina

garantiu aproximadamente R$ 117,00/MWh (base dez/2013) de receita fixa indexada ao IPCA,

durante 15 anos, a partir de junho de 2013. Nesta data, Pecém II se sincronizou com o Sistema

Interligado Nacional (SIN) e concluiu todos os testes elétricos requeridos pelo ONS. Em outubro, a

usina recebeu autorização da ANEEL para iniciar operação comercial.

PARNAÍBA I

A Usina de Parnaíba I está localizada dentro do Complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes

(MA). A usina utiliza gás natural, está em operação desde fevereiro de 2013 e possui capacidade

instalada de 676 MW. O fornecimento de gás para o Complexo de Parnaíba é feito pela Parnaíba Gás

Natural (PGN), cuja operação está detalhada mais adiante. A Usina de Parnaíba I é controlada pela

ENEVA S.A., que detém 70% das ações. A detentora dos 30% restantes é a Petra Energia.

No leilão de energia A-5 ocorrido em 2008, a Parnaíba I contratou 450 MWm por uma receita fixa de

R$ 112,50/MWh (base dez/13), reajustada anualmente pelo IPCA.

PARNAÍBA II

A Usina de Parnaíba II está localizada dentro do Complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes

(MA). A usina utiliza gás natural, está em fase pré-operacional e possuirá capacidade instalada de

Laudo AP-0234/15-02 10

518 MW. A ENEVA conseguiu junto à ANEEL um Termo de Ajuste de Conduta (TAC), que garantiu a

postergação do início de sua operação comercial para julho de 2016. No período de dez/2014 a

jun/2016, as turbinas de Parnaíba II estarão arrendadas à Parnaíba I. A ENEVA S.A. é detentora de

100% das ações de Parnaíba II.

No leilão de energia A-3 ocorrido em 2011, a Parnaíba II contratou 400 MWm pra entrega até março

de 2014 e 450 MWm para entrega de janeiro de 2015 por 20 anos. A receita fixa acordada para o

primeiro contrato foi de R$ 79/MWh (base dez/13), enquanto a receita fixa do segundo contrato foi

de R$ 94,82 MWh (base dez/13), ambas reajustadas anualmente pelo IPCA.

PARNAÍBA III

A Usina de Parnaíba III está localizada dentro do Complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes

(MA). A usina utiliza gás natural, está em operação desde outubro de 2013 e possui capacidade



No leilão de energia A-5 em 2008, a usina contratou 98 MWm por uma receita fixa de R$ 115/MWh

(base dez/13), reajustada anualmente pelo IPCA.

PARNAÍBA IV

A Usina de Parnaíba IV está localizada dentro do Complexo de Parnaíba, em Santo Antônio dos Lopes

(MA). A usina utiliza gás natural, está em operação desde janeiro de 2014 e possui capacidade



A usina de Parnaíba IV tem contrato firmado com a Kinross, por um prazo de cinco anos, para

fornecer 20 MWm de dezembro de 2013 a maio de 2014 e 46 MWm de junho de 2014 a dezembro de

2018. A energia restante será vendida no mercado livre.

AMAPARI

Em operação desde junho de 2008, a Amapari é uma usina termelétrica a óleo diesel, localizada no

município de Serra do Navio (AP), com capacidade de geração de energia elétrica de 23 MW, sendo

51% de propriedade da ENEVA S.A. e 49% da Eletronorte.

Em julho de 2009, a Licença de Operação da unidade foi renovada pela Secretaria de Estado do Meio

Ambiente do Amapá (Sema). A Usina Amapari tem autorização da ANEEL para atuar como Produtor

Independente de Energia (PIE) e possui contrato de fornecimento direto de energia elétrica para a

Anglo Ferrous Amapá Mineração até 2015.

Laudo AP-0234/15-02 11

QUADRO RESUMO DOS ATIVOS OPERACIONAIS DA ENEVA

RECURSOS NATURAIS

BLOCOS EXPLORATÓRIOS DE GÁS NATURAL

A Parnaíba Gás Natural (PGN) - sociedade de propósito específico dividida entre Cambuhy (36%),

OGPar (36%), ENEVA S.A. (18%) e E.ON (9%) - possui participação majoritária na concessão de oito

blocos exploratórios terrestres na Bacia do Parnaíba (MA). Os blocos terrestres têm recursos

riscados estimados em mais de 11 trilhões de pés cúbicos (TCF) e estão localizados em uma área

total de 24.500 km², alcançando mais de 50 municípios.

A PGN tem um percentual de 70% na concessão de 7 blocos exploratórios na Bacia do Parnaíba,

sendo os 30% restantes de posse da BPMB. Além disso, a PGN opera outro bloco exploratório na

Bacia do Parnaíba em parceria com o consórcio formado por Imetrame Energia, Delp e Ortang

Equipamentos, com 50% de participação.

MINAS DE CARVÃO MINERAL - SEIVAL

Localizada no município de Candiota (RS), as reservas da Mina de Seival chegam a 152 milhões de

toneladas, quantidade superior à necessária para a operação das usinas térmicas a carvão do grupo.

Já os recursos totais certificados da mina chegam a 610 milhões de toneladas de carvão.

Fruto de parceria entre a ENEVA S.A. (com 30% do empreendimento) e a Copelmi (70%), a Mina de

Seival poderá ter sua produção comercializada para o mercado local, além de atender ao Complexo

Sul e Seival. A previsão é que o empreendimento alcance uma produção de 10 milhões de toneladas

anuais.

PROJETOS TÉRMICOS EM DESENVOLVIMENTO

SUL ENERGIA

A Usina Termelétrica Sul Energia será abastecida pelo carvão mineral da Mina de Seival. Localizada

no município de Candiota (RS), a planta terá 727 MW de potência instalada, com duas unidades

geradoras de 363,5 MW cada.

A Licença Prévia (LP) do projeto foi concedida em novembro de 2009 para uma capacidade de 600

MW e retificada para os atuais 727 MW pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos

Nome TipoCapacidade

(MWh)

Início da

operaçãoPrazo do PPA

Receita fixa

(R$/MWh) ¹

Disponibilidade

Declarada

Participação

ENEVA

Itaqui Carvão 360 fev/13 15 anos 114,53 95,1% 100%

Pecém I Carvão 720 jan/13 15 anos 110,96 90,1% 50% ²

Pecém II Carvão 365 jun/13 15 anos 117,25 95,1% 50%

Parnaíba I Gás Natural 675 fev/13 15 anos 112,5 97,0% 70%

Parnaíba II Gás Natural 517 jul/16 20 anos 94,82 96,6% 100%

Parnaíba III Gás Natural 176 out/13 15 anos 114,71 97,0% 70% ³

Parnaíba IV Gás Natural 56 jan/14 5 anos - 95,9% 70% ³

Amapari Óleo Diesel 23 jun/08 - - - 51%

¹ Base = novembro de 2013

² Em dez/2014 a ENEVA realizou a venda de sua participação à EDP, o que está sujeito a aprovações.

³ A participação da Eneva está dividida entre Eneva S.A. (35%) e Eneva Participações S.A. (35%)

Laudo AP-0234/15-02 12

Naturais Renováveis (IBAMA). A UTE Sul Energia é fruto da joint venture entre ENEVA S.A. e ENEVA

PARTICIPAÇÕES.

USINA DE SEIVAL

A Usina Termelétrica (UTE) de Seival, localizada no município de Candiota (RS), possui Licença de

Instalação (LI) de 600 MW, em terreno localizado dentro da área de concessão da ENEVA S.A. A UTE

Seival é fruto da joint venture entre ENEVA S.A. e ENEVA PARTICIPAÇÕES.

COMPLEXO AÇU

A joint venture entre a ENEVA S.A. e a ENEVA PARTICIPAÇÕES irá construir um projeto dividido em

duas fases, num total de 5.400 MW, em São João da Barra, região Norte Fluminense do Rio de

Janeiro. A Usina Termelétrica Açu, em sua primeira fase, utilizará o carvão como insumo para

produzir 2.100 MW por meio de quatro unidades geradoras de 525 MW cada. Já a segunda fase da

usina será abastecida com gás natural e terá capacidade de 3.300 MW, com dez turbinas a gás e

cinco a vapor.

PROJETOS DE ENERGIAS RENOVÁVEIS

PROJETO VENTOS

O Projeto Eólico Ventos está localizado no Rio Grande do Norte, nas cidades de Jandaíra e João

Câmara. Com capacidade instalada total de 600 MW e planejamento de expansão para 600 MW

adicionais, a ENEVA PARTICIPAÇÕES tem um percentual de 100% sobre o projeto.

TAUÁ

Em operação comercial desde agosto de 2011, a Usina Solar Tauá conta com 4.680 painéis

fotovoltaicos para converter a energia solar em elétrica, numa área de aproximadamente 12 mil

metros quadrados. Cerca de R$ 10 milhões foram investidos na unidade, cuja capacidade inicial é de

1 MW – o bastante para suprir 1.500 residências. O projeto possui licença para ampliar sua

capacidade gradualmente para até 50 MW.

Laudo AP-0234/15-02 13

5. ANÁLISE DO SETOR

Segundo o IPL (Instituto Politécnico de Leiria), o setor de energia elétrica brasileiro tem atravessado

diversas mudanças estruturas nas últimas décadas. Entre as principais, estão a criação da Agência

Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) em 1996 e a introdução do Novo Modelo do Setor Elétrico em

2004. De modo geral, a comercialização de energia passou a ocorrer em dois ambientes separados,

o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), onde participam geradoras e distribuidoras, e o

Ambiente de Contratação Livre (ACL), no qual podem participar geradoras, comercializadoras,

importadores, exportadores e consumidores livres.

Este processo fez com que a estrutura do setor se tornasse menos estritamente regulamentada e

verticalizada. No modelo atual, as companhias do setor são divididas em geradoras, transmissoras e

distribuidoras. Enquanto a transmissão e a distribuição continuam inteiramente regulamentadas, a

produção das geradoras é hoje negociada em mercado livre.

Também foram criadas, nesse ínterim, o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a Câmara de

Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) e a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Esta última

tem o objetivo de desenvolver estudos para o planejamento da expansão do sistema, enquanto o

ONS coordena as usinas de rede e transmissão do Sistema Interligado Nacional (SIN) e a CCEE tem a

função de viabilizar um ambiente de negociação de energia seguro e competitivo.

A EPE (Empresa de Pesquisa Energética) afirma que a geração de energia elétrica no Brasil em

centrais de serviço público e autoprodutores foi de cerca de 570 TWh (Terawatt-hora, equivalente a

1 milhão de MWh) em 2013, o que configura um aumento de 3,2% em relação ao ano anterior. A

oferta interna de energia elétrica como um todo foi majoritariamente oriunda de energia

hidráulica, que teve cerca de 70,6% de participação em sua composição, seguida por fontes

derivadas do gás natural, com 11,3%, e de fontes de biomassa, com 7,6%. O quadro a seguir oferece

um breve resumo da composição da oferta interna de energia:

O Balanço Nacional Energético publicado em maio de 2014 pela EPE, indica uma redução de 5,4% na

oferta interna de energia hidráulica em 2013 em relação ao ano interior, e a participação de

energias renováveis na composição da matriz energética nacional decresceu de 84,5% em 2012 para

Laudo AP-0234/15-02 14

79,3% em 2013. A geração derivada de energia eólica aumentou em 30,2% no mesmo período, mas o

aumento do consumo de eletricidade no país, da ordem de 3,6% em 2013 foi sustentado por geração

térmica, principalmente da derivada de carvão mineral, gás natural e bagaço da cana. As mudanças

percentuais na participação de cada tipo de energia foram da seguinte ordem:

De acordo com a ANEEL, a ordem de despacho das usinas, determinada pelo ONS, é definida pela

preferência a energias de menor custo. De modo geral, começa com a geração de energia pelas

hidrelétricas e, em seguida, é acionada a geração pelas térmicas por ordem de menor custo.

Um estudo sobre a competitividade da geração termelétrica a gás natural no Brasil, publicado na Rio

Oil & Gas Expo and Conference 2014, afirma que o setor elétrico brasileiro se encontra em um

ponto de inflexão, pois a demanda vem apresentando um aumento constante enquanto a

capacidade de regularização dos reservatórios hídricos se reduz nesse processo. Desta forma, a

fonte termelétrica se apresenta como fonte de backup e alternativa para a geração na base.

Adicionalmente, o Balanço Nacional Energético mostra que a participação da energia termelétrica

em 2013 chegou a 30,3% da oferta de energia total, contra 23,9% em 2012, o que configura um

aumento de 31% no período. A energia termelétrica teve a seguinte composição em 2013:

Laudo AP-0234/15-02 15

Já o Plano de Operação Energética, publicado pelo ONS em 2013, apresenta um resumo do

panorama do setor e estima a seguinte evolução das participações das diferentes fontes de energia

na composição da matriz energética entre 2013 e 2017:

Laudo AP-0234/15-02 16

6. ABORDAGENS DE AVALIAÇÃO

Três tipos de abordagens podem ser utilizados para a determinação de valor de um ativo, seja ele

tangível ou intangível. São elas:

Abordagem de Mercado – o valor justo do ativo é estimado através da comparação com ativos

semelhantes ou comparáveis, que tenham sido vendidos ou listados para venda no mercado primário

ou secundário. No caso de ativos intangíveis, os preços de venda ou de mercado são raramente

disponíveis, devido a normalmente serem transferidos apenas como parte de um negócio, e não em

uma transação isolada, o que resulta em esta abordagem ser raramente utilizada na avaliação de

intangíveis.

Abordagem de Custo - mede o investimento necessário para reproduzir um ativo semelhante, que

apresente uma capacidade idêntica de geração de benefícios. Esta abordagem parte do princípio da

substituição, onde um investidor prudente não pagaria mais por um ativo do que o custo para

substituir o mesmo por um substituto pronto/feito comparável.

Abordagem da Renda - define o valor do ativo como sendo o valor atual dos benefícios futuros que

resultam do seu direito de propriedade. O valor justo dos fluxos de caixa futuros que o ativo irá

gerar durante a sua vida útil é projetado com base em atuais expectativas e suposições sobre

condições futuras. Vale ressaltar, entretanto, que os efeitos sinérgicos ou estratégicos diferentes

daqueles realizados por participantes do mercado não devem ser incluídos nos fluxos de caixa

projetados.

Para fins de projeção de fluxo de caixa das Companhias a ser considerado no presente relatório,

optou-se por utilizar a abordagem da renda para os ativos operacionais das Companhias. A

abordagem de renda foi considerada apropriada, uma vez que o valor inerente a esses ativos é

melhor mensurado através da sua capacidade de gerar renda futura.

As Holdings que controlam usinas operacionais (Parnaíba Participações Holding e Pecém Holding)

foram avaliadas pela abordagem de custo (valor Patrimonial), ajustando-se seus investimentos nas

usinas operacionais a valor justo.

Da mesma forma, considerando a hipótese de uma situação de estresse das Companhias para os

mesmos ativos avaliados pelo Fluxo de Caixa descontado, atribuímos um deságio 30% (trinta por

cento) como melhor estimativa de valor de liquidação.

Laudo AP-0234/15-02 17

Estrutura atual

ENEVA

Itaqui

Pecém II Participações

Parnaíba I

Parnaíba II

Parnaíba Participações

PGN Blocos de Gás

100%

50%

70%

100%

100%

18,2% 70%

Pecém II100%

Parnaíba III

Parnaíba IV

70%

70%

Laudo AP-0234/15-02 18

7. LAUDO ECONÔMICO-FINANCEIRO

7.1 METODOLOGIAS DE AVALIAÇÃO (ATIVOS OPERACIONAIS)

ABORDAGEM DA RENDA: FLUXO DE CAIXA

Esta metodologia define a rentabilidade da empresa como sendo o seu valor operacional,

equivalente ao valor descontado do fluxo de caixa líquido futuro. Este fluxo é composto pelo lucro

líquido após impostos, acrescidos dos itens não caixa (amortizações e depreciações) e deduzidos

investimentos em ativos operacionais (capital de giro, plantas, capacidade instalada etc.).

O período projetivo do fluxo de caixa líquido é determinado levando-se em consideração o tempo

que a empresa levará para apresentar uma atividade operacional estável, ou seja, sem variações

operacionais julgadas relevantes. O fluxo é então trazido a valor presente, utilizando-se uma taxa

de desconto, que irá refletir o risco associado ao mercado, empresa e estrutura de capital.

FLUXO DE CAIXA LÍQUIDO

Para o cálculo do fluxo de caixa líquido, utilizamos como medida de renda o Capital Investido,

conforme o quadro a seguir, baseado nas teorias e práticas econômicas mais comumente aceitas no

mercado, especialmente das obras:

DAMODARAN, Aswath. Avaliação: Princípios e Prática. In: ______ (Autor) Finanças Corporativas: teoria e prática. 2ª Edição. Porto Alegre: Bookman, 2004. p. 611-642.

PRATT, Shannon P. Income Approach: Discounted Economic Income Methods. In: ______ (Autor) Valuing a Business: The Analysis and Appraisal of Closely Held Companies. 3ª Edição. EUA: Irwin Professional Publishing, 1996. p. 149-202.

FLUXO DE CAIXA LÍQUIDO DO CAPITAL INVESTIDO

Lucro antes de itens não caixa, juros e impostos (EBITDA)

( - ) Itens não caixa (depreciação e amortização)

( = ) Lucro líquido antes dos impostos (EBIT)

( - ) Imposto de Renda e Contribuição Social (IR/CSSL)

( = ) Lucro líquido depois dos impostos

( + ) Itens não caixa (depreciação e amortização)

( = ) Fluxo de caixa bruto

( - ) Investimentos de capital (CAPEX)

( + ) Outras entradas

( - ) Outras saídas

( - ) Variação do capital de giro

( = ) Fluxo de caixa líquido

TAXA DE DESCONTO

A taxa de desconto a ser utilizada para calcular o valor presente dos rendimentos determinados no

fluxo de caixa projetado representa a rentabilidade mínima exigida pelos investidores, considerando

que a empresa será financiada parte por capital próprio, o que exigirá uma rentabilidade maior que

a obtida em uma aplicação de risco padrão, e parte por capital de terceiros.

Laudo AP-0234/15-02 19

Esta taxa é calculada pela metodologia WACC - Weighted Average Cost of Capital, modelo no qual o

custo de capital é determinado pela média ponderada do valor econômico dos componentes da

estrutura de capital (próprio e de terceiros), descrito nos quadros a seguir.

As taxas livres de risco normalmente são baseadas nas taxas de bônus do Tesouro Americano. Para o

custo do capital próprio, utilizam-se os títulos com prazo de 20 anos, por ser um prazo que reflete

mais proximamente o conceito de continuidade de uma empresa. Para o custo do capital de

terceiros, consideram-se os títulos com prazo de 10 anos, por refletirem mais adequadamente o

prazo que uma empresa pode captar recursos no mercado internacional.

VALOR DA EMPRESA

O fluxo de caixa líquido do Capital Investido é gerado pela operação global da empresa, disponível

para todos os financiadores de capital, acionistas e demais investidores. Sendo assim, para a

determinação do valor dos acionistas, é necessária a dedução do endividamento geral com

terceiros.

Outro ajuste necessário é a inclusão dos ativos não operacionais, ou seja, aqueles que não estão

consolidados nas atividades de operação da empresa, sendo acrescidos ao valor operacional

encontrado.

Custo do capital próprio Re = Rf + beta*(Rm – Rf) + Rp + Rs

Rf Taxa livre de risco – baseado na taxa de juros anual do Tesouro Americano para títulos de 20 anos, considerando a inflação americana de longo prazo.

Rm Risco de mercado – mede a valorização de uma carteira totalmente diversificada de ações para um período de 20 anos.

Rp Risco País – representa o risco de se investir num ativo no país em questão em comparação a um investimento similar em um país considerado seguro.

Rs Prêmio de risco pelo tamanho – mede o quanto o tamanho da empresa a torna mais arriscada.

beta Ajusta o risco de mercado para o risco de um setor específico.

beta alavancado Ajusta o beta do setor para o risco da empresa.

Custo do capital de terceiros Rd = Rf (*) + alfa + Rp

Rf (*) Taxa livre de risco – baseado na taxa de juros anual do Tesouro Americano para títulos de 10 anos, considerando a inflação americana.

Alfa Risco Específico – representa o risco de se investir na empresa em análise.

Taxa de desconto WACC = (Re x We) + Rd (1 –t) x Wd

Re = Custo do capital próprio.

Rd = Custo do capital de terceiros.

We = Percentual do capital próprio na estrutura de capital.

Wd = Percentual do capital de terceiros na estrutura de capital.

T = Taxa efetiva de imposto de renda e contribuição social da cia.

Laudo AP-0234/15-02 20

7.2 MODELAGEM ECONÔMICO-FINANCEIRA

No presente relatório, utilizamos a metodologia de rentabilidade futura para a determinação do

valor econômico das usinas operacionais.

A modelagem econômico-financeira das usinas foi conduzida de forma a demonstrar sua capacidade

de geração de caixa no período de tempo considerado, tendo sido utilizadas, basicamente, as

informações já citadas anteriormente.

As projeções foram realizadas para o período julgado necessário, sob plenas condições operacionais

e administrativas, com as seguintes premissas:

A metodologia está baseada na geração de Fluxo de Caixa Livre Descontado;

Para a determinação do valor de cada usina, foi considerado o período da data-base até o

encerramento do período de outorga de cada usina;

Foi considerado que os contratos de venda de energia serão renovados até o fim do período

de outorga pelos mesmos termos atualmente existentes, com preços reajustados pela

inflação;

Para o período anual, foi considerado o ano fiscal de 1º de janeiro até 31 de dezembro;

Para o cálculo do valor presente, foi considerada a convenção de meio ano (mid-year

convention);

O fluxo foi projetado em termos nominais, considerando o efeito da inflação, e o valor

presente calculado com taxa de desconto variável nominal;

A taxa de desconto utilizada foi o WACC variável, que reflete a diferente estrutura de

capital projetada para cada usina em cada período;

A não ser quando indicado, os valores foram expressos em milhões de reais; e

Para a realização da previsão dos resultados nos exercícios futuros das empresas, utilizou-se

os Balanços Patrimoniais de 31 de dezembro de 2014, não auditados, como balanços de

partida.

No Anexo 1, apresentamos detalhadamente a modelagem econômico-financeira, cujas projeções

operacionais foram baseadas no desempenho histórico da empresa e projeções plurianuais

elaboradas pela administração e assessores financeiros da ENEVA.

Laudo AP-0234/15-02 21

7.3 PREMISSAS OPERACIONAIS DAS USINAS TERMELÉTRICAS

RECEITAS

Usinas termelétricas podem operar no Ambiente de Contratação Regulada (ACR) ou no Ambiente de

Contratação Livre (ACL). No ACR, os contratos de fornecimento de energia (Purchase Price

Agreement – PPA) são divididos entre uma receita fixa e uma receita variável e têm prazo médio de

15 anos. No ACL, os contratos de PPA determinam um valor por MWh fornecido.

Os Contratos de Comercialização de Energia em Ambiente Regulado (CCEAR) para as termelétricas

são realizados na modalidade intitulada “contratos por disponibilidade de energia”. Nesta

modalidade de contratação, os agentes geradores de energia são pagos de acordo com sua

quantidade de energia assegurada e não com base na energia efetivamente gerada.

A energia assegurada leva em consideração a potência total da usina, as taxas de indisponibilidade

forçada e programada declaradas pelo empreendedor, o custo variável unitário do empreendimento

declarado também pelo empreendedor, dentre outros fatores. Quanto maior o custo variável da

usina, menor será a energia assegurada atribuída à usina, dado que quanto maior seu custo variável,

menor a probabilidade de ser despachada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS).

Em contrapartida à energia assegurada que estará adicionando ao sistema, o empreendedor recebe

uma receita fixa, reajustada anualmente pelo IPCA. Esta receita é destinada a cobrir todos os custos

fixos da usina, incluindo despesas de depreciação, e a remunerar o capital investido.

Além da receita fixa, o empreendedor é ressarcido pelos custos variáveis decorrentes de sua

operação quando a usina é despachada pelo ONS. Esta modalidade de receita é chamada de “receita

variável” e cobre os custos com combustível e os custos de O&M incorridos a mais pela geração de

energia da usina.

A projeção de receita variável para as usinas está atrelada ao despacho esperado nos anos de

projeção. Considera-se que haja despacho sempre que o PLD (Preço de Liquidação das Diferenças)

seja superior ao CVU (Custo Variável Unitário).

As Companhias contrataram uma consultoria especializada para projeção de diversos cenários

mensais para o PLD. Caso mais de 50% destes cenários aponte o PLD acima do CVU em um

determinado período, considera-se que há despacho de 100% da capacidade da usina. Caso menos

de 50% das séries aponte para um PLD superior ao CVU, considera-se que a usina não é despachada

naquele período. Por este motivo, no fluxo de caixa projetado pelas Companhias, quando o PLD é

muito próximo ao CVU há grande volatilidade do despacho esperado.

TRIBUTOS

Foi considerada uma alíquota de PIS/COFINS de 9,3% sobre a ROB pelo período projetado. Além

disso, uma parcela dos custos com O&M e compra de combustível é dedutível do pagamento de

PIS/COFINS, por isso a projeção dos tributos totais desconta o crédito criado por estes custos do

montante a ser pago pela receita bruta.

Laudo AP-0234/15-02 22

CUSTOS OPERACIONAIS

Os custos envolvidos na operação de usinas Termelétricas dividem-se entre fixos e variáveis,

segundo a descrição abaixo:

CUSTOS FIXOS

o Custos com Pessoal

Tal linha de custos refere-se ao pessoal de ENEVA alocado na operação das usinas termelétricas.

o Serviços Prestados por Terceiros

Parte do pessoal alocado nas usinas de ENEVA é terceirizada, e esta linha reflete os custos

envolvidos com a contratação deste pessoal.

o Taxa ANEEL

A TFSEE (Taxa de Fiscalização de Serviço de Energia Elétrica) é destinada a prover os recursos

necessários ao funcionamento da ANEEL, e seu valor é estabelecido anualmente. O cálculo do valor

devido é feito sobre a Potência Instalada da usina.

o Taxa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST)

O transporte de energia elétrica no Brasil é realizado por meio de linhas de transmissão e

subestações que compõem a chamada Rede Básica. A Taxa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST)

tem como objetivo a manutenção desta infraestrutura de transmissão e é definida anualmente pela

ANEEL. Os reajustes ocorrem anualmente e a tarifa é definida pela ANEEL para cada agente do setor

elétrico.

o Taxa da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE)

Os agentes da CCEE têm obrigação de efetuar o recolhimento das contribuições relativas ao

funcionamento da CCEE a fim de cobrir seus custos e investimentos. A taxa foi considerada como R$

0,11 em 2014 e seu reajuste é realizado anualmente pelo IPCA.

o Despesa com seguros

As usinas possuem seguro sobre sua receita fixa e variável, cobrindo 100% das duas mediante

pagamento anual com reajuste pelo IPCA.

CUSTOS VARIÁVEIS

o O&M variável

Considera-se em cada usina um valor de O&M calculado sobre a energia despachada bruta. O valor

considerado por MWh inclui gastos com insumos de produção, como diesel, tratamento das cinzas,

água, químicos, cal, consumo interno de energia e outros.

o Pesquisa e Desenvolvimento (P&D)

É considerado que as usinas investem 1% de sua receita líquida de PIS/COFINS em Pesquisa e

Desenvolvimento. O cálculo deste valor para a rubrica de custos variáveis foi feito sobre a receita

variável líquida de PIS/COFINS.

Laudo AP-0234/15-02 23

o Custo com compra de combustíveis

Caso a usina seja despachada é necessária a aquisição de combustível para alimentá-las. O preço de

mercado por tonelada de carvão foi baseado nas previsões de preço da CIF-ARA e foram

consideradas as taxas de degradação por aquecimento de cada usina, assim como os tributos

envolvidos na compra da matéria-prima.

Já o preço por metro cúbico de gás foi baseado na cotação do Henry Hub e nos valores acordados

entre as usinas do Complexo de Parnaíba e a PGN pela compra do gás.

GASTOS POR INDISPONIBILIDADE

Caso a indisponibilidade efetiva da usina seja superior à indisponibilidade declarada no ato de

contratação do PPA, a usina deve pagar, pelo critério ADOMP, uma multa equivalente a esta

diferença vezes o spread entre o preço spot da energia e o custo variável da usina. Vale ressaltar

que as Companhias pleitearam a alteração desta metodologia de cálculo junto à ANEEL, de modo

que o cálculo seja realizado com base na média móvel histórica da disponibilidade da planta. A

projeção de despesas por indisponibilidade considerou o cálculo baseado na média móvel histórica

da disponibilidade das plantas.

OVERHAULING

As usinas termelétricas reconhecem os gastos com manutenção sob a rubrica de Overhauling, dentro

de custos. Os custos até 2019 foram estimados de acordo com o MTP (Medium Term Plan) elaborado

pelas Companhias e os valores considerados para os anos seguintes foram reajustados pelo IPCA.

Laudo AP-0234/15-02 24

7.4 PREMISSAS OPERACIONAIS DA PRODUTORA DE GÁS NATURAL

RECEITAS

o RECEITAS POR VENDAS DE GÁS

As receitas por venda de gás da PGN são provenientes das vendas de gás da companhia por prazos e

preços pré-estabelecidos sob contrato. O volume considerado varia segundo a demanda dos

compradores.

o RECEITAS DE ARRENDAMENTO

As Companhias possuem receitas provenientes de arrendamento pagos pelas plantas termelétricas

do Complexo Parnaíba. Tais receitas são determinadas por contrato e dividem-se entre uma parcela

fixa e outra variável.

A receita fixa é reajustada pela inflação e anualmente de modo que a Taxa Interna de Retorno (TIR)

de cada planta termelétrica seja igual a 15%. As receitas variáveis são determinadas pela diferença

entre receitas e custos variáveis, quando positiva, conforme estabelecido por contrato.

TRIBUTOS

Os tributos devidos pela PGN são o ICMS, com alíquota de 4,6% incidente sobre a receita bruta e o

PIS/COFINS, com alíquota de 9,25% incidente sobre a receita bruta. Há geração de créditos fiscais

derivados dos custos operacionais, que são abatidos dos tributos totais a pagar. Os valores

projetados consideram tanto as alíquotas destacadas quanto os créditos citados.

CUSTOS OPERACIONAIS

o O&M

As despesas de Operação e Manutenção referem-se aos gastos envolvidos na produção de gás, tais

como salários dos funcionários, manutenção dos poços e equipamentos, custo de operação dos poços

de gás e dos insumos necessários à sua exploração. Tais custos dividem-se entre fixos e variáveis,

sendo os fixos reajustados pela inflação e os variáveis seguindo o volume de gás extraído.

o PESQUISA E DESENVOLVIMENTO

A ANP define que exploradores de gás natural são obrigados a destinar recursos para Pesquisa e

Desenvolvimento em montante equivalente a 1% da Receita Bruta da Produção do campo. Tal valor

é destinado majoritariamente a Universidades e Institutos de Pesquisa e Desenvolvimentos

credenciadas pela ANP.

o PARTICIPAÇÃO ESPECIAL

Exploradores de petróleo e gás natural em campos de alta rentabilidade estão sujeitos, segundo o

Decreto nº 2.705, de 1998, ao pagamento da chamada Participação Especial. Seu cálculo incide

sobre a receita líquida da produção trimestral de cada campo, consideradas as deduções previstas

por lei, de acordo com a localização da lavra, o número de anos de produção e o respectivo volume

de produção trimestral fiscalizada. Os valores considerados foram estimados pela companhia.

Laudo AP-0234/15-02 25

o ROYALTIES

Trata-se de compensação financeira devida aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, bem

como a órgãos da administração direta da Usina, em função da produção de gás natural sob o

regime de concessão.

o CUSTOS DE EXPLORAÇÃO

Trata-se dos custos envolvidos nos estudos de geologia e geofísica e na procura por novos campos de

gás natural a serem explorados pela companhia.

Laudo AP-0234/15-02 26

7.5 PROJEÇÕES DAS USINAS

7.5.1 UTE ITAQUI

RECEITA BRUTA

As receitas foram projetadas segundo os termos do PPA contratado em leilão A-5 em outubro de

2007, considerando uma receita fixa com reajustes anuais pelo IPCA. As receitas variáveis

acompanham a evolução dos custos variáveis. Os dados projetados para receita, percentual de

despacho esperado e disponibilidade estão resumidos no gráfico abaixo:

Entre 2014 e 2026, o PLD projetado situa-se muito próximo do CVU da usina, o que explica,

conforme apontado na página 22, a volatilidade no despacho esperado para Itaqui. A variação do

despacho esperado é refletida na receita, no custo e na margem EBITDA, conforme destacado

abaixo.

CUSTOS

Os custos de Itaqui foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e considerando

sua natureza fixa e variável, segundo o gráfico abaixo:


2021, em grande parte devido à diminuição do despacho esperado. Isto ocorre pois a margem

variável da companhia é inferior à margem fixa. Conforme a participação da receita variável na

receita total aumenta, há uma tendência à diminuição da margem bruta operacional.

Laudo AP-0234/15-02 27

EBITDA

Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de Itaqui


Conforme destacado acima, a variação da margem EBITDA de Itaqui entre 2021 e 2026 é explicada

pela variação do despacho esperado pela companhia. Pode-se perceber que, quando o despacho

esperado é igual a zero, a margem aproxima-se de 55% (como observado em 2020 e 2021), e quando

o despacho é igual a 100%, a margem aproxima-se de 20% (como observado em 2015 e 2016).

CAPEX

A evolução do CAPEX considerado para a usina está detalhada abaixo:

Laudo AP-0234/15-02 28

7.5.2 UTE PECÉM I

Em 9 de dezembro de 2014, a ENEVA S.A. vendeu sua participação de 50% em Pecém I para a EDP –

ENERGIAS DO BRASIL S.A. por um montante de R$ 300 milhões. Como a ENEVA S.A. encontra-se em

Recuperação Judicial, a eficácia desta operação está sujeita às seguintes condições: i) os credores

da empresa devem aprovar o plano de reorganização das Companhias; ii) A Corte responsável pela

Recuperação Judicial deve homologar o Plano de Recuperação; e iii) A operação necessita da

autorização dos bancos IDB, BNDES e quaisquer outras instituições financeiras que possuam

contratos com Pecém I. A entrada de caixa referente à venda deste ativo deve ocorrer em junho de

2015 e o caixa deverá ser utilizado para financiar a holding até o início da entrada de caixa gerada

pelos ativos operacionais.

Assim, como existe uma oferta firme de compra para esta usina, considera-se como melhor

estimativa para o valor de mercado desta usina o valor já negociado entre as partes de R$ 300

milhões por 50% da usina (R$ 600 milhões por 100% da usina).

Laudo AP-0234/15-02 29

7.5.3 UTE PECÉM II

RECEITA BRUTA

As receitas foram projetadas segundo os termos do PPA contratado em leilão A-5 em 2008




CUSTOS

Os custos de Pecém II foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e



2021, em grande parte devido à diminuição do despacho esperado. Isto ocorre pois a margem de

receita e custos variáveis da companhia é inferior à margem de receita e custos fixos. Conforme a

participação da receita variável na receita total aumenta, há uma tendência à diminuição da

margem bruta operacional.

Laudo AP-0234/15-02 30

EBITDA


Pecém II está demonstrada abaixo:

CAPEX


Laudo AP-0234/15-02 31

7.5.4 UTE PARNAÍBA I

RECEITA BRUTA





CUSTOS

Os custos de Parnaíba I foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e


EBITDA


Parnaíba I está demonstrada abaixo:

792876

678575

406 444 440534

438 433 444

711

8381.019 991 906

79,0%72,3%

64,1%60,7% 57,8%

73,3%69,7%

0,0%

20,0%

40,0%

60,0%

80,0%

100,0%

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

% R

OL

mil

hões

de R

$

PARNAÍBA I


683

1.373

1.0171.108

903734

561675 687

803 722 740 768

1.069 1.143

1.352 1.421 1.350

80259 225 232 226 160 155 231 247 269 284 306 324 358 305 333 430 444

12%

19%22% 21%

25%22%

28%

34%36% 34%

39%41% 42%

33%

27%25%

30%33%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

0

400

800

1.200

1.600

2.000

2.400

2.800

Mg.

EB

ITD

A (

%)

mil

hõe

s d

e R

$

PARNAÍBA I


projetadorealizado

Laudo AP-0234/15-02 32

CAPEX


Laudo AP-0234/15-02 33

7.5.5 UTE PARNAÍBA II

RECEITA BRUTA





Cabe ressaltar que em 2016, ano de início da operação da usina, ela opera somente 6 meses, por

isso há um descasamento entre o percentual de despacho esperado e a receita bruta neste ano.

CUSTOS

Os custos de Parnaíba II foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e


Como descrito acima, em 2016, a usina opera somente 6 meses, por isso há um descasamento entre

o percentual de despacho esperado e os custos operacionais neste ano.

Laudo AP-0234/15-02 34

EBITDA


Parnaíba II está demonstrada abaixo:

CAPEX


Laudo AP-0234/15-02 35

7.5.6 UTE PARNAÍBA III

RECEITA BRUTA





Pode-se observar uma forte queda das receitas projetadas entre 2016 e 2017, devido à forte queda

esperada para o percentual despachado.

CUSTOS

Os custos de Parnaíba III foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e


Laudo AP-0234/15-02 36

EBITDA


Parnaíba III está demonstrada abaixo. Pode-se observar que a queda da receita é acompanhada de

um aumento da margem, uma vez que a margem de receita e custos fixos da companhia é superior

à margem de receita e custos variáveis.

CAPEX

Foi considerado um CAPEX de R$ 6 milhões em 2015 e de R$ 400 mil em 2016.

Laudo AP-0234/15-02 37

7.5.7 UTE PARNAÍBA IV

RECEITA BRUTA

As receitas foram projetadas segundo os termos do PPA com a Kinross, considerando uma linha de

receita proveniente da venda de gás no mercado Spot e no PPA e outra referente às receitas de

produção própria. Os dados projetados para receita, percentual de despacho esperado e


CUSTOS

Os custos de Parnaíba IV foram projetados de acordo com as expectativas da companhia e


64 68 72 75 79 85 90 95 101 106112

119126

133141

149

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

mil

hões

de R

$

PARNAÍBA IV

Receita PPA e Spot Receitas de produção própria Despacho Esperado Disponibilidade Esperada

49 51 50 53 54 58 62 67 70 74 79 83 88 93 99 104

77,8%

72,8% 72,6% 72,9% 73,1% 73,5% 73,7% 73,6%

50,0%

55,0%

60,0%

65,0%

70,0%

75,0%

80,0%

85,0%

0

50

100

150

200%

RO

L

mil

hões

de R

$

PARNAÍBA IV


Laudo AP-0234/15-02 38

EBITDA


Parnaíba IV está demonstrada abaixo:

CAPEX

Foi considerado um CAPEX de R$ 2 milhões em 2015.

5062 65 69 72 75 80 85 90 96 101 107 113 120 126 134 142

21 13 15 19 19 20 22 23 24 26 27 28 30 31 33 35 37

42%

21% 22%

27% 27% 27% 28% 27% 26% 27% 27% 26% 27% 26% 26% 26% 26%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

0

50

100

150

200

250

Mg.

EB

ITD

A (

%)

mil

hõe

s d

e R

$

PARNAÍBA IV


projetadorealizado

Laudo AP-0234/15-02 39

7.5.8 PARNAÍBA GÁS NATURAL (PGN)

RECEITA BRUTA







CUSTOS



697

876

744641

516571

684

820 814894

968 9941.085 1.121 1.169

1.221

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

mil

hões

de R

$



169212 231

200 182216 244

282 289 311 335 357 384 400 417 43826,6%

34,1%38,4% 38,6% 38,5% 37,6% 37,1%

39,8%

-10,0%

10,0%

30,0%

50,0%

0

100

200

300

400

500

600

700

800

% R

OL

mil

hões

de R

$



Laudo AP-0234/15-02 40

EBITDA

Considerando todas as receitas, despesas e tributos, a evolução considerada para o EBITDA de PGN

está demonstrada abaixo.

CAPEX


As Companhias estimam a evolução do CAPEX de PGN, segundo a utilização do potencial de

exploração de cada bloco. Não é previsto um CAPEX inicial visando disponibilizar a totalidade do

potencial de exploração dos Blocos. Ao invés disso, projetam-se investimentos conforme a

capacidade torna-se incapaz de suprir a demanda. Por este motivo, verifica-se certa inconstância

nos valores considerados.

582 630795

678586

475 528633

758 752 824 891 9141.033 1.021 1.049 1.095

437 461583

447 386293 312

389476 463 513 556 557

649 621 632 657

75% 73% 73%66% 66%

62% 59% 61% 63% 62% 62% 62% 61% 63% 61% 60% 60%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0

400

800

1.200

1.600

2.000

Mg.

EB

ITD

A (

%)

mil

hõe

s d

e R

$



realizado projetado

533

339

140

229 211246

9260

0 0 13

419

224 238

0 0 20

279 290 311337 349

373401 403

451

158 168 178

63

Capex PGN (R$ milhões)

Laudo AP-0234/15-02 41

8. CONCLUSÃO

Com base nos estudos apresentados pela APSIS com data base em 31 de dezembro de 2014,

concluíram os peritos que o valor econômico financeiro dos ativos detidos por ENEVA para fins de

atender o inciso III, do artigo 53, da Lei nº 11.101/2005, se dá conforme tabela abaixo.

De acordo com premissa descrita no sumário executivo, consideram os peritos como melhor

estimativa de avaliação dos bens e ativos das Companhias um deságio de 30% (trinta por cento)

sobre o valor da avaliação econômico-financeira. A tabela acima ainda não reflete a aplicação deste

deságio.

O laudo de avaliação AP-0234/15-02 foi elaborado sob a forma de Laudo Digital (documento

eletrônico em Portable Document Format - PDF), com a certificação digital dos responsáveis

técnicos e impresso pela APSIS, composto por 42 (quarenta e duas) folhas digitadas de um lado e 04

(quatro) anexos. A APSIS Consultoria Empresarial Ltda., CREA/RJ 1982200620 e CORECON/RJ

RF/02052, empresa especializada em avaliação de bens, abaixo representada legalmente pelos seus

diretores, coloca-se à disposição para quaisquer esclarecimentos que, porventura, se façam

necessários.

Rio de Janeiro, 09 de abril de 2015.

Vice-Presidente (CREA/RJ 1989100165) Diretor

(R$ milhões)VALOR ECONÔMICO -

FINANCEIRO

VALOR DOS BENS E ATIVOS DA ENEVA 3.620

Laudo AP-0234/15-02 42

9. RELAÇÃO DE ANEXOS

1. CÁLCULOS AVALIATÓRIOS DOS ATIVOS OPERACIONAIS

2. TAXA DE DESCONTO

3. PREMISSAS MACROECONÔMICAS

4. DOCUMENTAÇÃO DE SUPORTE

RIO DE JANEIRO - RJ Rua da Assembleia, nº 35, 12º andar Centro, CEP 20011-001 Tel.: + 55 (21) 2212-6850 Fax: + 55 (21) 2212-6851

SÃO PAULO - SP Av. Angélica, nº 2.503, Conj. 42 Consolação, CEP 01227-200 Tel.: + 55 (11) 3666-8448 Fax: + 55 (11) 3662-5722

Anexo 1

LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1A - DADOS - ITAQUI

DADOS ITAQUI

(R$ milhões)

RECEITA OPERACIONAL BRUTA (ROB) 673 727 671 602 604 530 520 708 648 823

(% crescimento) 8,1% -7,7% -10,3% 0,4% -12,2% -1,9% 36,2% -8,5% 27,0%

Receitas Fixas 340 362 383 403 421 448 474 502 532 566

Receitas Variáveis 267 304 216 102 105 0 0 170 89 234

Outras Receitas 65 61 72 97 78 82 46 36 27 24

Receita Fixa (R$/MWh) 123,29 130,84 138,97 146,06 152,67 161,94 171,66 181,96 192,88 204,45

Horas em operação 8.760 8.784 8.760 8.760 8.760 8.784 8.760 8.760 8.760 8.784

Capacidade Vendida no ACR (MWh) 315 315 315 315 315 315 315 315 315 315

IMPOSTOS E DEDUÇÕES -10,1% -10,1% -10,1% -10,0% -10,0% -6,8% -7,4% -5,7% -6,7% -5,6%

CUSTOS OPERACIONAIS (479) (539) (442) (354) (334) (244) (216) (398) (311) (473)

(% ROL) -79,1% -82,4% -73,2% -65,4% -61,5% -49,4% -44,8% -59,6% -51,3% -60,9%

Pessoal e Administração (40) (41) (42) (45) (47) (32) (34) (37) (39) (42)

O&M Variável e Combustível (278) (301) (214) (102) (109) (4) (4) (186) (100) (254)

Serviços de Terceiros - - - - - (65) (69) (73) (78) (82)

Compra de Energia (52) (64) (77) (104) (85) (88) (50) (39) (29) (25)

Encargos de Transmissão (14) (14) (15) (14) (17) (26) (27) (29) (31) (32)

Compensação por tempo parado (39) (50) (34) (26) (20) - - (1) (0) (0)

Overhauling (55) (69) (60) (64) (56) (30) (31) (33) (35) (36)

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024



DADOS ITAQUI

(R$ milhões)

RECEITA OPERACIONAL BRUTA (ROB)

(% crescimento)

Receitas Fixas

Receitas Variáveis

Outras Receitas

Receita Fixa (R$/MWh)

Horas em operação

Capacidade Vendida no ACR (MWh)

IMPOSTOS E DEDUÇÕES

CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)

Pessoal e Administração

O&M Variável e Combustível

Serviços de Terceiros

Compra de Energia

Encargos de Transmissão

Compensação por tempo parado

Overhauling

767 968 1.027 1.082 1.141 1.202 1.266 1.334 1.406 1.482

-6,8% 26,1% 6,1% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4%

598 634 672 714 755 800 848 899 953 1.010

147 311 324 337 351 366 382 398 415 433

23 23 30 31 35 35 36 37 38 39

216,72 229,72 243,50 258,12 273,60 290,02 307,42 325,86 345,42 366,14

8.760 8.760 8.760 8.784 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760

315 315 315 315 315 315 315 315 315 315

-6,3% -5,3% -5,3% -5,3% -5,4% -5,4% -5,4% -5,4% -5,4% -5,4%

(390) (579) (614) (642) (676) (708) (746) (786) (828) (873)

-54,3% -63,2% -63,2% -62,7% -62,6% -62,3% -62,3% -62,3% -62,3% -62,3%

(44) (48) (51) (54) (57) (61) (64) (67) (71) (75)

(162) (337) (351) (365) (380) (397) (418) (440) (464) (489)

(87) (92) (98) (104) (110) (117) (123) (129) (136) (144)

(24) (25) (33) (33) (37) (38) (40) (42) (45) (47)

(34) (37) (39) (41) (44) (46) (49) (51) (54) (57)

- - - - - - - - - -

(38) (40) (43) (45) (47) (50) (52) (55) (58) (61)

2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034



DADOS ITAQUI

(R$ milhões)


(% crescimento)

Receitas Fixas

Receitas Variáveis

Outras Receitas


Horas em operação



CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)




Compra de Energia



Overhauling

1.562 1.647 1.736 1.830 1.930 2.035 2.146 2.263 2.386

5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,5% 5,5%

1.071 1.135 1.203 1.276 1.352 1.433 1.519 1.610 1.707

451 470 490 511 533 556 579 604 630

40 41 42 44 45 46 47 48 50

388,11 411,40 436,08 462,24 489,98 519,38 550,54 583,57 618,59

8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760

315 315 315 315 315 315 315 315 315

-5,4% -5,4% -5,4% -5,4% -5,4% -5,4% -5,4% -5,4% -5,4%

(920) (970) (1.023) (1.078) (1.137) (1.198) (1.264) (1.333) (1.405)

-62,3% -62,3% -62,3% -62,3% -62,3% -62,3% -62,3% -62,3% -62,3%

(79) (83) (87) (92) (97) (102) (108) (114) (120)

(516) (544) (573) (604) (637) (672) (708) (747) (788)

(152) (160) (168) (178) (187) (197) (208) (219) (231)

(50) (52) (55) (58) (61) (65) (68) (72) (76)

(60) (63) (67) (70) (74) (78) (82) (87) (92)

- - - - - - - - -

(65) (68) (72) (76) (80) (84) (89) (94) (99)

2040 2041 2042 20432035 2036 2037 2038 2039


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1A - CAPITAL DE GIRO - ITAQUI

CAPITAL DE GIRO ITAQUI 31/12/2014

(R$ milhões)

USOS 184 175 193 154 111 111 63 62 134 103 166

Créditos Diversos 92 79 85 79 70 71 62 61 83 76 96

Estoques 80 76 83 59 28 30 1 1 51 28 70

Despesas Antecipadas 11 20 25 17 13 10 - - 0 0 0

FONTES 63 40 51 40 28 28 10 11 32 25 43

Fornecedores 47 31 41 30 18 18 4 4 24 15 32

Folha de pagamento 3 3 3 4 4 4 3 3 3 3 4

Impostos, taxas e contribuições 13 6 6 6 5 6 4 4 4 7 8

CAPITAL DE GIRO 121 135 142 115 84 83 53 51 103 78 123

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO 14 8 (28) (31) (1) (30) (2) 51 (25) 45

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024



CAPITAL DE GIRO ITAQUI

(R$ milhões)

USOS

Créditos Diversos

Estoques

Despesas Antecipadas

FONTES

Fornecedores

Folha de pagamento

Impostos, taxas e contribuições

CAPITAL DE GIRO

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO

134 206 217 227 238 250 263 277 292 308

90 113 120 127 134 141 148 156 165 174

44 92 97 100 104 109 115 121 127 134

- - - - - - - - - -

34 55 57 60 64 69 73 77 81 86

22 42 44 46 48 50 52 55 58 61

4 4 4 5 5 5 5 6 6 6

8 9 9 10 12 14 15 16 17 18

100 151 159 167 174 181 190 200 211 222

(23) 51 8 8 7 7 10 10 11 11

20262025 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034



CAPITAL DE GIRO ITAQUI

(R$ milhões)

USOS

Créditos Diversos

Estoques


FONTES

Fornecedores

Folha de pagamento


CAPITAL DE GIRO


324 342 361 380 401 423 446 470 496

183 193 203 214 226 238 251 265 279

142 149 157 166 175 184 194 205 216

- - - - - - - - -

91 96 101 107 113 119 126 133 140

64 68 72 76 80 84 89 93 98

7 7 7 8 8 9 9 9 10

20 21 22 24 25 26 28 30 32

234 246 259 273 288 304 320 337 355

12 12 13 14 15 15 16 17 18

20382035 2036 2037 2039 2040 2041 2042 2043


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1A - FLUXO - ITAQUI

FLUXO ITAQUI(R$ milhões)

(% crescimento) 8,1% -7,7% -10,3% 0,4% -12,2% -1,9% 36,2% -8,5% 27,0%


DEDUÇÕES/IMPOSTOS ( - ) (68) (73) (68) (60) (61) (36) (39) (40) (43) (46)

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA (ROL) 605 654 604 542 544 494 482 668 605 777

CUSTOS OPERACIONAIS ( - ) (479) (539) (442) (354) (334) (244) (216) (398) (311) (473)

LAJIDA/EBITDA ( = ) 126 115 162 187 210 250 266 270 294 304

margem Ebitda (Ebitda/ROL) 20,9% 17,6% 26,8% 34,6% 38,5% 50,6% 55,2% 40,4% 48,7% 39,1%

DEPRECIAÇÃO/AMORTIZAÇÃO ( - ) (114) (114) (114) (114) (114) (114) (114) (114) (114) (114)

LAIR/EBIT ( = ) 12 1 48 73 95 136 152 156 180 190

IMPOSTO DE RENDA/CONTRIB. SOCIAL ( - ) (1) (0) (3) (5) (6) (9) (10) (10) (43) (45)

Taxa de IRCS Efetiva (IRCS/EBIT) -6,3% -6,3% -6,3% -6,3% -6,3% -6,3% -6,3% -6,3% -23,8% -23,8%

LUCRO LÍQUIDO (=) 11 1 45 69 89 127 142 146 137 145

margem líquida (LL/ROL) 1,9% 0,1% 7,4% 12,7% 16,4% 25,8% 29,5% 21,8% 22,7% 18,6%

FLUXO DE CAIXA LIVRE

(R$ mil)

ENTRADAS 125 115 159 183 204 242 256 260 252 259

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 11 1 45 69 89 127 142 146 137 145 DEPRECIAÇÃO/AMORTIZAÇÃO 114 114 114 114 114 114 114 114 114 114

SAÍDAS (38) (23) (15) (5) (1) - - - - -

INVESTIMENTOS IMOBILIZADO E INTANGÍVEIS ( - ) (38) (23) (15) (5) (1) - - - - -

SALDO SIMPLES 87 92 144 178 202 242 256 260 252 259

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO ( - ) (14) (8) 28 31 1 30 2 (51) 25 (45)

SALDO DO PERÍODO 73 84 171 209 203 271 258 209 276 214

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024




(% crescimento)


DEDUÇÕES/IMPOSTOS ( - )

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA (ROL)

CUSTOS OPERACIONAIS ( - )

LAJIDA/EBITDA ( = )

margem Ebitda (Ebitda/ROL)

DEPRECIAÇÃO/AMORTIZAÇÃO ( - )

LAIR/EBIT ( = )

IMPOSTO DE RENDA/CONTRIB. SOCIAL ( - )

Taxa de IRCS Efetiva (IRCS/EBIT)

LUCRO LÍQUIDO (=)

margem líquida (LL/ROL)


(R$ mil)

ENTRADAS

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIODEPRECIAÇÃO/AMORTIZAÇÃO

SAÍDAS

INVESTIMENTOS IMOBILIZADO E INTANGÍVEIS ( - )

SALDO SIMPLES

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO ( - )

SALDO DO PERÍODO

-6,8% 26,1% 6,1% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4%

767 968 1.027 1.082 1.141 1.202 1.266 1.334 1.406 1.482

(49) (51) (54) (58) (61) (65) (68) (72) (76) (80)

719 917 973 1.024 1.080 1.137 1.198 1.262 1.331 1.402

(390) (579) (614) (642) (676) (708) (746) (786) (828) (873)

329 338 358 382 404 429 452 477 502 529

45,7% 36,8% 36,8% 37,3% 37,4% 37,7% 37,7% 37,7% 37,7% 37,7%

(114) (114) (114) (114) (114) (114) (114) (114) (114) (114)

215 223 244 268 290 315 338 362 388 415

(51) (53) (58) (64) (78) (107) (115) (123) (132) (141)

-23,8% -23,8% -23,8% -23,8% -27,1% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0%

164 170 186 204 211 208 223 239 256 274

22,8% 18,6% 19,1% 19,9% 19,6% 18,3% 18,6% 18,9% 19,2% 19,5%

278 284 300 318 326 322 337 353 370 388

164 170 186 204 211 208 223 239 256 274 114 114 114 114 114 114 114 114 114 114

- - - - - - - - - -

- - - - - - - - - -

278 284 300 318 326 322 337 353 370 388

23 (51) (8) (8) (7) (7) (10) (10) (11) (11)

301 233 292 311 318 316 328 343 360 377

20262025 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

20262025 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034




(% crescimento)





LAJIDA/EBITDA ( = )



LAIR/EBIT ( = )



LUCRO LÍQUIDO (=)



(R$ mil)

ENTRADAS


SAÍDAS


SALDO SIMPLES


SALDO DO PERÍODO

5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,4% 5,5% 5,5%

1.562 1.647 1.736 1.830 1.930 2.035 2.146 2.263 2.386

(84) (89) (94) (99) (104) (110) (116) (122) (129)

1.478 1.558 1.642 1.732 1.826 1.925 2.030 2.141 2.258

(920) (970) (1.023) (1.078) (1.137) (1.198) (1.264) (1.333) (1.405)

558 588 620 654 689 727 766 808 852

37,7% 37,7% 37,7% 37,7% 37,7% 37,7% 37,7% 37,7% 37,7%

(114) (114) (114) (114) (114) (114) (114) (114) (114)

444 474 506 539 575 612 652 694 738

(151) (161) (172) (183) (195) (208) (222) (236) (251)

-34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0%

293 313 334 356 379 404 430 458 487

19,8% 20,1% 20,3% 20,6% 20,8% 21,0% 21,2% 21,4% 21,6%

407 427 448 470 494 518 545 572 601

293 313 334 356 379 404 430 458 487 114 114 114 114 114 114 114 114 114

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

407 427 448 470 494 518 545 572 601

(12) (12) (13) (14) (15) (15) (16) (17) (18)

395 414 435 456 479 503 528 555 583

20382035 2036 2037

20432039 2040 2041 2042

2039 2040 2041 2042 2043

20382035 2036 2037


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1A - VALOR ECONÔMICO - ITAQUI

taxa de retorno esperado WACC - 0,5% WACC WACC + 0,5%

FLUXO DE CAIXA DESCONTADO 2.371 2.251 2.139

VALOR RESIDUAL DESCONTADO - - -

VALOR OPERACIONAL DE ITAQUI (R$ milhões) 2.371 2.251 2.139

ENDIVIDAMENTO LÍQUIDO (1.659) (1.659) (1.659)

ATIVO NÃO OPERACIONAL - - -

VALOR ECONÔMICO DE ITAQUI (R$ milhões) 712 591 480

VALOR ECONÔMICO DE ITAQUI (R$ milhões)


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1B - DADOS PC II

DADOS PECÉM II

(R$ milhões)


(% crescimento) 12,5% -18,1% -12,1% -11,4% -3,7% 1,3% 36,8% -3,1% 5,6%

Receitas Fixas 307 327 346 364 380 402 425 450 477 507


Outras Receitas 15 13 18 29 30 30 12 6 2 1






(% ROL) -68,6% -69,9% -64,8% -55,4% -53,3% -46,8% -43,9% -56,5% -52,2% -51,7%


O&M Variável e Combustível (267) (313) (182) (100) (40) - - (137) (96) (99)

Serviços de Terceiros (36) (39) (41) (43) (46) (49) (51) (55) (58) (61)

Compra de Energia - (12) (19) (31) (32) (33) (14) (7) (3) (2)


Compensação por tempo parado - (9) (7) (8) (3) - - (0) (0) -

Overhauling (41) (27) (40) (21) (41) (45) (48) (50) (53) (56)

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024



DADOS PECÉM II

(R$ milhões)


(% crescimento)

Receitas Fixas

Receitas Variáveis

Outras Receitas


Horas em operação



CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)




Compra de Energia



Overhauling

648 802 787 896 943 996 1.052 1.110 1.172 1.238

5,9% 23,7% -1,9% 13,8% 5,3% 5,6% 5,6% 5,6% 5,6% 5,6%

536 569 603 641 677 718 761 807 855 906

110 231 180 252 262 273 285 297 310 323

2 2 4 4 4 5 6 7 8 9

221,87 235,18 249,29 264,25 280,10 296,91 314,72 333,60 353,62 374,84

8.760 8.760 8.760 8.784 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760

276 276 276 276 276 276 276 276 276 276

-6,5% -5,7% -6,1% -5,7% -5,7% -5,8% -5,8% -5,8% -5,8% -5,8%

(314) (444) (409) (490) (515) (541) (572) (604) (637) (673)

-51,8% -58,7% -55,3% -58,1% -57,9% -57,7% -57,7% -57,7% -57,7% -57,7%

(34) (37) (38) (41) (44) (46) (49) (52) (54) (58)

(106) (223) (173) (242) (251) (262) (276) (292) (308) (325)

(65) (69) (73) (77) (82) (87) (92) (97) (102) (108)

(2) (2) (4) (4) (5) (6) (6) (7) (7) (8)

(48) (51) (54) (58) (61) (65) (69) (72) (76) (81)

- - - - - - - - - -

(59) (62) (65) (68) (72) (75) (80) (84) (89) (94)

2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034



DADOS PECÉM II

(R$ milhões)


(% crescimento)

Receitas Fixas

Receitas Variáveis

Outras Receitas


Horas em operação



CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)




Compra de Energia



Overhauling

1.308 1.382 1.460 1.542 1.630 1.722 1.820 1.924 2.035 2.152

5,6% 5,6% 5,6% 5,7% 5,7% 5,7% 5,7% 5,7% 5,7% 5,7%

961 1.018 1.079 1.144 1.213 1.286 1.363 1.444 1.531 1.623

337 352 367 383 399 416 434 453 473 493

10 11 13 15 18 20 23 27 31 36

397,33 421,17 446,44 473,22 501,62 531,71 563,62 597,43 633,28 671,28

8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760

276 276 276 276 276 276 276 276 276 276

-5,8% -5,8% -5,8% -5,8% -5,8% -5,8% -5,8% -5,8% -5,8% -5,8%

(711) (751) (793) (838) (886) (936) (989) (1.046) (1.106) (1.170)

-57,7% -57,7% -57,7% -57,7% -57,7% -57,7% -57,7% -57,7% -57,7% -57,7%

(61) (64) (68) (72) (76) (80) (85) (89) (95) (100)

(344) (363) (383) (405) (428) (452) (478) (505) (534) (565)

(114) (121) (127) (135) (142) (150) (159) (168) (178) (188)

(8) (8) (9) (9) (10) (11) (11) (12) (12) (13)

(85) (90) (95) (101) (106) (112) (119) (125) (133) (140)

- - - - - - - - - -

(99) (105) (111) (117) (124) (131) (138) (146) (154) (163)

20442035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1B - CAPITAL DE GIRO PC II

CAPITAL DE GIRO PECÉM II 31/12/2014

(R$ milhões)

USOS 107 114 131 95 75 58 50 51 90 82 86


Estoques 24 41 48 28 15 6 - - 21 15 15

Despesas Antecipadas 3 - 1 1 1 0 - - 0 0 -

FONTES 46 99 116 71 44 23 11 12 59 46 48

Fornecedores 33 85 100 58 32 13 - - 44 31 32



CAPITAL DE GIRO 61 15 15 24 31 35 39 39 31 36 39

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO (46) 0 9 7 4 4 0 (8) 5 2

20202015 2016 2017 2018 2019 2021 2022 2023 2024



CAPITAL DE GIRO PECÉM II

(R$ milhões)

USOS

Créditos Diversos

Estoques


FONTES

Fornecedores

Folha de pagamento


CAPITAL DE GIRO


91 127 118 141 148 156 164 174 183 194

75 93 91 104 109 116 122 129 136 144

16 34 27 37 39 40 42 45 47 50

- - - - - - - - - -

51 92 76 100 104 109 115 121 128 135

34 71 55 77 80 84 88 93 98 104

4 4 4 4 5 5 5 5 6 6

13 17 16 18 19 21 22 23 24 26

41 36 42 41 44 47 49 52 55 58

2 (5) 7 (1) 3 3 3 3 3 3

20322025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2033 2034



CAPITAL DE GIRO PECÉM II

(R$ milhões)

USOS

Créditos Diversos

Estoques


FONTES

Fornecedores

Folha de pagamento


CAPITAL DE GIRO


205 216 228 241 255 269 285 301 318 337

152 160 169 179 189 200 211 223 236 250

53 56 59 62 66 70 73 78 82 87

- - - - - - - - - -

143 151 160 169 178 188 199 210 223 235

110 116 122 129 137 145 153 161 171 181

6 7 7 7 8 8 9 9 10 10

27 28 30 32 34 35 38 40 42 44

62 65 69 73 77 81 86 91 96 101

3 3 4 4 4 4 5 5 5 6

20442035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1B - FLUXO PC II

FLUXO PECÉM II(R$ milhões)

(% crescimento) 12,5% -18,1% -12,1% -11,4% -3,7% 1,3% 36,8% -3,1% 5,6%





LAJIDA/EBITDA ( = ) 176 190 182 203 188 214 227 244 259 276



LAIR/EBIT ( = ) 96 110 102 123 108 133 147 164 179 196



LUCRO LÍQUIDO (=) 86 98 91 110 96 118 124 139 118 130



(R$ mil)

ENTRADAS 166 178 171 190 177 198 205 219 198 210


SAÍDAS (52) (21) (17) (7) (13) (3) (3) (3) (3) (3)

INVESTIMENTOS IMOBILIZADO E INTANGÍVEIS ( - ) (52) (21) (17) (7) (13) (3) (3) (3) (3) (3)

SALDO SIMPLES 115 158 154 183 164 196 202 217 195 207

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO ( - ) 46 (0) (9) (7) (4) (4) (0) 8 (5) (2)

SALDO DO PERÍODO 161 157 145 177 160 192 202 224 191 204

2015 2016 2017 2018 2019 2020

2020

2021 2022 2023 2024

2015 2016 2017 2018 2019 2021 2022 2023 2024




(% crescimento)





LAJIDA/EBITDA ( = )



LAIR/EBIT ( = )



LUCRO LÍQUIDO (=)



(R$ mil)

ENTRADAS


SAÍDAS


SALDO SIMPLES


SALDO DO PERÍODO

5,9% 23,7% -1,9% 13,8% 5,3% 5,6% 5,6% 5,6% 5,6% 5,6%

648 802 787 896 943 996 1.052 1.110 1.172 1.238

(42) (45) (48) (51) (54) (57) (61) (64) (68) (71)

606 757 739 844 889 938 991 1.046 1.105 1.167

(314) (444) (409) (490) (515) (541) (572) (604) (637) (673)

292 313 330 354 374 397 419 443 468 494

48,2% 41,3% 44,7% 41,9% 42,1% 42,3% 42,3% 42,3% 42,3% 42,3%

(80) (80) (80) (80) (80) (80) (80) (80) (80) (80)

212 232 250 274 294 317 339 362 387 414

(72) (79) (85) (93) (100) (108) (115) (123) (132) (141)

-34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0%

140 153 165 181 194 209 224 239 256 273

23,1% 20,3% 22,3% 21,4% 21,8% 22,3% 22,6% 22,9% 23,1% 23,4%

220 234 245 261 274 289 304 320 336 353

140 153 165 181 194 209 224 239 256 273 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80

(3) (3) (4) (4) (4) (4) - - - -

(3) (3) (4) (4) (4) (4) - - - -

217 230 242 257 270 285 304 320 336 353

(2) 5 (7) 1 (3) (3) (3) (3) (3) (3)

215 235 235 258 268 282 301 317 333 350

2026 2033 20342027 2028 2029 2030 2031 20322025

20322025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2033 2034




(% crescimento)





LAJIDA/EBITDA ( = )



LAIR/EBIT ( = )



LUCRO LÍQUIDO (=)



(R$ mil)

ENTRADAS


SAÍDAS


SALDO SIMPLES


SALDO DO PERÍODO

5,6% 5,6% 5,6% 5,7% 5,7% 5,7% 5,7% 5,7% 5,7% 5,7%

1.308 1.382 1.460 1.542 1.630 1.722 1.820 1.924 2.035 2.152

(75) (80) (84) (89) (94) (99) (105) (111) (117) (124)

1.232 1.302 1.375 1.453 1.536 1.623 1.715 1.813 1.917 2.027

(711) (751) (793) (838) (886) (936) (989) (1.046) (1.106) (1.170)

522 551 582 615 650 687 726 767 811 858

42,3% 42,3% 42,3% 42,3% 42,3% 42,3% 42,3% 42,3% 42,3% 42,3%

(80) (80) (80) (80) (80) (80) (80) (80) (80) (80)

441 471 502 535 570 607 646 687 731 778

(150) (160) (171) (182) (194) (206) (219) (234) (249) (264)

-34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0%

291 311 331 353 376 400 426 454 483 513

23,6% 23,9% 24,1% 24,3% 24,5% 24,7% 24,8% 25,0% 25,2% 25,3%

372 391 411 433 456 481 506 534 563 594

291 311 331 353 376 400 426 454 483 513 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80

- - - - - - - - - -

- - - - - - - - - -

372 391 411 433 456 481 506 534 563 594

(3) (3) (4) (4) (4) (4) (5) (5) (5) (6)

368 387 408 429 452 476 502 529 558 588

2043 20442035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042

20442035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1B - VALOR ECONÔMICO PC II




VALOR OPERACIONAL DE PECÉM II (R$ mil) 2.203 2.093 1.991

CAIXA LÍQUIDO (1.432) (1.432) (1.432)


VALOR ECONÔMICO DE PECÉM II (R$ mil) 771 661 559

VALOR ECONÔMICO DE PECÉM II (R$ milhões)


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1B - BALANÇO PECÉM PART

PECÉM II PARTICIPAÇÕES S.A.

BALANÇO PATRIMONIAL (R$ milhões)SALDOS

CONTÁBEIS EM 31/12/2014

AJUSTES A MERCADO

SALDOS A MERCADO

ATIVO CIRCULANTE 2,42 - 2,42

Disponibilidades 0,01 - 0,01

Créditos Diversos 2,41 - 2,41

ATIVO NÃO CIRCULANTE 753,92 62,34 816,26

REALIZÁVEL A LONGO PRAZO 155,70 - 155,70

Créditos Diversos 155,70 - 155,70

INVESTIMENTOS 598,22 62,34 660,56

Participações em controladas 598,22 62,34 660,56 TOTAL DO ATIVO 756,34 62,34 818,68

PASSIVO CIRCULANTE 2,73 - 2,73 Impostos, Taxas e Contribuições 2,73 - 2,73

PASSIVO NÃO CIRCULANTE - - -

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 753,60 62,34 815,94

Capital social Realizado 780,43 - 780,43

Reserva de capital 17,78 - 17,78

Ajuste a Mercado - 62,34 62,34

Resultado do Exercício (44,61) - (44,61)

TOTAL DO PASSIVO 756,34 62,34 818,68

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS PRÓ-FORMA


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1C - DADOS PARNA I

DADOS PARNAÍBA I

(R$ milhões)

RECEITA OPERACIONAL BRUTA (ROB) 1.132 1.233 1.005 817 624 738 751 874 789 808

(% crescimento) 8,9% -18,5% -18,7% -23,6% 18,2% 1,8% 16,3% -9,7% 2,4%

Receitas Fixas 478 509 539 566 592 629 665 705 747 794


Outras Receitas 8 27 29 37 33 109 86 66 42 15






(% ROL) -77,9% -79,0% -75,0% -78,2% -72,3% -65,8% -64,1% -66,5% -60,7% -58,6%


O&M Variável e Combustível (336) (358) (207) (85) 18 (230) (243) (349) (273) (290)


Compra de Energia - (23) (29) (38) (35) (113) (89) (68) (44) (15)


Compensação por tempo parado - (18) (13) (10) - - - (2) - -

Overhauling (27) (22) (23) (83) (89) (27) (28) (30) (32) (33)

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024



DADOS PARNAÍBA I

(R$ milhões)


(% crescimento)

Receitas Fixas

Receitas Variáveis

Outras Receitas


Horas em operação



CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)




Compra de Energia



Overhauling

839 1.157 1.229 1.451 1.533 1.461 1.548 1.639 1.736 1.839

3,8% 37,9% 6,2% 18,0% 5,7% -4,7% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9%

839 890 943 1.002 1.059 1.123 1.190 1.262 1.338 1.418

0 267 286 447 472 337 357 377 398 420

0 1 1 1 1 1 1 1 1 1

141,88 150,40 159,42 168,99 179,13 189,87 201,27 213,34 226,14 239,71

8.760 8.760 8.760 8.784 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760

675 675 675 675 675 675 675 675 675 675

-8,5% -7,6% -7,0% -6,8% -7,3% -7,6% -7,6% -7,6% -7,6% -7,6%

(444) (711) (838) (1.019) (991) (906) (960) (1.017) (1.077) (1.140)

-57,8% -66,5% -73,3% -75,3% -69,7% -67,1% -67,1% -67,1% -67,1% -67,1%

(33) (38) (40) (44) (47) (48) (51) (54) (57) (60)

(307) (562) (599) (763) (807) (711) (753) (797) (844) (894)

(19) (21) (24) (27) (30) (35) (37) (39) (41) (44)

- - - - - - - - - -

(49) (53) (56) (59) (63) (66) (70) (75) (79) (84)

- - - - - - - - - -

(35) (37) (119) (126) (44) (47) (50) (52) (56) (59)

2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034



DADOS PARNAÍBA I

(R$ milhões)


(% crescimento)

Receitas Fixas

Receitas Variáveis

Outras Receitas


Horas em operação



CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)




Compra de Energia



Overhauling

1.948 2.063 2.185 2.314 2.451 2.596 2.750 2.913 3.085 3.267

5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9%

1.503 1.593 1.689 1.790 1.897 2.011 2.132 2.260 2.395 2.539

444 469 495 523 553 584 617 652 689 727

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

254,09 269,34 285,50 302,63 320,79 340,04 360,44 382,06 404,99 429,29

8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760

675 675 675 675 675 675 675 675 675 675

-7,6% -7,6% -7,6% -7,6% -7,6% -7,6% -7,6% -7,6% -7,6% -7,6%

(1.208) (1.279) (1.355) (1.435) (1.520) (1.610) (1.705) (1.806) (1.913) (2.026)

-67,1% -67,1% -67,1% -67,1% -67,1% -67,1% -67,1% -67,1% -67,1% -67,1%

(64) (68) (72) (76) (80) (85) (90) (95) (101) (107)

(947) (1.003) (1.062) (1.125) (1.192) (1.262) (1.337) (1.416) (1.500) (1.589)

(46) (49) (52) (55) (58) (61) (65) (69) (73) (77)

- - - - - - - - - -

(89) (94) (99) (105) (111) (118) (125) (132) (140) (149)

- - - - - - - - - -

(62) (66) (70) (74) (78) (83) (88) (93) (99) (105)

2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1C - CAPITAL DE GIRO PARNA I

CAPITAL DE GIRO PARNAÍBA I

(R$ milhões)

USOS 168 177 192 156 127 97 115 118 137 124 127


Estoques 7 5 5 3 1 (0) 3 3 5 4 4

Despesas Antecipadas 5 3 3 3 4 4 2 2 2 2 3

FONTES 39 39 41 27 16 7 26 28 37 31 32

Fornecedores 30 28 30 17 7 (2) 19 20 29 23 24



CAPITAL DE GIRO 129 138 151 129 110 90 89 90 100 93 95

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO 9 13 (22) (18) (20) (1) 1 10 (7) 2

31/12/2014 20202015 2016 2017 2018 2019 2021 2022 2023 2024




(R$ milhões)

USOS

Créditos Diversos

Estoques


FONTES

Fornecedores

Folha de pagamento


CAPITAL DE GIRO


132 183 195 231 244 232 245 260 275 292

125 172 183 216 228 218 231 244 259 274

4 8 8 11 11 10 11 11 12 13

3 3 3 4 4 4 4 4 5 5

34 58 62 77 81 73 77 82 87 92

26 47 50 64 67 59 63 66 70 75

3 4 4 4 4 4 5 5 5 6

5 7 8 9 10 9 10 11 11 12

98 126 133 153 162 159 168 178 189 200

3 28 8 20 9 (4) 9 10 11 11

20322025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2033 2034




(R$ milhões)

USOS

Créditos Diversos

Estoques


FONTES

Fornecedores

Folha de pagamento


CAPITAL DE GIRO


309 327 346 367 389 412 436 462 489 518

290 307 326 345 365 387 410 434 460 487

13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

5 6 6 6 7 7 7 8 8 9

97 103 109 116 123 130 137 146 154 163

79 84 89 94 99 105 111 118 125 132

6 6 7 7 7 8 8 9 9 10

13 13 14 15 16 17 18 19 20 21

211 224 237 251 266 282 299 316 335 355

12 13 13 14 15 16 17 18 19 20

20442035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1C - FLUXO PARNA I

FLUXO PARNAÍBA I

(R$ milhões)

(% crescimento) 8,9% -18,5% -18,7% -23,6% 18,2% 1,8% 16,3% -9,7% 2,4%

RECEITA OPERACIONAL BRUTA (ROB) 1.132 1.233 1.005 817 624 738 751 874 789 808


RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA (ROL) 1.017 1.108 903 734 561 675 687 803 722 740


LAJIDA/EBITDA ( = ) 225 232 226 160 155 231 247 269 284 306



LAIR/EBIT ( = ) 176 183 177 111 106 181 198 220 235 257



LUCRO LÍQUIDO (=) 152 155 150 94 90 154 168 186 199 170



(R$ mil)

ENTRADAS 201 204 199 143 139 203 217 236 248 219

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 152 155 150 94 90 154 168 186 199 170

DEPRECIAÇÃO/AMORTIZAÇÃO 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49

SAÍDAS (37) (2) (1) (0) (0) - - - - -

INVESTIMENTOS IMOBILIZADO E INTANGÍVEIS ( - ) (37) (2) (1) (0) (0) - - - - -

SALDO SIMPLES 164 203 198 143 139 203 217 236 248 219

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO ( - ) (9) (13) 22 18 20 1 (1) (10) 7 (2)

SALDO DO PERÍODO 156 190 220 161 159 204 216 225 255 217

2015 2016 2017 2018 2019 2020

2020

2021 2022 2023 2024

2015 2016 2017 2018 2019 2021 2022 2023 2024



FLUXO PARNAÍBA I

(R$ milhões)

(% crescimento)





LAJIDA/EBITDA ( = )



LAIR/EBIT ( = )



LUCRO LÍQUIDO (=)



(R$ mil)

ENTRADAS

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO

DEPRECIAÇÃO/AMORTIZAÇÃO

SAÍDAS


SALDO SIMPLES


SALDO DO PERÍODO

3,8% 37,9% 6,2% 18,0% 5,7% -4,7% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9%

839 1.157 1.229 1.451 1.533 1.461 1.548 1.639 1.736 1.839

(71) (88) (86) (99) (113) (112) (118) (125) (133) (140)

768 1.069 1.143 1.352 1.421 1.350 1.430 1.514 1.604 1.699

(444) (711) (838) (1.019) (991) (906) (960) (1.017) (1.077) (1.140)

324 358 305 333 430 444 470 498 527 558

42,2% 33,5% 26,7% 24,7% 30,3% 32,9% 32,9% 32,9% 32,9% 32,9%

(49) (49) (49) (49) (49) (49) (49) (49) (49) (49)

275 309 256 284 381 395 421 449 478 509

(93) (105) (87) (97) (129) (134) (143) (152) (162) (173)

-34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0%

181 204 169 188 251 260 278 296 315 336

23,6% 19,1% 14,8% 13,9% 17,7% 19,3% 19,4% 19,6% 19,7% 19,8%

230 253 218 237 301 310 327 345 365 385

181 204 169 188 251 260 278 296 315 336

49 49 49 49 49 49 49 49 49 49

- - - - - - - - - -

- - - - - - - - - -

230 253 218 237 301 310 327 345 365 385

(3) (28) (8) (20) (9) 4 (9) (10) (11) (11)

227 225 211 217 292 313 317 335 354 374

2026 2033 20342027 2028 2029 2030 2031 20322025

20322025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2033 2034



FLUXO PARNAÍBA I

(R$ milhões)

(% crescimento)





LAJIDA/EBITDA ( = )



LAIR/EBIT ( = )



LUCRO LÍQUIDO (=)



(R$ mil)

ENTRADAS



SAÍDAS


SALDO SIMPLES


SALDO DO PERÍODO

5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 5,9%

1.948 2.063 2.185 2.314 2.451 2.596 2.750 2.913 3.085 3.267

(149) (157) (167) (177) (187) (198) (210) (222) (235) (249)

1.799 1.906 2.018 2.138 2.264 2.398 2.540 2.690 2.849 3.018

(1.208) (1.279) (1.355) (1.435) (1.520) (1.610) (1.705) (1.806) (1.913) (2.026)

591 626 663 703 744 788 835 884 936 992

32,9% 32,9% 32,9% 32,9% 32,9% 32,9% 32,9% 32,9% 32,9% 32,9%

(49) (49) (49) (49) (49) (49) (49) (49) (49) (49)

542 577 614 653 695 739 786 835 887 943

(184) (196) (209) (222) (236) (251) (267) (284) (302) (320)

-34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0%

358 381 405 431 459 488 519 551 586 622

19,9% 20,0% 20,1% 20,2% 20,3% 20,3% 20,4% 20,5% 20,6% 20,6%

407 430 454 480 508 537 568 600 635 671

358 381 405 431 459 488 519 551 586 622

49 49 49 49 49 49 49 49 49 49

- - - - - - - - - -

- - - - - - - - - -

407 430 454 480 508 537 568 600 635 671

(12) (13) (13) (14) (15) (16) (17) (18) (19) (20)

395 418 441 466 493 521 551 583 616 652

2043 20442035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042

20442035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1C - VALOR ECONÔMICO PARNA I




VALOR OPERACIONAL DE PARNAÍBA I (R$ mil) 2.373 2.257 2.150

CAIXA LÍQUIDO (797) (797) (797)


VALOR ECONÔMICO DE PARNAÍBA I (R$ mil) 1.576 1.460 1.353

VALOR ECONÔMICO DE PARNAÍBA I (R$ milhões)


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1D - DADOS - PARNA II

DADOS PARNAÍBA II

(R$ milhões)

RECEITA OPERACIONAL BRUTA (ROB) - 285 555 556 552 640 807 847 814 924 771

(% crescimento) 95,1% 0,1% -0,7% 16,0% 26,1% 5,0% -3,9% 13,6% -16,6%

Receitas Fixas 0 216 454 477 499 530 560 594 630 669 707

Receitas Variáveis 0 61 90 68 43 40 199 211 154 238 54

Outras Receitas 0 7 11 11 10 69 47 42 30 18 9





CUSTOS OPERACIONAIS (37) (170) (278) (273) (261) (365) (497) (525) (553) (579) (445)

(% ROL) -66,5% -55,8% -54,6% -52,6% -59,9% -64,5% -64,8% -70,7% -65,4% -60,7%

Pessoal e Administração (20) (22) (23) (25) (26) (44) (49) (54) (58) (64) (69)

O&M Variável e Combustível (0) (90) (166) (156) (146) (175) (329) (354) (320) (417) (276)

Serviços de Terceiros - - - - - - - - - - -

Compra de Energia - - - - (1) (70) (38) (32) (21) (3) -

Encargos de Transmissão - (37) (67) (66) (63) (51) (54) (57) (61) (64) (68)

Compensação por tempo parado - - - - - - - - - - -

Overhauling (16) (21) (23) (26) (25) (25) (26) (28) (94) (31) (33)

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025



DADOS PARNAÍBA II

(R$ milhões)


(% crescimento)

Receitas Fixas

Receitas Variáveis

Outras Receitas


Horas em operação



CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)




Compra de Energia



Overhauling

861 868 873 924 981 1.042 1.107 1.176 1.250 1.328 1.412

11,7% 0,8% 0,6% 5,8% 6,2% 6,2% 6,2% 6,2% 6,3% 6,3% 6,3%

750 795 845 893 947 1.003 1.064 1.127 1.195 1.267 1.343

99 61 17 18 20 21 23 24 26 28 31

12 12 11 13 15 17 20 24 28 33 39

165,55 175,48 186,01 197,17 209,00 221,54 234,83 248,92 263,86 279,69 296,47

8.760 8.760 8.784 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760

517 517 517 517 517 517 517 517 517 517 517

-4,5% -3,3% -4,5% -4,1% -3,7% -3,7% -3,7% -3,7% -3,7% -3,7% -3,7%

(534) (652) (557) (623) (714) (711) (755) (803) (853) (907) (964)

-65,0% -77,7% -66,7% -70,4% -75,6% -70,9% -70,9% -70,9% -70,9% -70,9% -70,9%

(76) (85) (95) (107) (122) (121) (129) (137) (145) (155) (164)

(351) (349) (343) (390) (459) (457) (485) (516) (548) (583) (620)

- - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - -

(72) (76) (81) (85) (91) (90) (96) (102) (108) (115) (122)

- - - - - - - - - - -

(35) (141) (38) (41) (43) (43) (45) (48) (51) (54) (58)

2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036



DADOS PARNAÍBA II

(R$ milhões)


(% crescimento)

Receitas Fixas

Receitas Variáveis

Outras Receitas


Horas em operação



CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)




Compra de Energia



Overhauling

1.502 1.598 1.701 1.811 1.929 2.055 2.192 2.338 2.496 2.666 2.850

6,4% 6,4% 6,4% 6,5% 6,5% 6,6% 6,6% 6,7% 6,7% 6,8% 6,9%

1.423 1.509 1.599 1.695 1.797 1.905 2.019 2.140 2.268 2.405 2.549

33 35 38 41 44 48 52 56 60 64 69

46 54 63 75 88 103 121 142 167 197 231

314,26 333,12 353,10 374,29 396,75 420,55 445,79 472,53 500,89 530,94 562,79

8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760

517 517 517 517 517 517 517 517 517 517 517

-3,7% -3,7% -3,7% -3,7% -3,7% -3,7% -3,7% -3,7% -3,7% -3,7% -3,7%

(1.025) (1.091) (1.161) (1.236) (1.317) (1.403) (1.496) (1.596) (1.704) (1.820) (1.945)

-70,9% -70,9% -70,9% -70,9% -70,9% -70,9% -70,9% -70,9% -70,9% -70,9% -70,9%

(175) (186) (198) (211) (224) (239) (255) (272) (290) (310) (332)

(659) (701) (746) (794) (846) (902) (961) (1.026) (1.095) (1.170) (1.250)

- - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - -

(130) (139) (147) (157) (167) (178) (190) (203) (216) (231) (247)

- - - - - - - - - - -

(61) (65) (70) (74) (79) (84) (90) (96) (102) (109) (117)

2037 2038 2039 2045 2046 20472040 2041 2042 2043 2044


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1D - CAPITAL DE GIRO - PARNA II

CAPITAL DE GIRO PARNAÍBA II 31/12/2014

(R$ milhões)

USOS 112 10 83 150 148 145 177 251 267 254 303 240

Créditos Diversos 83 - 46 90 90 89 104 131 137 132 150 125

Estoques 4 0 26 48 46 43 51 96 103 93 122 81

Despesas Antecipadas 26 10 11 12 13 13 22 25 27 29 32 34

FONTES 43 5 45 82 82 81 102 136 144 139 162 132

Fornecedores 37 0 8 14 13 12 15 27 30 27 35 23

Folha de pagamento 2 5 5 6 6 7 11 13 14 15 16 18

Impostos, taxas e contribuições 5 - 32 62 62 62 76 96 101 98 111 92

CAPITAL DE GIRO 69 5 38 68 66 64 75 115 123 115 142 108

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO (64) 33 29 (1) (2) 11 40 8 (8) 27 (34)

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025



CAPITAL DE GIRO PARNAÍBA II

(R$ milhões)

USOS

Créditos Diversos

Estoques


FONTES

Fornecedores

Folha de pagamento


CAPITAL DE GIRO


280 285 289 317 354 363 385 409 435 462 492

139 140 141 149 159 169 179 190 202 215 229

103 102 100 114 134 133 142 151 160 170 181

38 42 47 53 61 61 64 68 73 77 82

152 156 157 170 187 194 206 219 233 248 264

29 29 29 33 38 38 40 43 46 49 52

20 22 24 27 31 31 33 35 37 39 42

103 105 104 111 118 125 133 142 150 160 170

129 129 132 146 166 168 179 190 202 215 228

21 1 3 15 20 2 10 11 12 13 14

2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036



CAPITAL DE GIRO PARNAÍBA II

(R$ milhões)

USOS

Créditos Diversos

Estoques


FONTES

Fornecedores

Folha de pagamento


CAPITAL DE GIRO


523 556 592 631 672 716 763 814 869 928 992

243 259 275 293 312 333 355 378 404 431 461

192 205 218 232 247 263 281 300 320 342 365

87 93 99 105 112 120 128 136 145 155 166

280 298 317 338 360 384 409 436 466 497 532

55 58 62 66 71 75 80 85 91 97 104

45 47 50 54 57 61 65 69 74 79 85

181 192 205 218 232 247 264 281 300 321 343

243 258 275 293 312 332 354 378 403 431 460

15 16 17 18 19 20 22 24 25 27 30

20382037 2045 2046 20472039 2040 2041 2042 2043 2044


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1D - FLUXO - PARNA II

FLUXO PARNAÍBA II(R$ milhões)

(% crescimento) 95,1% 0,1% -0,7% 16,0% 26,1% 5,0% -3,9% 13,6% -16,6%

RECEITA OPERACIONAL BRUTA (ROB) - 285 555 556 552 640 807 847 814 924 771

DEDUÇÕES/IMPOSTOS ( - ) - (29) (56) (56) (56) (31) (36) (37) (31) (39) (38)

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA (ROL) - 256 499 499 496 609 770 810 783 885 733

CUSTOS OPERACIONAIS ( - ) (37) (170) (278) (273) (261) (365) (497) (525) (553) (579) (445)

LAJIDA/EBITDA ( = ) (37) 86 220 227 235 244 273 285 230 306 288


DEPRECIAÇÃO/AMORTIZAÇÃO ( - ) (46) (46) (46) (46) (46) (46) (46) (46) (46) (46) (46)

LAIR/EBIT ( = ) (83) 40 175 181 189 198 227 239 184 260 242

IMPOSTO DE RENDA/CONTRIB. SOCIAL ( - ) - (2) (11) (21) (29) (30) (35) (36) (28) (40) (82)

Taxa de IRCS Efetiva (IRCS/EBIT) 0,0% -6,3% -6,3% -11,8% -15,2% -15,2% -15,2% -15,2% -15,2% -15,2% -34,0%

LUCRO LÍQUIDO (=) (83) 37 164 160 160 168 193 203 156 221 160



(R$ mil)

ENTRADAS (37) 83 209 206 206 214 238 249 202 266 206

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO (83) 37 164 160 160 168 193 203 156 221 160 DEPRECIAÇÃO/AMORTIZAÇÃO 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46

SAÍDAS (143) (12) (1) (1) (1) - - - - - -

INVESTIMENTOS IMOBILIZADO E INTANGÍVEIS ( - ) (143) (12) (1) (1) (1) - - - - - -

SALDO SIMPLES (180) 71 208 205 205 214 238 249 202 266 206

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO ( - ) 64 (33) (29) 1 2 (11) (40) (8) 8 (27) 34

SALDO DO PERÍODO (116) 38 179 206 207 203 198 241 210 240 240

20202015 2016 2017 2018 2019 2021 2022 2023 2024 2025

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025




(% crescimento)





LAJIDA/EBITDA ( = )



LAIR/EBIT ( = )



LUCRO LÍQUIDO (=)



(R$ mil)

ENTRADAS


SAÍDAS


SALDO SIMPLES


SALDO DO PERÍODO

11,7% 0,8% 0,6% 5,8% 6,2% 6,2% 6,2% 6,2% 6,3% 6,3% 6,3%

861 868 873 924 981 1.042 1.107 1.176 1.250 1.328 1.412

(38) (29) (39) (38) (36) (39) (41) (44) (46) (49) (52)

822 839 834 885 944 1.003 1.066 1.132 1.203 1.279 1.360

(534) (652) (557) (623) (714) (711) (755) (803) (853) (907) (964)

288 187 278 262 231 292 310 329 350 372 396

35,0% 22,3% 33,3% 29,6% 24,4% 29,1% 29,1% 29,1% 29,1% 29,1% 29,1%

(46) (46) (46) (46) (46) (46) (46) (46) (46) (46) (46)

242 141 232 216 185 246 264 284 304 326 350

(82) (48) (79) (73) (63) (84) (90) (96) (103) (111) (119)

-34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0%

160 93 153 143 122 162 174 187 201 215 231

19,4% 11,1% 18,3% 16,1% 12,9% 16,2% 16,4% 16,5% 16,7% 16,8% 17,0%

206 139 199 189 168 208 220 233 247 261 277

160 93 153 143 122 162 174 187 201 215 231 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46

- - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - -

206 139 199 189 168 208 220 233 247 261 277

(21) (1) (3) (15) (20) (2) (10) (11) (12) (13) (14)

185 138 196 174 148 206 210 222 235 249 263

20322026 2027 2028 2029 2030 2031 2033 2034 2035 2036

20272026 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036




(% crescimento)





LAJIDA/EBITDA ( = )



LAIR/EBIT ( = )



LUCRO LÍQUIDO (=)



(R$ mil)

ENTRADAS


SAÍDAS


SALDO SIMPLES


SALDO DO PERÍODO

6,4% 6,4% 6,4% 6,5% 6,5% 6,6% 6,6% 6,7% 6,7% 6,8% 6,9%

1.502 1.598 1.701 1.811 1.929 2.055 2.192 2.338 2.496 2.666 2.850

(56) (59) (63) (67) (72) (76) (81) (87) (93) (99) (106)

1.446 1.539 1.638 1.744 1.857 1.979 2.110 2.251 2.403 2.567 2.744

(1.025) (1.091) (1.161) (1.236) (1.317) (1.403) (1.496) (1.596) (1.704) (1.820) (1.945)

421 448 477 507 540 576 614 655 699 747 798

29,1% 29,1% 29,1% 29,1% 29,1% 29,1% 29,1% 29,1% 29,1% 29,1% 29,1%

(46) (46) (46) (46) (46) (46) (46) (46) (46) (46) (46)

375 402 431 461 495 530 568 609 653 701 753

(127) (137) (146) (157) (168) (180) (193) (207) (222) (238) (256)

-34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0%

247 265 284 305 326 350 375 402 431 463 497

17,1% 17,2% 17,4% 17,5% 17,6% 17,7% 17,8% 17,9% 17,9% 18,0% 18,1%

293 311 330 351 372 396 421 448 477 509 543

247 265 284 305 326 350 375 402 431 463 497 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46 46

- - - - - - - - - - -

- - - - - - - - - - -

293 311 330 351 372 396 421 448 477 509 543

(15) (16) (17) (18) (19) (20) (22) (24) (25) (27) (30)

279 296 314 333 353 375 399 424 452 481 513

20442037 2038 2045 2046 20472039 2040 2041 2042 2043

20392037 2038 2046 20472040 2041 2042 2043 2044 2045


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1D - VALOR ECONÔMICO -PARNA II




VALOR OPERACIONAL DE PARNAÍBA II (R$ milhões) 1.671 1.578 1.493

ENDIVIDAMENTO LÍQUIDO (846) (846) (846)


VALOR ECONÔMICO DE PARNAÍBA II (R$ milhões) 825 732 647

VALOR ECONÔMICO DE PARNAÍBA II (R$ milhões)


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1E - DADOS - PARNA III

DADOS PARNAÍBA III

(R$ milhões)


(% crescimento) 8,6% -65,6% 6,3% 2,7% 23,6% -3,4% 1,6% 1,3% 2,4%

Receitas Fixas 106 113 120 126 131 140 148 156 166 176


Outras Receitas 4 11 9 11 9 34 20 14 6 0






(% ROL) -80,7% -81,0% -54,4% -54,4% -53,7% -65,0% -61,3% -59,4% -57,3% -55,4%


O&M Variável e Combustível (86) (90) 3 3 3 (41) (44) (47) (50) (53)


Compra de Energia - (8) (9) (11) (10) (35) (20) (14) (7) -


Compensação por tempo parado - (6) - - - - - - - -

Overhauling (14) (7) (7) (7) (7) (10) (10) (11) (11) (12)

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024



DADOS PARNAÍBA III

(R$ milhões)


(% crescimento)

Receitas Fixas

Receitas Variáveis

Outras Receitas


Horas em operação



CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)




Compra de Energia



Overhauling

186 198 209 265 282 249 315 336 358 382

5,7% 6,0% 6,0% 26,7% 6,3% -11,5% 26,4% 6,6% 6,6% 6,6%

186 198 209 223 235 249 264 280 297 315

0 0 0 42 46 0 51 56 61 67

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

120,86 128,11 135,80 143,95 152,59 161,74 171,44 181,73 192,64 204,19

8.760 8.760 8.760 8.784 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760

176 176 176 176 176 176 176 176 176 176

-8,0% -8,0% -8,0% -6,9% -6,8% -8,0% -6,8% -6,8% -6,8% -6,8%

(95) (101) (107) (152) (163) (128) (182) (194) (207) (220)

-55,6% -55,6% -55,7% -61,6% -62,0% -55,9% -62,0% -62,0% -62,0% -62,0%

(4) (4) (4) (5) (5) (5) (7) (8) (8) (9)

(56) (60) (64) (106) (113) (76) (109) (116) (123) (131)

(5) (5) (6) (6) (6) (7) (10) (10) (11) (12)

- - - - - - - - - -

(18) (19) (20) (21) (22) (24) (34) (36) (38) (41)

- - - - - - - - - -

(12) (13) (14) (15) (15) (16) (23) (24) (26) (28)

2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034



DADOS PARNAÍBA III

(R$ milhões)


(% crescimento)

Receitas Fixas

Receitas Variáveis

Outras Receitas


Horas em operação



CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)




Compra de Energia



Overhauling

407 434 463 493 526 562 600 640 683 730

6,6% 6,6% 6,7% 6,7% 6,7% 6,7% 6,7% 6,7% 6,8% 6,8%

334 354 375 397 421 447 473 502 532 564

73 80 88 96 105 115 126 138 151 166

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

216,44 229,43 243,20 257,79 273,26 289,65 307,03 325,45 344,98 365,68

8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760 8.760

176 176 176 176 176 176 176 176 176 176

-6,8% -6,8% -6,8% -6,8% -6,8% -6,8% -6,8% -6,8% -6,8% -6,8%

(235) (250) (267) (285) (304) (324) (346) (369) (394) (421)

-62,0% -62,0% -62,0% -62,0% -62,0% -62,0% -62,0% -62,0% -62,0% -62,0%

(9) (10) (11) (11) (12) (13) (14) (15) (16) (17)

(140) (149) (159) (170) (181) (193) (206) (220) (235) (251)

(12) (13) (14) (15) (16) (17) (18) (20) (21) (22)

- - - - - - - - - -

(43) (46) (49) (53) (56) (60) (64) (68) (73) (78)

- - - - - - - - - -

(30) (31) (34) (36) (38) (41) (43) (46) (50) (53)

2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1E - CAPITAL DE GIRO - PARNA III

CAPITAL DE GIRO PARNAÍBA III 31/12/2014

(R$ milhões)

USOS 56 31 34 11 11 12 16 16 16 16 17

Tributos a recuperar 52 29 31 11 11 12 15 14 15 15 15

Outros créditos provisionados 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Estoques 4 3 3 (0) (0) (0) 1 1 1 1 2

FONTES 34 22 23 (1) (1) (1) 11 11 12 13 14

Fornecedores 34 22 23 (1) (1) (1) 11 11 12 13 14

Tributos e contribuições a pagar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CAPITAL DE GIRO 22 9 11 11 12 12 6 4 4 3 3

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO (13) 1 1 1 0 (7) (1) (0) (1) (0)

20202015 2016 2017 2018 2019 2021 2022 2023 2024



CAPITAL DE GIRO PARNAÍBA III

(R$ milhões)

USOS

Tributos a recuperar

Outros créditos provisionados

Estoques

FONTES

Fornecedores

Tributos e contribuições a pagar

CAPITAL DE GIRO


18 19 20 26 28 23 30 32 34 37

16 17 18 23 24 21 27 29 31 33

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2 2 2 3 3 2 3 3 4 4

14 15 16 27 29 20 28 30 32 34

14 15 16 27 29 20 28 30 32 34

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

3 3 3 (1) (1) 4 3 3 3 3

0 0 0 (4) (0) 5 (1) 0 0 0

20322025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2033 2034



CAPITAL DE GIRO PARNAÍBA III

(R$ milhões)

USOS


Outros créditos provisionados

Estoques

FONTES

Fornecedores

Tributos e contribuições a pagar

CAPITAL DE GIRO


39 42 45 47 51 54 58 62 66 70

35 37 40 42 45 48 52 55 59 63

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

4 4 5 5 5 6 6 6 7 7

36 38 41 44 46 50 53 56 60 64

36 38 41 44 46 50 53 56 60 64

0 0 0 0 0 0 0 0 0 1

3 3 4 4 4 4 5 5 5 6

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

20442035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1E - FLUXO - PARNA III

FLUXO PARNAÍBA III

(R$ milhões)

(% crescimento) -65,6% 6,3% 2,7% 23,6% -3,4% 1,6% 1,3% 2,4%





LAJIDA/EBITDA ( = ) 60 64 53 56 58 57 60 64 68 72

margem Ebitda (Ebitda/ROL) 19,0% 45,6% 45,6% 46,3% 35,0% 38,7% 40,6% 42,7% 44,6%


LAIR/EBIT ( = ) 53 57 46 49 52 50 54 57 61 66



LUCRO LÍQUIDO (=) 50 54 42 42 44 42 45 49 52 56



(R$ mil)

ENTRADAS 56 60 48 48 51 49 52 55 59 62

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 50 54 42 42 44 42 45 49 52 56


SAÍDAS (6) (0) (0) - - - - - - -

INVESTIMENTOS IMOBILIZADO E INTANGÍVEIS ( - ) (6) (0) (0) - - - - - - -

SALDO SIMPLES 50 60 48 48 51 49 52 55 59 62

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO ( - ) 13 (1) (1) (1) (0) 7 1 0 1 0

SALDO DO PERÍODO 64 58 48 48 50 56 53 56 59 63

2015 2016 2017 2018 2019 2020

2020

2021 2022 2023 2024

2015 2016 2017 2018 2019 2021 2022 2023 2024



FLUXO PARNAÍBA III

(R$ milhões)

(% crescimento)





LAJIDA/EBITDA ( = )



LAIR/EBIT ( = )



LUCRO LÍQUIDO (=)



(R$ mil)

ENTRADAS



SAÍDAS


SALDO SIMPLES


SALDO DO PERÍODO

5,7% 6,0% 6,0% 26,7% 6,3% -11,5% 26,4% 6,6% 6,6% 6,6%

186 198 209 265 282 249 315 336 358 382

(15) (16) (17) (18) (19) (20) (22) (23) (24) (26)

171 182 193 247 263 229 294 313 333 355

(95) (101) (107) (152) (163) (128) (182) (194) (207) (220)

76 81 85 95 100 101 112 119 127 135

44,4% 44,4% 44,3% 38,4% 38,0% 44,1% 38,0% 38,0% 38,0% 38,0%

(7) (7) (7) (7) (7) (7) (7) (7) (7) (7)

70 74 79 88 93 95 105 112 120 129

(24) (25) (27) (30) (32) (32) (36) (38) (41) (44)

-34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0%

46 49 52 58 62 62 69 74 79 85

26,8% 26,9% 27,0% 23,6% 23,4% 27,2% 23,6% 23,7% 23,8% 23,9%

53 55 59 65 68 69 76 81 86 92

46 49 52 58 62 62 69 74 79 85

7 7 7 7 7 7 7 7 7 7

- - - - - - - - - -

- - - - - - - - - -

53 55 59 65 68 69 76 81 86 92

(0) (0) (0) 4 0 (5) 1 (0) (0) (0)

52 55 58 69 69 64 77 81 86 91

2026 2033 20342027 2028 2029 2030 2031 20322025

20322025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2033 2034



FLUXO PARNAÍBA III

(R$ milhões)

(% crescimento)





LAJIDA/EBITDA ( = )



LAIR/EBIT ( = )



LUCRO LÍQUIDO (=)



(R$ mil)

ENTRADAS



SAÍDAS


SALDO SIMPLES


SALDO DO PERÍODO

6,6% 6,6% 6,7% 6,7% 6,7% 6,7% 6,7% 6,7% 6,8% 6,8%

407 434 463 493 526 562 600 640 683 730

(28) (30) (32) (34) (36) (38) (41) (44) (47) (50)

379 404 431 460 490 523 559 596 637 680

(235) (250) (267) (285) (304) (324) (346) (369) (394) (421)

144 154 164 175 187 199 212 227 242 259

38,0% 38,0% 38,0% 38,0% 38,0% 38,0% 38,0% 38,0% 38,0% 38,0%

(7) (7) (7) (7) (7) (7) (7) (7) (7) (7)

137 147 157 168 180 192 206 220 235 252

(47) (50) (53) (57) (61) (65) (70) (75) (80) (86)

-34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0%

91 97 104 111 119 127 136 145 155 166

23,9% 24,0% 24,1% 24,1% 24,2% 24,3% 24,3% 24,4% 24,4% 24,5%

97 104 110 118 125 134 142 152 162 173

91 97 104 111 119 127 136 145 155 166

7 7 7 7 7 7 7 7 7 7

- - - - - - - - - -

- - - - - - - - - -

97 104 110 118 125 134 142 152 162 173

(0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0) (0)

97 104 110 117 125 133 142 152 162 173

2043 20442035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042

20442035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1E - VALOR ECONÔMICO -PARNA III


FLUXO DE CAIXA DESCONTADO 586 560 536


VALOR OPERACIONAL DE PARNAÍBA III (R$ milhões) 586 560 536



VALOR ECONÔMICO DE PARNAÍBA III (R$ milhões) 502 475 451

VALOR ECONÔMICO DE PARNAÍBA III (R$ milhões)


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1F - DADOS - PARNA IV

DADOS PARNAÍBA IV

(R$ milhões)


(% crescimento) 6,1% 6,7% 4,7% 4,9% 6,8% 6,2% 5,9% 5,9% 5,5%

Receitas PPA e Spot 60 63 68 71 74 79 84 89 94 100

Receitas de produção própria 4 4 4 5 5 5 6 6 6 7

Preço ACL (R$/MWh) 148,20 157,09 166,21 175,76 186,31 197,49 209,34 221,90 235,21 249,32

Preço Spot (R$/MWh) 52,18 55,32 58,52 61,89 65,60 69,54 73,71 78,13 82,82 87,79



(% ROL) -78,9% -77,8% -72,8% -73,4% -72,6% -72,5% -72,9% -73,5% -73,1% -73,5%


O&M Variável e Combustível (31) (33) (29) (25) (20) (21) (27) (32) (32) (35)

Serviços de Terceiros - - - - - - - - - -

Compra de Energia - - - - - - - - - -


Compensação por tempo parado - - - - - - - - - -

Overhauling (9) (9) (12) (18) (24) (26) (24) (22) (25) (26)

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024



DADOS PARNAÍBA IV

(R$ milhões)


(% crescimento)

Receitas PPA e Spot

Receitas de produção própria

Preço ACL (R$/MWh)

Preço Spot (R$/MWh)


CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)




Compra de Energia



Overhauling

112 119 126 133 141 149 158 168 178 189

5,8% 5,8% 5,6% 5,8% 6,2% 5,8% 6,0% 6,3% 5,9% 5,9%

105 111 118 124 132 140 148 158 167 177

7 7 8 8 9 9 10 11 11 12

264,28 280,14 296,95 314,76 333,65 353,67 374,89 397,38 421,23 446,50

93,06 98,64 104,56 110,83 117,48 124,53 132,01 139,93 148,32 157,22

-4,8% -4,9% -4,7% -4,8% -4,9% -5,0% -5,0% -5,0% -5,0% -5,0%

(79) (83) (88) (93) (99) (104) (111) (117) (124) (132)

-73,5% -73,3% -73,7% -73,7% -73,6% -73,6% -73,6% -73,5% -73,5% -73,6%

(8) (9) (9) (10) (10) (11) (12) (12) (13) (14)

(38) (39) (43) (44) (46) (48) (50) (54) (57) (60)

- - - - - - - - - -

- - - - - - - - - -

(6) (6) (7) (7) (8) (8) (9) (9) (10) (10)

- - - - - - - - - -

(27) (29) (29) (32) (34) (37) (40) (42) (45) (47)

20262025 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034



DADOS PARNAÍBA IV

(R$ milhões)


(% crescimento)

Receitas PPA e Spot

Receitas de produção própria

Preço ACL (R$/MWh)

Preço Spot (R$/MWh)


CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)




Compra de Energia



Overhauling

200 212 224 237 252 267 283 299 317

5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0%

187 198 210 222 236 250 265 281 297

13 13 14 15 16 17 18 19 20

473,29 501,69 531,79 563,70 597,52 633,37 671,37 711,65 754,35

166,65 176,65 187,25 198,49 210,40 223,02 236,40 250,59 265,62

-5,0% -5,0% -5,0% -5,0% -5,0% -5,0% -5,0% -5,0% -8,2%

(140) (148) (157) (166) (176) (187) (198) (210) (178)

-73,6% -73,6% -73,6% -73,7% -73,7% -73,7% -73,7% -73,7% -61,2%

(15) (16) (17) (18) (19) (20) (21) (22) (24)

(64) (67) (71) (76) (80) (85) (90) (96) -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

(11) (12) (12) (13) (14) (15) (15) (16) (17)

- - - - - - - - -

(50) (53) (56) (60) (63) (67) (71) (75) (137)

20382035 2036 2037 2039 2040 2041 2042 2043


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1F - CAPITAL DE GIRO - PARNA IV

CAPITAL DE GIRO PARNAÍBA IV 31/12/2014

(R$ milhões)

USOS 13 17 18 19 20 21 22 24 25 27 28

Tributos a recuperar 13 16 17 18 19 20 21 22 24 25 26

Estoques 0 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2

FONTES 6 5 7 7 7 7 7 8 9 9 10

Fornecedores 2 1 2 2 2 2 1 1 2 2 2


Tributos e Contribuições a pagar 4 5 5 5 5 6 6 6 7 7 8

CAPITAL DE GIRO 8 12 11 12 13 14 15 16 17 17 18

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO 4 (1) 0 1 1 1 1 1 1 1

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024



CAPITAL DE GIRO PARNAÍBA IV

(R$ milhões)

USOS


Estoques

FONTES

Fornecedores

Folha de pagamento

Tributos e Contribuições a pagar

CAPITAL DE GIRO


30 32 33 35 38 40 42 45 47 50

28 30 31 33 35 37 39 42 44 47

2 2 2 2 2 3 3 3 3 3

10 11 12 12 13 14 15 16 16 17

2 2 2 3 3 3 3 3 3 4

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

8 9 9 10 10 11 11 12 13 14

20 21 22 23 24 26 27 29 31 33

1 1 1 1 1 1 2 2 2 2

20262025 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034



CAPITAL DE GIRO PARNAÍBA IV

(R$ milhões)

USOS


Estoques

FONTES

Fornecedores

Folha de pagamento

Tributos e Contribuições a pagar

CAPITAL DE GIRO


53 56 60 63 67 71 75 80 81

50 53 56 59 63 66 70 75 76

3 4 4 4 4 5 5 5 4

18 20 21 22 23 25 26 28 29

4 4 4 4 5 5 5 6 6

0 0 0 0 0 0 0 0 0

14 15 16 17 18 19 21 22 22

35 37 39 41 44 46 49 52 52

2 2 2 2 2 3 3 3 0

20382035 2036 2037 2039 2040 2041 2042 2043


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1F - FLUXO - PARNA IV

FLUXO PARNAÍBA IV

(R$ milhões)

(% crescimento) 6,1% 6,7% 4,7% 4,9% 6,8% 6,2% 5,9% 5,9% 5,5%





LAJIDA/EBITDA ( = ) 13 15 19 19 20 22 23 24 26 27

margem Ebitda (Ebitda/ROL) 22,2% 27,2% 26,6% 27,4% 27,5% 27,1% 26,5% 26,9% 26,5%


LAIR/EBIT ( = ) (3) (2) 2 3 4 6 7 8 9 10

IMPOSTO DE RENDA/CONTRIB. SOCIAL ( - ) - - (0) (0) (0) (0) (1) (1) (1) (4)

Taxa de IRCS Efetiva (IRCS/EBIT) 0,0% 0,0% -6,3% -6,3% -6,3% -6,3% -12,1% -15,2% -15,2% -33,8%

LUCRO LÍQUIDO (=) (3) (2) 2 3 4 5 6 6 8 7

margem líquida (LL/ROL) -5,3% -2,7% 3,3% 3,6% 5,1% 6,6% 6,9% 7,1% 8,3% 6,8%


(R$ mil)

ENTRADAS 13 15 19 19 20 22 22 23 24 23

LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO (3) (2) 2 3 4 5 6 6 8 7


SAÍDAS (2) (0) (0) - - - - - - -

INVESTIMENTOS IMOBILIZADO E INTANGÍVEIS ( - ) (2) (0) (0) - - - - - - -

SALDO SIMPLES 11 15 19 19 20 22 22 23 24 23

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO ( - ) (4) 1 (0) (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1)

SALDO DO PERÍODO 6 15 18 18 19 20 21 22 24 22

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024



FLUXO PARNAÍBA IV

(R$ milhões)

(% crescimento)





LAJIDA/EBITDA ( = )



LAIR/EBIT ( = )



LUCRO LÍQUIDO (=)



(R$ mil)

ENTRADAS



SAÍDAS


SALDO SIMPLES


SALDO DO PERÍODO

5,8% 5,8% 5,6% 5,8% 6,2% 5,8% 6,0% 6,3% 5,9% 5,9%

112 119 126 133 141 149 158 168 178 189

(5) (6) (6) (6) (7) (7) (8) (8) (9) (9)

107 113 120 126 134 142 150 160 169 179

(79) (83) (88) (93) (99) (104) (111) (117) (124) (132)

28 30 31 33 35 37 40 42 45 47

26,5% 26,7% 26,3% 26,3% 26,4% 26,4% 26,4% 26,5% 26,5% 26,4%

(0) - - - - - - - - -

28 30 31 33 35 37 40 42 45 47

(10) (10) (11) (11) (12) (13) (13) (14) (15) (16)

-33,9% -33,9% -33,9% -33,9% -33,9% -33,9% -33,9% -33,9% -33,9% -33,9%

19 20 21 22 23 25 26 28 30 31

17,5% 17,6% 17,3% 17,4% 17,4% 17,5% 17,5% 17,5% 17,5% 17,5%

19 20 21 22 23 25 26 28 30 31

19 20 21 22 23 25 26 28 30 31

0 - - - - - - - - -

- - - - - - - - - -

- - - - - - - - - -

19 20 21 22 23 25 26 28 30 31

(1) (1) (1) (1) (1) (1) (2) (2) (2) (2)

18 19 19 21 22 23 25 26 28 29

20262025 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

20312025 2026 2027 2028 2029 2030 2032 2033 2034



FLUXO PARNAÍBA IV

(R$ milhões)

(% crescimento)





LAJIDA/EBITDA ( = )



LAIR/EBIT ( = )



LUCRO LÍQUIDO (=)



(R$ mil)

ENTRADAS



SAÍDAS


SALDO SIMPLES


SALDO DO PERÍODO

5,9% 5,9% 5,9% 5,9% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0%

200 212 224 237 252 267 283 299 317

(10) (11) (11) (12) (13) (13) (14) (15) (26)

190 201 213 226 239 253 268 284 291

(140) (148) (157) (166) (176) (187) (198) (210) (178)

50 53 56 59 63 67 71 75 113

26,4% 26,4% 26,4% 26,3% 26,3% 26,3% 26,3% 26,3% 38,8%

- - - - - - - - -

50 53 56 59 63 67 71 75 113

(17) (18) (19) (20) (21) (23) (24) (25) (38)

-34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0%

33 35 37 39 42 44 47 49 75

17,4% 17,4% 17,4% 17,4% 17,4% 17,4% 17,4% 17,4% 25,6%

33 35 37 39 42 44 47 49 75

33 35 37 39 42 44 47 49 75

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

33 35 37 39 42 44 47 49 75

(2) (2) (2) (2) (2) (3) (3) (3) (0)

31 33 35 37 39 41 44 46 75

20382035 2036 2037 2039 2040 2041 2042 2043

20432035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1F - VALOR ECONÔMICO -PARNA IV


FLUXO DE CAIXA DESCONTADO 193 184 176


VALOR OPERACIONAL DE PARNAÍBA IV (R$ milhões) 193 184 176



VALOR ECONÔMICO DE PARNAÍBA IV (R$ milhões) 23 14 5

VALOR ECONÔMICO DE PARNAÍBA IV (R$ milhões)


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1G - BALANÇO PARNA PART

PARNAÍBA PARTICIPAÇÕES S.A.

BALANÇO PATRIMONIAL (R$ milhões)SALDOS

CONTÁBEIS EM 31/12/2014

AJUSTES A MERCADO

SALDOS A MERCADO

ATIVO CIRCULANTE 1,67 - 1,67

Disponibilidades 0,25 - 0,25

Tributos e contrib. Sociais recuperáveis 1,41 - 1,41

ATIVO NÃO CIRCULANTE 189,86 239,42 429,29

REALIZÁVEL A LONGO PRAZO 37,15 - 37,15

Tributos e contrib. Sociais compensáveis 0,10 - 0,10

Controladora, Coligada e Interligada 29,85 - 29,85

AFAC 7,20 - 7,20

INVESTIMENTO 94,02 239,42 333,44

70% Parnaíba III 90,91 241,85 332,77

70% Parnaíba IV 12,02 (2,43) 9,59

Parnaíba Comercialização (8,92) - (8,92)

IMOBILIZADO 58,69 - 58,69

TOTAL DO ATIVO 191,53 239,42 430,95

PASSIVO CIRCULANTE 1,52 - 1,52

Fornecedores 0,17 - 0,17

Tributos e contribuições sociais 1,35 - 1,35

PASSIVO NÃO CIRCULANTE - - -

PATRIMÔNIO LÍQUIDO 190,01 239,42 429,43

Capital subscrito ordinário 193,08 - 193,08

Prejuízo acumulado 13,70 - 13,70

Resultado do exercício (16,78) - (16,78)

Ajustes a mercado - 239,42 239,42

TOTAL DO PASSIVO 191,53 239,42 430,95

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS PRÓ-FORMA


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1H - DADOS - PGN

DADOS PGN

(R$ milhões)

RECEITA OPERACIONAL BRUTA (ROB) 697 876 744 641 516 571 684 820 814

(% crescimento) 25,8% -15,1% -13,9% -19,5% 10,7% 19,7% 20,0% -0,8%

Vendas de Gás 335 466 474 391 290 328 412 505 497

Receita de Arrendamento 362 410 270 250 226 244 272 315 316

IMPOSTOS E DEDUÇÕES -9,6% -9,3% -8,9% -8,6% -8,0% -7,5% -7,5% -7,6% -7,6%

CUSTOS OPERACIONAIS (169) (212) (231) (200) (182) (216) (244) (282) (289)

(% ROL) -26,8% -26,6% -34,0% -34,1% -38,4% -40,9% -38,6% -37,1% -38,5%

O&M (62) (65) (69) (73) (77) (101) (107) (121) (128)

P&D - (4) (4) (3) (2) (2) (3) (4) (4)

Participação Especial - (13) (23) (15) (5) (6) (12) (18) (16)

Royalties (46) (64) (66) (54) (40) (45) (57) (70) (69)

Custos de Exploração (61) (65) (69) (55) (58) (61) (65) (69) (73)

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023



DADOS PGN

(R$ milhões)


(% crescimento)

Vendas de Gás

Receita de Arrendamento


CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)

O&M

P&D

Participação Especial

Royalties

Custos de Exploração

894 968 994 1.085 1.121 1.169 1.221 1.271 1.340 1.450

9,8% 8,3% 2,6% 9,2% 3,2% 4,4% 4,4% 4,1% 5,4% 8,2%

547 599 613 670 693 715 747 776 818 889

347 369 381 415 427 455 475 495 522 561

-7,8% -8,0% -8,0% -4,8% -8,9% -10,3% -10,3% -10,3% -10,3% -8,6%

(311) (335) (357) (384) (400) (417) (438) (458) (484) (521)

-37,8% -37,6% -39,1% -37,1% -39,2% -39,8% -40,0% -40,2% -40,3% -39,3%

(136) (144) (161) (170) (180) (191) (203) (215) (228) (241)

(4) (4) (4) (5) (5) (5) (5) (5) (6) (6)

(19) (22) (21) (24) (24) (23) (24) (24) (25) (28)

(76) (83) (85) (93) (96) (99) (103) (107) (113) (123)

(77) (82) (87) (92) (95) (98) (103) (107) (112) (122)

2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033



DADOS PGN

(R$ milhões)


(% crescimento)

Vendas de Gás

Receita de Arrendamento


CUSTOS OPERACIONAIS

(% ROL)

O&M

P&D

Participação Especial

Royalties

Custos de Exploração

1.519 1.585 1.698 1.823 1.898 2.029 2.168 2.213 2.436 522 553 586 207

4,8% 4,4% 7,1% 7,4% 4,1% 6,9% 6,8% 2,1% 10,1% -78,6% 6,0% 6,0% -64,7%

930 966 1.037 1.121 1.163 1.244 1.334 1.344 1.500 513 544 576 204

589 619 660 702 736 785 833 869 936 9 9 10 4

-8,9% -8,8% -8,8% -8,9% -8,8% -8,8% -8,9% -8,8% -10,1% -8,5% -8,5% -10,5% -11,5%

(548) (574) (613) (633) (655) (701) (753) (755) (847) (276) (293) (311) (110)

-39,6% -39,7% -39,6% -38,1% -37,9% -37,9% -38,2% -37,4% -38,7% -57,9% -57,9% -59,2% -59,8%

(256) (271) (288) (278) (289) (309) (331) (333) (372) (131) (139) (147) (52)

(7) (7) (7) (8) (9) (9) (10) (10) (11) - - - -

(29) (29) (32) (37) (37) (40) (44) (41) (50) - - - -

(129) (134) (144) (155) (161) (172) (185) (186) (208) (73) (77) (82) (29)

(128) (133) (143) (154) (160) (171) (183) (185) (206) (73) (77) (81) (29)

2034 2035 2036 2037 2038 2039 2043 2044 2045 20462040 2041 2042


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1H - CAPITAL DE GIRO - PGN

CAPITAL DE GIRO PGN(R$ milhões)

USOS 186 235 200 173 140 156 187 224 222

Contas a receber 117 148 126 109 89 98 118 141 140

Impostos e contribuições a recuperar 69 87 74 64 52 57 69 83 82

FONTES 141 177 179 155 137 160 183 213 217

Fornecedores 73 91 99 86 79 93 105 121 125

Impostos, contriuições e participações a recolher 47 59 50 44 35 39 47 56 56

Salários e encargos trabalhistas 15 19 21 18 17 20 22 26 26

Outras contas a pagar 6 7 8 7 6 8 9 10 10

CAPITAL DE GIRO 45 58 21 18 3 (4) 4 10 5

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO 20 12 (36) (3) (15) (7) 8 7 (6)

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023




USOS

Contas a receber

Impostos e contribuições a recuperar

FONTES

Fornecedores

Impostos, contriuições e participações a recolher

Salários e encargos trabalhistas

Outras contas a pagar

CAPITAL DE GIRO


243 263 270 305 302 310 324 337 355 392

154 166 170 193 190 196 204 213 224 247

90 97 99 112 111 114 119 124 131 144

235 253 267 291 299 311 326 341 360 389

134 144 154 166 173 180 189 198 209 225

61 66 68 77 76 78 81 85 89 99

28 31 33 35 37 38 40 42 44 48

11 12 13 13 14 15 15 16 17 18

8 10 3 14 2 (1) (2) (4) (4) 2

4 2 (7) 12 (12) (3) (1) (1) (1) 6

2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 203320252024




USOS

Contas a receber

Impostos e contribuições a recuperar

FONTES

Fornecedores

Impostos, contriuições e participações a recolher

Salários e encargos trabalhistas

Outras contas a pagar

CAPITAL DE GIRO


409 427 457 491 511 546 583 596 647 141 150 155 54

258 270 289 310 323 345 368 377 409 89 94 98 34

151 157 169 181 188 201 215 220 238 52 55 57 20

409 428 457 476 494 529 567 571 635 190 201 212 75

236 248 264 273 283 302 325 326 365 119 126 134 47

103 107 115 124 129 138 147 150 163 36 38 39 14

50 52 56 58 60 64 69 69 77 25 27 28 10

19 20 21 22 23 25 26 26 30 10 10 11 4

0 (1) 0 14 17 18 16 25 12 (49) (52) (57) (21)

(2) (1) 1 14 3 1 (2) 9 (13) (60) (3) (6) 37

2043 2044 2045 20462038 2039 2040 2041 204220372034 2035 2036


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1H - FLUXO - PGN

FLUXO PGN(R$ milhões)

(% crescimento) 25,8% -15,1% -13,9% -19,5% 10,7% 19,7% 20,0% -0,8% 9,8%





LAJIDA/EBITDA ( = ) 461 583 447 386 293 312 389 476 463 513



LAIR/EBIT ( = ) 350 388 216 184 121 110 124 125 189 228



LUCRO LÍQUIDO (=) 328 363 202 156 102 93 105 106 160 151



(R$ mil)

ENTRADAS 439 559 433 358 274 295 370 457 434 435


SAÍDAS (533) (339) (140) (229) (211) (246) (92) (60) - -

INVESTIMENTOS IMOBILIZADO E INTANGÍVEIS ( - ) (533) (339) (140) (229) (211) (246) (92) (60) - -

SALDO SIMPLES (94) 219 293 129 64 49 278 397 434 435

VARIAÇÃO CAPITAL DE GIRO ( - ) (20) (12) 36 3 15 7 (8) (7) 6 (4)

SALDO DO PERÍODO (114) 207 330 132 79 56 271 391 440 431

20192015 2016 2017 2018

2015 2016 2017 2018 2019

2020 2021 2022 2023 2024

2020 2021 2022 2023 2024




(% crescimento)





LAJIDA/EBITDA ( = )



LAIR/EBIT ( = )



LUCRO LÍQUIDO (=)



(R$ mil)

ENTRADAS


SAÍDAS


SALDO SIMPLES


SALDO DO PERÍODO

8,3% 2,6% 9,2% 3,2% 4,4% 4,4% 4,1% 5,4% 8,2% 4,8% 4,4%

968 994 1.085 1.121 1.169 1.221 1.271 1.340 1.450 1.519 1.585

(77) (80) (52) (100) (121) (126) (131) (137) (124) (135) (140)

891 914 1.033 1.021 1.049 1.095 1.140 1.203 1.325 1.384 1.445

(335) (357) (384) (400) (417) (438) (458) (484) (521) (548) (574)

556 557 649 621 632 657 682 718 804 836 871

62,4% 60,9% 62,9% 60,8% 60,2% 60,0% 59,8% 59,7% 60,7% 60,4% 60,3%

(294) (290) (699) (224) (49) (49) (48) (58) (334) (290) (311)

262 266 (50) 396 583 609 634 661 470 545 560

(89) (91) - (118) (198) (207) (216) (225) (160) (185) (190)

-34,0% -34,0% 0,0% -29,7% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0%

173 176 (50) 279 385 402 419 436 310 360 370

19,4% 19,2% -4,8% 27,3% 36,7% 36,7% 36,7% 36,3% 23,4% 26,0% 25,6%

467 466 649 503 434 450 466 494 644 650 681

173 176 (50) 279 385 402 419 436 310 360 370 294 290 699 224 49 49 48 58 334 290 311

(13) (419) (224) (238) - - (20) (279) (290) (311) (337)

(13) (419) (224) (238) - - (20) (279) (290) (311) (337)

454 46 425 265 434 450 446 215 354 339 344

(2) 7 (12) 12 3 1 1 1 (6) 2 1

452 54 414 277 437 452 448 215 347 341 345

2027 2028 20292025

2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032

2032 2033 2034 20352030 2031

2025 2033 2034 2035

2026




(% crescimento)





LAJIDA/EBITDA ( = )



LAIR/EBIT ( = )



LUCRO LÍQUIDO (=)



(R$ mil)

ENTRADAS


SAÍDAS


SALDO SIMPLES


SALDO DO PERÍODO

7,1% 7,4% 4,1% 6,9% 6,8% 2,1% 10,1% -78,6% 6,0% 6,0% -64,7%

1.698 1.823 1.898 2.029 2.168 2.213 2.436 522 553 586 207

(150) (162) (168) (179) (194) (194) (245) (44) (47) (61) (24)

1.548 1.661 1.730 1.850 1.974 2.019 2.191 477 506 525 183

(613) (633) (655) (701) (753) (755) (847) (276) (293) (311) (110)

935 1.028 1.075 1.149 1.221 1.263 1.344 201 213 214 74

60,4% 61,9% 62,1% 62,1% 61,8% 62,6% 61,3% 42,1% 42,1% 40,8% 40,2%

(337) (349) (373) (401) (403) (451) (158) (168) (178) (63) (0)

598 679 702 748 817 813 1.185 33 35 151 74

(203) (231) (239) (254) (278) (276) (403) (11) (12) (51) (25)

-34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -34,0% -33,9% -33,9% -34,0% -34,0%

395 448 463 494 539 536 782 22 23 100 49

25,5% 27,0% 26,8% 26,7% 27,3% 26,6% 35,7% 4,6% 4,6% 19,0% 26,5%

2043 2044 2045 2046

731 797 837 894 943 987 941 190 201 163 49

395 448 463 494 539 536 782 22 23 100 49 337 349 373 401 403 451 158 168 178 63 0

(349) (373) (401) (403) (451) (158) (168) (178) (63) - -

(349) (373) (401) (403) (451) (158) (168) (178) (63) - -

382 424 436 491 492 829 773 12 138 163 49

(1) (14) (3) (1) 2 (9) 13 60 3 6 (37)

381 410 433 490 494 820 786 72 141 168 12

2037

2036

20382036

2037 2038 2043 2044 2045 2046

2039 2040 2041 2042

204220412039 2040


LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 1H - VALOR ECONÔMICO -PGN

taxa de retorno esperado WACC - 1% WACC WACC + 1%



VALOR OPERACIONAL DE PGN (R$ milhões) 1.545 1.420 1.310



VALOR ECONÔMICO DE PGN (R$ milhões) 1.051 926 815

VALOR ECONÔMICO DE PGN (R$ milhões)


Anexo 2

Laudo AP-0234/15-02 – Anexo 2 1

TAXA DE DESCONTO

DETERMINAÇÃO DA TAXA DE DESCONTO

A taxa de desconto foi calculada pela metodologia WACC - Weighted Average Cost of Capital,

modelo no qual o custo de capital é determinado pela média ponderada do valor de mercado dos

componentes da estrutura de capital (próprio e de terceiros).

A taxa de desconto utilizada foi o WACC variável, que reflete a diferente estrutura de capital

projetada para cada usina em cada período. Os valores e fontes dos parâmetros utilizados para o

cálculo da taxa de desconto seguem abaixo.

Taxa livre de Risco (custo do patrimônio líquido): Corresponde à rentabilidade (yield), do US

T-Bond 10 anos (Federal Reserve), site http://www.treas.gov/offices/domestic-

finance/debt-management/interest-rate/yield_historical.shtml;

Beta d: equivalente ao Beta médio da área, pesquisado no banco de dados Bloomberg,

programa fornecido pela empresa de mesmo nome, com dados do mercado de ações e

informações financeiras. Os dados fornecidos pelo Bloomberg são os betas alavancados de

empresas diferentes, com estruturas de capital relativas às mesmas. Desalavancamos os

betas relativos a cada uma das empresas, considerando as respectivas estruturas de capital.

Assim, achamos os respectivos betas brutos. Calculamos a média dos betas brutos

encontrados, para daí alavancarmos a mesma com a estrutura de capital da empresa sendo

analisada. Este cálculo é necessário para corrigir as possíveis distorções no cálculo do beta

geradas pela diferença na estrutura de capital de cada empresa;

Prêmio de Risco: corresponde ao Spread entre SP500 e US T-Bond 20 anos, conforme o 2014

Valuation Handbook, publicado pela Duff & Phelps. Fonte: 2014 Valuation Handbook: Guide

to Cost of Capital. Chicago, IL: Duff & Phelps, LLC, 2014. Print;

Prêmio pelo Tamanho: corresponde ao prêmio de risco pelo tamanho da empresa,

considerando o mercado de ações norte-americano. Fonte: 2014 Valuation Handbook: Guide

to Cost of Capital. Chicago, IL: Duff & Phelps, LLC, 2014. Print;

Risco Brasil: Portal Brasil, site http://www.portalbrasil.net/indices_dolar.htm;

Taxa livre de Risco (custo da dívida): Corresponde à rentabilidade (yield), na data base, do

US T-Bond 10 anos (Federal Reserve), site http://www.treas.gov/offices/domestic-

finance/debt-management/interest-rate/yield_historical.shtml;

Custo de captação: O custo de captação de cada empresa foi retirado das Demonstrações

Financeiras de cada usina.

Utilizada uma inflação americana conforme premissas macroeconômicas fornecidas pela

ENEVA;

Utilizada uma inflação brasileira conforme premissas macroeconômicas fornecidas pela

ENEVA.

Risco Específico: Não foi considerado risco específico para as usinas termelétricas. Foi

considerada uma alíquota de 3% para PGN referente aos seguintes riscos:

Laudo AP-0234/15-02 – Anexo 2 2

o Materialidade e risco de realização do CAPEX projetado e do consequente aumento

da capacidade;

o Alta dependência do resultado das companhias do Complexo Parnaíba; e

o Alta dependência das receitas da companhia quanto ao preço internacional do gás

natural.

Intervalo de valores para o WACC: Foi considerado um intervalo de 50 pontos-base para mais

e para menos em todas as usinas termelétricas. Para PGN, dados os riscos detalhados acima

e o consequente grau de imprevisibilidade de seus resultados, foi considerado um intervalo

de 100 pontos-base para mais e para menos.

Abaixo um quadro com os principais parâmetros utilizados:

GRÁFICOS DE WACC DE CADA USINA

TAXA DE DESCONTOUSINAS

OPERACIONAIS PGN

(31/12/2014) (31/12/2014)

Taxa livre de risco 2,5% 2,5%

BETA d 0,50 0,83

BETA r Variável Variável

Prêmio de risco (Rm-Rf) 6,2% 6,2%

Risco Específico 0,0% 3,0%

Risco Brasil 2,6% 2,6%

Laudo AP-0234/15-02 – Anexo 2 3

Laudo AP-0234/15-02 – Anexo 2 4

10,0%

12,0%

14,0%

16,0%

18,0%

20,0% WACC PGN

Anexo 3

LAUDO DE AVALIAÇÃO AP-0234/15-02 ANEXO 3

PREMISSAS MACROECONÔMICAS 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Taxa de câmbio (R$/US$) 2,70 2,78 2,77 2,89 2,95 3,02 3,09 3,16 3,24 3,32 3,40 3,48 3,57 3,65 3,74 3,83 IPCA (% a.a.) 6,0% 5,8% 5,8% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0% 6,0%IGPM (% a.a.) 5,1% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0% 5,0%EUA CPI (% a.a.) 3,6% 3,9% 3,9% 3,8% 3,8% 3,7% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5% 3,5%Câmbio NDF's - Capex 2,57 2,68 2,77 2,89 2,95 3,02 3,09 3,16 3,24 3,32 3,40 3,48 3,57 3,65 3,74 3,83 Câmbio NDF's - Dívida 2,65 2,76 2,86 2,98 3,05 3,11 3,19 3,26 3,34 3,42 3,51 3,59 3,68 3,77 3,86 3,95 TJLP (% a.a.) 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8% 4,8%CDI (% a.a.) 12,8% 12,8% 12,8% 12,8% 12,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8% 11,8%LIBOR (% a.a.) 1,7% 2,2% 2,2% 2,2% 2,2% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0%CIF ARA (coal) - 6300 Kcal/kg GAR 80,80 82,85 85,85 85,85 85,85 106,47 103,36 105,83 108,29 111,10 113,56 116,54 118,49 119,85 121,38 123,17 Coal Fuel Index (Custos) 86,50 93,78 111,70 112,50 114,10 118,30 121,60 124,50 127,40 130,70 133,60 137,10 139,40 141,00 142,80 144,90 Gas Fuel Index (Receitas ACR) 4,28 4,47 4,64 4,85 5,03 5,64 5,92 6,20 6,38 6,65 6,99 7,19 7,52 7,69 7,93 8,25 Gas Fuel Index (Custos) 6,54 6,94 7,29 7,71 8,17 8,66 9,18 9,73 10,32 10,94 11,59 12,29 13,03 13,81 14,64 15,51

ANEXO 3 - PREMISSAS MACROECONÔMICAS


Anexo 4

Balanço Patrimonial Ativo Consolidado 31/12/2014 Reais Mil

ENEVA ITAQUI AMAPARI PARNAÍBA PARNAÍBA II TERMOPAN PARTICIP TERMOPAN LTDA MPX TAUÁ II

100,00% 51,00% 70,00% 100,00% 66,67% 100,00% 100,00%

- - - - - - - -

1 ATIVO TOTAL 3.739.971.665 2.666.941.515 26.090.608 1.385.389.668 1.380.823.506 409.335 7.473.673 485.197

1.01 ATIVO CIRCULANTE 386.513.220 212.966.766 25.647.255 206.354.271 113.192.015 9.406 9.806 7.965

1.01.01 Disponibilidades 72.502.223 29.105.085 16.652.223 38.120.812 905.336 7.617 9.806 7.965

1.01.01.01 Caixa - - - - - - 3.000 -

1.01.01.02 Bancos 3.983.775 1.096.475 78.559 38.054.154 896.604 7.617 6.806 7.965

1.01.01.03 Fundos de caixa 71.482 3.017 4.260 8.000 - - - -

1.01.01.04 Fundo multimercado MPX63 68.446.967 - 16.569.404 58.659 8.732 - - -

1.01.01.05 Aplicações financeiras - 28.005.593 - - - - - -

1.01.02 Créditos diversos 313.966.626 92.324.955 1.266.412 155.794.311 82.727.849 1.789 - -

1.01.02.01 Clientes - 86.294.911 - 136.676.723 81.876.164 - - -

1.01.02.02 Adiantamentos a empregados 79.125 80.190 800 86.127 923 - - -

1.01.02.03 Impostos a recuperar 12.254.503 3.826.291 1.259.639 14.722.178 289.704 1.789 - -

1.01.02.04 Adiantamentos a fornecedores 1.632.997 2.123.563 5.973 4.309.283 561.058 - - -

1.01.02.05 Contas a Receber - Partes relacionadas - - - - - - - -

1.01.02.05.01 Com controladas - - - - - - - -

1.01.02.05.02 Com outras pessoas ligadas - - - - - - - -

1.01.02.05.03 Com controladora - - - - - - - -

1.01.02.06 AFAC - - - - - - - -

1.01.02.07 Ativos Mantidos para Venda 300.000.000 - - - - - - -

1.01.03 Estoque - 80.386.881 7.605.451 7.479.646 3.712.993 - - -

1.01.04 Outros créditos - - - - - - - -

1.01.04.01 Benefício CCC - - - - - - - -

1.01.04.02 Ganhos em operações com derivativos - - - - - - - -

1.01.04.03 Outros - - - - - - - -

1.01.04.04 Títulos e Valores Mobiliários - - - - - - - -

1.01.05 Depósitos vinculados 41.288 - - - - - - -

1.01.06 Despesas antecipadas 3.082 11.149.845 123.169 4.959.502 25.845.838 - - -

1.01.06.01 Encargos Financeiros - - - - 24.181.787 - - -

1.01.06.02 Arrendamentos e aluguéis - - 3.600 - - - - -

1.01.06.03 Prêmios de seguros 3.082 3.248.124 119.569 4.959.502 1.664.051 - - -

1.01.06.04 Captação de empréstimos - - - - - - - -

1.01.06.05 Custo capitação de Debentures - 725.108 - - - - - -

Código CVM DESCRIÇÃO

Balanço Patrimonial Ativo Consolidado 31/12/2014 Reais Mil

ENEVA ITAQUI AMAPARI PARNAÍBA PARNAÍBA II TERMOPAN PARTICIP TERMOPAN LTDA MPX TAUÁ II

100,00% 51,00% 70,00% 100,00% 66,67% 100,00% 100,00%


1.01.06.06 Parada Programada - 7.176.613 - - - - - -

1.01.07 Dividendos a receber - - - - - - - -

1.02 ATIVO NÃO CIRCULANTE 3.353.458.445 2.453.974.750 443.353 1.179.035.397 1.267.631.491 399.928 7.463.867 477.232

1.02.01 Realizável a longo prazo 863.204.310 238.257.770 443.353 40.679.118 27.912.841 399.928 7.463.867 70

1.02.01.01 Créditos diversos 841.293.668 4.519.926 142 2.666.432 12.336.148 399.928 7.463.867 70

1.02.01.01.01 Impostos a recuperar 33.237.335 2.049.312 142 1.322.883 565.719 399.928 - 70

1.02.01.01.02 Partes relacionadas 808.056.333 2.470.614 - 1.343.549 11.770.429 - 7.463.867 -

1.02.01.01.02.01 Mutuo - Com controladas 691.286.939 2.078.186 - - - - 7.463.867 -

1.02.01.01.02.02 Contas a Receber - Com outras pessoas ligadas 72.626.810 - - 1.343.549 - - - -

1.02.01.01.02.03 Contas a Receber - Com controladas 44.142.585 392.428 - - 11.770.429 - - -

1.02.02.06 AFAC 248.000.000 - - - - - - -

1.02.01.02 Outros créditos 21.124.393 - - - - - - -

1.02.01.02.01 Ganhos com derivativos 21.122.283 - - - - - - -

1.02.01.02.02 Benefício CCC - - 24.616.814 - - - - -

1.02.01.02.03 PCLD Benefício CCC - - (24.616.814) - - - - -

1.02.01.02.04 Valor Justo - Debentures - - - - - - - -

1.02.01.02.05 Outros 2.110 - - - - - - -

1.02.01.03 Depósitos vinculados - 37.422.555 - 24.647.659 - - - -

1.02.01.04 Impostos diferidos - 192.127.294 - 12.008.823 15.576.692 - - -

1.02.01.05 Despesas antecipadas 786.248 4.187.996 443.211 1.356.205 - - - -

1.02.01.05.01 Prêmios de seguros 786.248 - - - - - - -

1.02.01.05.02 Custo de captação - - - - - - - -

1.02.01.05.03 Gastos P&D - - 443.211 1.356.205 - - - -

1.02.01.05.04 Parada Programda - 4.187.996 - - - - - -

1.02.02.01 Investimentos 2.228.139.336 - - - - - - -

1.02.02.01.01 Participações em coligadas e equiparadas 97.483.092 - - - - - - -

1.02.02.01.02 Participações em controladas 2.068.560.819 - - - - - - -

1.02.02.01.03 Adiantamento p/ futuro aumento de capital - - - - - - - -

1.02.02.01.04 Prêmio de subscrição 62.000.000 - - - - - - -

1.02.02.01.05 Outros investimentos 95.424 - - - - - - -

1.02.02.02 Imobilizado 11.238.423 2.205.457.236 (114.805) 971.709.370 1.234.534.325 - - 477.162

1.02.02.02.01 Terrenos - 4.531.765 - 3.312.675 - - - -

1.02.02.02.02 Benfeitorias em bens de terceiros 3.441.008 1.215.809.398 (51.471.508) 515.642.384 567.241.430 - - -

1.02.02.02.03 Máquinas e equipamentos 5.093.370 1.115.438.367 70.883.151 487.290.314 666.993.415 - - -

1.02.02.02.04 Veículos - 350.274 86.810 1.020.095 125.000 - - -

1.02.02.02.05 Móveis e utensílios 4.036.454 2.556.804 274.341 1.677.024 676.516 - - -

1.02.02.02.06 Depreciação acumulada (4.923.778) (166.188.147) (23.516.829) (69.427.785) (4.021.912) - - -

1.02.02.02.07 Imobilizado em curso 3.591.369 32.958.776 3.629.230 32.194.663 3.519.877 - - 477.162

1.02.02.02.08 Desmantelamento - - - - - - - -

1.02.02.03 Intangível 2.876.377 10.259.743 114.805 166.646.909 5.184.325 - - -

1.02.02.03.01 Ágio - - - - - - - -

1.02.02.03.02 Diversos 5.519.216 11.611.965 871.624 184.277.648 5.218.837 - - -

1.02.02.03.03 Amortização acumulada (2.642.839) (1.352.222) (756.819) (17.630.739) (34.512) - - -

1.02.02.03.04 Intangível em curso - - - - - - - -

1.02.02.04 Diferido - (0) - - - - - -

Balanço Patrimonial Ativo Consolidado

1 ATIVO TOTAL

1.01 ATIVO CIRCULANTE

1.01.01 Disponibilidades

1.01.01.01 Caixa

1.01.01.02 Bancos

1.01.01.03 Fundos de caixa

1.01.01.04 Fundo multimercado MPX63

1.01.01.05 Aplicações financeiras

1.01.02 Créditos diversos

1.01.02.01 Clientes

1.01.02.02 Adiantamentos a empregados

1.01.02.03 Impostos a recuperar

1.01.02.04 Adiantamentos a fornecedores

1.01.02.05 Contas a Receber - Partes relacionadas

1.01.02.05.01 Com controladas

1.01.02.05.02 Com outras pessoas ligadas

1.01.02.05.03 Com controladora

1.01.02.06 AFAC

1.01.02.07 Ativos Mantidos para Venda

1.01.03 Estoque

1.01.04 Outros créditos

1.01.04.01 Benefício CCC

1.01.04.02 Ganhos em operações com derivativos

1.01.04.03 Outros

1.01.04.04 Títulos e Valores Mobiliários

1.01.05 Depósitos vinculados

1.01.06 Despesas antecipadas

1.01.06.01 Encargos Financeiros

1.01.06.02 Arrendamentos e aluguéis

1.01.06.03 Prêmios de seguros

1.01.06.04 Captação de empréstimos

1.01.06.05 Custo capitação de Debentures


MPX INVEST MPX DESENV PECÉM II PARTIC PECÉM II

99,99% 99,99% 50,00% 100,00% 100,00% 50,00%

- - - (0) (0) - - -

1.685 172.130 9.207.758.981 (2.153.340.787) 7.054.418.195 756.336.217 2.142.300.278 4.595.875.745 2.297.937.873

1.685 5.646 944.708.034 - 944.708.034 2.419.632 129.124.041 535.429.793 267.714.897

1.685 5.646 157.318.398 - 157.318.398 5.887 22.008.943 151.690.055 75.845.027

- - 3.000 3.000 - - 100 50

1.685 5.646 44.139.285 44.139.285 4.887 3.929.146 35.246.419 17.623.209

- - 86.759 86.759 1.000 5.000 13.000 6.500

- - 85.083.762 85.083.762 - - - -

- - 28.005.593 28.005.593 - 18.074.797 116.430.536 58.215.268

- - 646.081.942 - 646.081.942 2.413.746 80.400.731 223.014.680 111.507.340

- - 304.847.797 304.847.797 - 75.030.806 206.565.301 103.282.650

- - 247.166 247.166 - - 59.251 29.626

- - 32.354.105 32.354.105 2.413.746 3.662.130 2.737.837 1.368.918

- - 8.632.874 8.632.874 - 1.707.795 13.652.291 6.826.146

- - - - - - - - -

- - - - - - - -

- - - - - - - -

- - - - - - - -

- - - - - - - -

- - 300.000.000 300.000.000 - - - -

- - 99.184.970 99.184.970 - 23.652.832 89.333.458 44.666.729

- - - - - - - 65.442.756 32.721.378

- - - - - - - -

- - - - - - 65.442.756 32.721.378

- - - - - - - -

- - - - - - - -

- - 41.288 41.288 - - - -

- - 42.081.435 - 42.081.435 - 3.061.534 5.948.844 2.974.422

- - 24.181.787 24.181.787 - - - -

- - 3.600 3.600 - - - -

- - 9.994.328 9.994.328 - 3.061.534 5.948.844 2.974.422

- - - - - - - -

- - 725.108 725.108 - - - -

SALDO COMBINADO

(cálculo por equiv.)ELIMINAÇÕES CONSOLIDADO POR

EQUIVALÊNCIA

PECÉM

Balanço Patrimonial Ativo Consolidado


1.01.06.06 Parada Programada

1.01.07 Dividendos a receber

1.02 ATIVO NÃO CIRCULANTE

1.02.01 Realizável a longo prazo

1.02.01.01 Créditos diversos

1.02.01.01.01 Impostos a recuperar

1.02.01.01.02 Partes relacionadas

1.02.01.01.02.01 Mutuo - Com controladas

1.02.01.01.02.02 Contas a Receber - Com outras pessoas ligadas

1.02.01.01.02.03 Contas a Receber - Com controladas

1.02.02.06 AFAC

1.02.01.02 Outros créditos

1.02.01.02.01 Ganhos com derivativos

1.02.01.02.02 Benefício CCC

1.02.01.02.03 PCLD Benefício CCC

1.02.01.02.04 Valor Justo - Debentures

1.02.01.02.05 Outros

1.02.01.03 Depósitos vinculados

1.02.01.04 Impostos diferidos

1.02.01.05 Despesas antecipadas

1.02.01.05.01 Prêmios de seguros

1.02.01.05.02 Custo de captação

1.02.01.05.03 Gastos P&D

1.02.01.05.04 Parada Programda

1.02.02.01 Investimentos

1.02.02.01.01 Participações em coligadas e equiparadas

1.02.02.01.02 Participações em controladas

1.02.02.01.03 Adiantamento p/ futuro aumento de capital

1.02.02.01.04 Prêmio de subscrição

1.02.02.01.05 Outros investimentos

1.02.02.02 Imobilizado

1.02.02.02.01 Terrenos

1.02.02.02.02 Benfeitorias em bens de terceiros

1.02.02.02.03 Máquinas e equipamentos

1.02.02.02.04 Veículos

1.02.02.02.05 Móveis e utensílios

1.02.02.02.06 Depreciação acumulada

1.02.02.02.07 Imobilizado em curso

1.02.02.02.08 Desmantelamento

1.02.02.03 Intangível

1.02.02.03.01 Ágio

1.02.02.03.02 Diversos

1.02.02.03.03 Amortização acumulada

1.02.02.03.04 Intangível em curso

1.02.02.04 Diferido

MPX INVEST MPX DESENV PECÉM II PARTIC PECÉM II

99,99% 99,99% 50,00% 100,00% 100,00% 50,00%

SALDO COMBINADO


EQUIVALÊNCIA

PECÉM

- - 7.176.613 7.176.613 - - - -

- - - - - - - - -

- 166.484 8.263.050.947 (2.153.340.787) 6.109.710.160 753.916.584 2.013.176.237 4.060.445.952 2.030.222.976

- 5 1.426.361.262 (673.618.368) 752.742.894 155.695.430 109.035.907 619.028.784 309.514.392

- 5 868.680.186 (451.868.368) 416.811.818 155.695.430 3.012.480 7.443.054 3.721.527

- 5 37.575.394 37.575.394 106 27 4.359.554 2.179.777

- - 831.104.792 (451.868.368) 379.236.424 155.695.324 3.012.453 3.083.500 1.541.750

- - 700.828.992 (416.054.662) 284.774.329 - - - -

- - 73.970.358 73.970.358 - - - -

- - 56.305.442 (35.813.706) 20.491.736 155.695.324 3.012.453 3.083.500 1.541.750

- - 248.000.000 (221.750.000) 26.250.000 - - - -

- - 21.124.393 - 21.124.393 - - - -

- - 21.122.283 21.122.283 - - - -

- - 24.616.814 24.616.814 - - - -

- - (24.616.814) (24.616.814) - - - -

- - - - - - - -

- - 2.110 2.110 - - - -

- - 62.070.214 62.070.214 - 19.243.996 60.867.460 30.433.730

- - 219.712.809 219.712.809 - 86.064.859 550.176.072 275.088.036

- - 6.773.660 - 6.773.660 - 714.571 542.199 271.099

- - 786.248 786.248 - - - -

- - - - - - - -

- - 1.799.416 1.799.416 - 714.571 542.199 271.099

- - 4.187.996 4.187.996 - - - -

- - 2.228.139.336 (1.494.212.635) 733.926.700 598.221.154 - - -

- - 97.483.092 97.483.092 PGN - - - -

- - 2.068.560.819 (1.494.212.635) 574.348.184 598.221.154 - - -

- - - - - - - -

- - 62.000.000 62.000.000 - - - -

- - 95.424 95.424 - - - -

- 166.479 4.423.468.191 - 4.423.468.191 - 1.903.866.241 3.439.603.500 1.719.801.750

- - 7.844.440 7.844.440 - - - -

- - 2.250.662.712 2.250.662.712 - 1.057.009.809 1.716.099.482 858.049.741

- - 2.345.698.616 2.345.698.616 - 906.987.658 1.746.484.895 873.242.448

- - 1.582.178 1.582.178 - 63.000 1.053.684 526.842

- - 9.221.138 9.221.138 - 212.525 1.164.627 582.314

- - (268.078.450) (268.078.450) - (81.982.247) (255.610.419) (127.805.209)

- 166.479 76.537.557 76.537.557 - 19.496.321 230.411.230 115.205.615

- - - - - 2.079.175 - -

- - 185.082.158 14.490.217 199.572.375 - 274.089 1.562.612 781.306

- - - 15.470.071 15.470.071 - - - -

- - 207.499.289 207.499.289 - 400.444 2.124.155 1.062.078

- - (22.417.131) (979.854) (23.396.985) - (126.355) (562.103) (281.052)

- - - - - - 560 280

- - (0) 0 - - - 251.056 125.528

Balanço Patrimonial Passivo Consolidado 31/12/2014 Reais Mil

ENEVA ITAQUI AMAPARI PARNAÍBA PARNAÍBA II TERMOPAN PARTICIP TERMOPAN LTDA

100,00% 51,00% 70,00% 100,00% 66,67% 100,00%

- - - - - - -

2 PASSIVO TOTAL 3.739.971.665 2.666.941.515 26.090.608 1.385.389.668 1.380.823.506 409.335 7.473.673

2.01 PASSIVO CIRCULANTE 2.229.070.751 256.742.765 28.153.397 199.311.470 906.644.216 881 1.290

2.01.01 Fornecedores 11.736.963 46.773.372 24.650.251 30.027.527 36.596.587 - -

2.01.01.01 Suprimento de energia elétrica - - - - - - -

2.01.01.02 Materias e serviços 11.736.963 44.739.275 24.650.251 26.257.001 36.596.587 - -

2.01.01.02.01 Materias e serviços Nacionais 11.696.921 40.007.254 24.554.983 23.808.975 5.669.725 - -

2.01.01.02.02 Materias e serviços Estrangeiros 40.042 4.732.021 95.268 2.448.027 30.926.862 - -

2.01.01.03 Compra de energia elétrica - 2.034.097 - 3.770.525 - - -

2.01.02.01 Folha de pagamento 6.742.174 3.413.107 494.720 2.251.964 2.032.231 - -

2.01.02.01.01 Folha líquida - - (1.546) - - - -

2.01.02.01.02 Tributos e contribuições na fonte 4.297.526 1.640.630 190.392 1.163.812 1.140.543 - -

2.01.02.01.03 Contribuições sindicais - 2.830 732 1.946 138 - -

2.01.02.01.04 Provisão de férias 2.444.648 1.769.646 305.143 1.086.206 891.550 - -

2.01.02.01.05 Provisão 13º salário - - - - - - -

2.01.03 Encargos de dívidas 214.429.997 8.869.199 - 4.714.752 38.702.897 - -

2.01.03.01 Juros 214.429.997 9.950.076 - 6.441.227 42.593.146 - -

2.01.03.02 Custo de captação - (1.080.877) - (1.726.476) (3.890.250) - -

2.01.04 Impostos, taxas e contribuições 1.602.210 13.019.105 1.078.729 6.603.189 4.800.337 881 1.290

2.01.04.02 Debêntures - - - - - - -

2.01.04.02.01 Principal - - - - - - -

2.01.04.02.02 Juros - - - - - - -

2.01.05 Empréstimos e financiamentos 1.984.719.151 92.319.592 - 137.722.812 807.716.247 - -

2.01.06 Credores diversos - 81.068.936 25.184 9.192.273 - - -

2.01.06.01 Contas a Pagar - Partes Relacionadas - - 25.184 - - - -

2.01.06.01.01 Com controladas - - - - - - -

2.01.06.01.02 Com controladora - - 25.184 - - - -

2.01.06.01.03 Com outras pessoas ligadas - - - - - - -

2.01.06.02 Credores diversos - 81.068.936 - 9.192.273 - - -

2.01.07 Outros 9.840.254 11.279.454 1.904.513 8.798.955 16.795.918 - -

2.01.07.01 Retenções Contratuais - 6.398.038 - - 14.546.508 - -

2.01.07.02 Outras Obrigações 91.142 2.238.401 1.665.842 7.087.255 - - -

2.01.02.01.06 Participações nos lucros 9.749.112 2.643.016 238.671 1.711.699 2.249.409 - -

2.01.08 Outras provisões - - - - - - -

2.01.08.01 Outras provisões - - - - - - -

2.01.08.02 Perdas em operações com derivativos - - - - - - -

2.01.09 Provisão contingências fiscais - - - - - - -

2.01.10 Dividendos a pagar - - - - - - -

2.01.11 Ativos Mantidos para Venda - - - - - - -

2.02 PASSIVO NÃO CIRCULANTE 357.884.706 1.541.097.015 1.165.255 715.373.090 11.911.612 2.726.486 9.730.641

2.02.01 Exigível a longo prazo 357.884.706 1.541.097.015 1.165.255 715.373.090 11.911.612 2.726.486 9.730.641

2.02.01.02 Fornecedores - - - - - - -

2.02.01.03 Compra de energia elétrica - - - - - - -

2.02.02 Encargos de dívidas 9.781.837 (14.077.161) - (37.094.427) - - -

2.02.02.01 Juros 9.781.837 - - - - - -

2.02.02.02 Custo de captação - (14.077.161) - (37.094.427) - - -


Balanço Patrimonial Passivo Consolidado 31/12/2014 Reais Mil

ENEVA ITAQUI AMAPARI PARNAÍBA PARNAÍBA II TERMOPAN PARTICIP TERMOPAN LTDA

100,00% 51,00% 70,00% 100,00% 66,67% 100,00%


Debêntures - - - - - - -

2.02.01.02.01 Principal - - - - - - -

2.02.01.02.02 Juros - - - - - - -

2.02.01.02.03 Valor justo - - - - - - -

2.02.03 Impostos diferidos - 648.814 1.165.255 7.116.639 - - 2.047.489

2.02.04 Empréstimos e financiamentos 172.967.000 1.127.848.360 - 615.075.915 - - -

2.02.04.01 Moeda Nacional 172.967.000 1.127.848.360 - 615.075.915 - - -

2.02.04.02 BNDES - 929.616.320 - 615.075.915 - - -

2.02.04.03 Outros empréstimos 172.967.000 198.232.041 - - - - -

2.02.04.04 Moeda Estrangeira - - - - - - -

2.02.05 Credores diversos 171.595.173 426.677.001 - 130.274.963 11.911.612 468.228 7.683.152

2.02.05.01 Dívidas com pessoas ligadas 171.595.173 426.677.001 - 130.274.963 11.911.612 468.228 7.683.152

2.02.05.01.01 Mútuo - Com controladora - 405.825.096 - - - 10.750 -

2.02.05.01.02 Contas a Pagar - Com controladas 75.956.189 13.949.110 - 130.274.963 5.143.572 457.478 7.683.152

2.02.05.01.03 Mútuo - Com outras pessoas ligadas 95.638.984 6.902.794 - - 6.768.039 - -

A Definir Ajuste a valor presente - - - - - - -

2.02.06 Provisões 3.540.696 - - - - 2.258.258 -

2.02.06.01 Passivo a descoberto 3.540.696 - - - - 2.258.258 -

2.02.06.02 Perdas em operações com derivativos - - - - - - -

2.02.06.03 Perdas desmantelamento - - - - - - -

2.02.06.04 Outras provisões - - - - - - -

2.04 PARTIC. ACIONISTAS Ñ CONTROLADORES - - - - - - -

2.04.01 Pecém II - - - - - - -

2.04.02 Amapari - - - - - - -

2.04.03 UTE Parnaíba - - - - - - -

2.04.04 Termopantanal Partic. - - - - - - -

2.04.05 Termopantanal Ltda - - - - - - -

2.04.06 SSM - - - - - - -

2.04.07 UTE Parnaíba IV - - - - - - -

2.04.08 Comercializadora de Energia - - - - - - -

2.04.09 Comercializadora de Combustível - - - - - - -

2.04.10 SSM - - - - - - -

2.04.11 Chile - - - - - - -

2.04.11 Austria - - - - - - -

2.04.11 Seival Participação - - - - - - -

2.04.11 Parnaíba Part. - - - - - - -

2.04.11 Parnaíba Comercialização - - - - - - -

2.05 PATRIMÔNIO LÍQUIDO 1.153.016.208 869.101.735 (3.228.044) 470.705.108 462.267.678 (2.318.032) (2.258.258)

2.05.01 Capital Social Realizado 4.707.087.777 1.757.359.593 84.761.451 263.618.607 445.715.715 12.026.125 12.671.148

2.05.02 Reserva de capital - - 6.528.795 - - - -

2.05.03 Reserva de ajuste de avaliação patrimonial (36.861.076) - - - - - -

2.05.04 Reserva de lucro 350.771.211 113.199 11.977.610 48.512 651.658 - -

2.05.05 Adiantamento para futuro aumento de capital - 10.000.000 - 188.071.426 47.250.000 - -

2.05.06 Ajustes de conversão 0 - - - - - -

2.05.07 Lucros ou prejuízos acumulados (2.360.799.952) (478.756.677) (3.618.737) (16.994.630) (17.552.990) (14.339.200) (14.929.406)

2.05.08 Resultado do exercício (1.507.181.752) (419.614.380) (102.877.162) 35.961.192 (13.796.704) (4.957) -

Balanço Patrimonial Passivo Consolidado

2 PASSIVO TOTAL2.01 PASSIVO CIRCULANTE2.01.01 Fornecedores

2.01.01.01 Suprimento de energia elétrica

2.01.01.02 Materias e serviços

2.01.01.02.01 Materias e serviços Nacionais

2.01.01.02.02 Materias e serviços Estrangeiros

2.01.01.03 Compra de energia elétrica

2.01.02.01 Folha de pagamento

2.01.02.01.01 Folha líquida

2.01.02.01.02 Tributos e contribuições na fonte

2.01.02.01.03 Contribuições sindicais

2.01.02.01.04 Provisão de férias

2.01.02.01.05 Provisão 13º salário

2.01.03 Encargos de dívidas

2.01.03.01 Juros

2.01.03.02 Custo de captação

2.01.04 Impostos, taxas e contribuições

2.01.04.02 Debêntures

2.01.04.02.01 Principal

2.01.04.02.02 Juros

2.01.05 Empréstimos e financiamentos

2.01.06 Credores diversos

2.01.06.01 Contas a Pagar - Partes Relacionadas

2.01.06.01.01 Com controladas

2.01.06.01.02 Com controladora

2.01.06.01.03 Com outras pessoas ligadas

2.01.06.02 Credores diversos

2.01.07 Outros

2.01.07.01 Retenções Contratuais

2.01.07.02 Outras Obrigações

2.01.02.01.06 Participações nos lucros

2.01.08 Outras provisões

2.01.08.01 Outras provisões

2.01.08.02 Perdas em operações com derivativos

2.01.09 Provisão contingências fiscais

2.01.10 Dividendos a pagar

2.01.11 Ativos Mantidos para Venda

2.02 PASSIVO NÃO CIRCULANTE2.02.01 Exigível a longo prazo

2.02.01.02 Fornecedores

2.02.01.03 Compra de energia elétrica

2.02.02 Encargos de dívidas

2.02.02.01 Juros

2.02.02.02 Custo de captação


MPX TAUÁ II MPX INVEST MPX DESENV PECÉM II PARTIC PECÉM II

100,00% 99,99% 99,99% 99,99% 100,00% 100,00% 50,00%

- - - - 0 0 - - (0)

485.197 1.685 172.130 9.207.758.981 (2.153.340.787) 7.054.418.195 756.336.217 2.142.300.278 4.595.875.745 2.297.937.873

- - 9.864 3.619.934.635 (25.184) 3.619.909.451 2.734.781 164.351.787 694.723.245 347.361.623

- - - 149.784.700 - 149.784.700 - 33.191.773 193.829.103 96.914.552

- - - - - - 2.218.624 - -

- - - 143.980.078 - 143.980.078 - 30.973.149 147.915.665 73.957.833

- - - 105.737.857 105.737.857 - 30.926.620 75.000.176 37.500.088

- - - 38.242.221 38.242.221 - 46.528 72.915.489 36.457.745

- - - 5.804.623 5.804.623 - - 45.913.438 22.956.719

- - - 14.934.196 - 14.934.196 - 912.220 4.694.777 2.347.388

- - - (1.546) (1.546) - - - -

- - - 8.432.903 8.432.903 - 438.240 1.922.817 961.408

- - - 5.647 5.647 - - 9.888 4.944

- - - 6.497.193 6.497.193 - 473.980 2.762.072 1.381.036

- - - - - - - - -

- - - 266.716.844 - 266.716.844 - 2.506.357 3.079.737 1.539.868

- - - 273.414.447 273.414.447 - 3.201.711 7.687.067 3.843.533

- - - (6.697.603) (6.697.603) - (695.354) (4.607.330) (2.303.665)

- - 9.864 27.115.605 27.115.605 2.734.781 12.348.207 22.620.686 11.310.343

- - - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - 3.022.477.802 3.022.477.802 - 77.032.688 176.455.780 88.227.890

- - - 90.286.392 (25.184) 90.261.208 - 10.201.997 222.023.359 111.011.679

- - - 25.184 (25.184) - - - - -

- - - - - - - - -

- - - 25.184 (25.184) - - - - -

- - - - - - - - -

- - - 90.261.208 90.261.208 - 10.201.997 222.023.359 111.011.679

- - - 48.619.094 - 48.619.094 - 28.158.544 34.235.865 17.117.933

- - - 20.944.546 20.944.546 - 23.132.081 19.013.559 9.506.779

- - - 11.082.641 11.082.641 - 4.141.127 12.000.786 6.000.393

- - - 16.591.908 16.591.908 - 885.335 3.221.521 1.610.761

- - - - - - - - 37.678.011 18.839.005

- - - - - - - - -

- - - - - - - 37.678.011 18.839.005

- - - - - - - 105.927 52.964

- - - - - - - - - -

- - - - - - - - - -

43.603 10.535 502.378 2.640.445.321 (433.648.514) 2.206.796.806 - 1.379.595.349 2.962.302.380 1.481.151.190

43.603 10.535 502.378 2.640.445.321 (433.648.514) 2.206.796.806 - 1.379.595.349 2.962.302.380 1.481.151.190

- - - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - (41.389.751) - (41.389.751) - (10.839.758) (21.460.484) (10.730.242)

- - - 9.781.837 9.781.837 - - - -

- - - (51.171.588) (51.171.588) - (10.839.758) (21.460.484) (10.730.242)

SALDO COMBINADO


EQUIVALÊNCIA

PECÉM

Balanço Patrimonial Passivo Consolidado


Debêntures

2.02.01.02.01 Principal

2.02.01.02.02 Juros

2.02.01.02.03 Valor justo

2.02.03 Impostos diferidos

2.02.04 Empréstimos e financiamentos

2.02.04.01 Moeda Nacional

2.02.04.02 BNDES

2.02.04.03 Outros empréstimos

2.02.04.04 Moeda Estrangeira

2.02.05 Credores diversos

2.02.05.01 Dívidas com pessoas ligadas

2.02.05.01.01 Mútuo - Com controladora

2.02.05.01.02 Contas a Pagar - Com controladas

2.02.05.01.03 Mútuo - Com outras pessoas ligadas

A Definir Ajuste a valor presente

2.02.06 Provisões

2.02.06.01 Passivo a descoberto

2.02.06.02 Perdas em operações com derivativos

2.02.06.03 Perdas desmantelamento

2.02.06.04 Outras provisões

2.04 PARTIC. ACIONISTAS Ñ CONTROLADORES2.04.01 Pecém II

2.04.02 Amapari

2.04.03 UTE Parnaíba

2.04.04 Termopantanal Partic.

2.04.05 Termopantanal Ltda

2.04.06 SSM

2.04.07 UTE Parnaíba IV

2.04.08 Comercializadora de Energia

2.04.09 Comercializadora de Combustível

2.04.10 SSM

2.04.11 Chile

2.04.11 Austria

2.04.11 Seival Participação

2.04.11 Parnaíba Part.

2.04.11 Parnaíba Comercialização

2.05 PATRIMÔNIO LÍQUIDO2.05.01 Capital Social Realizado

2.05.02 Reserva de capital

2.05.03 Reserva de ajuste de avaliação patrimonial

2.05.04 Reserva de lucro

2.05.05 Adiantamento para futuro aumento de capital

2.05.06 Ajustes de conversão

2.05.07 Lucros ou prejuízos acumulados

2.05.08 Resultado do exercício

MPX TAUÁ II MPX INVEST MPX DESENV PECÉM II PARTIC PECÉM II

100,00% 99,99% 99,99% 99,99% 100,00% 100,00% 50,00%

SALDO COMBINADO


EQUIVALÊNCIA

PECÉM

- - - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - 10.978.198 10.978.198 - - - -

- - - 1.915.891.276 - 1.915.891.276 - 1.027.581.932 1.909.821.532 954.910.766

- - - 1.915.891.276 - 1.915.891.276 - 1.027.581.932 1.243.954.401 621.977.200

- - - 1.544.692.235 1.544.692.235 - 792.425.799 1.243.954.401 621.977.200

- - - 371.199.041 371.199.041 - 235.156.134 - -

- - - - - - - 665.867.131 332.933.565

43.603 10.535 502.378 749.166.645 (428.291.154) 320.875.491 - 360.382.907 975.554.512 487.777.256

43.603 10.535 502.378 749.166.645 (428.291.154) 320.875.491 - 360.382.907 975.554.512 487.777.256

- - - 405.835.846 (405.835.846) - - 194.067.737 362.462.565 181.231.283

43.603 10.535 356.093 233.874.695 (46.026.734) 187.847.961 - 10.613.645 370.390.960 185.195.480

- - 146.285 109.456.103 23.571.426 133.027.529 - 155.701.525 242.700.987 121.350.494

- - - - - - - - -

- - - 5.798.954 (5.357.361) 441.593 - 2.470.268 98.386.821 49.193.410

- - - 5.798.954 (5.357.361) 441.593 - - - -

- - - - - - - 93.446.285 46.723.143

- - - - - - 2.470.268 4.940.536 2.470.268

- - - - - - - - -

- - - - 82.455.159 82.455.159 - - - -

- - - - - - - - - -

- - - - (1.581.742) (1.581.742) - - - -

- - - - 84.809.727 84.809.727 - - - -

- - - - (772.600) (772.600) - - - -

- - - - (226) (226) - - - -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

- - - - - - - - -

441.594 (8.851) (340.111) 2.947.379.026 (1.802.122.248) 1.145.256.778 753.601.435 598.353.141 938.850.120 469.425.060

911.000 4.000 321.000 7.284.476.416 (2.577.388.639) 4.707.087.777 780.431.528 799.181.001 1.886.872.262 943.436.131

- - - 6.528.795 (6.528.795) - 17.784.236 - - -

- - - (36.861.076) - (36.861.076) - - (73.722.150) (36.861.075)

- - - 363.562.190 (12.790.979) 350.771.211 - 265.236 71.311.885 35.655.943

- - - 245.321.426 (245.321.426) - - - - -

- - - 0 - 0 - - - -

(230.410) (12.851) (509.778) (2.907.744.632) 539.185.250 (2.368.559.382) - (168.046.846) (709.361.461) (354.680.731)

(238.996) - (151.333) (2.007.904.093) 500.722.341 (1.507.181.752) (44.614.329) (33.046.250) (236.250.416) (118.125.208) 0

Balancete Parnaiba III - Dezembro 2014Conta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

1 ATIVO 324.780.767,41 D 158.129.207,81 143.725.697,51 339.184.277,71 D1.1 ATIVO CIRCULANTE 54.468.031,60 D 145.783.642,84 128.932.036,20 71.319.638,24 D1.1.1 DISPONIBILIDADES 6.818.166,26 D 89.541.292,39 82.255.914,54 14.103.544,11 D1.1.10.1 NUMERARIO DISPONIVEL 571.943,69 D 73.168.473,02 67.748.204,46 5.992.212,25 D1.1.10.12 CONTAS BANCARIAS A VISTA 571.943,69 D 73.168.473,02 67.748.204,46 5.992.212,25 D

1.1.10.12.1010102 C.CORRENTE A VISTA-BANCO ITAU BBA S.A. 87.382,56 D 26.786.841,35 26.680.535,50 193.688,41 D

1.1.10.12.1010103 C.CORRENTE A VISTA-ITAU 0911 01126-O ADM 0,03 D 0,00 0,00 0,03 D

1.1.10.12.1010108 C.CORRENTE A VISTA-BNP PARIBAS CC 034309 370.253,58 D 0,00 370.253,58 0,00

1.1.10.12.1010114 C.CORRENTE - CCEE - BANCO BRADESCO S.A. 744,12 D 391.066,40 391.088,45 722,07 D

1.1.10.12.1010116 C.CORRENTE A VISTA-BANCO BRADESCO S.A 0,01 D 0,00 0,00 0,01 D

1.1.10.12.1010201 C.CORRENTE AG.2373 CC.00453-7 BRADESCO 113.562,34 D 21.444.627,53 15.760.389,19 5.797.800,68 D

1.1.10.12.1010202 C.CORRENTE AG.2373 CC.36122-4 BRADESCO 1,05 D 24.545.937,74 24.545.937,74 1,05 D1.1.10.2 APLICACOES NO MERCARDO ABERTO 6.246.222,57 D 16.372.819,37 14.507.710,08 8.111.331,86 D

1.1.10.21.1010104 APLIC.M.ABERTO-MULTIFUNDO EXCLUSIVO-UBB 6.241.230,97 D 6.622.040,66 10.418.513,91 2.444.757,72 D1.1.10.21.1010123 APLICACAO AUTOMATICA BRADESCO 4.991,60 D 9.750.778,71 4.089.196,17 5.666.574,14 D1.1.2 CREDITOS, VALORES E BENS 46.316.090,63 D 56.208.547,07 46.465.284,67 56.059.353,03 D1.1.20.1 CONSUMIDORES 1.124.591,51 D 1.467.228,72 1.211.961,22 1.379.859,01 D1.1.20.11 FORNECIMENTO 1.124.591,51 D 1.467.228,72 1.211.961,22 1.379.859,01 D1.1.20.11.1 MOEDA NACIONAL 1.124.591,51 D 1.467.228,72 1.211.961,22 1.379.859,01 D1.1.20.11.1010101 MOEDA NACIONAL-CLIENTES 1.124.591,51 D 1.467.228,72 1.211.961,22 1.379.859,01 D1.1.21.1 CONCESSIONARIAS E PERMISSIONARIAS 29.994.791,76 D 46.359.164,23 38.694.733,89 37.659.222,10 D1.1.21.11 SUPRIMENTO 29.994.791,76 D 46.359.164,23 38.694.733,89 37.659.222,10 D1.1.21.11.1 MOEDA NACIONAL 29.994.791,76 D 46.359.164,23 38.694.733,89 37.659.222,10 D

1.1.21.11.1010101 CONCESSIONARIAS-MOEDA NACIONAL-CLIENTE 29.994.791,76 D 46.359.164,23 38.694.733,89 37.659.222,10 D1.1.24.1 DEVEDORES DIVERSOS 13.094.355,43 D 4.561.717,35 4.592.603,99 13.063.468,79 D

1.1.24.12 TRIBUTOS E CONTRIB.SOCIAIS COMPENSAVEIS 9.903.736,92 D 4.561.717,35 4.592.603,99 9.872.850,28 D1.1.24.12.1010101 COMPENSAVEIS-IRFONTE ANO CORRENTE 166,78 D 0,00 0,00 166,78 D

1.1.24.12.1010103 COMPENSAVEIS-CSL FONTE ANO CORRENTE 138,50 D 0,00 0,00 138,50 D

1.1.24.12.1010104 COMPENSAVEIS-ANTECIP. IRPJ ANO CORRENTE 2.104.311,41 D 0,00 0,00 2.104.311,41 D

1.1.24.12.1010105 COMPENSAVEIS-ANTECIP.CSL ANO CORRENTE 763.762,26 D 0,00 0,00 763.762,26 D

1.1.24.12.1010109 COMPENSAVEIS-ANTECIP.IRPJ ANO ANTERIOR 395.114,60 D 0,00 0,00 395.114,60 D

1.1.24.12.1010110 COMPENSAVEIS-ANTECIP. CSL ANO ANTERIOR 272.280,44 D 0,00 0,00 272.280,44 D

1.1.24.12.1010111 COMPENSAVEIS-CREDITOS PIS ¥ CUMULATIVO 539.016,91 D 756.623,27 767.536,70 528.103,48 D

1.1.24.12.1010112 COMPENSAVEIS-CREDITOS COFINS N CUMULAT. 3.092.710,60 D 3.488.314,90 3.535.320,89 3.045.704,61 D1.1.24.12.1010113 COMPENSAVEIS-CREDITO ICMS INSUMOS 213.534,76 D 0,00 213.358,20 176,56 D

1.1.24.12.1010115 COMPENSAVEIS-OUTROS TRIB. E CONTRIB. 1.220.869,75 D 112.408,52 71.418,95 1.261.859,32 D1.1.24.12.1010118 COMPENSAVEIS-IRF FONTE S/MUTUOS 1.296.861,66 D 126.612,92 0,00 1.423.474,58 D1.1.24.12.1010124 COMPENSAVEIS-IRFONTE PROVISAO 4.969,25 D 6.015,17 4.969,25 6.015,17 D

1.1.24.12.1010128 COMPENSAVEIS-CREDITO DE ICMS ANTECIPADO 0,00 71.742,57 0,00 71.742,57 D1.1.24.14 FORNECEDORES 3.190.618,51 D 0,00 0,00 3.190.618,51 D1.1.24.14.1010103 FORNECEDORES-DIVERSOS 3.190.618,51 D 0,00 0,00 3.190.618,51 D1.1.25.1 OUTROS CREDITOS 103.361,18 D 0,00 0,00 103.361,18 D1.1.25.19 OUTROS 103.361,18 D 0,00 0,00 103.361,18 D1.1.25.19.1010103 OUTROS CREDITOS-PROVISAO DE HEDGE 103.361,18 D 0,00 0,00 103.361,18 D


1.1.27.1 ESTOQUE 1.998.990,75 D 3.819.677,25 1.965.735,40 3.852.932,60 D1.1.27.12 MATERIAL 0,00 3.819.677,25 1.965.735,40 1.853.941,85 D1.1.27.12.1 AMOXARIFADO 0,00 3.819.677,25 1.965.735,40 1.853.941,85 D1.1.27.12.1010103 PECAS ELETRICAS E SUB-ESTACAO 0,00 77.654,80 39.981,52 37.673,28 D

1.1.27.12.1010104 PECAS ELETRONICAS, INSTRUMENTACAO E DC&S 0,00 418.473,15 215.035,97 203.437,18 D1.1.27.12.1010105 PECAS MECANICAS 0,00 3.236.171,88 1.665.777,01 1.570.394,87 D1.1.27.12.1010106 FILTROS 0,00 87.377,42 44.940,90 42.436,52 D1.1.27.14 ADIANTAMENTOS A FORNECEDORES 1.998.990,75 D 0,00 0,00 1.998.990,75 D

1.1.27.14.1010101 ADIANTAMENTOS A FORNECEDOR ESTOQUE 1.998.990,75 D 0,00 0,00 1.998.990,75 D1.1.28.3 FUNDOS VINCULADOS 0,00 759,52 250,17 509,35 D

1.1.28.30.0000002 DEPOSITO VINCULADO BRADESCO TRIANON 0,00 759,52 250,17 509,35 DConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

1.1.3 DESPESAS PAGAS ANTECIPADAMENTE 1.333.774,71 D 33.803,38 210.836,99 1.156.741,10 D1.1.30.1 PAGAMENTOS ANTECIPADOS 1.333.774,71 D 33.803,38 210.836,99 1.156.741,10 D1.1.30.13 PREMIOS DE SEGUROS 1.333.774,71 D 33.803,38 210.836,99 1.156.741,10 D1.1.30.13.1010103 PREMIOS DE SEGUROS-OUTROS 1.333.774,71 D 33.803,38 210.836,99 1.156.741,10 D1.2 ATIVO REALIZAVEL A LONGO PRAZO 86.466.388,32 D 8.844.212,95 8.981.357,36 86.329.243,91 D1.2.1 CREDITOS, VALORES E BENS 86.466.388,32 D 8.844.212,95 8.981.357,36 86.329.243,91 D1.2.14.1 DEVEDORES DIVERSOS 68.576.403,13 D 953.867,22 1.381.661,16 68.148.609,19 D

1.2.14.12 TRIBUTOS E CONTRIB.SOCIAIS COMPENSAVEIS 103.922,38 D 6.681,49 0,00 110.603,87 D1.2.14.12.1010101 COMPENSAVEIS-IRFONTE ANO CORRENTE 103.922,38 D 6.681,49 0,00 110.603,87 D

1.2.14.16 CONTROLADORA, COLIGADA E INTERLIGADA 68.472.480,75 D 947.185,73 1.381.661,16 68.038.005,32 D1.2.14.16.1010127 RELACIONADAS - PARNAIBA II 1.255.048,24 D 0,00 1.255.048,24 0,001.2.14.16.1010152 RELACIONADAS - PARNAIBA IV MUTUO 67.217.432,51 D 947.185,73 126.612,92 68.038.005,32 D1.2.19.9 CREDITOS FISCAIS 17.889.985,19 D 7.890.345,73 7.599.696,20 18.180.634,72 D1.2.19.98 CREDITOS FISCAIS RECUPERAVEIS 17.889.985,19 D 7.890.345,73 7.599.696,20 18.180.634,72 D

1.2.19.98.0 PROVISOES ATIVAS - CREDITOS FISCAIS 17.456.067,67 D 7.456.428,21 7.165.778,68 17.746.717,20 D

1.2.19.98.0010101 PROVISOES ATIVAS - CREDITOS FISCAIS 17.456.067,67 D 7.456.428,21 7.165.778,68 17.746.717,20 D1.2.19.98.2 DIFERENCAS TEMPORARIAS 433.917,52 D 433.917,52 433.917,52 433.917,52 D1.2.19.98.2010101 DIFERENCAS TEMPORARIAS 433.917,52 D 433.917,52 433.917,52 433.917,52 D1.3 ATIVO PERMANENTE 183.846.347,49 D 3.501.352,02 5.812.303,95 181.535.395,56 D1.3.2 ATIVO IMOBILIZADO 183.846.347,49 D 3.501.352,02 5.812.303,95 181.535.395,56 D1.3.20.1 GERACAO 183.846.347,49 D 3.501.352,02 5.812.303,95 181.535.395,56 D1.3.20.11 USINAS 183.846.347,49 D 3.501.352,02 5.812.303,95 181.535.395,56 D1.3.20.11.1 IMOBILIZADO EM SERVICO 175.985.854,97 D 192.159,82 1.148.696,34 175.029.318,45 D

1.3.20.11.104 EDIFICACOES, OBRAS CIVIS E BENFEITORIAS 83.217.541,28 D 37.958,72 542.815,55 82.712.684,45 D

1.3.20.11.1040101 USINAS-IMOB. EM SERV.-EDIF,OB CIV E BENF 83.217.541,28 D 37.958,72 542.815,55 82.712.684,45 D1.3.20.11.105 MAQUINAS E EQUIPAMENTOS 92.768.313,69 D 154.201,10 605.880,79 92.316.634,00 D

1.3.20.11.1050101 USINAS-IMOB.EM SERV.MAQUINAS E EQUIPAM. 92.768.313,69 D 154.201,10 605.880,79 92.316.634,00 D1.3.20.11.5 (-) REINTEGRACAO ACUMULADA 7.148.865,03 C 0,00 537.376,35 7.686.241,38 C

1.3.20.11.504 EDIFICACOES, OBRAS CIVIS E BENFEITORIAS 3.021.011,11 C 0,00 229.489,01 3.250.500,12 C

1.3.20.11.5040101 REINTEGRACAO ACUM.-EDIF,OB CIV E BENF 3.021.011,11 C 0,00 229.489,01 3.250.500,12 C1.3.20.11.505 MAQUINAS E EQUIPAMENTOS 4.127.853,92 C 0,00 307.887,34 4.435.741,26 C

1.3.20.11.5050101 REINTEGRACAO ACUM.-MAQUINAS E EQUIPAMEN. 4.127.853,92 C 0,00 307.887,34 4.435.741,26 C1.3.20.11.9 IMOBILIZADO EM CURSO 15.009.357,55 D 3.309.192,20 4.126.231,26 14.192.318,49 D

1.3.20.11.904 EDIFICACOES, OBRAS CIVIS E BENFEITORIAS 0,00 34.460,36 34.460,36 0,00

1.3.20.11.9040101 USINAS-IMOB.EM CURSO-ED.OBR.CIV.E BENF. 0,00 34.460,36 34.460,36 0,001.3.20.11.905 MAQUINAS E EQUIPAMENTOS 5.493.845,17 D 126.546,29 126.546,29 5.493.845,17 D


1.3.20.11.9050101 USINAS-IMOB.EM CURSO-MAQ.E EQUIP. 0,00 126.546,29 126.546,29 0,00

1.3.20.11.9050103 USINAS IMOB. EM CURSO MAQ/EQUIP-RESERVA 5.493.845,17 D 0,00 0,00 5.493.845,17 D1.3.20.11.919 A RATEAR 0,00 33.347,81 33.347,81 0,001.3.20.11.9190101 USINAS-IMOB.EM CURSO-A RATEAR 3.632.435,09 D 31.052,16 23.648,99 3.639.838,26 D

1.3.20.11.9190103 USINAS-IMOB.EM CURSO- VAR.CAMBIAL NEGATI 21.932,80 D 2.295,65 2.295,65 21.932,80 D

1.3.20.11.9190104 USINAS-IMOB.EM CURSO- VAR.CAMBIAL POSITI 2.058,40 C 0,00 0,00 2.058,40 C

1.3.20.11.9190105 USINAS-IMOB.EM CURSO- MEIO AMBIENTE 1.646.633,06 D 0,00 0,00 1.646.633,06 D

1.3.20.11.9190111 USINAS-IMOB. EM CURSO-PESSOAL, ENCARGOS 5.337.696,05 D 0,00 0,00 5.337.696,05 D

1.3.20.11.9199999 USINAS-RECLASS A RATEAR P/IMOB EM SERV 10.636.638,60 C 0,00 7.403,17 10.644.041,77 C1.3.20.11.991 ESTUDOS E PROJETOS 0,00 406,00 406,00 0,00

1.3.20.11.9910101 USINAS-IMOB EM CURSO-ESTUDOS DE PROJETOS 52.000,00 D 406,00 406,00 52.000,00 D

1.3.20.11.9919999 USINAS-RECLASS EST E PROJ P/IMOB EM SERV 52.000,00 C 0,00 0,00 52.000,00 CConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

1.3.20.11.995 COMPRAS EM ANDAMENTO 9.515.512,38 D 1.965.735,40 2.782.774,46 8.698.473,32 D

1.3.20.11.9950101 USINAS-IMOB EM CURSO-COMPRA EM ANDAMENTO 9.515.512,38 D 1.965.735,40 2.782.774,46 8.698.473,32 D1.3.20.11.997 ADIANTAMENTO A FORNECEDORES 0,00 1.148.696,34 1.148.696,34 0,00

1.3.20.11.9970101 USINAS-IMOB EM CURSO-ADIANT.A FORNECED. 40.885.113,07 D 0,00 880.049,07 40.005.064,00 D

1.3.20.11.9970124 USINAS -IMOB EM CURSO - DURO FELGUERA BR 48.123.261,64 D 0,00 0,00 48.123.261,64 D

1.3.20.11.9970127 USINAS-IMOB EM CURSO GENERAL ELECTRIC 62.878.027,00 D 0,00 268.647,27 62.609.379,73 D

1.3.20.11.9979999 (-) USINAS RECLAS IMOB EM CURSO P/ SERV 151.886.401,71 C 1.148.696,34 0,00 150.737.705,37 CConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

2 PASSIVO 333.158.778,95 C 49.510.538,25 65.699.392,43 349.347.633,13 C2.1 PASSIVO CIRCULANTE 155.343.186,06 C 15.663.131,72 24.426.239,87 164.106.294,21 C2.1.1 OBRIGACOES 155.343.186,06 C 15.663.131,72 24.426.239,87 164.106.294,21 C2.1.10.1 FORNECEDORES 27.030.517,65 C 10.549.871,02 17.235.439,19 33.716.085,82 C2.1.10.13 MATERIAIS E SERVICOS 15.042.103,45 C 10.471.784,53 11.738.612,87 16.308.931,79 C

2.1.10.13.1010101 MATERIAIS E SERVICOS-MOEDA NACIONAL 1.893.213,16 C 3.048.628,72 1.883.871,83 728.456,27 C

2.1.10.13.1010102 MATERIAIS E SERVICOS-MOEDA ESTRANGEIRA 5.151.321,98 C 0,00 0,00 5.151.321,98 C2.1.10.13.1010103 MATERIAIS E SERVICOS-PROVISOES 7.997.568,31 C 7.423.155,81 9.854.741,04 10.429.153,54 C2.1.10.14 COMPRA DE ENERGIA ELETRICA 11.988.414,20 C 78.086,49 5.496.826,32 17.407.154,03 C

2.1.10.14.1010102 COMPRA DE ENERGIA ELETRICA-DIVERSOS 11.988.414,20 C 78.086,49 5.496.826,32 17.407.154,03 C2.1.12.1 ENCARGOS DE DIVIDAS 63.673,07 D 0,00 1.632.060,80 1.568.387,73 C2.1.12.11 MOEDA NACIONAL 63.673,07 D 0,00 1.632.060,80 1.568.387,73 C

2.1.12.11.1010104 ENCARGOS DIVIDA- CUSTO CAPTACAO EMPREST 320.574,74 D 0,00 171.106,28 149.468,46 D2.1.12.11.1010107 MOEDA NACIONAL-JUROS BRADESCO 256.901,67 C 0,00 1.460.954,52 1.717.856,19 C2.1.13.1 TRIBUTOS E CONTRIBUICOES SOCIAIS 538.839,63 C 4.780.604,09 4.679.440,42 437.675,96 C2.1.13.11 IMPOSTOS 469.251,54 C 341.991,85 256.617,29 383.876,98 C2.1.13.11.1010102 IMPOSTOS - IRRF FONTE TERCEIROS 6.171,79 C 6.140,92 2.878,24 2.909,11 C2.1.13.11.1010103 IMPOSTOS - IOF SOBRE MUTUO 243.890,36 C 0,00 129.225,54 373.115,90 C2.1.13.11.1010105 IMPOSTOS - ICMS 213.358,20 C 333.310,90 119.952,70 0,002.1.13.11.1010109 IMPOSTOS - ISSFONTE TERCEIROS 5.831,19 C 2.540,03 4.560,81 7.851,97 C2.1.13.14 CONTRIBUICOES SOCIAIS 69.588,09 C 4.438.612,24 4.422.823,13 53.798,98 C2.1.13.14.1010101 CONTRIBUICOES SOCIAIS - PIS 0,00 784.610,16 784.610,16 0,002.1.13.14.1010106 CONTRIBUICOES SOCIAIS - COFINS 0,00 3.613.962,31 3.613.962,31 0,002.1.13.14.1010111 CONTRIBUICOES SOCIAIS - INSS 11% 2.231,49 C 4.650,07 3.428,54 1.009,96 C


2.1.13.14.1010113 CONTRIBUICOES SOCIAIS - CSL FONTE TERC. 1.258,88 C 806,69 344,60 796,79 C

2.1.13.14.1010114 CONTRIBUICOES SOC.PIS/COFINS/CSL (4,65%) 66.097,72 C 34.583,01 20.477,52 51.992,23 C2.1.16.1 EMPRESTIMOS E FINANCIAMENTOS 120.000.000,00 C 0,00 0,00 120.000.000,00 C2.1.16.11 MOEDA NACIONAL 120.000.000,00 C 0,00 0,00 120.000.000,00 C2.1.16.11.1010107 MOEDA NACIONAL-BRADESCO 120.000.000,00 C 0,00 0,00 120.000.000,00 C2.1.17.1 CREDORES DIVERSOS 6.562.077,39 C 249.589,67 609.895,74 6.922.383,46 C2.1.17.11 CONSUMIDORES 1.692.922,40 C 228.954,77 609.895,74 2.073.863,37 C2.1.17.11.1010101 CREDORES DIVERSOS-CONSUMIDORES 1.692.922,40 C 228.954,77 609.895,74 2.073.863,37 C

2.1.17.13 CONCESS.PERMISSIONARIAS DE ENERGIA ELETR 4.869.154,99 C 20.634,90 0,00 4.848.520,09 C2.1.17.13.1010101 CONCESSIONARIA-MDA NAC CLIENTES 4.869.154,99 C 20.634,90 0,00 4.848.520,09 C2.1.19.1 OUTRAS OBRIGACOES 1.275.424,46 C 83.066,94 269.403,72 1.461.761,24 C2.1.19.17 PESQUISA & DESENVOLVIMENTO 1.275.424,46 C 83.066,94 269.403,72 1.461.761,24 C2.1.19.17.1 F.N.D.C.T 115.248,15 C 52.890,87 104.006,25 166.363,53 C2.1.19.17.1010101 PESQ E DESENVOLV - F.N.D.C.T. 115.248,15 C 52.890,87 104.006,25 166.363,53 C2.1.19.17.2 M.M.E. 57.624,08 C 26.445,44 52.003,12 83.181,76 C2.1.19.17.2010101 PESQ E DESENVOLV - M.M.E. 57.624,08 C 26.445,44 52.003,12 83.181,76 C2.1.19.17.3 INSTITUICOES DE PESQUISAS 1.102.552,23 C 3.730,63 113.394,35 1.212.215,95 C

2.1.19.17.3010101 PESQ DESENV-RECURSOS EM PODER DA EMPRESA 1.102.552,23 C 3.730,63 113.394,35 1.212.215,95 C2.2 PASSIVO EXIGIVEL A LONGO PRAZO 30.575.141,02 C 33.847.406,53 41.273.152,56 38.000.887,05 C2.2.1 OBRIGACOES 30.575.141,02 C 33.847.406,53 41.273.152,56 38.000.887,05 C2.2.17.1 CREDORES DIVERSOS 26.695.994,49 C 30.437.320,32 38.492.139,44 34.750.813,61 C

2.2.17.16 COLIGADAS E CONTROLADAS OU CONTROLADORAS 26.695.994,49 C 30.437.320,32 38.492.139,44 34.750.813,61 C2.2.17.16.1010106 PARTES RELACION-ENEVA S.A 306.937,87 C 22.087,80 79.806,56 364.656,63 C

2.2.17.16.1010114 PARTES RELACIONADAS- PETRA ENERGIA 8.187.562,29 C 9.314.493,47 11.717.985,51 10.591.054,33 C2.2.17.16.1010130 RELACIONADAS - MPX E.ON (JV) 729.651,22 C 44.840,76 30.303,09 715.113,55 C

2.2.17.16.1010132 PARTES RELACIONADAS - DD BRAZIL (EON) 332.753,36 C 0,00 0,00 332.753,36 CConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

2.2.17.16.1010135 PARTES RELACIONADAS - OGX MARANHAO 17.139.089,75 C 21.055.898,29 26.664.044,28 22.747.235,74 C2.2.19.9 PROVISOES PASSIVAS 3.879.146,53 C 3.410.086,21 2.781.013,12 3.250.073,44 C

2.2.19.98 PROVISAO PARA CONTINGENCIAS FISCAIS 3.879.146,53 C 3.410.086,21 2.781.013,12 3.250.073,44 C2.2.19.98.1010101 PASSIVO DIFERIDO - IRPJ 2.852.313,62 C 2.507.416,33 2.044.862,59 2.389.759,88 C2.2.19.98.1010102 PASSIVO DIFERIDO - CSLL 1.026.832,91 C 902.669,88 736.150,53 860.313,56 C2.4 PATRIMONIO LIQUIDO 147.240.451,87 C 0,00 0,00 147.240.451,87 C2.4.1 CAPITAL SOCIAL 160.270.780,63 C 0,00 0,00 160.270.780,63 C2.4.10.1 CAPITAL SUBSCRITO 160.270.780,63 C 0,00 0,00 160.270.780,63 C2.4.10.11.1010101 CAPITAL SUBSCRITO-ORDINARIO 160.270.780,63 C 0,00 0,00 160.270.780,63 C

2.4.5 RECURSOS DESTINADOS A AUMENTO DE CAPITAL 7.200.000,00 C 0,00 0,00 7.200.000,00 C2.4.50.1 ADIANTAMENTOS 7.200.000,00 C 0,00 0,00 7.200.000,00 C

2.4.50.11.1010101 ADIANTAMENT.P/FUTURO AUMENTO DE CAPITAL 7.200.000,00 C 0,00 0,00 7.200.000,00 C2.4.8 LUCROS OU PREJUIZOS ACUMULADOS 20.230.328,76 D 0,00 0,00 20.230.328,76 D2.4.85.1 (-) PREJUIZOS ACUMULADOS 20.230.328,76 D 0,00 0,00 20.230.328,76 D2.4.85.11.1010101 (-) PREJUIZOS ACUMULADOS 20.230.328,76 D 0,00 0,00 20.230.328,76 DConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

6 RESULTADO EXERCICIO ANTES DA CSL E IRPJ 12.567.621,53 D 83.488.224,64 80.783.158,14 15.272.688,03 D6.1 RESULTADO OPERACIONAL 320.251,42 D 74.843.102,11 78.588.041,90 3.424.688,37 C6.1.1 RECEITA LIQUIDA 219.221.091,58 C 23.954.059,41 49.594.019,87 244.861.052,04 C6.1.10.1 GERACAO 208.779.940,05 C 21.985.305,52 47.986.867,88 234.781.502,41 C6.1.10.11 USINAS 232.336.082,55 C 17.435.688,72 46.374.066,67 261.274.460,50 C

6.1.10.11.1 RECEITA DE OPERACOES COM ENERGIA ELETRIC 232.336.082,55 C 17.435.688,72 46.374.066,67 261.274.460,50 C6.1.10.11.102 SUPRIMENTO 232.336.082,55 C 17.435.688,72 46.374.066,67 261.274.460,50 C


6.1.10.11.1020101 ENER ELET-SUPRIMENTO OP.INTERNA 1.510.372,15 C 0,00 141.907,97 1.652.280,12 C

6.1.10.11.1020102 ENER ELET-SUPRIMENTO OP.INTERESTADUAIS 90.245.917,72 C 8.563.896,39 17.166.018,18 98.848.039,51 C

6.1.10.11.1020110 ENER ELET SUPRIM OP. INTERNA - VARIAVEL 2.440.835,39 C 0,00 147.252,80 2.588.088,19 C

6.1.10.11.1020111 ENER ELET SUPRIM OP. INTEREST- VARIAVEL 138.138.957,29 C 8.871.792,33 28.918.887,72 158.186.052,68 C6.1.10.16 (-) TRIB E CONTRIB.S/ RECEITA 21.491.087,75 D 4.289.601,18 1.612.801,21 24.167.887,72 D6.1.10.16.1 USINAS 21.491.087,75 D 4.289.601,18 1.612.801,21 24.167.887,72 D6.1.10.16.121 FEDERAIS 21.491.087,75 D 4.289.601,18 1.612.801,21 24.167.887,72 D

6.1.10.16.1210101 TRIB E CONTRIB REC-FEDERAIS-COFINS 17.657.542,24 D 3.524.429,14 1.325.112,34 19.856.859,04 D6.1.10.16.1210102 TRIB E CONTRIB REC-FEDERAIS-PIS 3.833.545,51 D 765.172,04 287.688,87 4.311.028,68 D6.1.10.17 (-) ENCARGOS DO CONSUMIDOR 2.065.054,75 D 260.015,62 0,00 2.325.070,37 D6.1.10.17.1 USINAS 2.065.054,75 D 260.015,62 0,00 2.325.070,37 D6.1.10.17.135 ENC DO CONSUMIDOR-USINA-P&D 2.065.054,75 D 260.015,62 0,00 2.325.070,37 D6.1.10.17.1350101 ENC DO CONSUMIDOR-USINAS-P&D 2.065.054,75 D 260.015,62 0,00 2.325.070,37 D6.1.10.5 COMERCIALIZACAO 10.441.151,53 C 1.968.753,89 1.607.151,99 10.079.549,63 C

6.1.10.51 COMERCIALIZACAO DE ENERGIA ELETRICA 11.767.320,89 C 1.811.577,58 1.178.012,74 11.133.756,05 C

6.1.10.51.1 RECEITA DE OPERACOES COM ENERGIA ELETRIC 10.077.546,52 C 272.940,33 894.423,73 10.699.029,92 C6.1.10.51.102 SUPRIMENTO 10.077.546,52 C 272.940,33 894.423,73 10.699.029,92 C6.1.10.51.1020108 ENERGIA ELETRICA OUTROS 564.544,91 C 0,00 0,00 564.544,91 C6.1.10.51.1020110 ENERGIA ELETRICA - CCEE 9.513.001,61 C 272.940,33 894.423,73 10.134.485,01 C6.1.10.51.9 OUTRAS RECEITAS E RENDAS 1.689.774,37 C 1.538.637,25 283.589,01 434.726,13 C

6.1.10.51.9110106 OUTRAS REC REND -PARTES RELAC.ITAQUI 291.587,84 C 0,00 0,00 291.587,84 C

6.1.10.51.9110107 OUTRAS REC REND-PARTES RELAC.PARNAIBA II 1.398.186,53 C 1.538.637,25 283.589,01 143.138,29 C6.1.10.56 (-) TRIB E CONTRIB.S/ RECEITA 1.326.169,36 D 157.176,31 429.139,25 1.054.206,42 D

6.1.10.56.1 COMERCIALIZACAO DE ENERGIA ELETRICA 1.326.169,36 D 157.176,31 429.139,25 1.054.206,42 D6.1.10.56.121 FEDERAIS 1.088.477,65 D 108.966,18 167.570,92 1.029.872,91 D

6.1.10.56.1210101 TRIB E CONTRIB REC-FEDERAIS-COFINS 894.316,66 D 89.528,97 137.679,89 846.165,74 D6.1.10.56.1210102 TRIB E CONTRIB REC-FEDERAIS-PIS 194.160,99 D 19.437,21 29.891,03 183.707,17 D6.1.10.56.122 ESTADUAIS 237.691,71 D 48.210,13 261.568,33 24.333,51 D6.1.10.56.1220101 TRIB E CONTRIB REC-ICMS 237.691,71 D 48.210,13 261.568,33 24.333,51 D6.1.5 (-) GASTOS OPERACIONAIS 219.541.343,00 D 50.889.042,70 28.994.022,03 241.436.363,67 D6.1.50.1 GERACAO 215.289.327,75 D 50.467.436,57 28.972.646,77 236.784.117,55 D6.1.50.11 USINAS 215.289.327,75 D 50.467.436,57 28.972.646,77 236.784.117,55 D6.1.50.11.1 CUSTO DE OPERACAO 174.966.331,99 D 50.435.805,39 28.972.646,77 196.429.490,61 D6.1.50.11.101 PESSOAL 5.253,00 D 1.131,80 0,00 6.384,80 D

6.1.50.11.1010126 PESSOAL- ASSIST MEDICA OCUPACIONAL 5.253,00 D 1.131,80 0,00 6.384,80 D6.1.50.11.111 MATERIAL 20.246,00 D 0,00 0,00 20.246,00 D6.1.50.11.1110101 MAT. CUSTO OPER.-COMBUSTIVEL 4.130,00 D 0,00 0,00 4.130,00 D6.1.50.11.1119999 MATERIAL -CUSTO OPER.-OUTROS 16.116,00 D 0,00 0,00 16.116,00 D

6.1.50.11.112 MAT.-PRIMA INSUMOS P/ PROD.ENERGIA 63.636.978,08 D 25.499.550,36 18.415.336,92 70.721.191,52 D6.1.50.11.1120109 MAT PRIMA INSUMO-GAS NATURAL 63.636.978,08 D 25.499.550,36 18.415.336,92 70.721.191,52 D6.1.50.11.121 SERVICO DE TERCEIROS 5.948.800,67 D 1.529.463,76 400.124,34 7.078.140,09 DConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

6.1.50.11.1210105 ST -CONSULT. OUTROS 8.555,25 D 1.796,43 0,00 10.351,68 D6.1.50.11.1210109 ST -SUPORTE DE INFORMATICA 27.911,43 D 5.402,83 2.340,63 30.973,63 D6.1.50.11.1210111 ST -TRANSPORTE OUTROS 24.148,02 D 0,00 0,00 24.148,02 D6.1.50.11.1210115 ST -DESP EM VIAGENS 5.454,82 D 0,00 0,00 5.454,82 D6.1.50.11.1210116 ST -VIGILANCIA E SEGURANCA 20.485,23 D 3.242,04 1.600,00 22.127,27 D6.1.50.11.1210121 ST -REP E CONS MAQ.E EQUIP. 1.166.860,66 D 538.810,46 0,00 1.705.671,12 D6.1.50.11.1210124 ST -CORREIOS E TELEGRAFOS 80,80 D 0,00 0,00 80,80 D6.1.50.11.1210127 ST -TRANSP. PESSOAL (TAXI/ONIBUS) 257,00 D 0,00 0,00 257,00 D6.1.50.11.1210133 ST- CONSULTORIA TECNICA 50.192,10 D 9.497,65 6.582,04 53.107,71 D


6.1.50.11.1210155 ST-SERV MANUT LIMPEZA IND 12.873,65 D 1.134,15 0,00 14.007,80 D6.1.50.11.1210160 ST-OPER E MANUT-PO&M 4.613.265,04 D 961.992,82 383.706,91 5.191.550,95 D6.1.50.11.1210161 ST- RETIRADA DE RESIDUO 971,26 D 0,00 0,00 971,26 D6.1.50.11.1210163 ST-SERVICO COMPARTILHADO ENEVA 14.692,11 D 2.063,60 1.214,76 15.540,95 D6.1.50.11.1219999 ST -OUTROS 3.053,30 D 5.523,78 4.680,00 3.897,08 D6.1.50.11.142 ENCARGOS DE USO DA REDE 7.865.416,94 D 1.881.335,95 1.041.768,63 8.704.984,26 D6.1.50.11.1420101 ENCARGOS DE USO DA REDE-TUST 7.853.877,13 D 1.815.680,98 977.176,46 8.692.381,65 D6.1.50.11.1420102 ENCARGOS DE USO DE REDE - CUST 0,00 64.592,17 64.592,17 0,006.1.50.11.1420103 ENCARGOS DE CONEXAO DE REDE - CCT 11.539,81 D 1.062,80 0,00 12.602,61 D6.1.50.11.153 DEPRECIACAO 5.838.971,45 D 537.376,35 0,00 6.376.347,80 D6.1.50.11.1530101 DEPREC. -EDIF,OBRAS CIVIS E BENF 2.472.166,95 D 229.489,01 0,00 2.701.655,96 D

6.1.50.11.1530102 DEPREC. -MAQUINAS E EQUIPAMAMENTOS 3.366.804,50 D 307.887,34 0,00 3.674.691,84 D6.1.50.11.191 ARRENDAMENTOS E ALUGUEIS 88.480.714,08 D 20.768.310,94 9.115.416,88 100.133.608,14 D6.1.50.11.1910104 ARREND E ALUGUEIS-EQUIP. PESADOS 88.480.714,08 D 20.768.310,94 9.115.416,88 100.133.608,14 D6.1.50.11.192 SEGUROS 3.009.292,48 D 210.836,99 0,00 3.220.129,47 D6.1.50.11.1920102 SEGUROS-INSTALACOES 3.009.292,48 D 210.836,99 0,00 3.220.129,47 D6.1.50.11.193 TRIBUTOS 8.000,62 D 0,00 0,00 8.000,62 D6.1.50.11.1930107 TRIBUTOS- MULTAS FISCAIS 8.000,62 D 0,00 0,00 8.000,62 D6.1.50.11.199 OUTROS 152.658,67 D 7.799,24 0,00 160.457,91 D6.1.50.11.1990102 OUTROS-DIVERSOS 26.048,80 D 0,00 0,00 26.048,80 D6.1.50.11.1990110 OUTROS-DESP COM VEICULOS 227,00 D 0,00 0,00 227,00 D6.1.50.11.1990111 OUTROS-LANCHES E REFEICOES 390,41 D 0,00 0,00 390,41 D6.1.50.11.1990125 OUTROS - TAXA ONS 125.992,46 D 7.799,24 0,00 133.791,70 D

6.1.50.11.5 USINAS-OPERACOES COM ENERGIA ELETRICA 39.374.083,38 D 0,00 0,00 39.374.083,38 D

6.1.50.11.501 USINAS-OPERACOES COM ENERGIA ELETRICA 39.374.083,38 D 0,00 0,00 39.374.083,38 D6.1.50.11.5010101 OUTROS-RESSARC. 39.374.083,38 D 0,00 0,00 39.374.083,38 D6.1.50.11.9 OUTRAS DESPESAS 948.912,38 D 31.631,18 0,00 980.543,56 D6.1.50.11.938 TAXA DE FISCALIZACAO 325.249,41 D 31.631,18 0,00 356.880,59 D6.1.50.11.9380103 TAXA DE FISCALIZACAO ANEEL 325.249,41 D 31.631,18 0,00 356.880,59 D6.1.50.11.939 PENALIDADE-CCEE 623.662,97 D 0,00 0,00 623.662,97 D6.1.50.11.9390101 PENALIDADE CCEE 623.662,97 D 0,00 0,00 623.662,97 D6.1.50.4 ADMINISTRACAO 1.687.630,98 D 366.382,97 20.873,33 2.033.140,62 D6.1.50.41 ADMINISTRACAO CENTRAL 1.687.630,98 D 366.382,97 20.873,33 2.033.140,62 D6.1.50.41.1 DESPESAS DE ADMINISTRACAO CENTRAL 1.683.402,07 D 366.382,97 20.873,33 2.028.911,71 D6.1.50.41.111 MATERIAL 5.499,17 D 0,00 0,00 5.499,17 D6.1.50.41.1110106 MAT. CONS.-MAT.EXPEDIENTE 5.196,30 D 0,00 0,00 5.196,30 D6.1.50.41.1110109 MAT. CONS.-MAT.INFORMATICA 264,50 D 0,00 0,00 264,50 D6.1.50.41.1110112 MAT. CONS.-MAT. LIMPEZA 38,37 D 0,00 0,00 38,37 D6.1.50.41.121 SERVICO DE TERCEIROS 1.502.900,90 D 184.362,73 20.873,33 1.666.390,30 D6.1.50.41.1210104 ST -CONSULTORIA JURIDICA 1.092.288,02 D 102.916,62 0,00 1.195.204,64 D6.1.50.41.1210105 ST -CONSULTORIA OUTROS 0,00 208,62 0,00 208,62 D6.1.50.41.1210106 ST -AUDITORIA 34.483,00 D 0,00 0,00 34.483,00 D

6.1.50.41.1210111 ST -SERVICO TERC-TRANSPORTE OUTROS 23.047,14 D 0,00 0,00 23.047,14 D6.1.50.41.1210114 ST -SERVICO TERC-TELEFONE 1.067,74 D 0,00 0,00 1.067,74 D

6.1.50.41.1210115 ST -SERVICO TERC-DESLOC EM VIAGENS 22.391,15 D 0,00 0,00 22.391,15 D6.1.50.41.1210117 ST -SERVICO TERC-COMUNICACOES 3.683,00 D 368,30 0,29 4.051,01 D

6.1.50.41.1210124 ST -SERVICO TERC-CORREIOS E TELEGRAFOS 3.692,52 D 0,00 0,00 3.692,52 D6.1.50.41.1210127 ST -TRANSP. PESSOAL (TAXI/ONIBUS) 16.429,55 D 2.093,80 0,00 18.523,35 D6.1.50.41.1210129 ST -REPAR E CONS EDIFICIOS 6.950,03 D 858,43 0,00 7.808,46 DConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

6.1.50.41.1210131 ST-SERVICO DE TERC-REPOGRAFIA 2.400,00 D 0,00 0,00 2.400,00 D6.1.50.41.1210144 ST -CONSULT. CONT/FISCAL 36.539,18 D 0,00 0,00 36.539,18 D6.1.50.41.1210145 ST -CONSULT. FINANC. 11.068,06 D 0,00 0,00 11.068,06 D6.1.50.41.1210150 ST-SERVICO COMPARTILHADO ENEVA 241.421,59 D 77.742,96 20.873,04 298.291,51 D6.1.50.41.1219999 ST -OUTROS 7.439,92 D 174,00 0,00 7.613,92 D6.1.50.41.193 TRIBUTOS 47.198,60 D 0,00 0,00 47.198,60 D6.1.50.41.1930403 TRIBUTOS-IMPOSTOS-OUTROS 47.198,60 D 0,00 0,00 47.198,60 D


6.1.50.41.199 OUTROS 127.803,40 D 182.020,24 0,00 309.823,64 D6.1.50.41.1990102 OUTROS-DIVERSOS 892,89 D 0,00 0,00 892,89 D6.1.50.41.1990104 OUTROS-DESPESAS LEGAIS 28.258,48 D 175.500,00 0,00 203.758,48 D6.1.50.41.1990106 OUTROS-PUBLICIDADE E PROPAGANDA 32.822,00 D 0,00 0,00 32.822,00 D6.1.50.41.1990108 OUTROS-ASSINAT E PUBLICACOES 11.054,00 D 0,00 0,00 11.054,00 D6.1.50.41.1990110 OUTROS-DESP COM VEICULOS 477,50 D 0,00 0,00 477,50 D6.1.50.41.1990111 OUTROS-LANCHES E REFEICOES 54.298,53 D 6.520,24 0,00 60.818,77 D6.1.50.41.9 OUTRAS DESPESAS 4.228,91 D 0,00 0,00 4.228,91 D

6.1.50.41.994 DOACOES, CONTRIBUICOES E SUBVENCOES 4.228,91 D 0,00 0,00 4.228,91 D

6.1.50.41.9940102 DOACOES,CONTRIBUICOES-ENTIDADES DE CLASS 4.228,91 D 0,00 0,00 4.228,91 D6.1.50.5 COMERCIALIZACAO 2.564.384,27 D 55.223,16 501,93 2.619.105,50 D

6.1.50.51 COMERCIALIZACAO DE ENERGIA ELETRICA 2.564.384,27 D 55.223,16 501,93 2.619.105,50 D

6.1.50.51.1 COMERC.ENERGIA ELETRICA CUSTO OPERACAO 0,00 49.796,81 0,00 49.796,81 D6.1.50.51.193 TRIBUTOS 0,00 49.796,81 0,00 49.796,81 D6.1.50.51.1930503 TRIBUTOS-IMPOSTOS-OUTROS 0,00 49.796,81 0,00 49.796,81 D

6.1.50.51.5 COMERC.ENERGIA ELETRICA OPERAC.ENERGIA E 2.564.384,27 D 5.426,35 501,93 2.569.308,69 D

6.1.50.51.540 COMERC.ENER.ELETRICA - COMPRA P/REVEN-CP 140.739,11 D 5.426,35 501,93 145.663,53 D

6.1.50.51.5400001 COMERC.ENER.ELETR-COMPRA /REVEN CCEE -CP 140.739,11 D 5.426,35 501,93 145.663,53 D

6.1.50.51.541 COMERC.ENER.ELETRICA - COMPRA P/REVENDA 2.423.645,16 D 0,00 0,00 2.423.645,16 D

6.1.50.51.5410001 COMERC.ENER.ELETRICA-COMPRA P/REVENDA 167.649,91 D 0,00 0,00 167.649,91 D

6.1.50.51.5410012 COM ENER ELETRICA - MPX COM. DE ENERGIA 2.255.995,25 D 0,00 0,00 2.255.995,25 D6.3 RESULTADO OPERACIONAL FINANCEIRO 9.176.854,71 D 2.920.952,41 1.437.838,25 10.659.968,87 D6.3.1 RECEITA FINANCEIRA 8.717.881,54 C 1.134.395,34 1.437.192,96 9.020.679,16 C6.3.10.1 GERACAO 25.909,77 C 0,00 0,00 25.909,77 C6.3.10.14 ADMINISTRACAO CENTRAL 25.909,77 C 0,00 0,00 25.909,77 C6.3.10.14.9 OUTRAS RECEITAS FINANCEIRAS 25.909,77 C 0,00 0,00 25.909,77 C6.3.10.14.9010102 REC FINANC-JUROS E MULTA CLIENTES 25.909,77 C 0,00 0,00 25.909,77 C6.3.10.4 ADMINISTRACAO 8.691.971,77 C 1.134.395,34 1.437.192,96 8.994.769,39 C6.3.10.41 ADMINISTRACAO CENTRAL 8.691.971,77 C 1.134.395,34 1.437.192,96 8.994.769,39 C6.3.10.41.1 RENDAS 8.113.356,83 C 0,00 865.213,13 8.978.569,96 C6.3.10.41.1010102 APLICACOES FINANCEIRAS 1.629.048,53 C 0,00 47.252,94 1.676.301,47 C6.3.10.41.1010103 PARTES RELACIONADAS / JUROS MUTUO 6.484.308,30 C 0,00 817.960,19 7.302.268,49 C6.3.10.41.3 VARIACOES MONETARIAS 214,09 C 0,00 0,00 214,09 C6.3.10.41.3010101 VAR MONET-DIF. DE CAMBIO POSITIVA 214,09 C 0,00 0,00 214,09 C6.3.10.41.9 OUTRAS RECEITAS FINANCEIRAS 578.400,85 C 1.134.395,34 571.979,83 15.985,34 C

6.3.10.41.9010101 OUTRAS RECEITAS FINANCEIRAS-OUTROS 630.233,52 C 1.134.395,34 571.979,83 67.818,01 C6.3.10.41.9010107 OUTRAS REC FINANC-SWAP/HEDGE 1.276.227,99 D 0,00 0,00 1.276.227,99 D

6.3.10.41.9010110 OUTRAS REC FINANC - HEDGE LIQUIDACAO 1.224.395,32 C 0,00 0,00 1.224.395,32 C6.3.5 (-) DESPESA FINANCEIRA 17.894.736,25 D 1.786.557,07 645,29 19.680.648,03 D6.3.50.1 GERACAO 81.175,08 D 2.295,65 0,00 83.470,73 D6.3.50.14 ADMINISTRACAO CENTRAL 81.175,08 D 2.295,65 0,00 83.470,73 D6.3.50.14.3 VARIACOES MONETARIAS 81.175,08 D 2.295,65 0,00 83.470,73 D6.3.50.14.3010101 VAR MONET-DIF CAMBIO NEGATIVA 81.175,08 D 2.295,65 0,00 83.470,73 DConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

6.3.50.4 ADMINISTRACAO 17.813.561,17 D 1.784.261,42 645,29 19.597.177,30 D6.3.50.41 ADMINISTRACAO CENTRAL 17.813.561,17 D 1.784.261,42 645,29 19.597.177,30 D6.3.50.41.1 ENCARGOS DE DIVIDAS 15.730.880,34 D 1.632.060,80 0,00 17.362.941,14 D6.3.50.41.1010102 ENCARGOS DE DIVIDAS-MDA NACIONAL 14.391.244,78 D 1.460.954,52 0,00 15.852.199,30 D

6.3.50.41.1010104 AMORT. CUSTO DE CAPTACAO-MDA NACIONAL 1.339.635,56 D 171.106,28 0,00 1.510.741,84 D6.3.50.41.9 OUTRAS DESPESAS FINANCEIRAS 2.082.680,83 D 152.200,62 645,29 2.234.236,16 D


6.3.50.41.9010101 OUTRAS DESP FINANC-COMIS E DESP C.CORREN 172.348,37 D 0,00 0,00 172.348,37 D6.3.50.41.9010102 OUTRAS DESP FINANC-MULTAS 575.556,72 D 116.105,33 0,00 691.662,05 D6.3.50.41.9010105 OUTRAS DESP FINANC-IOF E IOC 431.489,34 D 14.858,03 0,00 446.347,37 D6.3.50.41.9010106 OUTRAS DESP FINANC-TARIFAS BANC 136.059,50 D 11.339,16 22,05 147.376,61 D6.3.50.41.9010110 OUTRAS DESP FINANC- P&D 53.634,74 D 9.388,10 623,24 62.399,60 D6.3.50.41.9010113 OUTRAS DESP FINANC- JUROS 686.079,15 D 0,00 0,00 686.079,15 D6.3.50.41.9999999 OUTRAS DESP FINANC-OUTRAS 27.513,01 D 510,00 0,00 28.023,01 D6.7 OUTROS RESULTADOS OPERACIONAIS 3.070.515,40 D 5.724.170,12 757.277,99 8.037.407,53 D6.7.1 OUTRAS RECEITAS OPERACIONAIS 0,00 283.951,14 228.954,77 54.996,37 D6.7.10.1 GERACAO 0,00 283.951,14 228.954,77 54.996,37 D6.7.10.11 USINAS 0,00 283.951,14 228.954,77 54.996,37 D6.7.10.11.9 OUTRAS RECEITAS 0,00 283.951,14 228.954,77 54.996,37 D6.7.10.11.9010101 GERACAO-USINAS-OUTRAS RECEITAS 0,00 283.951,14 228.954,77 54.996,37 D6.7.5 (-) OUTRAS DESPESAS OPERACIONAIS 3.070.515,40 D 5.440.218,98 528.323,22 7.982.411,16 D6.7.50.4 ADMINISTRACAO 3.070.515,40 D 5.440.218,98 528.323,22 7.982.411,16 D6.7.50.41 ADMINISTRACAO CENTRAL 3.070.515,40 D 5.440.218,98 528.323,22 7.982.411,16 D6.7.50.41.9 OUTRAS DESPESAS 3.070.515,40 D 5.440.218,98 528.323,22 7.982.411,16 D6.7.50.41.9010114 EXTRAORD - DOACOES INDEDUTIVEIS 245.239,20 D 0,00 0,00 245.239,20 D6.7.50.41.9019999 EXTRAORD. - OUTRAS 2.825.276,20 D 5.440.218,98 528.323,22 7.737.171,96 DConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

7 LUCRO OU PREJUIZO LIQUIDO DO EXERCICIO 4.189.609,99 C 10.380.709,32 11.300.431,94 5.109.332,61 C7.1 RESULTADO DO EXERCICIO 4.189.609,99 C 10.380.709,32 11.300.431,94 5.109.332,61 C7.1.0 RESULTADO DO EXERCICIO 4.189.609,99 C 10.380.709,32 11.300.431,94 5.109.332,61 C7.1.00.1 GERACAO 4.189.609,99 C 10.380.709,32 11.300.431,94 5.109.332,61 C

7.1.00.11 RESULTADO EXERC.DEPOIS DA CONTRIBUICAO 4.189.609,99 C 10.380.709,32 11.300.431,94 5.109.332,61 C

7.1.00.11.2 PROVISOES SOBRE O RESULTADO DO EXERCICIO 4.189.609,99 C 10.380.709,32 11.300.431,94 5.109.332,61 C7.1.00.11.204 (+) IMPOSTO DE RENDA A COMPENSAR 4.189.609,99 C 10.380.709,32 11.300.431,94 5.109.332,61 C

7.1.00.11.2040101 PROV RESULT.EX-IR A COMPENSAR-CSL DIFER. 2.011.684,29 C 2.011.684,29 2.088.620,93 2.088.620,93 C

7.1.00.11.2040102 PROV RESULT.EX-IR A COMPENSAR-IRPJ DIFER 5.588.011,91 C 5.588.011,91 5.801.724,80 5.801.724,80 C

7.1.00.11.2040103 PROV. RESULT. EX - CSLL DIFERIDO PASSIVO 902.669,88 D 736.150,53 902.669,88 736.150,53 D

7.1.00.11.2040104 PROV. RESULT. EX - IR DIFERDO PASSIVO 2.507.416,33 D 2.044.862,59 2.507.416,33 2.044.862,59 D

Balanço Parnaiba IV - Dezembro 2014Conta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

1 ATIVO 195.871.179,09 D 14.357.476,43 12.515.584,60 197.713.070,92 D1.1 ATIVO CIRCULANTE 14.899.995,06 D 7.283.410,54 7.912.918,69 14.270.486,91 D1.1.1 DISPONIBILIDADES 621.201,28 D 6.749.519,44 7.039.912,12 330.808,60 D1.1.10.1 NUMERARIO DISPONIVEL 34.439,22 D 6.696.145,26 6.438.970,14 291.614,34 D1.1.10.12 CONTAS BANCARIAS A VISTA 34.439,22 D 6.696.145,26 6.438.970,14 291.614,34 D

1.1.10.12.1010102 C.CORRENTE A VISTA-BANCO ITAU BBA S.A. 34.219,69 D 6.696.110,79 6.438.904,20 291.426,28 D

1.1.10.12.1010203 C.CORRENTE AG.0895 CC.0117667-6 BRADESCO 219,53 D 34,47 65,94 188,06 D1.1.10.2 APLICACOES NO MERCARDO ABERTO 586.762,06 D 53.374,18 600.941,98 39.194,26 D

1.1.10.21.1010104 APLIC.M.ABERTO-MULTIFUNDO EXCLUSIVO-UBB 550.783,36 D 53.374,18 600.941,98 3.215,56 D1.1.10.21.1010123 APLICACAO AUTOMATICA BRADESCO 35.978,70 D 0,00 0,00 35.978,70 D1.1.2 CREDITOS, VALORES E BENS 13.571.061,41 D 523.172,96 766.391,40 13.327.842,97 D1.1.20.1 CONSUMIDORES 1.376.970,44 D 500.000,00 500.000,00 1.376.970,44 D1.1.20.11 FORNECIMENTO 1.376.970,44 D 500.000,00 500.000,00 1.376.970,44 D1.1.20.11.1 MOEDA NACIONAL 1.376.970,44 D 500.000,00 500.000,00 1.376.970,44 D1.1.20.11.1010101 MOEDA NACIONAL-CLIENTES 1.376.970,44 D 500.000,00 500.000,00 1.376.970,44 D1.1.24.1 DEVEDORES DIVERSOS 11.985.556,23 D 4.469,93 256.809,31 11.733.216,85 D1.1.24.11 EMPREGADOS 10.530,00 D 0,00 10.530,00 0,001.1.24.11.1010103 EMPREGADOS ADIANT.DE 13§ SALARIO 10.530,00 D 0,00 10.530,00 0,00

1.1.24.12 TRIBUTOS E CONTRIB.SOCIAIS COMPENSAVEIS 10.943.343,17 D 469,93 246.279,31 10.697.533,79 D1.1.24.12.1010101 COMPENSAVEIS-IRFONTE ANO CORRENTE 18,37 D 0,00 0,00 18,37 D

1.1.24.12.1010104 COMPENSAVEIS-ANTECIP. IRPJ ANO CORRENTE 709.051,53 D 0,00 0,00 709.051,53 D

1.1.24.12.1010105 COMPENSAVEIS-ANTECIP.CSL ANO CORRENTE 367.851,88 D 0,00 0,00 367.851,88 D

1.1.24.12.1010111 COMPENSAVEIS-CREDITOS PIS ¥ CUMULATIVO 1.631.278,92 D 82,26 43.688,21 1.587.672,97 D

1.1.24.12.1010112 COMPENSAVEIS-CREDITOS COFINS N CUMULAT. 7.891.875,04 D 378,89 201.230,55 7.691.023,38 D1.1.24.12.1010113 COMPENSAVEIS-CREDITO ICMS INSUMOS 19,06 D 0,00 0,00 19,06 D1.1.24.12.1010118 COMPENSAVEIS-IRF FONTE S/MUTUOS 18.983,54 D 0,00 0,00 18.983,54 D1.1.24.12.1010123 COMPENSAVEIS-IOF 8.974,71 D 0,00 0,00 8.974,71 D1.1.24.12.1010124 COMPENSAVEIS-IRFONTE PROVISAO 1.360,55 D 8,78 1.360,55 8,78 D1.1.24.12.1010126 COMPENSAVEIS-INSS RETIDO 313.929,57 D 0,00 0,00 313.929,57 D1.1.24.14 FORNECEDORES 1.031.683,06 D 4.000,00 0,00 1.035.683,06 D1.1.24.14.1010103 FORNECEDORES-DIVERSOS 1.031.683,06 D 4.000,00 0,00 1.035.683,06 D1.1.27.1 ESTOQUE 208.534,74 D 18.703,03 9.582,09 217.655,68 D

1.1.27.11 M.PRIMA/INSUMOS P/PROD.ENERGIA ELETRICA 0,00 1.040,00 1.040,00 0,00

1.1.27.11.1010102 MAT.PRIMA INS.PROD.ENER.ELET.LUBRIFICANT 0,00 1.040,00 1.040,00 0,001.1.27.12 MATERIAL 208.534,74 D 17.663,03 8.542,09 217.655,68 D1.1.27.12.1 AMOXARIFADO 208.534,74 D 17.663,03 8.542,09 217.655,68 D1.1.27.12.1010103 PECAS ELETRICAS E SUB-ESTACAO 21.600,00 D 0,00 0,00 21.600,00 D

1.1.27.12.1010104 PECAS ELETRONICAS, INSTRUMENTACAO E DC&S 141.204,27 D 0,00 0,00 141.204,27 D1.1.27.12.1010105 PECAS MECANICAS 41.186,15 D 0,00 0,00 41.186,15 D1.1.27.12.1010107 PRODUTOS QUIMICOS 544,32 D 16.623,03 8.542,09 8.625,26 D1.1.27.12.1010108 MATERIAL DE SEGURANCA 4.000,00 D 0,00 0,00 4.000,00 D1.1.27.12.1010112 MATERIAL - OLEO E LUBRIFICANTES 0,00 1.040,00 0,00 1.040,00 D1.1.3 DESPESAS PAGAS ANTECIPADAMENTE 707.732,37 D 10.718,14 106.615,17 611.835,34 D1.1.30.1 PAGAMENTOS ANTECIPADOS 707.732,37 D 10.718,14 106.615,17 611.835,34 D1.1.30.13 PREMIOS DE SEGUROS 707.732,37 D 10.718,14 106.615,17 611.835,34 D1.1.30.13.1010103 PREMIOS DE SEGUROS-OUTROS 707.732,37 D 10.718,14 106.615,17 611.835,34 D1.2 ATIVO REALIZAVEL A LONGO PRAZO 19.835.587,13 D 5.971.359,29 3.607.335,07 22.199.611,35 D1.2.1 CREDITOS, VALORES E BENS 19.835.587,13 D 5.971.359,29 3.607.335,07 22.199.611,35 D1.2.14.1 DEVEDORES DIVERSOS 16.736.100,21 D 2.648.642,61 500.000,00 18.884.742,82 D

1.2.14.12 TRIBUTOS E CONTRIB.SOCIAIS COMPENSAVEIS 162.141,97 D 872,16 0,00 163.014,13 D1.2.14.12.1010101 COMPENSAVEIS-IRFONTE ANO CORRENTE 162.141,97 D 872,16 0,00 163.014,13 D


1.2.14.16 CONTROLADORA, COLIGADA E INTERLIGADA 16.573.958,24 D 2.647.770,45 500.000,00 18.721.728,69 DConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

1.2.14.16.1010157 RELACIONADAS - PARNAIBA COMERC 16.573.958,24 D 2.647.770,45 500.000,00 18.721.728,69 D1.2.19.9 CREDITOS FISCAIS 3.099.486,92 D 3.322.716,68 3.107.335,07 3.314.868,53 D1.2.19.98 CREDITOS FISCAIS RECUPERAVEIS 3.099.486,92 D 3.322.716,68 3.107.335,07 3.314.868,53 D

1.2.19.98.0 PROVISOES ATIVAS - CREDITOS FISCAIS 0,00 7.848,15 7.848,15 0,00

1.2.19.98.0010101 PROVISOES ATIVAS - CREDITOS FISCAIS 0,00 7.848,15 7.848,15 0,00

1.2.19.98.1 PREJ.FISCAIS BASES DE CALC.NEG.C.SOCIAL 2.043.836,30 D 2.235.481,99 2.043.836,30 2.235.481,99 D

1.2.19.98.1010101 PREJ.FISCAIS BASES DE CALC.NEG.C.SOCIAL 2.043.836,30 D 2.235.481,99 2.043.836,30 2.235.481,99 D1.2.19.98.2 DIFERENCAS TEMPORARIAS 1.055.650,62 D 1.079.386,54 1.055.650,62 1.079.386,54 D1.2.19.98.2010101 DIFERENCAS TEMPORARIAS 1.055.650,62 D 1.079.386,54 1.055.650,62 1.079.386,54 D1.3 ATIVO PERMANENTE 161.135.596,90 D 1.102.706,60 995.330,84 161.242.972,66 D1.3.2 ATIVO IMOBILIZADO 161.135.596,90 D 1.102.706,60 995.330,84 161.242.972,66 D1.3.20.1 GERACAO 161.121.337,48 D 1.102.706,60 995.081,60 161.228.962,48 D1.3.20.11 USINAS 161.121.337,48 D 1.102.706,60 995.081,60 161.228.962,48 D1.3.20.11.1 IMOBILIZADO EM SERVICO 148.613.789,17 D 539.729,09 0,00 149.153.518,26 D

1.3.20.11.104 EDIFICACOES, OBRAS CIVIS E BENFEITORIAS 132.473.209,25 D 536.303,88 0,00 133.009.513,13 D

1.3.20.11.1040101 USINAS-IMOB. EM SERV.-EDIF,OB CIV E BENF 132.473.209,25 D 536.303,88 0,00 133.009.513,13 D1.3.20.11.105 MAQUINAS E EQUIPAMENTOS 16.140.579,92 D 3.425,21 0,00 16.144.005,13 D

1.3.20.11.1050101 USINAS-IMOB.EM SERV.MAQUINAS E EQUIPAM. 16.140.579,92 D 3.425,21 0,00 16.144.005,13 D1.3.20.11.5 (-) REINTEGRACAO ACUMULADA 4.931.679,71 C 0,00 426.818,37 5.358.498,08 C

1.3.20.11.504 EDIFICACOES, OBRAS CIVIS E BENFEITORIAS 4.384.384,75 C 0,00 382.699,62 4.767.084,37 C

1.3.20.11.5040101 REINTEGRACAO ACUM.-EDIF,OB CIV E BENF 4.384.384,75 C 0,00 382.699,62 4.767.084,37 C1.3.20.11.505 MAQUINAS E EQUIPAMENTOS 547.294,96 C 0,00 44.118,75 591.413,71 C

1.3.20.11.5050101 REINTEGRACAO ACUM.-MAQUINAS E EQUIPAMEN. 547.294,96 C 0,00 44.118,75 591.413,71 C1.3.20.11.9 IMOBILIZADO EM CURSO 17.439.228,02 D 562.977,51 568.263,23 17.433.942,30 D

1.3.20.11.904 EDIFICACOES, OBRAS CIVIS E BENFEITORIAS 0,00 501.097,01 501.097,01 0,00

1.3.20.11.9040101 USINAS-IMOB.EM CURSO-ED.OBR.CIV.E BENF. 0,00 501.097,01 501.097,01 0,001.3.20.11.905 MAQUINAS E EQUIPAMENTOS 2.967.168,57 D 0,00 0,00 2.967.168,57 D

1.3.20.11.9050103 USINAS IMOB. EM CURSO MAQ/EQUIP-RESERVA 2.967.168,57 D 0,00 0,00 2.967.168,57 D1.3.20.11.919 A RATEAR 0,00 50.082,04 50.082,04 0,001.3.20.11.9190101 USINAS-IMOB.EM CURSO-A RATEAR 7.371.336,62 D 50.082,04 11.449,96 7.409.968,70 D

1.3.20.11.9190103 USINAS-IMOB.EM CURSO- VAR.CAMBIAL NEGATI 2.175,77 D 0,00 0,00 2.175,77 D

1.3.20.11.9190104 USINAS-IMOB.EM CURSO- VAR.CAMBIAL POSITI 7.859,87 C 0,00 0,00 7.859,87 C

1.3.20.11.9190105 USINAS-IMOB.EM CURSO- MEIO AMBIENTE 435.200,30 D 0,00 0,00 435.200,30 D

1.3.20.11.9190109 USINAS IMOB. EM CURSO RENDIMENTO APLIC 697.844,47 C 0,00 0,00 697.844,47 C

1.3.20.11.9190110 USINAS CUSTO DE CAPTACAO DE EMPRESTIMO 1.520.108,88 D 0,00 0,00 1.520.108,88 D

1.3.20.11.9190114 USINAS-IMOB EM CURSO-CUSTO/REC.COMISSION 1.162.591,88 D 0,00 0,00 1.162.591,88 D

1.3.20.11.9190115 USINAS-IMOB EM CURSO- JUROS EMP TERC 5.866.656,00 D 0,00 0,00 5.866.656,00 D

1.3.20.11.9190117 USINAS-IMOB EM CURSO-JUROS SOBRE MUTUO 4.050,43 D 0,00 0,00 4.050,43 D


1.3.20.11.9199999 USINAS-RECLASS A RATEAR P/IMOB EM SERV 15.656.415,54 C 0,00 38.632,08 15.695.047,62 C1.3.20.11.991 ESTUDOS E PROJETOS 0,00 0,00 0,00 0,00

1.3.20.11.9910101 USINAS-IMOB EM CURSO-ESTUDOS DE PROJETOS 2.033.348,58 D 0,00 0,00 2.033.348,58 D

1.3.20.11.9919999 USINAS-RECLASS EST E PROJ P/IMOB EM SERV 2.033.348,58 C 0,00 0,00 2.033.348,58 C1.3.20.11.995 COMPRAS EM ANDAMENTO 14.472.059,45 D 11.798,46 17.084,18 14.466.773,73 D

1.3.20.11.9950101 USINAS-IMOB EM CURSO-COMPRA EM ANDAMENTO 14.472.059,45 D 11.798,46 17.084,18 14.466.773,73 D1.3.20.11.997 ADIANTAMENTO A FORNECEDORES 0,00 0,00 0,00 0,00

1.3.20.11.9970101 USINAS-IMOB EM CURSO-ADIANT.A FORNECED. 90.208.316,68 D 0,00 0,00 90.208.316,68 D

1.3.20.11.9979999 (-) USINAS RECLAS IMOB EM CURSO P/ SERV 90.208.316,68 C 0,00 0,00 90.208.316,68 C1.3.20.4 ADMINISTRACAO 14.259,42 D 0,00 249,24 14.010,18 D1.3.20.41 ADMINISTRACAO CENTRAL 14.259,42 D 0,00 249,24 14.010,18 DConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

1.3.20.41.1 IMOBILIZADO EM SERVICO 19.075,04 D 0,00 0,00 19.075,04 D1.3.20.41.105 MAQUINAS E EQUIPAMENTOS 17.807,59 D 0,00 0,00 17.807,59 D

1.3.20.41.1050101 ADM.CENTRAL-IMOB.EM SERV.-MAQ.E EQUIP. 17.807,59 D 0,00 0,00 17.807,59 D1.3.20.41.107 MOVEIS E UTENSILIOS 1.267,45 D 0,00 0,00 1.267,45 D

1.3.20.41.1070101 ADM.CENTRAL-IMOB.EM SERV.-MOVEIS E UTENS 1.267,45 D 0,00 0,00 1.267,45 D1.3.20.41.5 (-) REINTEGRACAO ACUMULADA 4.815,62 C 0,00 249,24 5.064,86 C1.3.20.41.505 MAQUINAS E EQUIPAMENTOS 4.669,18 C 0,00 238,67 4.907,85 C1.3.20.41.5050101 REINTEGRACAO ACUM.-MAQ.E EQUIP. 4.669,18 C 0,00 238,67 4.907,85 C1.3.20.41.507 MOVEIS E UTENSILIOS 146,44 C 0,00 10,57 157,01 C

1.3.20.41.5070101 REINTEGRACAO ACUM.-MOVEIS E UTENSILIOS 146,44 C 0,00 10,57 157,01 CConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

2 PASSIVO 197.788.365,36 C 8.804.839,43 11.064.824,94 200.048.350,87 C2.1 PASSIVO CIRCULANTE 5.221.680,94 C 1.211.456,31 1.647.361,31 5.657.585,94 C2.1.1 OBRIGACOES 5.221.680,94 C 1.211.456,31 1.647.361,31 5.657.585,94 C2.1.10.1 FORNECEDORES 1.804.309,50 C 663.097,17 655.251,02 1.796.463,35 C2.1.10.13 MATERIAIS E SERVICOS 1.804.309,50 C 663.097,17 655.251,02 1.796.463,35 C

2.1.10.13.1010101 MATERIAIS E SERVICOS-MOEDA NACIONAL 86.842,49 C 642.308,51 637.888,35 82.422,33 C

2.1.10.13.1010102 MATERIAIS E SERVICOS-MOEDA ESTRANGEIRA 119,62 C 0,00 0,00 119,62 C2.1.10.13.1010103 MATERIAIS E SERVICOS-PROVISOES 1.716.690,26 C 20.788,66 17.362,67 1.713.264,27 C

2.1.10.13.1010105 MATERIAIS E SERVICOS- CARTAO CORPORATIVO 657,13 C 0,00 0,00 657,13 C2.1.11.1 FOLHA DE PAGAMENTO 11.380,97 C 42.570,91 70.700,81 39.510,87 C2.1.11.11 FOLHA DE PAGAMENTO LIQUIDA 0,00 18.474,01 18.474,01 0,002.1.11.11.1010101 FOLHA DE PAGAMENTO LIQUIDA 0,00 18.474,01 18.474,01 0,002.1.11.12 13 SALARIO 0,00 5.896,90 5.896,90 0,002.1.11.12.1010101 13 SALARIO 0,00 5.896,90 5.896,90 0,00

2.1.11.14 TRIBUTOS E CONTRIB.SOC.RETIDOS NA FONTE 11.380,97 C 18.200,00 46.329,90 39.510,87 C2.1.11.14.1010101 INSS (EMPREGADOS, EMPRESAS E RPA) 6.548,42 C 13.367,45 35.370,65 28.551,62 C2.1.11.14.1010102 IRFONTE EMPREGADOS 4.832,55 C 4.832,55 10.959,25 10.959,25 C2.1.13.1 TRIBUTOS E CONTRIBUICOES SOCIAIS 3.350.771,15 C 475.690,58 843.277,83 3.718.358,40 C2.1.13.11 IMPOSTOS 3.265.029,30 C 224.531,09 530.243,94 3.570.742,15 C2.1.13.11.1010101 IMPOSTOS - IRPJ 175.962,19 C 0,00 0,00 175.962,19 C2.1.13.11.1010102 IMPOSTOS - IRRF FONTE TERCEIROS 755,68 C 870,63 443,82 328,87 C2.1.13.11.1010103 IMPOSTOS - IOF SOBRE MUTUO 5.004,09 C 0,00 0,00 5.004,09 C2.1.13.11.1010107 IMPOSTOS - ICMS DIFAL 354,29 C 133,77 0,00 220,52 C2.1.13.11.1010109 IMPOSTOS - ISSFONTE TERCEIROS 68.062,33 C 189.363,82 123.064,09 1.762,60 C2.1.13.11.1010110 IMPOSTOS - ISS IMPORTACAO 19,58 C 0,00 0,00 19,58 C

2.1.13.11.1010111 IMPOSTOS - IMPOSTOS-IPI IMPORTACAO 8.583,20 C 0,00 294,14 8.877,34 C


2.1.13.11.1010112 IMPOSTOS - IMPOSTO DE IMPORTACAO 11.838,90 C 0,00 897,39 12.736,29 C2.1.13.11.1010113 IMPOSTOS - IOF SOBRE IMPORTACAO 72,00 C 0,00 0,00 72,00 C2.1.13.11.1010115 IMPOSTOS - IR SOBRE MUTUO 2.994.377,04 C 34.162,87 403.940,82 3.364.154,99 C2.1.13.11.1010116 ICMS S/ IMPORTACAO 0,00 0,00 1.603,68 1.603,68 C2.1.13.14 CONTRIBUICOES SOCIAIS 85.741,85 C 251.159,49 313.033,89 147.616,25 C2.1.13.14.1010101 CONTRIBUICOES SOCIAIS - PIS 0,00 43.688,21 43.688,21 0,00

2.1.13.14.1010103 CONTRIBUICOES SOCIAIS - PIS IMPORTACAO 1.715,84 C 0,00 82,26 1.798,10 C2.1.13.14.1010106 CONTRIBUICOES SOCIAIS - COFINS 0,00 201.230,55 201.230,55 0,00

2.1.13.14.1010108 CONTRIBUICOES SOCIAIS-COFINS IMPORTACAO 8.943,15 C 0,00 378,90 9.322,05 C2.1.13.14.1010110 CONTRIBUICOES SOCIAIS - FGTS 2.527,18 C 2.527,20 8.488,60 8.488,58 C2.1.13.14.1010111 CONTRIBUICOES SOCIAIS - INSS 11% 1.166,58 C 1.657,91 58.443,10 57.951,77 C2.1.13.14.1010112 CONTRIBUICOES SOCIAIS - CSLL 65.506,39 C 0,00 0,00 65.506,39 C

2.1.13.14.1010114 CONTRIBUICOES SOC.PIS/COFINS/CSL (4,65%) 5.882,71 C 2.055,62 722,27 4.549,36 C2.1.14.1 PARTICIPACOES NOS LUCROS 0,00 0,00 69.811,50 69.811,50 C2.1.14.12 EMPREGADOS 0,00 0,00 69.811,50 69.811,50 C2.1.14.12.1010101 PART. LUCROS-EMPREGADOS 0,00 0,00 69.811,50 69.811,50 C2.1.18.1 OBRIGACOES ESTIMADAS 55.219,32 C 30.097,65 8.320,15 33.441,82 C2.1.18.12 FOLHA DE PAGAMENTO 55.219,32 C 30.097,65 8.320,15 33.441,82 C

2.1.18.12.1010101 FOLHA DE PAGAMENTO-PROVISAO DE FERIAS 21.060,00 C 0,00 3.385,78 24.445,78 C2.1.18.12.1010102 FOLHA DE PAGAMENTO-13§ SALARIO 19.305,00 C 22.001,20 2.696,20 0,00

2.1.18.12.1010103 FOLHA DE PAGAMENTO-PROV.ENCARG.S/FERIAS 7.750,08 C 0,00 1.245,96 8.996,04 C

2.1.18.12.1010104 FOLHA DE PAGAMENTO-PROV.ENCARG.S/13§ SAL 7.104,24 C 8.096,45 992,21 0,002.2 PASSIVO EXIGIVEL A LONGO PRAZO 173.053.143,18 C 7.593.383,12 9.417.463,63 174.877.223,69 C2.2.1 OBRIGACOES 173.053.143,18 C 7.593.383,12 9.417.463,63 174.877.223,69 C2.2.17.1 CREDORES DIVERSOS 171.473.584,86 C 6.013.824,80 7.837.905,31 173.297.665,37 C

2.2.17.16 COLIGADAS E CONTROLADAS OU CONTROLADORAS 171.473.584,86 C 6.013.824,80 7.837.905,31 173.297.665,37 C2.2.17.16.1010106 PARTES RELACION-ENEVA S.A 272.511,69 C 16.818,12 38.959,34 294.652,91 C

2.2.17.16.1010114 PARTES RELACIONADAS- PETRA ENERGIA 4.322.170,23 C 13.452,53 47.327,12 4.356.044,82 C2.2.17.16.1010121 PARTES RELACIONADAS-EBX S.A 295,28 C 0,00 0,00 295,28 C2.2.17.16.1010130 RELACIONADAS - MPX E.ON (JV) 19.502.505,82 C 170.485,47 293.907,35 19.625.927,70 C

2.2.17.16.1010132 PARTES RELACIONADAS - DD BRAZIL (EON) 4.709.084,70 C 0,00 0,00 4.709.084,70 C

2.2.17.16.1010135 PARTES RELACIONADAS - OGX MARANHAO 125.679,70 C 0,00 17.163,22 142.842,92 CConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

2.2.17.16.1010138 PARTES RELACIONADAS - ENEVA S.A MUTUO 75.323.904,93 C 186.455,76 993.362,55 76.130.811,72 C2.2.17.16.1010142 PARTES RELACIONADAS - PARNAIBA 3 67.217.432,51 C 126.612,92 947.185,73 68.038.005,32 C

2.2.17.16.1010144 PARTES RELACIONADAS - PARNAIBA COMERC 0,00 5.500.000,00 5.500.000,00 0,002.2.19.9 PROVISOES PASSIVAS 1.579.558,32 C 1.579.558,32 1.579.558,32 1.579.558,32 C

2.2.19.98 PROVISAO PARA CONTINGENCIAS FISCAIS 1.579.558,32 C 1.579.558,32 1.579.558,32 1.579.558,32 C2.2.19.98.1010101 PASSIVO DIFERIDO - IRPJ 1.218.163,68 C 1.218.163,68 1.218.163,68 1.218.163,68 C2.2.19.98.1010102 PASSIVO DIFERIDO - CSLL 361.394,64 C 361.394,64 361.394,64 361.394,64 C2.4 PATRIMONIO LIQUIDO 19.513.541,24 C 0,00 0,00 19.513.541,24 C2.4.1 CAPITAL SOCIAL 15.935.720,00 C 0,00 0,00 15.935.720,00 C2.4.10.1 CAPITAL SUBSCRITO 15.935.720,00 C 0,00 0,00 15.935.720,00 C2.4.10.11.1010101 CAPITAL SUBSCRITO-ORDINARIO 15.935.720,00 C 0,00 0,00 15.935.720,00 C2.4.4 RESERVAS DE LUCRO 3.564.923,07 C 0,00 0,00 3.564.923,07 C2.4.40.1 RESERVA LEGAL 178.246,07 C 0,00 0,00 178.246,07 C2.4.40.11.1010101 RESERVA LEGAL 178.246,07 C 0,00 0,00 178.246,07 C

2.4.45.1 RESERVA OBRIG.DO DIVIDENDO NAO DISTRIB. 3.386.677,00 C 0,00 0,00 3.386.677,00 C


2.4.45.11.1010101 RESERVA OBRIG.DO DIVIDENDO NAO DISTRIB. 3.386.677,00 C 0,00 0,00 3.386.677,00 C2.4.8 LUCROS OU PREJUIZOS ACUMULADOS 12.898,17 C 0,00 0,00 12.898,17 C2.4.80.1 LUCROS ACUMULADOS 12.898,17 C 0,00 0,00 12.898,17 C2.4.80.11.1010101 LUCROS ACUMULADOS 12.898,17 C 0,00 0,00 12.898,17 CConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

6 RESULTADO EXERCICIO ANTES DA CSL E IRPJ 4.484.917,34 D 4.100.993,10 3.467.517,81 5.118.392,63 D6.1 RESULTADO OPERACIONAL 14.439.748,85 C 1.378.231,12 2.879.992,27 15.941.510,00 C6.1.1 RECEITA LIQUIDA 47.619.097,11 C 244.918,76 2.647.770,45 50.021.948,80 C6.1.10.1 GERACAO 41.191.170,45 C 244.918,76 2.647.770,45 43.594.022,14 C6.1.10.11 USINAS 45.389.719,45 C 0,00 2.647.770,45 48.037.489,90 C

6.1.10.11.1 RECEITA DE OPERACOES COM ENERGIA ELETRIC 28.648.977,25 C 0,00 0,00 28.648.977,25 C6.1.10.11.102 SUPRIMENTO 28.648.977,25 C 0,00 0,00 28.648.977,25 C

6.1.10.11.1020108 ENER ELET-SUPRIM PART RELAC-COMERC ENERG 12.532.727,21 C 0,00 0,00 12.532.727,21 C6.1.10.11.1020122 ENERG ELET SUPRM - KINROSS BRASIL 7.602.959,00 C 0,00 0,00 7.602.959,00 C6.1.10.11.1020123 ENERG ELET SUPRM - PECEM I 5.514.844,94 C 0,00 0,00 5.514.844,94 C6.1.10.11.1020124 ENERG ELET SUPRM - ITAQUI 2.832.541,82 C 0,00 0,00 2.832.541,82 C6.1.10.11.1020125 ENERG ELET SUPRM - PARNAIBA II 165.904,28 C 0,00 0,00 165.904,28 C6.1.10.11.9 OUTRAS RECEITAS E RENDAS 16.740.742,20 C 0,00 2.647.770,45 19.388.512,65 C6.1.10.11.912 ARRENDAMENTOS E ALUGUEIS 16.740.742,20 C 0,00 2.647.770,45 19.388.512,65 C6.1.10.11.9120101 ARRENDAMENTOS E ALUGUEIS 16.740.742,20 C 0,00 2.647.770,45 19.388.512,65 C6.1.10.16 (-) TRIB E CONTRIB.S/ RECEITA 4.198.549,00 D 244.918,76 0,00 4.443.467,76 D6.1.10.16.1 USINAS 4.198.549,00 D 244.918,76 0,00 4.443.467,76 D6.1.10.16.121 FEDERAIS 4.198.549,00 D 244.918,76 0,00 4.443.467,76 D

6.1.10.16.1210101 TRIB E CONTRIB REC-FEDERAIS-COFINS 3.449.618,65 D 201.230,55 0,00 3.650.849,20 D6.1.10.16.1210102 TRIB E CONTRIB REC-FEDERAIS-PIS 748.930,35 D 43.688,21 0,00 792.618,56 D6.1.10.5 COMERCIALIZACAO 6.427.926,66 C 0,00 0,00 6.427.926,66 C

6.1.10.51 COMERCIALIZACAO DE ENERGIA ELETRICA 7.083.114,79 C 0,00 0,00 7.083.114,79 C

6.1.10.51.1 RECEITA DE OPERACOES COM ENERGIA ELETRIC 7.083.114,79 C 0,00 0,00 7.083.114,79 C6.1.10.51.102 SUPRIMENTO 7.083.114,79 C 0,00 0,00 7.083.114,79 C

6.1.10.51.1020109 ENERGIA ELETRICA - MPX COMERCIALIZADORA 3.094.668,00 C 0,00 0,00 3.094.668,00 C6.1.10.51.1020110 ENERGIA ELETRICA - CCEE 3.988.446,79 C 0,00 0,00 3.988.446,79 C6.1.10.56 (-) TRIB E CONTRIB.S/ RECEITA 655.188,13 D 0,00 0,00 655.188,13 D

6.1.10.56.1 COMERCIALIZACAO DE ENERGIA ELETRICA 655.188,13 D 0,00 0,00 655.188,13 D6.1.10.56.121 FEDERAIS 655.188,13 D 0,00 0,00 655.188,13 D

6.1.10.56.1210101 TRIB E CONTRIB REC-FEDERAIS-COFINS 538.316,74 D 0,00 0,00 538.316,74 D6.1.10.56.1210102 TRIB E CONTRIB REC-FEDERAIS-PIS 116.871,39 D 0,00 0,00 116.871,39 D6.1.5 (-) GASTOS OPERACIONAIS 33.179.348,26 D 1.133.312,36 232.221,82 34.080.438,80 D6.1.50.1 GERACAO 17.129.877,08 D 995.154,23 185.458,95 17.939.572,36 D6.1.50.11 USINAS 17.129.877,08 D 995.154,23 185.458,95 17.939.572,36 D6.1.50.11.1 CUSTO DE OPERACAO 17.032.937,71 D 986.341,56 185.458,95 17.833.820,32 D6.1.50.11.101 PESSOAL 6.384,00 D 96.300,13 0,00 102.684,13 D6.1.50.11.1010105 PESSOAL -GRATIFICACOES E PRL 0,00 69.811,50 0,00 69.811,50 D6.1.50.11.1010117 PESSOAL -SEGURANC.NO TRABALHO 6.384,00 D 798,00 0,00 7.182,00 D6.1.50.11.1010119 PESSOAL -CONTRIB.PREV.SOCIAL 0,00 20.105,71 0,00 20.105,71 D6.1.50.11.1010121 PESSOAL -CONTRIBUICAO FGTS 0,00 5.584,92 0,00 5.584,92 D6.1.50.11.111 MATERIAL 847.597,27 D 143.841,87 0,00 991.439,14 D6.1.50.11.1110101 MAT. CUSTO OPER.-COMBUSTIVEL 76.560,49 D 0,00 0,00 76.560,49 D

6.1.50.11.1110102 MAT. CUSTO OPER.-LUBRIFIC. E GRAXAS 730.636,95 D 142.654,37 0,00 873.291,32 D6.1.50.11.1110103 MAT. CUSTO OPER.-ELETRICO 1.162,77 D 0,00 0,00 1.162,77 D6.1.50.11.1110104 MAT. CUSTO OPER.-ACESSORIOS 1.727,00 D 0,00 0,00 1.727,00 D6.1.50.11.1110106 MAT. CUSTO OPER.-MAT.EXPEDIENTE 220,00 D 0,00 0,00 220,00 D6.1.50.11.1110110 MAT. CONS.-MAT. REPOSICAO 11.097,39 D 0,00 0,00 11.097,39 D


6.1.50.11.1110117 MAT. CUSTO OPER.-MANUT. EQUIPAMENTO 777,70 D 0,00 0,00 777,70 D6.1.50.11.1110120 MAT. CUSTO OPER.-PECAS DE ESTOQUE 0,00 1.187,50 0,00 1.187,50 D

6.1.50.11.1110121 MAT.CUSTO OPER.-PECA ELETR E SUB-ESTACAO 785,91 D 0,00 0,00 785,91 D6.1.50.11.1110123 MAT.CUSTO OPER- PECAS MECANICAS 1.692,54 D 0,00 0,00 1.692,54 D6.1.50.11.1119999 MATERIAL -CUSTO OPER.-OUTROS 22.936,52 D 0,00 0,00 22.936,52 D

6.1.50.11.112 MAT.-PRIMA INSUMOS P/ PROD.ENERGIA 7.894.657,12 D 159.817,59 159.817,59 7.894.657,12 DConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

6.1.50.11.1120104 MAT.-PRIMA INSUMOS - LUBRIFICANTE 0,00 142.654,37 142.654,37 0,006.1.50.11.1120109 MAT PRIMA INSUMO-GAS NATURAL 7.894.657,12 D 17.163,22 17.163,22 7.894.657,12 D6.1.50.11.121 SERVICO DE TERCEIROS 926.150,74 D 52.948,43 25.641,36 953.457,81 D6.1.50.11.1210105 ST -CONSULT. OUTROS 5.645,02 D 0,00 0,00 5.645,02 D6.1.50.11.1210109 ST -SUPORTE DE INFORMATICA 35.391,82 D 6.230,26 0,00 41.622,08 D6.1.50.11.1210111 ST -TRANSPORTE OUTROS 4.050,98 D 0,00 0,00 4.050,98 D6.1.50.11.1210114 ST -TELEFONE 2.259,89 D 744,41 0,00 3.004,30 D6.1.50.11.1210115 ST -DESP EM VIAGENS 52.185,35 D 0,00 0,00 52.185,35 D6.1.50.11.1210116 ST -VIGILANCIA E SEGURANCA 40.219,68 D 6.327,49 3.100,00 43.447,17 D6.1.50.11.1210117 ST -COMUNICACOES 295,28 D 0,00 0,00 295,28 D6.1.50.11.1210121 ST -REP E CONS MAQ.E EQUIP. 68.427,52 D 15.532,70 8.238,66 75.721,56 D6.1.50.11.1210127 ST -TRANSP. PESSOAL (TAXI/ONIBUS) 22.509,24 D 0,00 0,00 22.509,24 D6.1.50.11.1210133 ST- CONSULTORIA TECNICA 118.189,83 D 18.535,74 12.677,49 124.048,08 D6.1.50.11.1210146 ST -SERVICO DE ANALISE QUIMICA 936,18 D 0,00 0,00 936,18 D6.1.50.11.1210150 ST-SERV. MANUT. ELETROMEC 1.614,60 D 0,00 0,00 1.614,60 D6.1.50.11.1210155 ST-SERV MANUT LIMPEZA IND 35.347,05 D 2.582,99 0,00 37.930,04 D6.1.50.11.1210160 ST-OPER E MANUT-PO&M 516.812,91 D 0,00 0,00 516.812,91 D6.1.50.11.1210163 ST-SERVICO COMPARTILHADO ENEVA 16.695,88 D 2.994,84 1.625,21 18.065,51 D6.1.50.11.1219999 ST -OUTROS 5.569,51 D 0,00 0,00 5.569,51 D6.1.50.11.142 ENCARGOS DE USO DA REDE 1.753.395,86 D 0,00 0,00 1.753.395,86 D6.1.50.11.1420101 ENCARGOS DE USO DA REDE-TUST 1.753.395,86 D 0,00 0,00 1.753.395,86 D6.1.50.11.153 DEPRECIACAO 4.590.679,11 D 426.818,37 0,00 5.017.497,48 D6.1.50.11.1530101 DEPREC. -EDIF,OBRAS CIVIS E BENF 4.090.954,00 D 382.699,62 0,00 4.473.653,62 D

6.1.50.11.1530102 DEPREC. -MAQUINAS E EQUIPAMAMENTOS 499.725,11 D 44.118,75 0,00 543.843,86 D6.1.50.11.191 ARRENDAMENTOS E ALUGUEIS 380,00 D 0,00 0,00 380,00 D6.1.50.11.1910103 ARREND E ALUGUEIS-VEICULOS 380,00 D 0,00 0,00 380,00 D6.1.50.11.192 SEGUROS 977.616,23 D 106.615,17 0,00 1.084.231,40 D6.1.50.11.1920102 SEGUROS-INSTALACOES 977.616,23 D 103.003,30 0,00 1.080.619,53 D6.1.50.11.1929999 SEGUROS -SEGUROS OUTROS 0,00 3.611,87 0,00 3.611,87 D6.1.50.11.199 OUTROS 36.077,38 D 0,00 0,00 36.077,38 D6.1.50.11.1990102 OUTROS-DIVERSOS 4.501,81 D 0,00 0,00 4.501,81 D6.1.50.11.1990106 OUTROS-PUBLICIDADE E PROPAGANDA 566,00 D 0,00 0,00 566,00 D6.1.50.11.1990111 OUTROS-LANCHES E REFEICOES 28.618,57 D 0,00 0,00 28.618,57 D6.1.50.11.1990125 OUTROS - TAXA ONS 2.391,00 D 0,00 0,00 2.391,00 D6.1.50.11.9 OUTRAS DESPESAS 96.939,37 D 8.812,67 0,00 105.752,04 D6.1.50.11.938 TAXA DE FISCALIZACAO 96.939,37 D 8.812,67 0,00 105.752,04 D6.1.50.11.9380103 TAXA DE FISCALIZACAO ANEEL 96.939,37 D 8.812,67 0,00 105.752,04 D6.1.50.4 ADMINISTRACAO 1.443.909,26 D 133.896,27 46.762,87 1.531.042,66 D6.1.50.41 ADMINISTRACAO CENTRAL 1.443.909,26 D 133.896,27 46.762,87 1.531.042,66 D6.1.50.41.1 DESPESAS DE ADMINISTRACAO CENTRAL 1.436.925,32 D 133.896,27 46.762,87 1.524.058,72 D6.1.50.41.101 PESSOAL 693.227,84 D 74.883,46 30.097,65 738.013,65 D6.1.50.41.1010101 PESSOAL -FOLHA DE PAGAMENTO 295.187,54 D 19.096,00 0,00 314.283,54 D6.1.50.41.1010102 PESSOAL -FERIAS 33.538,76 D 3.385,78 0,00 36.924,54 D6.1.50.41.1010103 PESSOAL -13 SALARIO 19.305,00 D 24.697,40 22.001,20 22.001,20 D6.1.50.41.1010105 PESSOAL -GRATIFICACOES E PRL 103.402,73 D 0,00 0,00 103.402,73 D

6.1.50.41.1010106 PESSOAL -INSALUBRIDAD.PERIC.ADIC.NOTURNO 50.282,71 D 5.728,80 0,00 56.011,51 D6.1.50.41.1010107 PESSOAL -ASSIST.MED./ODONTOLOGICA 7.540,24 D 119,96 0,00 7.660,20 D6.1.50.41.1010109 PESSOAL -SEG DE VIDA 1.456,42 D 0,00 0,00 1.456,42 D6.1.50.41.1010114 PESSOAL -VALE REFEICAO 14.087,90 D 988,00 0,00 15.075,90 D6.1.50.41.1010119 PESSOAL -CONTRIB.PREV.SOCIAL 115.507,83 D 15.274,20 0,00 130.782,03 D


6.1.50.41.1010120 PESSOAL -CONTRIB.PREV.SOCIAL S/13 SAL. 5.559,83 D 776,51 6.336,35 0,01 C6.1.50.41.1010121 PESSOAL -CONTRIBUICAO FGTS 34.334,69 D 2.256,84 0,00 36.591,53 D

6.1.50.41.1010122 PESSOAL -CONTRIBUICAO FGTS S/13 SAL. 2.386,81 D 1.133,40 1.760,10 1.760,11 D6.1.50.41.1010123 PESSOAL -OUTROS GASTOS 580,00 D 0,00 0,00 580,00 D6.1.50.41.1010125 PESSOAL -INDENIZACOES 2.924,53 D 0,00 0,00 2.924,53 D

6.1.50.41.1010126 PESSOAL- ASSIST MEDICA OCUPACIONAL 7.132,85 D 1.426,57 0,00 8.559,42 D6.1.50.41.111 MATERIAL 5.753,85 D 0,00 0,00 5.753,85 D6.1.50.41.1110101 MAT. CONS.-COMBUSTIVEL 3.758,85 D 0,00 0,00 3.758,85 D6.1.50.41.1110106 MAT. CONS.-MAT.EXPEDIENTE 1.485,00 D 0,00 0,00 1.485,00 D6.1.50.41.1110112 MAT. CONS.-MAT. LIMPEZA 405,00 D 0,00 0,00 405,00 D6.1.50.41.1119999 MAT. CONS.-OUTROS 105,00 D 0,00 0,00 105,00 D6.1.50.41.121 SERVICO DE TERCEIROS 492.068,31 D 45.766,46 16.665,22 521.169,55 DConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

6.1.50.41.1210104 ST -CONSULTORIA JURIDICA 15.433,40 D 760,00 0,00 16.193,40 D6.1.50.41.1210105 ST -CONSULTORIA OUTROS 15.054,59 D 0,00 0,00 15.054,59 D6.1.50.41.1210114 ST -SERVICO TERC-TELEFONE 17.213,07 D 0,00 0,00 17.213,07 D

6.1.50.41.1210115 ST -SERVICO TERC-DESLOC EM VIAGENS 47.009,22 D 462,93 0,00 47.472,15 D6.1.50.41.1210117 ST -SERVICO TERC-COMUNICACOES 42.929,00 D 723,90 0,00 43.652,90 D

6.1.50.41.1210124 ST -SERVICO TERC-CORREIOS E TELEGRAFOS 630,10 D 0,00 0,00 630,10 D6.1.50.41.1210127 ST -TRANSP. PESSOAL (TAXI/ONIBUS) 26.858,21 D 4.353,56 0,00 31.211,77 D6.1.50.41.1210129 ST -REPAR E CONS EDIFICIOS 4.788,10 D 1.687,26 0,00 6.475,36 D6.1.50.41.1210131 ST-SERVICO DE TERC-REPOGRAFIA 4.736,77 D 0,00 0,00 4.736,77 D6.1.50.41.1210133 ST- CONSULTORIA TECNICA 0,00 1.472,31 1.472,31 0,006.1.50.41.1210144 ST -CONSULT. CONT/FISCAL 41.617,11 D 0,00 0,00 41.617,11 D6.1.50.41.1210150 ST-SERVICO COMPARTILHADO ENEVA 254.201,21 D 35.964,50 15.192,91 274.972,80 D6.1.50.41.1219999 ST -OUTROS 21.597,53 D 342,00 0,00 21.939,53 D6.1.50.41.153 DEPRECIACAO 2.741,64 D 249,24 0,00 2.990,88 D

6.1.50.41.1530102 DEPRECIACAO -MAQUINAS E EQUIPAMAMENTOS 2.625,37 D 238,67 0,00 2.864,04 D6.1.50.41.1530104 DEPRECIACAO -MOVEIS E UTENSILIOS 116,27 D 10,57 0,00 126,84 D6.1.50.41.191 ARRENDAMENTOS E ALUGUEIS 48.801,21 D 0,00 0,00 48.801,21 D6.1.50.41.1910101 ARRENDAMENTO E ALUGUEIS-IMOVEIS 15.531,27 D 0,00 0,00 15.531,27 D6.1.50.41.1910103 ARRENDAMENTO E ALUGUEIS-VEICULOS 32.500,00 D 0,00 0,00 32.500,00 D6.1.50.41.1919999 ARREND E ALUGUEIS-OUTROS 769,94 D 0,00 0,00 769,94 D6.1.50.41.193 TRIBUTOS 34.842,34 D 0,00 0,00 34.842,34 D6.1.50.41.1930403 TRIBUTOS-IMPOSTOS-OUTROS 6.638,42 D 0,00 0,00 6.638,42 D6.1.50.41.1930404 TRIBUTOS-ICMS OUTROS 28.203,92 D 0,00 0,00 28.203,92 D6.1.50.41.199 OUTROS 159.490,13 D 12.997,11 0,00 172.487,24 D6.1.50.41.1990102 OUTROS-DIVERSOS 49.108,44 D 0,00 0,00 49.108,44 D6.1.50.41.1990104 OUTROS-DESPESAS LEGAIS 7.000,00 C 181,46 0,00 6.818,54 C6.1.50.41.1990106 OUTROS-PUBLICIDADE E PROPAGANDA 48.755,27 D 0,00 0,00 48.755,27 D6.1.50.41.1990108 OUTROS-ASSINAT E PUBLICACOES 3.355,00 D 0,00 0,00 3.355,00 D6.1.50.41.1990111 OUTROS-LANCHES E REFEICOES 65.271,42 D 12.815,65 0,00 78.087,07 D6.1.50.41.9 OUTRAS DESPESAS 6.983,94 D 0,00 0,00 6.983,94 D

6.1.50.41.994 DOACOES, CONTRIBUICOES E SUBVENCOES 6.983,94 D 0,00 0,00 6.983,94 D

6.1.50.41.9940102 DOACOES,CONTRIBUICOES-ENTIDADES DE CLASS 6.983,94 D 0,00 0,00 6.983,94 D6.1.50.5 COMERCIALIZACAO 14.605.561,92 D 4.261,86 0,00 14.609.823,78 D

6.1.50.51 COMERCIALIZACAO DE ENERGIA ELETRICA 14.605.561,92 D 4.261,86 0,00 14.609.823,78 D

6.1.50.51.1 COMERC.ENERGIA ELETRICA CUSTO OPERACAO 0,00 4.261,86 0,00 4.261,86 D6.1.50.51.193 TRIBUTOS 0,00 4.261,86 0,00 4.261,86 D6.1.50.51.1930503 TRIBUTOS-IMPOSTOS-OUTROS 0,00 4.261,86 0,00 4.261,86 D

6.1.50.51.5 COMERC.ENERGIA ELETRICA OPERAC.ENERGIA E 14.605.561,92 D 0,00 0,00 14.605.561,92 D


6.1.50.51.540 COMERC.ENER.ELETRICA - COMPRA P/REVEN-CP 14.605.561,92 D 0,00 0,00 14.605.561,92 D

6.1.50.51.5400001 COMERC.ENER.ELETR-COMPRA /REVEN CCEE -CP 14.605.561,92 D 0,00 0,00 14.605.561,92 D6.3 RESULTADO OPERACIONAL FINANCEIRO 19.120.943,76 D 2.205.598,76 46.546,52 21.279.996,00 D6.3.1 RECEITA FINANCEIRA 322.522,37 C 0,00 2.065,98 324.588,35 C6.3.10.4 ADMINISTRACAO 322.522,37 C 0,00 2.065,98 324.588,35 C6.3.10.41 ADMINISTRACAO CENTRAL 322.522,37 C 0,00 2.065,98 324.588,35 C6.3.10.41.1 RENDAS 576.928,77 C 0,00 2.065,98 578.994,75 C6.3.10.41.1010102 APLICACOES FINANCEIRAS 496.026,22 C 0,00 2.065,98 498.092,20 C6.3.10.41.1010103 PARTES RELACIONADAS / JUROS MUTUO 80.902,55 C 0,00 0,00 80.902,55 C6.3.10.41.9 OUTRAS RECEITAS FINANCEIRAS 254.406,40 D 0,00 0,00 254.406,40 D

6.3.10.41.9010101 OUTRAS RECEITAS FINANCEIRAS-OUTROS 146,17 C 0,00 0,00 146,17 C6.3.10.41.9010107 OUTRAS REC FINANC-SWAP/HEDGE 3.104.854,74 D 0,00 0,00 3.104.854,74 D

6.3.10.41.9010110 OUTRAS REC FINANC - HEDGE LIQUIDACAO 2.850.302,17 C 0,00 0,00 2.850.302,17 C6.3.5 (-) DESPESA FINANCEIRA 19.443.466,13 D 2.205.598,76 44.480,54 21.604.584,35 D6.3.50.1 GERACAO 44.396,93 D 129.225,54 0,00 173.622,47 D6.3.50.11.9010105 OUTRAS DESP FINANC-IOF E IOC 0,00 129.225,54 0,00 129.225,54 D6.3.50.14 ADMINISTRACAO CENTRAL 44.396,93 D 0,00 0,00 44.396,93 DConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

6.3.50.14.3 VARIACOES MONETARIAS 44.396,93 D 0,00 0,00 44.396,93 D6.3.50.14.3010101 VAR MONET-DIF CAMBIO NEGATIVA 44.396,93 D 0,00 0,00 44.396,93 D6.3.50.4 ADMINISTRACAO 19.399.069,20 D 2.076.373,22 44.480,54 21.430.961,88 D6.3.50.41 ADMINISTRACAO CENTRAL 19.399.069,20 D 2.076.373,22 44.480,54 21.430.961,88 D6.3.50.41.9 OUTRAS DESPESAS FINANCEIRAS 19.399.069,20 D 2.076.373,22 44.480,54 21.430.961,88 D

6.3.50.41.9010101 OUTRAS DESP FINANC-COMIS E DESP C.CORREN 353.325,46 D 0,00 0,00 353.325,46 D6.3.50.41.9010102 OUTRAS DESP FINANC-MULTAS 177.554,47 D 3.840,58 3.809,19 177.585,86 D6.3.50.41.9010105 OUTRAS DESP FINANC-IOF E IOC 2.399.756,44 D 76.820,73 40.636,88 2.435.940,29 D6.3.50.41.9010106 OUTRAS DESP FINANC-TARIFAS BANC 343,86 D 65,94 34,47 375,33 D6.3.50.41.9010108 OUTRAS DESP FINANC-JUROS S/MUTUO 16.449.006,61 D 1.991.590,79 0,00 18.440.597,40 D6.3.50.41.9010113 OUTRAS DESP FINANC- JUROS 19.082,36 D 4.055,18 0,00 23.137,54 D6.7 OUTROS RESULTADOS OPERACIONAIS 196.277,57 C 517.163,22 540.979,02 220.093,37 C6.7.1 OUTRAS RECEITAS OPERACIONAIS 0,00 500.000,00 500.000,00 0,006.7.10.1 GERACAO 0,00 500.000,00 500.000,00 0,006.7.10.11 USINAS 0,00 500.000,00 500.000,00 0,006.7.10.11.9 OUTRAS RECEITAS 0,00 500.000,00 500.000,00 0,006.7.10.11.9010101 GERACAO-USINAS-OUTRAS RECEITAS 0,00 500.000,00 500.000,00 0,006.7.5 (-) OUTRAS DESPESAS OPERACIONAIS 196.277,57 C 17.163,22 40.979,02 220.093,37 C6.7.50.4 ADMINISTRACAO 196.277,57 C 17.163,22 40.979,02 220.093,37 C6.7.50.41 ADMINISTRACAO CENTRAL 196.277,57 C 17.163,22 40.979,02 220.093,37 C6.7.50.41.9 OUTRAS DESPESAS 196.277,57 C 17.163,22 40.979,02 220.093,37 C6.7.50.41.9010114 EXTRAORD - DOACOES INDEDUTIVEIS 37.621,92 D 0,00 0,00 37.621,92 D6.7.50.41.9019999 EXTRAORD. - OUTRAS 233.899,49 C 17.163,22 40.979,02 257.715,29 CConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

7 LUCRO OU PREJUIZO LIQUIDO DO EXERCICIO 2.567.731,07 C 4.686.893,39 4.902.275,00 2.783.112,68 C7.1 RESULTADO DO EXERCICIO 2.567.731,07 C 4.686.893,39 4.902.275,00 2.783.112,68 C7.1.0 RESULTADO DO EXERCICIO 2.567.731,07 C 4.686.893,39 4.902.275,00 2.783.112,68 C7.1.00.1 GERACAO 523.907,70 D 1.579.558,32 1.579.558,32 523.907,70 D

7.1.00.11 RESULTADO EXERC.DEPOIS DA CONTRIBUICAO 523.907,70 D 1.579.558,32 1.579.558,32 523.907,70 D

7.1.00.11.2 PROVISOES SOBRE O RESULTADO DO EXERCICIO 523.907,70 D 1.579.558,32 1.579.558,32 523.907,70 D7.1.00.11.204 (+) IMPOSTO DE RENDA A COMPENSAR 523.907,70 D 1.579.558,32 1.579.558,32 523.907,70 D

7.1.00.11.2040103 PROV. RESULT. EX - CSLL DIFERIDO PASSIVO 81.957,71 D 361.394,64 361.394,64 81.957,71 D

7.1.00.11.2040104 PROV. RESULT. EX - IR DIFERDO PASSIVO 441.949,99 D 1.218.163,68 1.218.163,68 441.949,99 D7.1.00.5 COMERCIALIZACAO 3.091.638,77 C 3.107.335,07 3.322.716,68 3.307.020,38 C


7.1.00.51 RESULTADO EXERC.DEPOIS DA CONTRIBUICAO 3.091.638,77 C 3.107.335,07 3.322.716,68 3.307.020,38 C

7.1.00.51.2 PROVISOES SOBRE O RESULTADO DO EXERCICIO 3.091.638,77 C 3.107.335,07 3.322.716,68 3.307.020,38 C7.1.00.51.204 (+) IMPOSTO DE RENDA A COMPENSAR 3.091.638,77 C 3.107.335,07 3.322.716,68 3.307.020,38 C

7.1.00.51.2040101 PROV RESULT.EX-IR A COMPENSAR-CSL DIFER. 761.651,23 C 765.806,13 822.818,91 818.664,01 C

7.1.00.51.2040102 PROV RESULT.EX-IR A COMPENSAR-IRPJ DIFER 2.329.987,54 C 2.341.528,94 2.499.897,77 2.488.356,37 C

Balanço Parnaiba Participações - Dezembro 2014Conta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

1 ATIVO 209.556.332,04 D 157.081.557,33 175.108.584,54 191.529.304,83 D1.1 ATIVO CIRCULANTE 9.679.058,96 D 23.187.582,91 31.200.150,64 1.666.491,23 D1.1.1 DISPONIBILIDADES 8.446.274,76 D 20.471.713,58 28.665.255,79 252.732,55 D1.1.10.1 NUMERARIO DISPONIVEL 58.721,33 D 17.697.530,23 17.738.928,14 17.323,42 D1.1.10.12 CONTAS BANCARIAS A VISTA 58.450,78 D 17.697.530,23 17.738.928,14 17.052,87 D

1.1.10.12.1010102 C.CORRENTE A VISTA-BANCO ITAU BBA S.A. 58.450,78 D 17.697.530,23 17.738.928,14 17.052,87 D1.1.10.14 FUNDOS DE CAIXA 270,55 D 0,00 0,00 270,55 D1.1.10.14.1010101 FUNDO DE CAIXA-MOEDA NACIONAL 270,55 D 0,00 0,00 270,55 D1.1.10.2 APLICACOES NO MERCARDO ABERTO 8.387.553,43 D 2.774.183,35 10.926.327,65 235.409,13 D

1.1.10.21.1010104 APLIC.M.ABERTO-MULTIFUNDO EXCLUSIVO-UBB 8.387.553,43 D 2.774.183,35 10.926.327,65 235.409,13 D1.1.2 CREDITOS, VALORES E BENS 1.232.784,20 D 2.715.869,33 2.534.894,85 1.413.758,68 D1.1.24.1 DEVEDORES DIVERSOS 1.232.784,20 D 2.715.869,33 2.534.894,85 1.413.758,68 D

1.1.24.12 TRIBUTOS E CONTRIB.SOCIAIS COMPENSAVEIS 1.232.784,20 D 2.715.869,33 2.534.894,85 1.413.758,68 D1.1.24.12.1010101 COMPENSAVEIS-IRFONTE ANO CORRENTE 5,43 D 0,00 0,00 5,43 D

1.1.24.12.1010104 COMPENSAVEIS-ANTECIP. IRPJ ANO CORRENTE 457.394,96 D 475.706,76 714.138,46 218.963,26 D

1.1.24.12.1010105 COMPENSAVEIS-ANTECIP.CSL ANO CORRENTE 174.991,59 D 357.110,59 206.565,80 325.536,38 D

1.1.24.12.1010109 COMPENSAVEIS-ANTECIP.IRPJ ANO ANTERIOR 0,00 876.563,95 843.756,83 32.807,12 D

1.1.24.12.1010110 COMPENSAVEIS-ANTECIP. CSL ANO ANTERIOR 0,00 18.394,36 18.394,36 0,001.1.24.12.1010118 COMPENSAVEIS-IRF FONTE S/MUTUOS 582.548,38 D 833.582,78 582.548,38 833.582,78 D1.1.24.12.1010124 COMPENSAVEIS-IRFONTE PROVISAO 16.009,71 D 154.510,89 169.491,02 1.029,58 D1.1.24.12.1010125 COMPENSAVEIS-IOF PROVISAO 1.834,13 D 0,00 0,00 1.834,13 D1.2 ATIVO REALIZAVEL A LONGO PRAZO 27.487.927,26 D 21.875.515,87 12.215.643,56 37.147.799,57 D1.2.1 CREDITOS, VALORES E BENS 27.487.927,26 D 11.675.515,87 9.215.643,56 29.947.799,57 D1.2.14.1 DEVEDORES DIVERSOS 27.372.983,99 D 11.522.931,16 8.948.115,58 29.947.799,57 D

1.2.14.12 TRIBUTOS E CONTRIB.SOCIAIS COMPENSAVEIS 18.086,31 D 1.298.327,32 1.221.073,39 95.340,24 D1.2.14.12.1010101 COMPENSAVEIS-IRFONTE ANO CORRENTE 11.393,57 D 77.253,93 0,00 88.647,50 D

1.2.14.12.1010104 COMPENSAVEIS-ANTECIPACOES IRPJ ANO CORR. 6.692,74 D 6.692,74 6.692,74 6.692,74 D

1.2.14.12.1010109 COMPENSAVEIS-ANTECIPACOES IRPJ ANO ANT. 0,00 1.045.175,44 1.045.175,44 0,00

1.2.14.12.1010110 COMPENSAVEIS-ANTECIPACOES CSL ANO ANT. 0,00 169.205,21 169.205,21 0,00

1.2.14.16 CONTROLADORA, COLIGADA E INTERLIGADA 27.354.897,68 D 10.224.603,84 7.727.042,19 29.852.459,33 D1.2.14.16.1010101 RELACIONADAS-ENEVA S.A. 27.354.897,68 D 10.224.603,84 7.727.042,19 29.852.459,33 D1.2.19.9 CREDITOS FISCAIS 114.943,27 D 152.584,71 267.527,98 0,001.2.19.98 CREDITOS FISCAIS RECUPERAVEIS 114.943,27 D 152.584,71 267.527,98 0,00

1.2.19.98.0 PROVISOES ATIVAS - CREDITOS FISCAIS 114.943,27 D 152.584,71 267.527,98 0,00

1.2.19.98.0010101 PROVISOES ATIVAS - CREDITOS FISCAIS 114.943,27 D 152.584,71 267.527,98 0,001.2.4 AFAC 0,00 10.200.000,00 3.000.000,00 7.200.000,00 D1.2.40.1 AFAC 0,00 10.200.000,00 3.000.000,00 7.200.000,00 D1.2.40.11 AFAC 0,00 10.200.000,00 3.000.000,00 7.200.000,00 D1.2.40.11.1010120 AFAC - ACU III 0,00 3.000.000,00 3.000.000,00 0,001.2.40.11.1010129 AFAC - PARNAIBA III 0,00 7.200.000,00 0,00 7.200.000,00 D1.3 ATIVO PERMANENTE 172.389.345,82 D 112.018.458,55 131.692.790,34 152.715.014,03 D1.3.1 INVESTIMENTOS 111.717.936,28 D 112.018.458,55 129.715.790,46 94.020.604,37 D

1.3.10.6 ATIV. NAO VINC.CONC.SERV.PUBL.ENER.ELET. 111.717.936,28 D 112.018.458,55 129.715.790,46 94.020.604,37 D

1.3.10.61 PARTICIPACOES SOCIETARIAS PERMANENTES 111.717.936,28 D 112.018.458,55 129.715.790,46 94.020.604,37 D

1.3.10.61.1 AVALIADAS PELA EQUIVALENCIA PATRIMONIAL 111.717.936,28 D 112.018.458,55 129.715.790,46 94.020.604,37 D1.3.10.61.101 VALOR PATRIMONIAL 111.717.936,28 D 112.018.458,55 129.715.790,46 94.020.604,37 D


1.3.10.61.1010134 EQUIV PAT-PARNAIBA COMERCIALIZACAO 30.141,12 D 41.294.911,79 50.243.198,94 8.918.146,03 C1.3.10.61.1010135 EQUIV PAT-PARNAIBA IV 13.659.478,86 D 20.274.406,47 21.909.102,44 12.024.782,89 D1.3.10.61.1010165 EQUIV PAT - PARNAIBA III 98.028.316,30 D 50.449.140,29 57.563.489,08 90.913.967,51 D1.3.2 ATIVO IMOBILIZADO 60.671.409,54 D 0,00 1.976.999,88 58.694.409,66 D1.3.20.1 GERACAO 60.671.409,54 D 0,00 1.976.999,88 58.694.409,66 D1.3.20.11 USINAS 60.671.409,54 D 0,00 1.976.999,88 58.694.409,66 D1.3.20.11.1 IMOBILIZADO EM SERVICO 62.154.170,99 D 0,00 0,00 62.154.170,99 D1.3.20.11.101 INTANGIVEIS 62.154.170,99 D 0,00 0,00 62.154.170,99 D1.3.20.11.1010101 USINAS-IMOB.EM SERV.-INTANGIVEIS 62.154.170,99 D 0,00 0,00 62.154.170,99 D1.3.20.11.5 (-) REINTEGRACAO ACUMULADA 1.482.761,45 C 0,00 1.976.999,88 3.459.761,33 C1.3.20.11.501 INTANGIVEIS 1.482.761,45 C 0,00 1.976.999,88 3.459.761,33 C1.3.20.11.5010101 USINAS-REINT.ACUM.-INTANGIVEIS 1.482.761,45 C 0,00 1.976.999,88 3.459.761,33 CConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

2 PASSIVO 209.556.332,04 C 13.396.744,03 12.152.569,79 208.312.157,80 C2.1 PASSIVO CIRCULANTE 643.014,39 C 8.071.744,03 8.952.569,79 1.523.840,15 C2.1.1 OBRIGACOES 643.014,39 C 8.071.744,03 8.952.569,79 1.523.840,15 C2.1.10.1 FORNECEDORES 169.718,71 C 220.408,04 220.514,04 169.824,71 C2.1.10.13 MATERIAIS E SERVICOS 169.718,71 C 220.408,04 220.514,04 169.824,71 C

2.1.10.13.1010101 MATERIAIS E SERVICOS-MOEDA NACIONAL 169.718,71 C 220.408,04 220.514,04 169.824,71 C2.1.13.1 TRIBUTOS E CONTRIBUICOES SOCIAIS 473.295,68 C 7.851.335,99 8.732.055,75 1.354.015,44 C2.1.13.11 IMPOSTOS 464.300,71 C 5.968.692,00 6.497.813,05 993.421,76 C2.1.13.11.1010101 IMPOSTOS - IRPJ 14.991,62 C 5.067.577,84 6.030.235,33 977.649,11 C2.1.13.11.1010102 IMPOSTOS - IRRF FONTE TERCEIROS 375.000,00 C 375.000,00 0,00 0,002.1.13.11.1010103 IMPOSTOS - IOF SOBRE MUTUO 72.837,16 C 526.114,16 467.577,72 14.300,72 C2.1.13.11.1010115 IMPOSTOS - IR SOBRE MUTUO 1.471,93 C 0,00 0,00 1.471,93 C2.1.13.14 CONTRIBUICOES SOCIAIS 8.994,97 C 1.882.643,99 2.234.242,70 360.593,68 C2.1.13.14.1010112 CONTRIBUICOES SOCIAIS - CSLL 8.994,97 C 1.882.643,99 2.234.242,70 360.593,68 C2.2 PASSIVO EXIGIVEL A LONGO PRAZO 2.125.000,00 C 5.125.000,00 3.000.000,00 0,002.2.1 OBRIGACOES 2.125.000,00 C 5.125.000,00 3.000.000,00 0,002.2.17.1 CREDORES DIVERSOS 2.125.000,00 C 5.125.000,00 3.000.000,00 0,00

2.2.17.16 COLIGADAS E CONTROLADAS OU CONTROLADORAS 2.125.000,00 C 5.125.000,00 3.000.000,00 0,002.2.17.16.1010106 PARTES RELACION-ENEVA S.A 1.062.500,00 C 4.062.500,00 3.000.000,00 0,002.2.17.16.1010130 RELACIONADAS - MPX E.ON (JV) 1.062.500,00 C 1.062.500,00 0,00 0,002.4 PATRIMONIO LIQUIDO 206.788.317,65 C 200.000,00 200.000,00 206.788.317,65 C2.4.1 CAPITAL SOCIAL 193.084.314,13 C 0,00 0,00 193.084.314,13 C2.4.10.1 CAPITAL SUBSCRITO 193.084.314,13 C 0,00 0,00 193.084.314,13 C2.4.10.11.1010101 CAPITAL SUBSCRITO-ORDINARIO 193.084.314,13 C 0,00 0,00 193.084.314,13 C

2.4.5 RECURSOS DESTINADOS A AUMENTO DE CAPITAL 0,00 200.000,00 200.000,00 0,002.4.50.1 ADIANTAMENTOS 0,00 200.000,00 200.000,00 0,00

2.4.50.11.1010101 ADIANTAMENT.P/FUTURO AUMENTO DE CAPITAL 0,00 200.000,00 200.000,00 0,002.4.8 LUCROS OU PREJUIZOS ACUMULADOS 13.704.003,52 C 0,00 0,00 13.704.003,52 C2.4.85.1 (-) PREJUIZOS ACUMULADOS 13.704.003,52 C 0,00 0,00 13.704.003,52 C2.4.85.11.1010101 (-) PREJUIZOS ACUMULADOS 13.704.003,52 C 0,00 0,00 13.704.003,52 C


Conta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

6 RESULTADO EXERCICIO ANTES DA CSL E IRPJ 0,00 131.802.380,53 116.472.713,62 15.329.666,91 D6.1 RESULTADO OPERACIONAL 0,00 2.083.178,85 918,01 2.082.260,84 D6.1.5 (-) GASTOS OPERACIONAIS 0,00 2.083.178,85 918,01 2.082.260,84 D6.1.50.1 GERACAO 0,00 1.977.498,15 0,00 1.977.498,15 D6.1.50.11 USINAS 0,00 1.977.498,15 0,00 1.977.498,15 D6.1.50.11.1 CUSTO DE OPERACAO 0,00 1.977.498,15 0,00 1.977.498,15 D6.1.50.11.155 AMORTIZACAO 0,00 1.976.999,88 0,00 1.976.999,88 D6.1.50.11.1550101 AMORTIZACAO 0,00 1.976.999,88 0,00 1.976.999,88 D6.1.50.11.199 OUTROS 0,00 498,27 0,00 498,27 D6.1.50.11.1990102 OUTROS-DIVERSOS 0,00 498,27 0,00 498,27 D6.1.50.4 ADMINISTRACAO 0,00 105.680,70 918,01 104.762,69 D6.1.50.41 ADMINISTRACAO CENTRAL 0,00 105.680,70 918,01 104.762,69 D6.1.50.41.1 DESPESAS DE ADMINISTRACAO CENTRAL 0,00 105.680,70 918,01 104.762,69 D6.1.50.41.121 SERVICO DE TERCEIROS 0,00 800,00 0,00 800,00 D6.1.50.41.1210104 ST -CONSULTORIA JURIDICA 0,00 800,00 0,00 800,00 D6.1.50.41.193 TRIBUTOS 0,00 99.877,36 518,01 99.359,35 D6.1.50.41.1930103 TRIBUTOS - IMPOSTOS - OUTROS 0,00 0,00 9,06 9,06 C6.1.50.41.1930403 TRIBUTOS-IMPOSTOS-OUTROS 0,00 99.877,36 508,95 99.368,41 D6.1.50.41.199 OUTROS 0,00 5.003,34 400,00 4.603,34 D6.1.50.41.1990104 OUTROS-DESPESAS LEGAIS 0,00 5.003,34 400,00 4.603,34 D6.3 RESULTADO OPERACIONAL FINANCEIRO 0,00 129.719.201,68 116.471.795,61 13.247.406,07 D6.3.1 RECEITA FINANCEIRA 0,00 20.565.561,43 34.362.643,60 13.797.082,17 C6.3.10.4 ADMINISTRACAO 0,00 20.565.561,43 34.362.643,60 13.797.082,17 C6.3.10.41 ADMINISTRACAO CENTRAL 0,00 20.565.561,43 34.362.643,60 13.797.082,17 C6.3.10.41.1 RENDAS 0,00 829,02 4.407.478,53 4.406.649,51 C6.3.10.41.1010102 APLICACOES FINANCEIRAS 0,00 0,00 281.822,51 281.822,51 C6.3.10.41.1010103 PARTES RELACIONADAS / JUROS MUTUO 0,00 829,02 4.125.656,02 4.124.827,00 C6.3.10.41.2 GANHO DE EQUIVALENCIA PATRIMONIAL 0,00 20.562.177,16 29.909.306,54 9.347.129,38 C6.3.10.41.2010101 GANHO EQUIVALENCIA PATRIMONIAL 0,00 20.562.177,16 29.909.306,54 9.347.129,38 C6.3.10.41.9 OUTRAS RECEITAS FINANCEIRAS 0,00 2.555,25 45.858,53 43.303,28 C

6.3.10.41.9010101 OUTRAS RECEITAS FINANCEIRAS-OUTROS 0,00 2.555,25 45.858,53 43.303,28 C6.3.5 (-) DESPESA FINANCEIRA 0,00 109.153.640,25 82.109.152,01 27.044.488,24 D6.3.50.4 ADMINISTRACAO 0,00 109.153.640,25 82.109.152,01 27.044.488,24 D6.3.50.41 ADMINISTRACAO CENTRAL 0,00 109.153.640,25 82.109.152,01 27.044.488,24 D6.3.50.41.2 PERDA DE EQUIVALENCIA PATRIMONIAL 0,00 109.153.613,30 82.109.152,01 27.044.461,29 D6.3.50.41.2010101 PERDA EQUIVALENCIA PATRIMONIAL 0,00 109.153.613,30 82.109.152,01 27.044.461,29 D6.3.50.41.9 OUTRAS DESPESAS FINANCEIRAS 0,00 26,95 0,00 26,95 D6.3.50.41.9010105 OUTRAS DESP FINANC-IOF E IOC 0,00 26,95 0,00 26,95 DConta Descricao Saldo anterior Débito Crédito Saldo atual

7 LUCRO OU PREJUIZO LIQUIDO DO EXERCICIO 0,00 8.508.019,42 7.054.833,36 1.453.186,06 D7.1 RESULTADO DO EXERCICIO 0,00 8.508.019,42 7.054.833,36 1.453.186,06 D7.1.0 RESULTADO DO EXERCICIO 0,00 8.508.019,42 7.054.833,36 1.453.186,06 D7.1.00.1 GERACAO 0,00 8.508.019,42 7.054.833,36 1.453.186,06 D

7.1.00.11 RESULTADO EXERC.DEPOIS DA CONTRIBUICAO 0,00 8.508.019,42 7.054.833,36 1.453.186,06 D

7.1.00.11.2 PROVISOES SOBRE O RESULTADO DO EXERCICIO 0,00 8.508.019,42 7.054.833,36 1.453.186,06 D7.1.00.11.201 (-) CONTRIBUICAO SOCIAL 0,00 2.225.247,73 1.864.654,05 360.593,68 D

7.1.00.11.2010101 PROV RESULTADO EXERCICIO-CONTRIB SOCIAL 0,00 2.225.247,73 1.864.654,05 360.593,68 D7.1.00.11.202 (-) IMPOSTO DE RENDA 0,00 6.015.243,71 5.037.594,60 977.649,11 D

7.1.00.11.2020101 PROV RESULTADO DO EXERCICIO-IMPOST RENDA 0,00 6.015.243,71 5.037.594,60 977.649,11 D7.1.00.11.204 (+) IMPOSTO DE RENDA A COMPENSAR 0,00 267.527,98 152.584,71 114.943,27 D

7.1.00.11.2040101 PROV RESULT.EX-IR A COMPENSAR-CSL DIFER. 0,00 70.808,29 40.382,13 30.426,16 D

7.1.00.11.2040102 PROV RESULT.EX-IR A COMPENSAR-IRPJ DIFER 0,00 196.719,69 112.202,58 84.517,11 D

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as Seller

and

EDP – ENERGIAS DO BRASIL S.A.,

as Buyer.

December 9, 2014

1

SHARE PURCHASE AGREEMENT AND OTHER COVENANTS

By this private instrument of Share Purchase Agreement and Other Covenants (“Agreement”), the

parties:

I. Eneva S.A, a corporation, headquartered in the City of Rio de Janeiro, state of Rio de

Janeiro, at Praia do Flamengo, 66, enrolled in the CNPJ/MF under nº. 04.423.567/0001-21,

herein represented pursuant to its by-laws (“Eneva” or “Seller”);

II. EDP – Energias do Brasil S.A., a corporation, headquartered in the City of São Paulo, state

of São Paulo, at Rua Gomes de Carvalho 1996, 8th

floor, enrolled in the CNPJ/MF under nº.

03.983.431/0001-03, herein represented pursuant to its by-laws (“Buyer” and, together with

the Seller, hereinafter referred to as “Parties” and each of Buyer and Seller as a “Party”); and

As intervening consenting party (“Intervening Consenting Party”):

III. Porto do Pecém Geração de Energia S.A., a joint-stock company with principal place of

business located in the City of São Gonçalo do Amarante, State of Ceará, at Rodovia CE-

085, KM 37,5, Complexo Industrial e Portuário de Pecém, enrolled in the National Register

of Legal Entities (CNPJ/MF) under nº. 08.976.495/0001-09, herein represented pursuant to

its bylaws (“Company”);

R E C I T A L S

WHEREAS the Seller owns 943,936,131 common voting shares that represent 50% (fifty

percent) of the voting and total capital of the Company;

WHEREAS the Seller wish to sell all of their shares of the Company to the Buyer and the

Buyer wishes to acquire the totality of the shares issued by the Company, according to the terms and

conditions set forth herein (the “Transaction”);

The Parties agree to execute this Agreement, which shall be governed by the following

clauses and conditions:

CHAPTER I

DEFINITIONS

CLAUSE 1.1. Certain Defined Terms. For the purposes of this Agreement, and unless

otherwise expressly defined elsewhere in this Agreement, the terms described below shall have the

following meanings:

2

(a) “Affiliate” means, in relation to any Person, (i) another Person who, directly or indirectly,

Controls said Person, (ii) another Person who is Controlled, directly or indirectly by Said Person, or

(iii) another Person who is, directly or indirectly, under the same Control of said Person.

(b) “Antitrust Authorities” means the Administrative Council for Economic Defense – CADE.

(c) “Aneel” means the Agência Nacional de Energia Elétrica.

(d) “Brazilian Civil Code” means Law number 10.406, of January 10, 2002, as amended from

time to time.

(e) “Business” means the generation of thermal energy of 720 MW of the Company along with

its contractual arrangements.

(f) “Business Day” means any day in which financial institutions are not obliged or authorized

to close in the cities of Rio de Janeiro, State of Rio de Janeiro or São Paulo, State of São Paulo,

both in Brazil.

(g) “Control” or “Controlling” means the power of a Person or a group of Persons to, directly or

indirectly, hold shareholder rights that permanently ensure them advantages on corporate

resolutions and the power to elect the majority of the board of directors’ members.

(h) “Government Authority” means any authority, agency, court, arbitrator, chamber or

commission, whether federal, state or municipal, national, foreign or supranational, governmental,

administrative, regulatory or self-regulatory, including any known stock exchange.

(i) “Lien” means any encumbrance, in rem or personal security interest, mortgage, restriction,

easement, usufruct, doubt, burden, fee, pledge, option, right of first refusal or any other right, claim,

restriction or limitation of any nature which might affect free and full ownership related to the asset

at stake or, in any way, might present obstacles to its disposal at any time.

(j) “Ordinary Course of Business” means, when used in relation to the conduct by the

Company with respect to the Business, any transaction or activity which constitutes an ordinary

day-to-day business activity, conducted in a commercially reasonable and businesslike manner,

having no extraordinary features, and consistent with past procedures and practice.

(l) “Person” means an individual, company, trust, association, condominium, fund, joint

venture or other entity, or Government Authority.

(m) “Related Parties” has the meaning set forth on Technical Pronouncement CPC No. 5,

approved by Securities and Exchange Commission’s Resolution 560/2008.

3

(n) “Taxes” means any tax, contribution, assessment, tariff, fee, duty or other government

assessment, whether federal, state or municipal, including income tax, withholding taxes, taxes on

circulation of goods, ad valorem, social and social security contributions, taxes on services or on

financial transactions.

CLAUSE 1.2. Other Defined Terms. In addition to the definitions above, other terms listed

below shall have the meanings ascribed to them in the following clauses of this Agreement:

Definition Reference

Agreement Preamble

Seller Preamble

Buyer Preamble

Party; Parties Preamble

Intervening Consenting Party Preamble

Company Preamble

Shares 2.1

Transaction 2.1

Purchase Price 2.2

Closing Date 4.2

Closing 4.3

Loss or Losses 6.1

Third Party Claim 6.3

Dispute 8.1

CCBC Regulation 8.1

CLAUSE 1.3. Interpretation. The headings and titles of this Agreement serve only as a

convenience of reference and shall not limit or affect the meaning of clauses, paragraphs or articles

to which they apply. The terms “including”, “especially” and other similar terms shall be interpreted

as followed by the term “for example”, except when the clause wording explicitly expresses the

contrary. Always when required by the context, definitions herein shall apply both in their singular

and plural forms, and the masculine gender shall include the feminine and vice-versa. References to

any documents or other instruments include all their amendments, replacements and consolidations

and respective supplementations, except if expressly provided differently. References to legal

provisions shall be interpreted as references to the provisions respectively amended, extended,

consolidated or reformulated.

CHAPTER II

PURCHASE AND SALE OF THE SHARES

CLAUSE 2.1. Purchase and Sale. On the terms and subject to the conditions set forth in this

Agreement, the Seller hereby sells, assigns, transfers and delivers to the Buyer, and the Buyer

4

purchases and receives from the Seller, 943,936,131 common voting shares issued by the Company

and any other outstanding common voting shares issued by the Company in accordance with Clause

3.3.(v) below (“Shares”), owned by the Seller, representing 50% (fifty percent) of the total issued

and outstanding corporate capital of the Company (“Sale and Purchase”).

CLAUSE 2.2. Purchase Price. In consideration for the purchase and sale of the Shares,

Buyer shall pay to the Seller on the Closing Date the total aggregate amount of R$ 300,000,000.00

(three hundred thousand million Reais) (“Purchase Price”).

CLAUSE 2.3. Purchase Price Payment. The Purchase Price shall be paid by the Buyer to the

Seller at Closing in Brazilian Reais in one single installment by wire transfer to the bank, branch and

account informed by the Seller in writing at least 5 (five) Business Days prior to the Closing Date.

CLAUSE 2.4. Transfer of the Shares. On the Closing Date, Seller shall execute the relevant

documents including the deed of transfer (Termo de Transferência de Ações Nominativas) on the

share transfer book of the Company (Livro de Transferência de Ações Nominativas) as may be

necessary to formalize the transfer of the Shares to the Buyer.

CHAPTER III

CONDITIONS PRECEDENT AND CLOSING

CLAUSE 3.1. Conditions Precedent for the Closing. (a) The Buyer’s obligation to buy the

Shares and consummate the Transaction contemplated by this Agreement is subject to the

satisfaction or waiver, on or prior to the Closing Date, of each of the following conditions precedent:

(i) Non-existence of law or regulation that would prevent the Closing to be performed;

(ii) In the event Seller requests judicial recovery (recuperação judicial), the following

requisites shall cumulative apply: (a) the reorganization plan shall reproduce the same

conditions of the Transaction, (b) the creditors shall approve the reorganization plan

containing the same dispositions of the Transaction during the general creditors

meeting of Seller, and (c) the court responsible for the judicial recovery shall ratify

(homologar) the reorganization plan containing the same dispositions of the

Transaction.

(iii) All necessary approvals, consents, authorizations, acceptances or otherwise

(“Consents”) from IDB, BNDES and from any and all financial institutions have been

obtained related to the financial agreements of the Company; and

(iv) The Antitrust Authorities have approved the Transaction.

(v) Aneel has approved the Transaction, as applicable;

5

(b) The Seller’s obligation to sell the Shares and consummate the Transaction

contemplated by this Agreement is subject to the satisfaction or waiver, on or prior to the Closing

Date, of each of the following conditions precedent:

(i) Non-existence of law or regulation that would prevent the Closing to be performed;

(ii) In the event Seller requests judicial recovery (recuperação judicial), the following

requisites shall cumulative apply: (a) the reorganization plan shall reproduce the same

conditions of the Transaction, (b) the creditors shall approve the reorganization plan

containing the same dispositions of the Transaction during the general creditors

meeting of Seller, and (c) the court responsible for the judicial recovery shall ratify

(homologar) the reorganization plan containing the same dispositions of the

Transaction;

(iii) The Antitrust Authorities have approved the Transaction; and

(iv) Aneel has approved the Transaction, as applicable.

CLAUSE 3.2. Closing Date and Place. Closing of the Transaction shall take place on the 5th

(fifth) Business Day after the last pending condition precedent among those set forth in Clause 3.1

above is satisfied or waived (other than conditions that are intended to be satisfied at Closing)

(“Closing Date”), at 11:00 a.m. São Paulo time, at the offices of Buyer’s in São Paulo, SP, or such

other date, time and place mutually agreed among the Parties.

CLAUSE 3.3. Closing Operations. (a) On the Closing Date, the Parties shall take or cause to

be taken the following acts and operations (“Closing”):

(i) The Seller shall sign a deed of transfer (Termo de Transferência) on the Company’s

share transfer book (Livro de Transferência de Ações Nominativas) transferring the

Shares to the Buyer, and the Company shall make the corresponding records in the

share registry book of the Company (Livro de Registro de Ações Nominativas);

(ii) Buyer shall pay the Purchase Price to the Seller as set forth in Clause 2.2 (the

“Closing Purchase Price”);

(iii) Seller must deliver to the Buyer letters from all current members of the Board of

Directors and Officers of the Company appointed by the Seller resigning from their

positions as members of the Board of Directors and Officers and releasing the

Company from any liability regarding their duties;

(iv) The Parties shall terminate the existing Shareholders’ Agreement of the Company, as

well as any other agreement executed by the Parties that governs the relationship of

the Parties as shareholders of the Company, including the release of any and all

liabilities and obligations arising therefrom; and

6

(v) Conversion of any related party agreements between the Sellers and the Company

into equity such as (i) intercompany loan; and (ii) the coal supply agreement and (iii)

energy contracts (“Related Party Agreements”), recorded in the balance sheets of

the Company on such conversion date, which outstanding balances for reference

amount to R$178 million, R$208 million and R$23.9 million, respectively, as of

October 31st, 2014.

(vi) The Parties shall execute all and any other documents and instruments required for

the implementation of the Sale and Purchase of Shares contemplated herein.

(b) All Closing procedures, as well as all documents signed at the Closing, shall be

deemed performed and executed simultaneously, for all purposes.

CHAPTER IV

REPRESENTATIONS AND WARRANTIES

CLAUSE 4.1. Seller’s Representations and Warranties. The Seller acknowledge that the

representations and warranties below are an essential condition for the Buyer’s decision to enter into

this Agreement and consummate the Transaction and, thus represent and warrant, in a true, complete

and accurate manner, to the Buyer that, as of the date of execution of this Agreement and, unless

otherwise stated, on the Closing Date:

(a) Organization. Except as provided in Clause 3.1 (ii), the Seller is duly and validly

established and existing under the laws of the Federative Republic of Brazil and have

full authority and power to operate their business and activities, as they have been

operated, and to execute this Agreement,.

(b) Authority. Except as provided in Clause 3.1 (ii), the Seller has full authority and

power to execute this Agreement, as well as to complete and implement the

operations set forth herein. This Agreement, after signed by all Parties, constitutes a

valid and binding legal obligation of the Seller, enforceable against them under its

terms,.

(c) No Violation. Except as provided in Clause 3.1 (ii), the execution of this Agreement,

as well as the implementation of the acts and operations set forth herein, by the Seller

does not violate any law, rule, decision or administrative or judicial order or

arbitration award, applicable to the Seller.

(d) Litigation. Except as provided in Clause 3.1(a)(ii), there are no pending claims,

demands, lawsuits, investigation or procedures which may affect the Seller’s ability

to comply with the terms and conditions of the present Agreement.

7

ARTICLE 4.2. Buyer Representations and Warranties. The Buyer represents and

warrants to the Seller that, on the present date and on the Closing Date:

(a) Organization and Authority. The Buyer is a corporation duly organized and existing

under the laws of Brazil and has full authority to operate its business and activities as

currently operated, to execute this Agreement, as well as to complete and implement

the operations contemplated hereby. This Agreement, after signed by all Parties,

constitutes a valid and binding legal obligation of the Buyer, enforceable against it

under its terms.

(b) No Violation. The execution of this Agreement, as well as the implementation of acts

and operations set forth herein by the Buyer do not violate: (i) the Buyer’s articles of

incorporation; (ii) any law, rule, decision or administrative or judicial order or

arbitration award, applicable to the Buyer; or (iii) any Buyer’s contract obligations

with third parties.

(c) Litigation. Except as provided in Clause 3.1(b)(ii), there is no pending demand, suit,

investigation or procedure which may affect the Buyer’s ability to comply with the

terms and conditions of the present Agreement.

ARTICLE 4.3. The Parties recognize and agree that except for the representations and

warranties established herein, the Parties do not grant any other representation or warranty to each

other, the Company and/or their representatives.

CHAPTER V

OTHER OBLIGATIONS

CLAUSE 5.1. Joint Efforts. The Parties and the Company hereby agree that they shall take

all action necessary for the full performance of the obligations set out in this Agreement, and they

shall sign all instruments, certificates and other documents required to implement the Transaction

contemplated by this instrument.

CLAUSE 5.2. Notice to the Antitrust Authorities and Aneel. The Buyer shall carry out at its

own expenses all procedures required to submit this Transaction to the Antitrust Authorities and

Aneel. The Seller and the Company hereby undertake to provide the documentation prescribed by

law so that the Buyer can prepare the respective notice to the Antitrust Authorities and Aneel.

CLAUSE 5.3. Confidentiality. The Parties and the Company undertake to treat as strictly

confidential and not to disclose or make public any aspects related to this Agreement and its

Schedules, without the prior consent of the other Party or Parties, except (i) as required by

applicable law or by the proper government authority, where the Person required to make the

disclosure shall send a written notice to the other Party or Parties on this matter, and the Parties shall

reach a consensus in good faith about the more effective and satisfactory way to make the

8

disclosure, and (ii) for general publicity of the existence of the Transaction, in line with market

practice. Moreover, each Party and the Company undertakes to treat as strictly confidential and not

to disclose to any third parties any and all information concerning the other Parties or the Company

of which each of them may take knowledge through the transactions set out in this Agreement,

except any information that (i) is or shall become of public domain without violation of the

confidentiality obligation dealt with in this Clause; (ii) was already known to the recipient of the

information at the time of such disclosure; or (iii) is lawfully received from third parties that in no

way subject to any confidentiality obligation before the Parties. Each Party and the Company shall

require that their officers, employees, consultants, agents and representatives comply with the

confidentiality obligations set out in this Clause.

CLAUSE 5.4. Expenses. Unless otherwise established in this Agreement, all costs and

expenses incurred by the Parties with the negotiation, preparation and execution of this Agreement

shall be borne by the Party that incurred them.

CLAUSE 5.5. Affirmative and Negative Covenants. Except upon the prior express and

written approval of the Buyer, from the date of the Antitrust Authorities approval of the Transaction

up to and including the Closing Date, Seller agrees that any and all day to day activities to be carried

out by the officers (Diretores) of the Company must be previously approved in writing by Buyer or

its appointed representative, including, but not limited to the following: (i) any and all contacts

with Government Authorities; (ii) operation and maintenance of the Company; (iii) any and all

payments to be carried out to suppliers, banks or third parties; (iv) signing of any contract and/or

document regardless of its value; and (v) dismissal or hiring of employees.

CLAUSE 5.6. Funding of the Company. The Parties agree that any and all funding required

by the Company after the date hereof shall be provided exclusively by the Buyer through advance

for future capital increases (AFACs) or any other intercompany loans, provided that the credits

arising from such AFACs or intercompany loans cannot be converted into equity prior to the Closing

Date (“Company’s Funding”). In case the Transaction is not closed in accordance with Chapter III

above, then the Seller will have the option at its sole discretion to (i) reimburse the Buyer for 50%

(fifty per cent) of any eventual Company’s Funding occurred from the execution date of this

Agreement until the termination of the Transaction adjusted by the interest accrued at the CDI rate

plus 1% (one per cent) per year calculated over the Company’s Funding, from the date its occurred

to the date of reimbursement; or (ii) be diluted in accordance with the Shareholders’ Agreement,

observed in this case the dilution basis shall be R$300,000,000.00 for 50% (fifty per cent) of the

Company’s equity.

CHAPTER VI

OBLIGATION TO INDEMNIFY

CLAUSE 6.1. Indemnification. (a) Subject to the limitations set forth in this Agreement, the

Seller undertakes to indemnify and keep the Buyer, and its corresponding managers, employees,

advisors, representatives and their respective successors harmless from and against any and all

9

damages, injuries, expenses and costs including, but not limited to, fees of counsel and procedural

costs suffered or incurred and excluding any loss of profits or indirect damages (“Loss” or “Losses”)

by the Buyer arising from:

(i) breach of the representations and warranties, under the terms of Clause 4.1; and

(ii) non-compliance with any material obligation set forth in this Agreement.

(b) The Buyer undertakes to indemnify and hold the Seller and its corresponding

managers, employees, advisors, representatives and their respective successors harmless from and

against each and every Loss or Losses incurred by the Seller arising from:

(i) breach of the representations and warranties, under the terms of Clause 5.2; and

(ii) non-compliance with any material obligation set forth in this Agreement.

CLAUSE 6.2. Limitations of Buyer’s and Seller’s Obligation to Indemnify. Buyer’s and

Seller’s obligations to indemnify shall remain valid until the termination of their relevant statutes of

limitation. In any event, the obligation of Seller to indemnify shall remain valid if the Seller

receives, during the original validity period, a written notice from the Buyer or the Company

informing it of a good-faith demand under the terms of this Agreement, when the Seller’s obligation

to indemnify shall remain regarding such demand until it is definitely resolved.

CLAUSE 6.3. The Seller is not liable and shall not indemnify the Buyer, its corresponding

managers, employees, advisors, representatives and their respective successors, for any liability or

obligation of the Company, including, but not limited to, those arising out of the assets, operation,

business, economic and financial situation of the Company, prior or after the Closing, whether or

not known at the date of execution of this Agreement or on the Closing Date.

CHAPTER VII

PRE-CLOSING TERMINATION

CLAUSE 7.1. Termination. This Agreement may be terminated at any time until the Closing

Date, in the following events:

(i) by written agreement by the Parties; and

(ii) by the Buyer or the Seller in case the Transaction is not Closed in the event (a) Seller

bankrupts or (b) Seller requests judicial recovery (recuperação judicial) and in this

case the following requisites are not cumulative fulfilled: (I) the reorganization plan

reproduces the same conditions of the Transaction, (II) the creditors approve the

reorganization plan containing the same dispositions of the Transaction during the

10

general creditors meeting of Seller, and (III) the court responsible for the judicial

recovery ratifies (homologar) the reorganization plan containing the same

dispositions of the Transaction.

CLAUSE 7.2. Effects of Termination. (a) In any of the events set out in Clause 7.1(i) through

(vi) above, the termination of this Agreement shall not result in any payment obligation from one

Party to the other.

(b) In any case, the confidentiality obligation undertaken by the Parties in Clause 5.3

above, the provisions relating to resolution of the Disputes set forth in Chapter IX below and the

general provisions contained in Chapter X below shall remain in effect and enforceable.

CHAPTER VIII

RESOLUTION OF DISPUTES

CLAUSE 8.1. Resolution of Disputes. Without prejudice to any legal specific provision in

that regard, any litigation or controversies arising out of or related to this Agreement shall be

informed in writing by one Party to the other, and the Parties shall exert their best efforts to settle

them out of court by means of direct negotiations held in good faith, within a period not longer than

ten (10) Business Days counted from the date of receipt of the notice mentioned herein. Failing an

agreement, such litigation or dispute (“Dispute”) shall be submitted to arbitration pursuant to Law

9307/96, and shall be settled in accordance with the Arbitration Regulations of the Brazil-Canada

Chamber of Commerce (“CCBC Regulation”). The arbitral tribunal shall be made up of three (3)

Portuguese-speaking and reading arbitrators, one being designated by the Buyer, the other by the

Seller and the third one by the first two arbitrators. The third arbitrator shall preside the arbitral

tribunal. If the first two arbitrators fail to reach a consensus related to the indication of the third

arbitrator, such arbitrator shall be indicated by the Brazil-Canada Chamber of Commerce. The

arbitration shall be conducted in the City of São Paulo, State of São Paulo, Brazil, and shall be

conducted on a confidential basis and in the Portuguese language. To the fullest extent set forth by

law, the parties waive the right to file any appeals against (including but not limited to) the

arbitration award, as well as to argue any exceptions against execution thereof. The enforcement of

the arbitration award may be pleaded at any proper courts, and the arbitration award shall be issued

within the Brazilian territory and shall have a definitive territory, binding the parties and their

successors in any way. For the exclusive purposes of any coercion measure or precautionary

procedure of a preventive, provisional or permanent nature, the Parties elect the courts of the

Judicial District of the Capital of the State of São Paulo. These provisions regarding settlement of

disputes shall remain in force until completion of all the matters or lawsuits resulting from this

document. Except for the fees of the respective attorneys, which are to be paid by each of the Parties

individually, all other expenses and costs of arbitration shall be borne by any of the Parties or by

both Parties, as the arbitral tribunal may determine.

CHAPTER IX

MISCELLANEOUS

11

CLAUSE 9.1. Notices. (a) All notices, consents, requests and other communications

established in this Agreement shall only be valid and effective if made in writing and sent by letter

with notice of receipt or certified letter, fax or email with evidence of receipt, and shall be sent to the

Parties at the addresses below:

(i) If to the Seller:

Mr. Alexandre Americano

Praia do Flamengo 66, 6º floor

Rio de Janeiro – RJ

Brazil

e-mail: [email protected]

(ii) If to the Buyer:

Mr. Miguel Setas

Rua Gomes de Carvalho 1996, 8th

floor

São Paulo – SP

Brazil

e-mail: [email protected]

(b) The change of addressee, address or any of the aforementioned information must be

promptly notified in writing to the other Party as provided for herein; if such notice is not provided,

any notice or communication delivered to the addressees or at the addresses indicated above shall be

considered as having been duly made and received.

CLAUSE 9.2. Irrevocability. Subject to the provisions in Chapter IX above, this Agreement

is irrevocable and irreversible, and the obligations assumed herein by the Parties are also binding on

their successors in any way.

CLAUSE 9.3. Entire Agreement. Any court declaration as to the nullity or inefficacy of any

of the covenants contained in this Agreement shall not adversely affect the validity and efficacy of

the other covenants, which shall be fully complied with, and the Parties agree to exert their best

efforts to validly achieve the same effects of the covenant that has been annulled or has become

ineffective.

CLAUSE 9.4. Schedules and Amendments. This Agreement and its schedules constitute the

full understanding and covenants of the Parties in relation to the matters regulated hereunder. This

Agreement and its exhibits may only be amended or changed through a written instrument signed by

the Parties.

12

CLAUSE 9.5. Novation. The lack or delay of any of the Parties to exercise any of the rights

in this Agreement shall not be considered as waiver or novation, and shall not affect the subsequent

exercise of such right. Any waiver shall only produce effects when it is specifically granted in

writing.

CLAUSE 9.6. Assignment. It is prohibited to assign any of the rights and obligations

established in this Agreement, without the prior express written consent of each of the Parties,

except (i) as otherwise provided for in this Agreement; or (ii) that the Buyer may assign any rights

pursuant to this Agreement to an Affiliate of the Buyer, remaining the Buyer joint and severally

liable with the respective successor for all its obligations under this Agreement .

CLAUSE 9.7. Capability. Each Party signs this Agreement and represents (i) to be aware of

the obligations ensuing from this Agreement and from the laws governing this Agreement; (ii) has

been assisted by attorneys and that, by virtue of its routine activities of management of its respective

companies, fully understands all the terms and conditions of this Agreement; and (iii) fully assumes

the charges and risks inherent to this Agreement, including, but not limited to, the obligation to

indemnify established in Chapter VII of this Agreement.

CLAUSE 9.8. Intervenience and Consent. The Company executes this Agreement in their

capacity as Intervening Consenting Party and acknowledges, consents and agrees with all its terms

and conditions, especially the Purchase and Sale of Shares, undertaking to comply with such terms

and conditions in their entirety and to ensure the proper and full performance of this Agreement.

CLAUSE 9.9. Language. This Agreement is executed in the English languages.

CLAUSE 9.10. Specific Performance. The interested Parties shall be entitled to obtain

specific performance of any other Parties’ undertakings hereunder, according to articles 461, 462,

466-A et seq. of the Code of Civil Procedure (Law 5869/73). For this purpose, the Parties

acknowledge that this Agreement, duly signed by two (2) witnesses, constitutes an extrajudicial

enforcement instrument (título executivo extrajudicial) for all purposes and effects of article 585, II

of the Code of Civil Procedure.

CLAUSE 9.11. Applicable Law. This Agreement shall be governed and construed under the

laws of the Federative Republic of Brazil.

(the remainder of this page is intentionally left blank)

13

(signature page of the Share Purchase Agreement and Other Covenants between Eneva S.A.

and EDP – Energia do Brasil S.A.)

IN WITNESS WHEREOF, the Parties sign this Agreement in 3 original copies of identical

form and content, in the presence of the two (2) undersigned witnesses.

SÁO PAULO, DECEMBER 09, 2014.

Seller:

ENEVA S.A.

___________________________

By:

Title:

___________________________

By:

Title:

Buyer:

EDP – Energias do Brasil S.A.

___________________________

By:

Title:

___________________________

By:

Title:

Intervening and Consenting Party:

Porto do Pecém Geração de Energia S.A.

___________________________

By:

Title:

___________________________

By:

Title:

Witnesses:

1 - __________________________ 2 - ________________________

Name: Name:

R.G.: RG.:

60

Annex 8.7.1

Form for Expressing Option to Convert Credits Described in Foreign

Currencies to Reais, in accordance with Clause 8.7.1 of the Judicial

Reorganization Plan of Eneva S.A. and Eneva Participações S.A.

Creditor (Name):

_______________________________________________________________________________________________

Corporate Taxpayer Identification Number (CNPJ/MF): _______________________________

Address: ____________________________________________________________________

Legal Representative: ____________________________________________________________

Individual Taxpayer ID Number (CPF/MF): ______________________________

Identity Card Number: ___________________ Issuing Agency: ________________ Date of

Issuance: _________________

Address: ____________________________________________________________________

The Creditor above qualified expresses, by mean of this statement, the option to

convert its credits described in foreign currencies to the Brazilian Currency

(Reais), in accordance with clause 8.7.1 of the Judicial Reorganization Plan of

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

Recuperação Judicial, for the purposes provided therein.

[day] [month], 2015.

______________________________________________________

[CREDITOR]

Execution Version

JUR_SP - 21143229v1 5769002.372912 1

São Paulo, April 29, 2015.

To

ENEVA S.A. – EM RECUPERAÇÃO JUDICIAL

Praia do Flamengo, No. 66, 7th floor

22.210-903, Rio de Janeiro – RJ

Attn.: Alexandre Americano - CEO and Ricardo Levy - CFO

and

ENEVA PARTICIPAÇÕES S.A. – EM RECUPERAÇÃO JUDICIAL

Praia do Flamengo, No. 66, 9th floor, suite 901/part

22.210-903, Rio de Janeiro – RJ

Attn.: Ricardo Levy – Co-CEO

Re.: Judicial Reorganization Protection filed by Eneva S.A. – Em Recuperação Judicial

and Eneva Participações S.A. – Em Recuperação Judicial

Dear Sirs:

1. We, DD Brazil Holdings S.À.R.L (“E.ON”), Banco BTG Pactual S.A. (“BTGP”),

Petra Energia S.A. (“Petra”), Itaú Unibanco S.A. (“Itaú”), Mr. Eike Fuhrken Batista, Centennial

Asset Mining Fund LLC and Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC (the last three “EB

Group”) refer to:

1.1. the Judicial Reorganization Protection filed by Eneva S.A. – Em Recuperação Judicial

(“Eneva”) and Eneva Participações S.A. – Em Recuperação Judicial (“Eneva

Participações” and, jointly with Eneva, referred herein as the “Companies”, which, in

turn, jointly with E.ON, BTGP, Petra, Itaú and EB Group are referred herein as the

“Parties” and each a “Party”), before the 4th Corporate Court of the Judicial District of

the city of Rio de Janeiro (“Bankruptcy Court”), under case No. 0474961-

48.2014.8.19.0001 (the “Judicial Reorganization”);

1.2. the letters delivered to the Companies (i) by Petra on March 31, 2015 (“Petra

Preliminary Support Letter”), (ii) by BTGP on April 9, 2015 (“BTGP Preliminary

Support Letter”), (iii) by the EB Group on April 9, 2015 (“EB Group Preliminary

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Support Letter”), and (iv) by E.ON on April 13, 2015 (“E.ON Preliminary Support

Letter”); all of which are attached hereto as Exhibits 1.2(i), 1.2(ii), 1.2(iii) and 1.2(iv),

respectively (the Petra Preliminary Support Letter, the BTGP Preliminary Support

Letter, the EB Group Preliminary Support Letter and the E.ON Preliminary Support

Letter are herein jointly referred to as “Preliminary Support Letters”); and

1.3. the Amended Plan, attached hereto as Exhibit 1.3, which contemplates the Capital

Increase with the characteristics described in the Preliminary Support Letters, has been

approved by the Board of Directors of Eneva and filed by the Companies before the

Bankruptcy Court on April 10, 2015.

2. The terms in capital letters but not expressly defined herein shall have the meanings

ascribed to them in the Preliminary Support Letters; and this letter (“Confirmation Support Letter”)

shall be deemed the Confirmation Support Letter as referred to and defined under each Preliminary

Support Letter.

3. In case of conflict between any provision of this Confirmation Support Letter and

the provision of the Preliminary Support Letters, the provisions of this Confirmation Support Letter

shall prevail.

4. Confirmation of the Preliminary Support Letters and Other Covenants. By the

execution and delivery of this Confirmation Support Letter:

4.1. each of the Parties, severally but not jointly, hereby irrevocably confirms and restates,

as applicable (i) its agreement that the Judicial Reorganization shall be implemented

by means of, among other measures, the transactions established in the Preliminary

Support Letters and specially in the Amended Plan attached hereto as Exhibit 1.3; and

(ii) with respect to E.ON, BTGP, Petra and EB Group, that all provisions,

commitments, obligations, covenants, representations and warranties and other

undertakings assumed by each of them in the Preliminary Support Letters shall

become mutually effective, binding and enforceable as of the date hereof.

4.2. E.ON hereby further (i) confirms its approval of the Amended Plan (as attached hereto

as Exhibit 1.3), in accordance with Section 2 and subject to the provisions of Section

2.1, both of the E.ON Preliminary Support Letter; (ii) represents and warrants that the

following statements are true, complete, accurate and not misleading in all material

aspects as of the date hereof: (ii.1) except as disclosed in Schedule 4.2(ii.1), all

authorizations required for the execution, formalization and performance of the E.ON

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Preliminary Support Letter and this Confirmation Support Letter by E.ON were duly

obtained, including, but not limited to, those of corporate, legal and/or regulatory

nature, as well as those required due to other instruments entered into with third

parties; and E.ON’s representatives executing the Preliminary Support Letter and this

Confirmation Support Letter are fully entitled to do so; (ii.2) the Preliminary Support

Letter and this Confirmation Support Letter are binding, valid and constitute an

enforceable obligation against E.ON; (ii.3) the execution and performance of the

Preliminary Support Letter and this Confirmation Support Letter and other related

instruments do not imply default of any of its obligations or violate any provisions of

law, rule or regulation applicable to it and/or its controlling shareholders or its

organizational documents or those of its controlling shareholders; (ii.4) E.ON is the

legitimate owner of the E.ON Assets, and that, except for the existence of the

shareholders’ agreement of Parnaíba Gás Natural S.A. (“PGN”), the shareholders’

agreement of Eneva Participações, and the terms and conditions thereof, and except as

in connection with existing pledge over shares issued by PGN and held by E.ON to

guarantee outstanding debentures issued by PGN, the E.ON Assets are free and clear

of any pledge, lien, security interest, charge, claim, equity, option, proxy, voting

restriction, right of first refusal or other limitation on disposition or encumbrances of

any kind; (ii.5) E.ON is a sophisticated party with respect to the subject matter of the

E.ON Preliminary Support Letter and this Confirmation Support Letter, (a) has been

represented and advised by legal counsel in connection with the E.ON Preliminary

Support Letter and this Confirmation Support Letter, (b) has independently made its

own analysis and decision to enter into the E.ON Preliminary Support Letter and this

Confirmation Support Letter, and (c) acknowledges that has entered into the E.ON

Preliminary Support Letter and this Confirmation Support Letter voluntarily and by its

own choice, not under coercion or constraint; (ii.6) to the best of E.ON’s knowledge,

there is no act, fact or circumstance that could possibly cause E.ON not to obtain the

necessary internal corporate consents necessary for the assignment to BTGP of its

preemptive rights; and (ii.7) there is no litigation, action, suit, proceeding, claim,

arbitration or investigation pending or, to the best of E.ON’s knowledge, threatened

against E.ON and Eneva Participações of any nature whatsoever, including, but not

limited to those of tax, civil, labor, environmental, commercial, corporate or regulatory

nature, which in any manner challenges or seeks to (a) prevent, hinder or materially

delay the consummation of the transactions contemplated by this Confirmation

Support Letter, the Preliminary Support Letter and/or the Amended Plan; or (b)

otherwise prevent, hinder or materially delay performance by E.ON of any of its

obligations under this Confirmation Support Letter, the Preliminary Support Letter

and/or the Amended Plan; and (iii) confirms that item 3.5(c) of the E.ON Preliminary

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Support Letter should be replaced with the following wording: “(c) in case the E.ON

Assets are not contributed in the Capital Increase, not sell, transfer, assign or dispose

in any other way the E.ON Assets and/or the shares held in the share capital of Eneva

(“E.ON Shares”) until the earlier of, (i) the ratification of the Second Capital

Increase; or (ii) 6 (six) months counted as from the date of ratification of the Capital

Increase, whichever occurs first. Notwithstanding the foregoing, E.ON will be

authorized to jointly sell the totality, and not less than the totality, of E.ON Assets and

the E.ON Shares, to the same third party acquirer, in case such third party acquirer

undertakes, in writing, to comply with the obligations incumbent upon E.ON as set

forth in this Preliminary Support Letter and the Confirmation Support Letter”.

4.3. BTGP hereby (i) confirms its approval of the Amended Plan (as attached hereto as

Exhibit 1.3) in accordance with Section 2 and subject to the provisions of Section 2.1,

both of the BTGP Preliminary Support Letter, (ii) represents and warrants that all

representations and warranties provided in the BTGP Preliminary Support Letter

(other than the ones under items “a” and “d” of Section 4 of the BTGP Preliminary

Support Letter, which are being replaced by items “ii.1” and “ii.3” below) remain true,

complete, accurate and not misleading in all material aspects as of the date hereof, and

that the following representations and warranties are true, complete, accurate and not

misleading in all material aspects as of the date hereof: (ii.1) except as disclosed in

Schedule 4.3(ii.1), all authorizations required for the execution, formalization and

performance of the Preliminary Support Letter and this Confirmation Support Letter

by BTGP were duly obtained, including, but not limited to, those of corporate, legal

and/or regulatory nature, as well as those required due to other instruments entered

into with third parties; and BTGP’s representatives executing the Preliminary Support

Letter and this Confirmation Support Letter are fully entitled to do so; (ii.2) BPMB is

a party to the Joint Operation Agreement and the consortia entered with PGN (“BPMB

Agreements”), which are in full force and effect and are legal, valid, binding and

enforceable against BMPB, and, to the best of BPMB’s knowledge, there is no

ongoing judicial or arbitral dispute between BPMB and PGN under the BPMB

Agreements; (ii.3) BTGP is the legitimate owner of the BTGP Credits and of the

BTGP Asset, and such BTGP Credits and BTGP Asset, except for the existence of the

Joint Operation Agreement and the terms and conditions thereof, are free and clear of

any pledge, lien, security interest, charge, claim, equity, option, proxy, voting


any kind; (ii.4) since December 31, 2014, BPMB continues to be a pure holding

company, carrying on its activities as such in the ordinary course of business,

consistent with past practices in its material aspects and, to the best of BTGP’s

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knowledge, there has been no condition or event exclusively related to BPMB that

may cause an adverse effect on BPMB (excluding, for all purposes of this

representation, any and all acts, facts or circumstances in connection with the BPMB

Agreements, the Parnaíba Exploration Blocks (as described in Schedule 3 of the BTGP

Preliminary Support Letter), and any and all rights, obligations and/or contingences

related thereto; and (ii.6) there is no litigation, action, suit, proceeding, claim,

arbitration or investigation pending or, to the best of BTGP’s knowledge, threatened

against BTGP or BPMB of any nature whatsoever, including, but not limited to those

of tax, civil, labor, environmental, commercial, corporate or regulatory nature, which

in any manner challenges or seeks to (a) prevent, hinder or materially delay the

consummation of the transactions contemplated by this Confirmation Support Letter,

the Preliminary Support Letter and/or the Amended Plan, or (b) otherwise prevent,

hinder or materially delay performance by BTGP of any of its obligations under this

Confirmation Support Letter, the Preliminary Support Letter and/or the Amended

Plan; and (iii) confirms that item 3.5(e) of the BTGP Preliminary Support Letter

should be replaced with the following wording: “(e) in case the E.ON Assets are not

contributed in the Capital Increase, not sell, transfer, assign or dispose in any other

way the new shares issued by Eneva and subscribed and paid in by BTGP in the

context of the Capital Increase until, the earlier of, (i) the ratification of the Second

Capital Increase; or (ii) 6 (six) months counted as from the date of ratification of the

Capital Increase even if the Second Capital Increase is not implemented, whichever

occurs first, provided that BTGP does not breach its undertakings under item “d”

above. Notwithstanding the foregoing, BTGP will be authorized to sell (i) privately (a

portion or the totality) the shares issued by Eneva and subscribed and paid in by

BTGP in the context of the Capital Increase in case the third party acquiror

undertakes, in writing, to comply with the obligations set forth in this item and item

“d” above; and/or (ii) any number of shares that makes BTGP to keep at least 49%

(forty-nine percent) of the share capital of Eneva, considering only shares subscribed

and paid in by BTGP in the Capital Increase”.

4.3.1 BTGP also undertakes to refrain from taking and/or performing the

following acts or actions in relation to BPMB from the date hereof until, the earlier of,

(a) 10 business days counted from the confirmation of the Capital Increase or (b) the

completion of the delivery of the Eneva’s Shares issued under the Capital Increase to

BTGP, except with the previous and written consent of Eneva: (i) acquisition of

permanent assets by BPMB involving an aggregate total amount of R$3,000,000.00

(three million Reais), in a single or series of related transactions, as well as any equity

interest directly or indirectly by BPMB; (ii) execution, termination or amendment by

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BPMB of any contracts, agreements or adjustments which results in the assumption of

obligations by BPMB, except in the ordinary course of business or the execution of the

settlement agreement with Eneva and PGN involving the Parnaíba Plants (as defined in

the Petra Preliminary Support Letter); (iii) approval of any merger, merger of shares,

spin-offs (partial or total), transformation or any other kind of corporate reorganization

or restructuring involving BPMB; (iv) execution or promise of execution of any

agreements on one side, BPMB and, on the other side, BTGP or any of its affiliates,

except as provided in item “(v)” below; (v) approval of operations which result in new

debts for BPMB, including, but not limited to intercompany loan agreements entered

into by BTGP and/or its affiliates, on one side (as lender) and BPMB, on the other side

(as borrower), except for intercompany loan agreements in the ordinary course of

business entered with BTGP and/or its affiliates, provided that, in any case, such

intercompany loan agreements shall have at least the conditions set forth in Schedule

4.3.1(v); being understood and authorized that such intercompany loan agreements

may result in the pledge (or other forms of guarantees) of the BPMB shares or of the

BPMB assets in favor of BTGP or its affiliates; (vi) distribution of dividends and/or

payment of interest on net equity for BTGP, except for any and all acts related to the

payment of the dividends declared on December 31, 2014 and non-paid up to the date

hereof; (vii) waiver of any right or acts under which BPMB releases third parties for

their obligations in relation to BPMB (including debts and/or receivables) involving an

aggregate total amount of R$3,000.000,00 (three million Reais), in a single or series of

related transactions, except the execution of the settlement agreement with Eneva and

PGN involving the Parnaíba Plants; (viii) approval of any settlement of any individual

administrative, arbitral or judicial proceedings involving an aggregate total amount of

R$3,000.000,00 (three million Reais), except the execution of the settlement agreement

with Eneva and PGN involving the Parnaíba Plants); (ix) approval of any modification

in the total compensation of the management (officers and directors) of BPMB, except

as provided in the law or by a reason of collective bargaining (dissídio); and (x)

assumption, execution, promise or commitment to practice any of the acts listed in the

above items.

4.4. EB Group hereby (i) confirms its approval of the Amended Plan (as attached as

Exhibit 1.3 hereto) in accordance with Section 2 and subject to the provisions of

Section 2.1 of EB Preliminary Support Letter; and (ii) commits to, as a shareholder of

Eneva, take all required measures, as permitted by applicable laws and regulations, for

the contribution by BTGP and E.ON to Eneva of BTGP Asset and E.ON Assets,

respectively, due to their strategic importance for the stabilization of Eneva. In case

the necessary quorum is not achieved at the Eneva Shareholders’ Meeting for purposes

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of the contribution of E.ON Assets, EB Group hereby irrevocably, to the extent

permitted by applicable laws and regulations, undertakes, for a period of up to 6 (six)

months counted as from the date of the ratification of the Capital Increase, unless an

extension is agreed in good faith, (A) to attend the second extraordinary shareholders’

meeting of Eneva (“Second Eneva Shareholders’ Meeting”) to be summoned to

resolve on a new capital increase of Eneva to be subscribed by E.ON and paid in with

the E.ON Assets (“Second Capital Increase”), and vote favorably to approve (x) the

Second Capital Increase, and (y) the resolutions required for the contribution of the

E.ON Assets by E.ON, including the ratification of the appointment of the firm

responsible for preparing the appraisal report of E.ON Assets and the approval of such

appraisal report; and (B) subject to the consent of certain third parties and/or the

release of any transfer restrictions over the EB Shares expressly described in Schedule

4.4(ii)(B), to assign, at no cost, the preemptive rights that shall be necessary to enable

the contribution by E.ON of the E.ON Assets within the context of the Second Capital

Increase in case the preemptive rights held by or granted to E.ON are not sufficient to

enable the contribution of the E.ON Assets, provided, however that such assignment of

rights shall be made pro rata based on the number of shares held by each of BTGP,

EB Group, Itaú and Petra immediately after the implementation of the Capital

Increase.

4.4.1 EB Group also represents and warrants that the following statements are

true, complete, accurate and not misleading in all material aspects as of the date

hereof: (i) except as disclosed in Schedule 4.4(i), all authorizations required for the

execution, formalization and performance of the Preliminary Support Letter and this

Confirmation Support Letter by EB Group were duly obtained, including, but not

limited to, those of corporate, legal and/or regulatory nature, as well as those required

due to other instruments entered into with third parties; and EB Group’s

representatives executing the Preliminary Support Letter and this Confirmation

Support Letter are fully entitled to do so; (ii) the Preliminary Support Letter and this

Confirmation Support Letter are binding, valid and constitute an enforceable

obligation against EB Group; (iii) the execution and performance of the Preliminary

Support Letter and this Confirmation Support Letter and other related instruments do

not imply default of any of its obligations or violate any provisions of law, rule or

regulation applicable to it or any of its subsidiaries or its organizational documents or

those of any of its subsidiaries; (iv) is a sophisticated party with respect to the subject

matter of the EB Group Preliminary Support Letter and this Confirmation Support

Letter, (a) has been represented and advised by legal counsel in connection with the

EB Group Preliminary Support Letter and this Confirmation Support Letter, (b) has

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independently made its own analysis and decision to enter into the EB Group

Preliminary Support Letter and this Confirmation Support Letter, and (c)

acknowledges that has entered into the EB Group Preliminary Support Letter and this

Confirmation Support Letter voluntarily and by its own choice, not under coercion or

constraint; (v) there is no evidence that EB Group will not obtain the necessary

consents or the release of the transfer restrictions necessary for the assignment to

BTGP and E.ON (the latter if applicable under Section 4.4.(B) hereof) of its

preemptive rights; and (vii) there is no litigation, action, suit, proceeding, claim,

arbitration or investigation pending or, to the best of EB Group’s knowledge,

threatened against EB Group of any nature whatsoever, including, but not limited to

those of tax, civil, labor, environmental, commercial, corporate or regulatory nature,

which in any manner challenges or seeks to (a) prevent, hinder or materially delay the



hinder or materially delay performance by EB Group of any of its obligations under

this Confirmation Support Letter, the Preliminary Support Letter and/or the Amended

Plan.

4.5. Petra represents and warrants that the following statements are true, complete, accurate

and not misleading in all material aspects as of the date hereof: (i) except as disclosed

in Schedule 4.5(i), all authorizations required for the execution, formalization and

performance of the Preliminary Support Letter and this Confirmation Support Letter

by Petra were duly obtained, including, but not limited to, those of corporate, legal

and/or regulatory nature, as well as those required due to other instruments entered

into with third parties; and Petra’s representatives executing the Preliminary Support

Letter and this Confirmation Support Letter are fully entitled to do so; (ii) the

Preliminary Support Letter and this Confirmation Support Letter are binding, valid and

constitute an enforceable obligation against Petra; (iii) the execution and performance

of the Preliminary Support Letter and this Confirmation Support Letter and other

related instruments do not imply default of any of its obligations or violate any

provisions of law, rule or regulation applicable to it or any of its subsidiaries or its

organizational documents or those of any of its affiliates; (iv) Petra is the legitimate

owner of Parnaíba I, Parnaíba III and Parnaíba IV (as defined in the Petra Preliminary

Support Letter), which, except for as described in Schedule 4.5(iv), are free and clear

of any pledge, lien, security interest, charge, claim, equity, option, proxy, voting


any kind; (v) is a sophisticated party with respect to the subject matter of the Petra

Preliminary Support Letter and this Confirmation Support Letter, (a) has been

Execution Version

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represented and advised by legal counsel in connection with the Petra Preliminary

Support Letter and this Confirmation Support Letter, (b) has independently made its

own analysis and decision to enter into the Petra Preliminary Support Letter and this

Confirmation Support Letter, and (c) acknowledges that has entered into the Petra

Preliminary Support Letter and this Confirmation Support Letter voluntarily and by its

own choice, not under coercion or constraint; and (vi) there is no litigation, action,

suit, proceeding, claim, arbitration or investigation pending or, to the best of Petra’s

knowledge, against Petra of any nature whatsoever, including, but not limited to those

of tax, civil, labor, environmental, commercial, corporate or regulatory nature, which

in any manner challenges or seeks to (a) prevent, hinder or materially delay the



hinder or materially delay performance by Petra of any of its obligations under this

Confirmation Support Letter, the Preliminary Support Letter and/or the Amended

Plan.

4.5.1 Petra hereby commits to, as a future shareholder of Eneva, take all required

measures, as permitted by applicable laws and regulations, for the contribution by

E.ON to Eneva of the E.ON Assets, due to their strategic importance for the

stabilization of Eneva. In case the necessary quorum is not achieved at the Eneva

Shareholders’ Meeting for purposes of the contribution of E.ON Assets, Petra hereby

irrevocably, to the extent permitted by applicable laws and regulations, undertakes, for

a period of up to 6 (six) months counted as from the date of the ratification of the

Capital Increase, unless an extension is agreed in good faith, (A) to attend the Second

Eneva Shareholders’ Meeting to be summoned to resolve the Second Capital Increase,

and vote favorably to approve (x) the Second Capital Increase, and (y) the resolutions

required for the contribution of the E.ON Assets by E.ON, including the ratification of

the appointment of the firm responsible for preparing the appraisal report of E.ON

Assets and the approval of such appraisal report; and (B) to assign, at no cost, the

preemptive rights that shall be necessary to enable the contribution by E.ON of the

E.ON Assets within the context of the Second Capital Increase in case the preemptive

rights held by or granted to E.ON are not sufficient to enable the contribution of the

E.ON Assets, provided, however that such assignment of rights shall be made pro rata

based on the number of shares held by each of BTGP, EB Group, Itaú and Petra

immediately after the implementation of the Capital Increase; and (iv) commits not to

sell, transfer, assign or dispose in any other way shares held in the share capital of

Eneva until the earlier of, (i) the ratification of the Second Capital Increase; or (ii) 6

(six) months counted as from the date of ratification of the Capital Increase even if the

Execution Version

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Second Capital Increase is not implemented, whichever occurs first. Notwithstanding

the foregoing, Petra will be authorized to transfer, by means of a private sale, the

totality, and not less than the totality, of the shares issued by Eneva and subscribed and

paid in by Petra in the context of the Capital Increase, in case such third party acquirer

undertakes, in writing, to comply with the obligations incumbent upon Petra under the

Petra Preliminary Support Letter and this Confirmation Support Letter.

4.5.2. Petra agrees to contribute to Eneva the Parnaíba I and IV for an aggregate

amount of R$ 282.849.487,49 (two hundred and eighty-two million eight hundred and

forty-nine thousand four hundred and eighty-seven Reais and forty-nine cents) and to

contribute to Eneva the Parnaíba III for R$ 94.609.732,51 (ninety-four million six

hundred and nine thousand seven hundred and thirty-two Reais and fifty-one cents), as

supported by the relevant appraisal reports.

4.6. Itaú hereby (i) confirms its approval of the Amended Plan (as attached hereto as

Exhibit 1.3); (ii) irrevocably undertakes to vote in favor of the Amended Plan at the

general creditors’ meeting that shall be convened to resolve and vote on the Amended

Plan under the Judicial Reorganization, in accordance with the applicable provisions

set forth in Law No. 11,101/05 (“LFR”); (iii) in order to duly exercise the voting rights

referred to in item “(ii)” above, attend any and all GCMs called during the Judicial

Reorganization, including to resolve and vote on the Amended Plan, pursuant to the

applicable provisions set forth in the LFR; (iv) represents and warrants that the

following statements are true, complete, accurate and not misleading in all material

aspects as of the date hereof: (iv.1) except as disclosed in Schedule 4.6(iv.1), all

authorizations required for the execution, formalization and performance of this

Confirmation Support Letter by Itaú were duly obtained, including, but not limited to,

those of corporate, legal and/or regulatory nature, as well as those required due to

other instruments entered into with third parties; and Itaú’s representatives executing

this Confirmation Support Letter are fully entitled to do so; (iv.2) this Confirmation

Support Letter is binding, valid and constitute an enforceable obligation against Itaú;

(iv.3) the execution and performance of this Confirmation Support Letter and other

related instruments do not imply default of any of its obligations or violate any

provisions of law, rule or regulation applicable to it or any of its subsidiaries or its

organizational documents or those of any of its affiliates; (iv.4) is a sophisticated party

with respect to the subject matter of this Confirmation Support Letter, (a) has been

represented and advised by legal counsel in connection with this Confirmation Support

Letter, (b) has independently made its own analysis and decision to enter into this

Confirmation Support Letter, and (c) acknowledges that has entered into this

Execution Version

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Confirmation Support Letter voluntarily and by its own choice, not under coercion or

constraint; and (iv.5) there is no litigation, action, suit, proceeding, claim, arbitration

or investigation pending or, to the best of Itaú’s knowledge, threatened against Itaú of

any nature whatsoever, including, but not limited to those of tax, civil, labor,

environmental, commercial, corporate or regulatory nature, which in any manner

challenges or seeks to (a) prevent, hinder or materially delay the consummation of the

transactions contemplated by this Confirmation Support Letter and/or the Amended

Plan, or (b) otherwise prevent, hinder or materially delay performance by Itaú of any

of its obligations under this Confirmation Support Letter and/or the Amended Plan.

4.6.1 Itaú hereby commits to, as a creditor and future shareholder of Eneva, take all

required measures, as permitted by applicable laws and regulations, for the

contribution by E.ON to Eneva of the E.ON Assets, due to their strategic importance

for the stabilization of Eneva. In case the necessary quorum is not achieved at the

Eneva Shareholders’ Meeting for purposes of the contribution of E.ON Assets, Itaú

hereby irrevocably, to the extent permitted by applicable laws and regulations,

undertakes, for a period of up to 6 (six) months counted as from the date of the

ratification of the Capital Increase, unless an extension is agreed in good faith, (A) to

attend the Second Eneva Shareholders’ Meeting to be summoned to resolve the

Second Capital Increase, and vote favorably to approve (x) the Second Capital

Increase, and (y) the resolutions required for the contribution of the E.ON Assets by

E.ON, including the ratification of the appointment of the firm responsible for

preparing the appraisal report of E.ON Assets and the approval of such appraisal

report; and (B) to assign, at no cost, the preemptive rights that shall be necessary to

enable the contribution by E.ON of the E.ON Assets within the context of the Second

Capital Increase in case the preemptive rights held by or granted to E.ON are not

sufficient to enable the contribution of the E.ON Assets, provided, however that such

assignment of rights shall be made pro rata based on the number of shares held by

each of BTGP, EB Group, Itaú and Petra immediately after the implementation of the

Capital Increase.

4.7. The Companies hereby represent and warrant that the following statements are true,

complete, accurate and not misleading in all material aspects as of the date hereof:

(i) except as disclosed in Schedule 4.7(i), all authorizations required for the execution,

formalization and performance of this Confirmation Support Letter were duly

obtained, including, but not limited to, those of corporate, legal and/or regulatory

nature, as well as those required due to other instruments entered into with third

parties; and Companies’ representatives executing this Confirmation Support Letter

Execution Version

JUR_SP - 21143229v1 5769002.372912 12

are fully entitled to do so; (ii) this Confirmation Support Letter is binding, valid and

constitute an enforceable obligation against the Companies; (iii) subject to the

provisions and limitations provided in the Amended Plan and in the LFR, the

execution and performance of this Confirmation Support Letter and other related

instruments do not imply default of any of the Companies’ obligations or violate any

provisions of law, rule or regulation applicable to them or any of their subsidiaries or

their organizational documents or those of any of their subsidiaries; (iv) except as

disclosed in Schedule 4.7(iv), there is no litigation, action, suit, proceeding, claim,

arbitration or investigation pending or, threatened against Companies of any nature

whatsoever, including, but not limited to those of tax, civil, labor, environmental,

commercial, corporate or regulatory nature, which in any manner challenges or seeks

to (a) prevent, hinder or materially delay the consummation of the transactions

contemplated by this Confirmation Support Letter, the Preliminary Support Letter

and/or the Amended Plan; or (b) otherwise prevent, hinder or materially delay

performance by the Companies of any of its obligations under this Confirmation

Support Letter, the Preliminary Support Letter and/or the Amended Plan; and (v)

subject to the provisions and limitations provided in the Amended Plan and in the

LFR, the Companies and their subsidiaries have full powers and corporate authority to

conduct their business and transactions as they are currently carried out, to hold or use

their properties or assets, as well as to fulfill all corresponding obligations provided for

under the transaction documents in compliance with all laws, as applicable.

4.7.1 Each of the Companies, on a several and joint basis, hereby irrevocably

agrees (including in relation to its subsidiaries) to: (a) support and complete the

Judicial Reorganization and all transactions contemplated under the Preliminary

Support Letters, the Confirmation Support Letters and the Amended Plan (“Plan

Related Documents”), including, but not limited to, requesting the convening of one or

more GCMs to resolve and vote on the Amended Plan; (b) take any and all necessary

and appropriate acts and actions under its control in furtherance of, and to properly

implement, the Judicial Reorganization and the transactions contemplated under the

Plan Related Documents (including negotiating in good faith documents reasonably

necessary or desirable to effectuate the transactions contemplated by the Plan Related

Documents or the Judicial Reorganization); (c) not initiate any legal proceedings that

are inconsistent with, or that would prevent, frustrate or impede, the approval,

confirmation or implementation of the Amended Plan or any of the transactions set

forth therein and contest any appeals or motions from third parties filed against the

Confirmation Order (as defined below) and/or disputing in any form the Amended

Plan; (d) take any and all necessary and appropriate acts and actions under its control

Execution Version

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to obtain the entry of a Bankruptcy Court Order confirming the Amended Plan

pursuant to section 58 of LFR (“Confirmation Order”); (e) schedule, attend and hold a

general shareholders’ meeting of Eneva to resolve on the Capital Increase by the date

that is no later than October 15, 2015; (f) maintain control and current ownership of

each of its subsidiaries and not undertake any transaction with to any of the foregoing;

(g) not to take any actions (directly or indirectly) that are inconsistent with this

Agreement or any of the other Plan Related Documents, or with the expeditious

confirmation and consummation of the Amended Plan; and (h) replace and substitute

all the guarantees granted by each of respective owner of the following assets in the

context of any indebtedness of such assets upon the conclusion of the contribution of

E.ON Assets, BTGP Assets, Parnaíba I, Parnaíba III and Parnaíba IV in the Capital

Increase, considering each asset contribution individually.

5. Confidentiality and Disclosure. This Confirmation Support Letter shall be treated as

confidential for a period of 2 (two) years and is being provided to the addressee solely in connection

with the Judicial Reorganization, the Existing Plan and the Amended Plan, provided that it may be

attached to the Amended Plan as per the provisions of the Preliminary Support Letter and ultimately

become public. This Confirmation Support Letter may not be used or disclosed for any other

purpose, except with the previous written consent of the Parties, provided that upon commitment of

the recipient parties to treat the information as confidential, the Companies may refer to the

provisions of this Confirmation Support Letter, subject to express and written disclaimer that it

contains obligations of the Parties subject to certain conditions and provided that Eneva has already

disclosed the information to the market by means of a material fact notice in accordance with

applicable CVM regulation, regarding the existence and summarized content of this Confirmation

Support Letter.

6. Several, Not Joint, Obligations. The agreements, commitments, covenants and

representations and warranties of the Parties under this Confirmation Support Letter are, in all

respects, several and not joint, except for EB Group, in which case Mr. Eike Fuhrken Batista,

Centennial Asset Mining Fund LLC and Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC are severally

and jointly liable in this regard.

7. Successors and Assigns. The provisions of this Confirmation Support Letter shall

be binding upon and inure to the benefit of the Parties hereto and their respective successors and

assignees; provided that neither this Confirmation Support Letter nor any right, obligation or

liability arising hereunder or by reason hereof may be assigned by any Party without the prior

written consent of the other Parties, except in case of a transfer (i) by a Party to its affiliates; (ii) by

BTGP under item “(e)(i)” of Section 3.5 of the BTGP Preliminary Support Letter, as amended by

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this Confirmation Support Letter and (iii) by E.ON under the last sentence of item “c” of Section

3.5 of E.ON Preliminary Support Letter, as amended by this Confirmation Support Letter; and (iv)

by Petra under the last sentence of Section 4.5.1 of this Confirmation Support Letter. The rights and

obligations of Petra under this agreement may be assigned to the third-party acquirer of Parnaíba I,

Parnaíba III and/or Parnaíba IV. Any assignment permitted hereunder shall be subject to assignee’s

written commitment to assume all the obligations and rights of the assignor and to be bound by the

provisions of this Confirmation Support Letter.

8. Entire Agreement. This Confirmation Support Letter and the Preliminary Support

Letters with all their schedules and exhibits constitute the entire agreement and understanding

among the Parties with respect to all matters agreed upon herein and supersede all prior agreements,

understandings, representations or warranties, negotiations and discussions, either oral or in writing,

among the Parties in relation to the matters set forth herein and prevail over any other conflicting

term, any sentence, request or acknowledgment on any prior understanding among the Parties.

9. Severability. If any provision hereof is considered invalid or unenforceable by any

court of competent jurisdiction, the other provisions hereof shall remain in full force and effect,

except if any such invalid or unenforceable provision (i) is critical to any of the Parties, for purposes

of execution hereof and/or substantially affects the position of any Party with respect to the other

Party; and (ii) cannot be replaced for another similar valid and enforceable provision. Any provision

hereof that is considered partially invalid or unenforceable shall remain in full force and effect in

relation to the portion that was not considered invalid or unenforceable. The Parties shall negotiate

in good faith and endeavor their best efforts to substitute an invalid or unenforceable provision for a

similar valid and enforceable provision.

10. Waiver. No waiver, rescission or termination hereof, or of any of its terms and

conditions, shall be binding upon the Parties unless it is confirmed in writing. No waiver by any

Party with respect to any term or condition hereof or any default hereunder shall affect the right of

said Party of subsequently executing any such term or condition or exercising any right or legal

remedy in the event of any other default, either similar or not.

11. Exceptio Non Adimpleti Contractus. In case of a breach by any of the Parties of any

of the material provisions of the Preliminary Support Letters, this Confirmation Letter and/or the

Amended Plan, the non-breaching Party(ies) shall not be obliged to perform and/or fulfill their

obligations under the Preliminary Support Letters, this Confirmation Letter and/or the Amended

Plan until such breach is not cured. For the avoidance of doubt, the Parties hereby agree that any of

the Parties may notify the breaching Party(ies) for breach of its obligation under a Preliminary

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Support Letter, even if such non-breaching Party was not a Party to the Preliminary Support Letter

being breached.

12. Specific Enforcement. Each Party hereto acknowledges and agrees that any and all

commitments and obligations assumed in this Confirmation Support Letter and in each of the

Preliminary Support Letters by each of the Parties shall be subject to specific enforcement, in

conformity with articles 461 and 632 et. seq. of the Brazilian Code of Civil Procedure. For the

purposes of this Confirmation Support Letter each Party hereto further acknowledges and agrees

that this Confirmation Support Letter, duly executed by the two (2) undersigned witnesses,

constitutes an extrajudicial execution instrument (título executivo extrajudicial) for all purposes and

effects of article 585, item II, of the Brazilian Code of Civil Procedure.

12.1 The Parties also acknowledge, agree and authorize that this Confirmation Support

Letter will (a) be attached to the Amended Plan; (b) integrate the Amended Plan for all

purposes thereof; and (c) be considered enforceable against any of the Parties herein.

13. Counterparts. This Confirmation Support Letter may be executed concurrently in

six or more counterparts, each of which shall be deemed an original, and all of which together shall

constitute one and the same instrument. This Confirmation Support Letter shall become effective

when each Party hereto shall have received a counterpart hereof signed by the other Parties hereto.

Until and unless each Party has received a counterpart hereof signed by the other Parties hereto, this

Confirmation Support Letter shall have no effect and no Party shall have any right or obligation

hereunder (whether by virtue of any other oral or written agreement or other communication).

14. Notices. Any notice, request or other communication relating to this letter shall be

made in writing and sent by mail or fax to the following address:

Banco BTG Pactual S.A.

Avenida Brigadeiro Faria Lima, nº 3477, 14th floor

São Paulo, SP, Zip Code 04538-133

Attn.: Gustavo Montezano, Marcelo Hallack and Legal Department;

E-mails: [email protected], [email protected] and ol-

[email protected]

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DD Brazil Holdings S.À.R.L.

E.ON17, Boulevard Prince Henri – 1724 Luxembourg, Luxembourg

Attn.: Jens Otto; e-mail [email protected], with a copy to E.ON SE, at the following

address: E.ON-Platz 1, 40479 Düsseldorf, Germany;

Attn: Frank Possmeier and Michael Kadgien;

E-mail: [email protected] and [email protected]

Itaú Unibanco S.A.

Attn.: Andrea Borges Bouabci do Carmo

address: Av. Brigadeiro FAria Lima, 3.400 – 7º andar

São Paulo – SP – Itaim Bibi


Petra Energia S.A.

Rua Piaui nº 874 – Higienópolis

São Paulo, SP, CEP 01241-000

Attn.: Roberto Viana Batista Junior


Eike Fuhrken Batista, Centennial Asset Mining Fund LLC and/or Centennial Asset

Brazilian Equity Fund LLC

Praia do Flamengo, No. 66, 7th floor

CEP 22.210-030, Rio de Janeiro – RJ

Attn.: Adriano Castello Branco


15. No Solicitation. This letter is not and shall not be deemed to be a solicitation of

votes for the acceptance or rejection of the Amended Plan (or any other plan) or to grant any undue

advantage or consideration to BTGP or to Itaú or to their sole advantage or to the detriment of other

creditors of the Companies for the purposes of sections 168 and 172 of the Brazilian Insolvency

Law or otherwise.

16. Proper Consideration. Each of the Parties represents and warrants that (i) it has not

received any consideration for undertaking the obligations set forth herein, other than the terms and

conditions that are provided for in the Amended Plan, and (ii) it has undertaken to take the measures

described herein with the sole purpose of supporting the Amended Plan to be voted by the GCM.

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17. Governing Law; Jurisdiction. This Confirmation Support Letter shall be governed

and construed in accordance with the laws of the Federative Republic of Brazil. Any and all dispute

or controversy related to or arising from the interpretation, execution and/or fulfillment of any

clause and/or section of this letter shall be submitted to, if during the course of the Judicial

Reorganization, to the Bankruptcy Court, and after the conclusion of the Judicial Reorganization, to

one of the corporate courts of the City of Rio de Janeiro, State of Rio de Janeiro, with the express

waiver of the jurisdiction of any other court, however privileged it may be.

18. Termination. This letter and the Preliminary Support Letters shall be considered

terminated on the earlier of the following: (i) in case the transactions described in the Amended

Plan that require CADE’s prior approval are not approved or are approved with material

restrictions; (ii) if the Amended Plan is not approved by the GCM and/or the Amended Plan is not

ratified by the Bankruptcy Court materially in accordance with the terms and conditions approved

by E.ON, BTGP and Itaú and reflected in the Amended Plan (attached hereto as Exhibit 1.3) before

October 15th, 2015; (iii) if the Capital Increase is not approved until October 15th, 2015; or, in case

the Capital Increase is approved, it is not ratified (homologado) until November 30th, 2015; (iv) by

written request of BTGP, if, until the date of Eneva Shareholders’ Meeting, the preemptive rights to

be granted by E.ON and/or EB Group are not sufficient to enable the contribution by BTGP of the

BTGP Assets and the conversion of the BTGP Conversion Credits (according to Section 3 of the

BTGP Preliminary Support Letter) in the Capital Increase; (v) by written request of the Companies

and/or E.ON, if, until the date of Eneva Shareholders’ Meeting, BTGP does not obtain the

necessary consents or the release (including by lapse of time) of the transfer restrictions required in

accordance with Section 12 of the Joint Operation Agreement required to enable the contribution by

BTGP of the total and outstanding equity interest held by BTGP in BPMB in the Capital Increase;

(vi) by written request of BTGP and/or by the Companies, if, up to the date of Eneva Shareholders’

Meeting, E.ON does not obtain the necessary consents or the release of the transfer restrictions

required under Clause 3 of the shareholders’ agreement of PGN necessary for contribution of its

total and outstanding equity interest in PGN in the Capital Increase; (vii) by written request of

BTGP, E.ON and/or by the Companies, if, up to the date of Eneva Shareholders’ Meeting, Petra

does not obtain the necessary release of the fiduciary lien over Parnaiba IV shares, or (viii)

December 31, 2015; provided that the provisions of Sections 5 (Confidentiality), 14 (Notices) and

17 (Governing Law; Jurisdiction) shall continue to be valid and effective. In case of approval of the

Amended Plan by the GCM and the Bankruptcy Court, this letter shall be valid and effective until

the satisfaction and fulfilment of any and all actions and obligations set forth in the Amended Plan,

including, but not limited to, the Capital Increase.

(the remainder of this page has been intentionally left blank; signature pages and Exhibits and

Schedule follow in the next pages)

Execution Version

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(Signature page of the Confirmation Support Letter related to Eneva S.A. – Em Recuperação

Judicial)

[This signature page was intentionally omitted]

Execution Version

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Exhibit 1.2(i)

Petra Preliminary Support Letter

Execution Version

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Exhibit 1.2(ii)

BTGP Preliminary Support Letter

Execution Version

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Exhibit 1.2(iii)

EB Group Preliminary Support Letter

Execution Version

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Exhibit 1.2(iv)

E.ON Preliminary Support Letter

Execution Version

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Exhibit 1.3

Amended Plan

Execution Version

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Schedule 4.2(ii.1)

• Approval of the Administrative Council for Economic Defense – CADE;

• Consents or the release of the transfer restrictions required under Clause 3 of the shareholders’ agreement of PGN necessary for contribution of the total and outstanding equity interest in PGN held by E.ON in the Capital Increase

• Approval of the Amended Plan at the GCM by creditors;

Execution Version

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Schedule 4.3(ii.1)

• Approval of the Administrative Council for Economic Defense – CADE;

• Consents or the release (including by lapse of time) of the transfer restrictions required in accordance with Section 12 of the Joint Operation Agreement required to enable the contribution by BTGP of the total and outstanding equity interest held by BTGP in BPMB in the Capital Increase

• Approval of the Amended Plan at the GCM by creditors;

Execution Version

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• Schedule 4.3.1(v) Conditions of BPMB Loan Agreements

- Maturity: 18 months - Interest: CDI + 3,5% per year - Collateral: Fiduciary Lien of shares issued by BPMB

Fiduciary Lien of receivables of BPMB

Execution Version

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Schedule 4.4(ii)(B)

• Consent from Itaú Unibanco S.A. in the context of the following agreements:

1. Eneva Shares Pledge Agreement, First Lien, (“Instrumento Particular de Constituição de

Penhor de Ações”), entered into by and among Centennial Asset Mining Fund LLC, Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC, Banco Itaú BBA S.A. and Eike Fuhrken Batista, dated as of January 25, 2013, as amended, supplemented or otherwise modified from time to time;

2. Eneva Shares Fiduciary Assignment Agreement (“Instrumento Particular de Contrato

de Alienação Fiduciária de Ações em Garantia), entered into by and among Eike Fuhrken Batista, Banco Itaú BBA S.A., Centennial Asset Mining Fund LLC and Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC, dated as of January 25, 2013, as amended, supplemented or otherwise modified from time to time;

3. Eneva Shares Pledge Agreement, Second Lien, (“Instrumento Particular de Constituição

de Penhor de Segundo Grau de Ações”), entered into by and among Centennial Asset Mining Fund LLC, Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC, Banco Itaú BBA S.A. and Eike Fuhrken Batista, dated as of October 11, 2013, as amended, supplemented or otherwise modified from time to time.

Execution Version

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Schedule 4.4(i)

• Approval of the Administrative Council for Economic Defense – CADE; • Approval of the Amended Plan at the GCM by creditors; • Consent from Itaú Unibanco S.A. in relation to assignment of preemptive rights in the

context of the following agreements:

4. Eneva Shares Pledge Agreement, First Lien, (“Instrumento Particular de Constituição de

Penhor de Ações”), entered into by and among Centennial Asset Mining Fund LLC, Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC, Banco Itaú BBA S.A. and Eike Fuhrken Batista, dated as of January 25, 2013, as amended, supplemented or otherwise modified from time to time;

5. Eneva Shares Fiduciary Assignment Agreement (“Instrumento Particular de Contrato

de Alienação Fiduciária de Ações em Garantia), entered into by and among Eike Fuhrken Batista, Banco Itaú BBA S.A., Centennial Asset Mining Fund LLC and Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC, dated as of January 25, 2013, as amended, supplemented or otherwise modified from time to time;

6. Eneva Shares Pledge Agreement, Second Lien, (“Instrumento Particular de Constituição

de Penhor de Segundo Grau de Ações”), entered into by and among Centennial Asset Mining Fund LLC, Centennial Asset Brazilian Equity Fund LLC, Banco Itaú BBA S.A. and Eike Fuhrken Batista, dated as of October 11, 2013, as amended, supplemented or otherwise modified from time to time.

Execution Version

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Schedule 4.5(i)

• Approval of the Administrative Council for Economic Defense – CADE; • Approval of the Amended Plan at the GCM by creditors; • Consent from Banco BTG Pactual S.A. in the context of the pledge over Parnaíba III shares

granted by Petra; • Consent from Banco Bradesco S.A. in the context of the pledge over Parnaíba III shares

granted by Petra; • Consent from lenders and guarantors of Parnaíba I, in which Petra figures as guarantor • Consent from Ice Canyon and its related funds in the contexto of fiduciary lien over

Parnaíba IV shares

Execution Version

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Schedule 4.5(iv)

- Shareholders Agreement of Parnaíba III Geração de Energia S.A., entered into April 4th, 2013 by and between Parnaíba Participações S.A. and Petra Energia S.A. - Shareholders Agreement of Parnaíba I Geração de Energia S.A., by and between Eneva S.A. and Petra Energia S.A. - Shareholders Agreement of Parnaíba IV Geração de Energia S.A., by and between -Parnaíba Participações S.A. and Petra Energia S.A. - Pledge over Parnaíba III shares granted by Petra to Banco BTG Pactual S.A. - Pledge over Parnaíba III shares granted by Petra to Banco Bradesco S.A. that may be converted to fiduciary lien. - Fiduciary lien over Parnaíba IV shares granted to Ice Canyon and its related funds.

Execution Version

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Schedule 4.6(iv.1)

• Approval of the Administrative Council for Economic Defense – CADE; • Approval of the Amended Plan at the GCM by creditors;

Execution Version

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Schedule 4.7(i)

• Approval of the Administrative Council for Economic Defense – CADE; • Approval of the Amended Plan at the GCM by creditors; • Financial Agreements of the Companies’s subsidiaries as detailed below:

Pecém II Banco do Nordeste S.A. (credor) Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES (credor) Banco Citibank S.A. (fiador BNDES) Banco Bradesco S.A. (fiador BNDES) Banco Itaú BBA S.A. (fiador BNDES) BTG (fiador BNDES)

UTE Porto de Itaqui Banco do Nordeste S.A. (credor) Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES (credor) Banco Bradesco S.A. (credor) Banco Votorantim S.A. (credor)

Parnaíba I Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES (credor) Banco Itaú Unibanco S.A. (credor e fiador BNDES) Banco Bradesco S.A. (credor e fiador BNDES) Banco Santander (Brasil) S.A. – (fiador BNDES)

Parnaíba II Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES (credor) HSBC Bank Brasil S.A. – Banco Múltiplo (fiador BNDES) Caixa Econômica Federal (credor) Banco Itaú BBA S.A. (credor)

Parnaíba III Banco Bradesco BBI S.A. (credor)

Execution Version

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Schedule 4.8(iv)

• Judicial Reorganization nº 0474961-48.2014.8.19.0001 and the ancillary proceedings and appeals thereto (including the appeal proposed by Credit Suisse nº 0003950-90.2015.8.19.0000).