Formulário de Referência ENEVA SA Versão : Declaração e Identificação dos responsáveis 1

(1)

4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 46 4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores,

ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores

66

4.1 - Descrição dos fatores de risco 17

4.2 - Descrição dos principais riscos de mercado 38

4.7 - Outras contingências relevantes 69

4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados 72

4.5 - Processos sigilosos relevantes 67

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

68

4. Fatores de risco

3.8 - Obrigações 15

3.9 - Outras informações relevantes 16

3.7 - Nível de endividamento 14

3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras 8

3.2 - Medições não contábeis 6

3.1 - Informações Financeiras 5

3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas 13

3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido 12

3.4 - Política de destinação dos resultados 9

3. Informações financ. selecionadas

2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores 3

2. Auditores independentes

1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis 1

1.3 - Declaração do Diretor Presidente/Relações com Investidores 2

1. Responsáveis pelo formulário

Índice

(2)

8.2 - Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor 161

8.1 - Negócios extraordinários 159

8.4 - Outras inf. Relev. - Negócios extraord. 163

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

162

8. Negócios extraordinários

7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 136

7.6 - Receitas relevantes provenientes do exterior 151

7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total 135

7.8 - Políticas socioambientais 153

7.7 - Efeitos da regulação estrangeira nas atividades 152

7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 101

7.1 - Descrição das principais atividades do emissor e suas controladas 93

7.2 - Informações sobre segmentos operacionais 99

7. Atividades do emissor

6.3 - Breve histórico 84

6.1 / 6.2 / 6.4 - Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM 83

6.5 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial 90

6. Histórico do emissor

5.2 - Política de gerenciamento de riscos de mercado 77

5.1 - Política de gerenciamento de riscos 73

5.3 - Descrição dos controles internos 80

5.5 - Outras inf. relev. - Gerenciamento de riscos e controles internos 82

5.4 - Alterações significativas 81

5. Gerenciamento de riscos e controles internos

Índice

(3)

12.5/6 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal 274

12.7/8 - Composição dos comitês 278

12.1 - Descrição da estrutura administrativa 256

12.2 - Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais 268

12.3 - Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração 272 12.4 - Descrição da cláusula compromissória para resolução de conflitos por meio de arbitragem 273

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

283

12. Assembleia e administração

11.1 - Projeções divulgadas e premissas 254

11.2 - Acompanhamento e alterações das projeções divulgadas 255

11. Projeções

10.9 - Outros fatores com influência relevante 253

10.3 - Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras 239 10.4 - Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor 243

10.1 - Condições financeiras e patrimoniais gerais 192

10.2 - Resultado operacional e financeiro 235

10.7 - Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras 248

10.8 - Plano de Negócios 249

10.5 - Políticas contábeis críticas 245

10.6 - Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras 247

10. Comentários dos diretores

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.a - Ativos imobilizados 165

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes - outros 164

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Ativos intangíveis 166

9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades 184

9. Ativos relevantes

(4)

14.2 - Alterações relevantes - Recursos humanos 340

14.1 - Descrição dos recursos humanos 338

14. Recursos humanos

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

330 13.12 - Mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou

de aposentadoria

329 13.11 - Remuneração individual máxima, mínima e média do conselho de administração, da diretoria estatutária e

do conselho fiscal

326

13.15 - Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal reconhecida no resultado de controladores, diretos ou indiretos, de sociedades sob controle comum e de controladas do emissor

332 13.14 - Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal, agrupados por órgão, recebida por

qualquer razão que não a função que ocupam

331 13.3 - Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal 305 13.4 - Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária 307 13.5 - Remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatuária 315 13.1 - Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária 293 13.2 - Remuneração total do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal 301

13.8 - Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.5 a 13.7 - Método de precificação do valor das ações e das opções

322

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

324

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

325 13.6 - Informações sobre as opções em aberto detidas pelo conselho de administração e pela diretoria estatuária 318 13.7 - Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de

administração e da diretoria estatuária

320

13. Remuneração dos administradores

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

285 12.10 - Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas,

controladores e outros

284

12.12 - Práticas de Governança Corporativa 286

(5)

18.1 - Direitos das ações 371 18.2 - Descrição de eventuais regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que

os obriguem a realizar oferta pública

372

18. Valores mobiliários

17.2 - Aumentos do capital social 367

17.1 - Informações sobre o capital social 366

17.3 - Informações sobre desdobramentos, grupamentos e bonificações de ações 368

17.4 - Informações sobre reduções do capital social 369

17. Capital social

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

355

16.2 - Informações sobre as transações com partes relacionadas 356

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

363

16. Transações partes relacionadas

15.4 - Organograma dos acionistas e do grupo econômico 348

15.3 - Distribuição de capital 347

15.1 / 15.2 - Posição acionária 344

15.5 - Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte 349

15.7 - Principais operações societárias 351

15.6 - Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores do emissor 350

15. Controle e grupo econômico

14.3 - Descrição da política de remuneração dos empregados 341

14.4 - Descrição das relações entre o emissor e sindicatos 342

(6)

21.2 - Descrição da política de divulgação de ato ou fato relevante e dos procedimentos relativos à manutenção de sigilo sobre informações relevantes não divulgadas

408 21.1 - Descrição das normas, regimentos ou procedimentos internos relativos à divulgação de informações 405

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

411

21. Política de divulgação

20.1 - Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários 402

20. Política de negociação

19.1 - Informações sobre planos de recompra de ações do emissor 399

19.3 - Outras inf. relev. - recompra/tesouraria 401

19.2 - Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria 400

19. Planos de recompra/tesouraria

18.6 - Mercados brasileiros em que valores mobiliários são admitidos à negociação 377 18.7 - Informação sobre classe e espécie de valor mobiliário admitida à negociação em mercados estrangeiros 378 18.3 - Descrição de exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no

estatuto

374

18.4 - Volume de negociações e maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados 375

18.5 - Outros valores mobiliários emitidos no Brasil 376

18.11 - Descrição das ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiros 382

18.12 - Outras infomações relevantes 383

18.10 - Destinação de recursos de ofertas públicas de distribuição e eventuais desvios 381

18.8 - Títulos emitidos no exterior 379

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

380

Índice

(7)

Nome do responsável pelo conteúdo do formulário

Pedro Zinner

Cargo do responsável Diretor Presidente/Relações com Investidores

Os diretores acima qualificados, declaram que:

a. reviram o formulário de referência

b. todas as informações contidas no formulário atendem ao disposto na Instrução CVM nº 480, em especial aos arts. 14 a 19

c. o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação econômico-financeira do emissor e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ele emitidos

(8)

(9)

Guilherme Naves Valle 21/10/2013 541.991.586-34 Rua do Russel, 804, 6º e 7º, Ed Manchete, Glória - Rio, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, CEP 22210-010, Telefone (021) 32326112, Fax (011) 32326113, e-mail: guilherme.valle@pwc.com Montante total da remuneração dos auditores

independentes segregado por serviço

No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2016, os auditores independentes receberam honorários no valor de R$2.539.399,68, dos quais R$1.489.837,00 se referiram a serviços de auditoria externa, e R$1.049.562,68 se referiram a elaboração do Relatório Técnico.

Descrição do serviço contratado Serviços de auditoria independente e revisão das demonstrações financeiras individuais e consolidadas da Companhia correspondentes a revisão limitada das informações trimestrais do período de três meses findo em 31 de março de 2017 e 31 de março de 2016 e aos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2014, 2015 e 2016. Não foram prestados pelo auditor independente, ou por partes relacionadas com o auditor independente, outros serviços no período acima destacado, além da auditoria independente das demonstrações financeiras e revisão limitada das informações trimestrais mencionadas acima, salvo pela prestação de serviços relacionados à (i) emissão de cartas conforto; (ii) revisão de demonstrações financeiras proforma, (iii) intepretação da norma técnica quanto a impactos fiscais de aumento de capital aprovado em 26 de agosto de 2015 (“Relatório Técnico”).

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

Nome responsável técnico Período de prestação de

serviço CPF Endereço

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

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

Tipo auditor Nacional

Código CVM 287-9

Possui auditor? SIM

Período de prestação de serviço 21/10/2013

CPF/CNPJ 61.562.112/0002-01

Nome/Razão social PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes

(10)

2.3 - Outras informações relevantes

A Companhia não tem nenhuma situação de desacordo com as regras de independência para os auditores independentes conforme NBC PA 02 - Independência, aprovada pela Resolução do Conselho Federal de Contabilidade nº 1.267/2009.

A Companhia possui procedimentos internos específicos de pré-aprovação dos serviços contratados junto aos seus auditores externos, com a finalidade de evitar conflito de interesse ou perda de objetividade de seus auditores independentes. Em linha com as melhores práticas de governança corporativa, os serviços prestados pelos auditores independentes da Companhia são pré-aprovados pelo Comitê de Auditoria da Companhia, sendo também obtida carta de independência junto aos auditores externos.

Adicionalmente, a Companhia reitera que não há transferências relevantes de serviços ou recursos entre os auditores e partes relacionadas com a Companhia, conforme definidas na Deliberação CVM nº 642/10, que aprovou o Pronunciamento Técnico CPC 05(R1).

(11)

Resultado Diluído por Ação -0,02 0,04 -1,85

Resultado Básico por Ação -0,464760 0,008820 -1,853290

Valor Patrimonial da Ação (Reais Unidade)

18,738081 0,221128 1,449474

Número de Ações, Ex-Tesouraria (Unidades)

239.128.430 16.176.982.098 840.106.107

Resultado Líquido -111.139.000,00 137.111.000,00 -1.556.961.000,00

Resultado Bruto 731.940.000,00 399.795.000,00 218.790.000,00

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

2.160.983.000,00 1.518.633.000,00 1.798.092.000,00

Ativo Total 10.516.056.000,00 8.444.615.000,00 7.044.418.000,00

Patrimônio Líquido 4.480.808.000,00 3.577.179.000,00 1.217.712.000,00

3.1 - Informações Financeiras - Consolidado

(12)

3.2 - Medições não contábeis

a) Valor das medições não contábeis

A Companhia divulgou nos últimos três exercícios sociais, as seguintes medições não contábeis: (R$ milhões) Exercício social findo em _{31 de dezembro de}

2016 2015 2014

EBITDA (916,7) (240,5) (873,9)

EBITDA Ajustado 937,5 410,1 216,3

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

(R$ milhões) Exercício social findo em _{31 de dezembro de}

2016 2015 2014

Lucro/Prejuízo do período (111,1) 137,1 (1.557,0)

(+) Resultado Financeiro Líquido (548,4) 18,1 (510,1)

(+) Depreciação e Amortização (356,4) (147,5) (170,5)

(+) IRPJ/CSL (122,9) (26,1) (2,5)

EBITDA 916,7 240,5 (873,9)

Resultado de Equivalência Patrimonial (39,1) (47,3) (170,7)

(-) Outras receitas/despesas operacionais 54,6 (79,1) (919,5)

(-) Operações descontinuadas - (36,9) -

(+) PCLD (31,3) (6,4) -

(+) Poços Secos (5,2) - -

EBITDA Ajustado 937,5 410,1 216,3

c) motivo da escolha de tal indicador como mais apropriado para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações

O EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) é uma medida não contábil elaborada pela Companhia em consonância com a Instrução da CVM n° 527, de 4 de outubro de 2012 (“Instrução CVM 527”), conciliada com suas demonstrações financeiras e consiste no lucro líquido (prejuízo) antes do resultado financeiro líquido, do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro e das depreciações e amortizações.

A Companhia divulga ao mercado o EBITDA Ajustado corresponde ao resultado financeiro líquido, do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro e das depreciações e amortizações acrescido de outras despesas e receitas continuadas, operações descontinuadas, PCLD, equivalência patrimonial e poços secos.

A partir do ano de 2015, a Companhia modificou a métrica de cálculo do EBITDA Ajustado, onde a Provisão para Créditos de liquidação Duvidosa (PCLD) e a baixa dos poços secos passaram a ser incorporados no referido indicador.

O EBITDA e o EBTIDA Ajustado não são medidas reconhecidas pelas Práticas Contábeis Adotadas no Brasil (BR GAAP) nem pelas Normas Internacionais de Relatório Financeiro – International Financial Reporting Standards (“IFRS”), emitidas pelo International Accounting Standard Board

(IASB), tampouco representam o fluxo de caixa para os períodos apresentados e não devem ser considerados como substitutos para o lucro líquido, como indicadores do desempenho operacional ou como substitutos do fluxo de caixa como indicador de liquidez da Companhia. Não possuem significado padrão e podem não ser comparáveis com medidas semelhantes utilizadas por outras companhias.

(13)

3.2 - Medições não contábeis

A Companhia utiliza o EBITDA e o EBITDA Ajustado como indicadores gerenciais (não contábeis), pois acredita serem medidas práticas para medir desempenho operacional, facilitando a comparabilidade ao longo dos anos da estrutura atual da Companhia, que correspondem, conforme aplicável, a indicadores financeiros utilizados para avaliar o resultado de uma companhia sem a influência de sua estrutura de capital, de efeitos tributários, itens não recorrentes e outros impactos sem reflexo direto no fluxo de caixa da Companhia.

Consequentemente, a Companhia que o EBITDA e o EBITDA Ajustado permitem uma melhor compreensão não só do desempenho financeiro da Companhia, como também da capacidade da Companhia de cumprir com suas obrigações passivas e obter recursos para suas atividades.

(14)

3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras

As demonstrações financeiras consolidadas da Companhia relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2016 foram aprovadas pelo Conselho de Administração em 24 de março de 2017.

Foram verificados os seguintes eventos subsequentes às referidas informações contábeis, nos termos das regras previstas no Pronunciamento Técnico CPC 24, aprovado pela Deliberação CVM nº 593/09:

(i) Renegociação dos empréstimos-ponte da Usina de Parnaíba II

Em 13 de janeiro de 2017, a controlada Parnaíba II Geração de Energia S.A. (“Parnaíba II”) renegociou seus contratos de empréstimo-ponte com as instituições financeiras apoiadoras do projeto, estendendo o vencimento dessas operações no valor de R$ 735 milhões para janeiro de 2019 e mantendo o custo de CDI + 3,0% ao ano. Essa renegociação representou um importante passo na otimização da estrutura de capital da Companhia, primeiro por transferir o referido montante, que, em 31 de dezembro 2016 era observado como uma obrigação de curto prazo para o passivo não circulante, além de significar uma importante oportunidade para consolidação da estratégia de financiamento de longo prazo para Parnaíba II. Como garantia desta operação, foram cedidos fiduciariamente através de CDB vinculado, à Caixa Econômica Federal e ao Bradesco, os montantes de R$27.776 mil e R$34.017 mil, remunerados a 100% CDI e 95% CDI, respectivamente.

Com a conclusão desta negociação a Companhia equaliza sua posição de capital circulante líquido (ativo circulante menos passivo circulante), de forma a apresentar uma posição positiva, a partir de janeiro de 2017.

(ii) Alterações na Diretoria

Em 24 de março de 2017, José Aurélio Drummond Jr. renunciou, à presidência da Companhia e continuará contribuindo com a ENEVA como membro de seu Conselho de Administração. Seguindo o plano de sucessão previamente estabelecido, Pedro Zinner assumiu a presidência da Companhia e continuará exercendo o cargo de Diretor de Relações com Investidores da Companhia. Ainda, ressalta-se que Flavia Martins assumirá, interinamente, a posição de Diretora Financeira da Companhia. As mudanças anunciadas passaram a vigorar a partir de 27 de março de 2017.

Cabe destacar que os eventos subsequentes acima destacados não geraram alterações nas demonstrações financeiras do exercício findo em 31 de dezembro de 2016.

(15)

3.4 - Política de destinação dos resultados

2016 2015 2014

Regras sobre retenção de lucros

O Estatuto Social da Companhia prevê que o saldo remanescente do lucro líquido do exercício, terá a seguinte destinação: (i) 5% (cinco por cento) para a constituição da reserva legal, até o limite previsto em lei; (ii) formação de reserva para contingências, por proposta do Conselho de Administração; (iii) pagamento do dividendo anual mínimo obrigatório aos acionistas; (iv) formação de reserva de lucros a realizar, por proposta do Conselho de Administração, caso o dividendo obrigatório ultrapasse a parcela realizada do lucro líquido do exercício; (v) retenção com base em orçamento de capital, por proposta do Conselho de Administração; e (vi) formação de reserva estatutária, denominada “Reserva de Investimentos”, com a finalidade de financiar o desenvolvimento, o crescimento e a expansão dos negócios da Companhia, com até 100% do lucro líquido remanescente, e cujo saldo, somado às demais reservas de lucro, com exceção da reserva de lucros a realizar e a reserva para contingências, não poderá ultrapassar 100% do capital subscrito da Companhia.

Valores de Retenção de Lucros

No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2016, foi apurado prejuízo, motivo pelo qual não houve qualquer retenção de valores.

No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2015 foi apurado resultado positivo. No entanto, considerando o saldo de prejuízos acumulados em exercícios anteriores, não houve qualquer retenção de valores.

No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2014 foi apurado prejuízo, motivo pelo qual não houve qualquer retenção de valores.

Regras sobre distribuição de

dividendos

O Estatuto Social da Companhia assegura aos acionistas o direito ao recebimento de um dividendo obrigatório anual, não inferior a 25% do lucro líquido do exercício, diminuído ou acrescido dos seguintes valores: (i) importância destinada à constituição da reserva legal; e (ii) importância destinada à formação de reserva para contingências e reversão das mesmas reservas formadas em exercícios anteriores. Os dividendos não recebidos ou reclamados prescreverão no prazo de três anos contados da data em que tenham sido postos à disposição do acionista, revertendo, neste caso, em favor da Companhia. O

O Estatuto Social da Companhia assegura aos acionistas o direito ao recebimento de um dividendo obrigatório anual, não inferior a 25% do lucro líquido do exercício, diminuído ou acrescido dos seguintes valores: (i) importância destinada à constituição da reserva legal; (ii) importância destinada à formação de reserva para contingências e reversão das mesmas reservas formadas em exercícios anteriores. O pagamento do dividendo obrigatório pode ser limitado ao montante do lucro líquido realizado, nos termos da lei.

(16)

3.4 - Política de destinação dos resultados

pagamento do dividendo obrigatório pode ser limitado ao montante do lucro líquido realizado, nos termos da lei.

No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2016 foi apurado prejuízo, motivo pelo qual não houve qualquer distribuição de dividendos.

pagamento do dividendo obrigatório pode ser limitado ao montante do lucro líquido realizado, nos termos da lei.

No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2015 foi apurado resultado positivo. No entanto, considerando o saldo de prejuízos acumulados em exercícios anteriores, não houve qualquer distribuição de dividendos.

No exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2014 foi apurado prejuízo, motivo pelo qual não houve qualquer distribuição de dividendos.

Periodicidade das

distribuições de

dividendos

A política de distribuição de dividendos segue a regra da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1973, conforme alterada (“Lei das Sociedades por Ações”), ou seja, de distribuição anual, podendo também a Companhia, por deliberação do Conselho de Administração, levantar balanços semestrais, trimestrais ou de período menores, e declarar dividendos à conta de lucro apurado nesses balanços. Ainda, o Conselho de Administração poderá declarar dividendos intermediários, à conta de lucros acumulados ou de reservas de lucros existentes no último balanço anual.

A política de distribuição de dividendos segue a regra da Lei das Sociedades por Ações, ou seja, de distribuição anual, podendo também a Companhia, por deliberação do Conselho de Administração, levantar balanços semestrais, trimestrais ou de período menores, e declarar dividendos à conta de lucro apurado nesses balanços. Ainda, o Conselho de Administração poderá declarar dividendos intermediários, à conta de lucros acumulados ou de reservas de lucros existentes no último balanço anual.

Restrições à distribuição de

dividendos

A Lei das Sociedades por Ações permite que a Companhia suspenda a distribuição do dividendo obrigatório caso o Conselho de Administração informe à Assembleia Geral que a distribuição é incompatível com sua situação financeira. O Conselho Fiscal, se instalado, deve emitir seu parecer sobre essa informação. Ademais, o Conselho de Administração deverá apresentar à Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) justificativa para suspensão da distribuição dos dividendos, dentro de cinco dias da realização da Assembleia Geral. Os lucros não distribuídos em razão da suspensão, na forma acima mencionada, serão destinados a uma reserva especial e, caso não sejam absorvidos por prejuízos subsequentes, deverão ser pagos, a título de dividendos, tão logo a condição financeira da Companhia o permita.

Além disso, o pagamento do dividendo obrigatório pode ser limitado ao montante do lucro líquido realizado, nos termos da lei, para destinar o excesso para a reserva de lucros a realizar. Essa reserva só

A Lei das Sociedades por Ações permite que a Companhia suspenda a distribuição do dividendo obrigatório caso o Conselho de Administração informe à Assembleia Geral que a distribuição é incompatível com sua situação financeira. O Conselho Fiscal, se instalado, deve emitir seu parecer sobre essa informação. Ademais, o Conselho de Administração deverá apresentar à CVM justificativa para suspensão da distribuição dos dividendos, dentro de cinco dias da realização da Assembleia Geral. Os lucros não distribuídos em razão da suspensão, na forma acima mencionada, serão destinados a uma reserva especial e, caso não sejam absorvidos por prejuízos subsequentes, deverão ser pagos, a título de dividendos, tão logo a condição financeira da Companhia o permita.

Além disso, o pagamento do dividendo obrigatório pode ser limitado ao montante do lucro líquido realizado, nos termos da lei, para destinar o excesso para a reserva de lucros a realizar. Essa reserva só

A Lei das Sociedades por Ações permite que a Companhia suspenda a distribuição do dividendo obrigatório caso o Conselho de Administração informe à Assembleia Geral que a distribuição é incompatível com sua situação financeira. O Conselho Fiscal, se instalado, deve emitir seu parecer sobre essa informação. Ademais, o Conselho de Administração deverá apresentar à CVM justificativa para suspensão da distribuição dos dividendos, dentro dos cinco dias da realização da Assembleia Geral. Os lucros não distribuídos em razão da suspensão, na forma acima mencionada, serão destinados a uma reserva especial e, caso não sejam absorvidos por prejuízos subsequentes, deverão ser pagos, a título de dividendos, tão logo a condição financeira da Companhia o permita. Além disso, o pagamento do dividendo obrigatório pode ser limitado ao montante do lucro líquido realizado, nos termos da lei, para destinar o excesso para a reserva de lucros a realizar. Essa reserva só pode ser usada para pagamento do dividendo obrigatório.

(17)

3.4 - Política de destinação dos resultados

pode ser usada para pagamento do dividendo obrigatório.

A Companhia e/ou suas controladas, conforme aplicável, são partes em financiamentos de projetos que contém cláusulas que restringem a distribuição de dividendos em valor superior ao mínimo obrigatório conforme previsto nos respectivos estatutos sociais, exceto (i) pela 1ª emissão de debêntures de Parnaíba III Geração de Energia S.A., a qual restringe, inclusive, o dividendo mínimo obrigatório.

Para mais informações, ver os itens 10.1 e 18.12 deste Formulário de Referência.

pode ser usada para pagamento do dividendo obrigatório.

(18)

Ordinária 0,00 0,00 0,00 Data da aprovação da retenção

3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido

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

Lucro líquido retido 0,00 0,00 0,00

Lucro líquido ajustado -111.139.000,00 137.111.000,00 -1.556.961.000,00

(Reais) Exercício social 31/12/2016 Exercício social 31/12/2015 Exercício social 31/12/2014

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

Dividendo distribuído total _0,00 _0,00 _0,00

(19)

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

Nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2016, 2015 e 2014 não foram declarados pela Companhia dividendos ou juros sobre o capital próprio à conta de lucros retidos ou de reservas constituídas em exercícios sociais anteriores.

(20)

31/12/2016 6.035.428.000,00 Índice de Endividamento 1,34691065

3.7 - Nível de endividamento

Exercício Social Soma do Passivo Circulante e Não Circulante

Tipo de índice Índice de

endividamento

(21)

Empréstimo Quirografárias 0,00 0,00 0,00 1.228.617.135,00 1.228.617.135,00

Títulos de dívida Garantia Real 204.951.861,00 474.563.467,00 163.254.333,00 0,00 842.769.661,00

Financiamento Garantia Real 988.020.943,00 340.821.977,00 404.321.258,00 1.291.002.026,00 3.024.166.204,00

Total 1.192.972.804,00 815.385.444,00 567.575.591,00 2.519.619.161,00 5.095.553.000,00

Observação

As informações constantes deste item referem-se às demonstrações financeiras consolidadas da Companhia. Dívidas sem garantia real ou flutuante, independentemente do fato de possuírem garantia fidejussória foram classificadas como dívidas quirografárias. As dívidas garantidas com bens de terceiros, por não onerarem bens da Companhia, foram consideradas como dívidas quirografárias e classificadas como tal.

3.8 - Obrigações

Exercício social (31/12/2016)

Tipo de Obrigação Tipo de Garantia Outras garantias ou

privilégios

(22)

3.9 - Outras informações relevantes

Parte dos contratos de financiamento e escrituras de emissão de debêntures celebrados pelas subsidiárias da Companhia, nos quais a Companhia é interveniente garantidora, possui cláusulas que determinam o vencimento antecipado das parcelas em aberto de dívidas da Companhia e de suas subsidiárias em caso de vencimento antecipado ou descumprimento de determinadas obrigações de outro contrato financeiro, seja com a mesma contraparte ou com outros bancos e instituições financeiras (“cross default”). Para informações adicionais, ver o item 10.1(f) deste Formulário de Referência.

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4.1 - Descrição dos fatores de risco

(a) Riscos Relacionados à Companhia

A imprevisibilidade do despacho atrelado a incertezas meteorológicas, regulatórias e econômicas pode afetar negativamente tanto as operações quanto a taxa de depletação das reservas dos campos de gás natural da Companhia, podendo afetar adversamente os resultados financeiros e operacionais da Companhia.

O Complexo Termelétrico Parnaíba (“Complexo Parnaíba”) é composto por cinco usinas termelétricas, movidas a gás natural, detidas por quatro subsidiárias da Companhia, quais sejam: (i) UTE Maranhão IV e UTE Maranhão V, detida pela Parnaíba I Geração de Energia S.A. (“Parnaíba I”); (ii) UTE Maranhão III, detida pela Parnaíba II Geração de Energia S.A. (“Parnaíba II”); (iii) UTE MC2 Nova Venécia 2, detida pela Parnaíba III Geração de Energia S.A. (“Parnaíba III”); e (iv) UTE Parnaíba IV, detida pela Parnaíba IV Geração de Energia S.A. (“Parnaíba IV” e, em conjunto com os itens (i), (ii) e (iii), “UTEs Parnaíba”).

Além disso, o Complexo Parnaíba tem o fornecimento de gás natural garantido pelas subsidiárias da Companhia, quais sejam: (i) Parnaíba Gás Natural S.A. (“PGN”); e (ii) BPMB Parnaíba S.A. (“BPMB”, em conjunto com PGN, “Produtores de Gás Natural”).

O Complexo Parnaíba é um empreendimento reservoir-to-wire, ou seja, a geração de energia pelas usinas termelétricas utiliza o gás natural produzido pelos campos dos Produtores de Gás Natural. Dessa forma, as UTEs Parnaíba dependem do fornecimento de gás natural pelos Produtores de Gás Natural. Tal fornecimento foi formalizado em contratos de fornecimento de gás natural de longo prazo (“Contratos de Fornecimento de Gás”).

Parnaíba I, Parnaíba II e Parnaíba III celebraram Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (“CCEARs”) por disponibilidade para comercialização de energia elétrica, sendo remuneradas mediante o recebimento de (i) uma parcela fixa, denominada Receita Fixa, e (ii) uma parcela variável, denominada Receita Variável, que é proporcional à geração de energia e valorada ao seu Custo Variável Unitário (“CVU”), o qual remunera seus custos variáveis de operação. Por meio desses CCEARs e da regulamentação vigente, Parnaíba I, Parnaíba II e Parnaíba III estão obrigadas a, caso despachadas (ou seja, acionadas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico - “ONS”), gerar determinada quantidade de energia para o Sistema Interligado Nacional (“SIN”). Por sua vez, a Parnaíba IV está no mercado livre e possui uma estrutura de autoprodução. Isso significa que deverá obedecer a ordem de despacho do ONS, recebendo independentemente de ser despachada o acordado na estrutura da autoprodução, a qual não prevê o pagamento de uma Receita Fixa e Receita Variável nos moldes dos CCEARs.

O ONS, semanalmente, analisa as condições do mercado, tais como (i) demanda de energia, (ii) vazões hidrológicas e níveis dos reservatórios das hidrelétricas, (iii) entrada em operação de novas plantas, dentre outros, a fim de determinar a geração de energia para cada submercado brasileiro. O resultado desse processo definirá o Custo Marginal de Operação (“CMO”), ou seja, o custo que o sistema incorre para acionar mais uma usina para fazer frente a uma unidade adicional de carga. Todas as usinas que possuam um custo abaixo do CMO definido serão, via de regra, despachadas pelo ONS.

O despacho determinado pelo ONS, pode ser: (i) despacho por mérito, quando o CVU é menor que o CMO, conforme descrito acima, (ii) despacho fora da ordem de mérito por “garantia energética”, quando a usina é demandada a gerar energia independentemente de critérios econômicos e das condições estabelecidas no CCEARs, conforme orientação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (“CMSE”) ao ONS, ou (iii) despacho fora da ordem de mérito por restrição elétrica, quando a usina é demandada a gerar mesmo seu CVU estando acima do CMO por restrição operativa (ex. problema da rede de transmissão ou distribuição elétrica).

Assim, em certos cenários, as UTEs Parnaíba podem enfrentar despacho elevado durante períodos prolongados, como no caso de eventual interrupção ou paralisação de operações de usinas hidrelétricas relevantes para seu subsistema (caso das usinas de Belo Monte e Tucuruí para o

(24)

4.1 - Descrição dos fatores de risco

subsistema norte, no qual as UTEs Parnaíba estão inseridas), cujas principais consequências podem ser: (i) o comprometimento da produtividade dos campos de gás natural, com um declínio acentuado de suas reservas face às projeções inicialmente realizadas pela Companhia; (ii) o aumento no custo de manutenção de suas máquinas (antecipação dos custos de overhaul); e/ou (iii) a ocorrência de imprevistos operacionais.

Caso os eventos acima ocorram, as UTEs Parnaíba podem não ser capazes de gerar energia elétrica em montante suficiente para cumprir as obrigações assumidas em seus CCEARs. Nesse caso, Parnaíba I, Parnaíba II e Parnaíba III estarão sujeitas ao pagamento de ressarcimento às distribuidoras por geração abaixo do despacho do ONS e Parnaíba IV poderá ter que arcar com o pagamento do preço de energia a preço de mercado (“PLD”). Em ambos os casos, é possível que haja a degradação da garantia física das UTEs Parnaíba.

Adicionalmente, caso a restrição da geração das UTEs Parnaíba deva-se a falha de fornecimento de combustível (ou seja, falta de gás natural), haverá a cobrança de penalidade por falta de combustível pela CCEE. Tal penalidade será calculada mensalmente com base na energia não gerada pela falta de combustível, correspondendo ao PLD médio acrescido de 25% da diferença entre o PLD máximo e médio, sendo que este percentual de acréscimo será agravado conforme reincidência.

E, em caso de uma restrição operativa prolongada, as UTEs Parnaíba poderão ter sua operação comercial suspensa ou revogada, sendo que tal penalidade pode acarretar a revogação dos CCEARs, implicando em (i) encerramento do recebimento da Receita Fixa e Receita Variável, e (ii) pagamento de multa por rescisão, além de perdas e danos e quaisquer outras indenizações e compensações cabíveis.

Tais penalidades e compensações supramencionadas podem afetar de forma significativa e relevante a situação financeira e patrimonial das UTEs Parnaíba e, por conseguinte, da Companhia.

A imprevisibilidade do despacho atrelado a incertezas meteorológicas, regulatórias e econômicas pode afetar negativamente as operações das usinas movidas a carvão da Companhia, podendo afetar adversamente os resultados operacionais da Companhia.

Itaqui Geração de Energia S.A. (“Itaqui”) e Pecém II Geração de Energia S.A. (“Pecém II”), subsidiárias da Companhia, celebraram CCEARs para comercialização de energia elétrica no ambiente regulado. Os CCEARs das referidas usinas são contratos de disponibilidade, por meio dos quais estão obrigadas a, caso despachadas, gerar determinada quantidade de energia para o SIN.

Como indicado no fator de risco acima, o despacho determinado semanalmente pelo ONS, pode ser: (i) despacho por mérito, (ii) despacho fora da ordem de mérito por “garantia energética”, ou (iii) despacho fora da ordem de mérito por restrição elétrica.

Em certos cenários, as referidas subsidiárias da Companhia podem enfrentar um despacho elevado durante períodos prolongados, cujas principais consequências podem ser: (i) o aumento no custo de manutenção (antecipação de overhaul); (ii) problemas na logística e gestão dos estoques de carvão, e/ou (ii) a ocorrência de imprevistos operacionais.

E, em caso de uma restrição operativa prolongada, Itaqui e Pecém II poderão ter sua operação comercial suspensa ou revogada. Por fim, a revogação da operação comercial pode acarretar também na revogação dos CCEARs, implicando em (i) encerramento do recebimento da Receita Fixa e Receita Variável, e (ii) pagamento de multa por rescisão, além de perdas e danos e quaisquer outras indenizações e compensações cabíveis.

Caso os eventos acima indicados ocorram, Itaqui e Pecém II podem não ser capazes de gerar energia elétrica em montante suficiente para cumprir as obrigações assumidas em seus CCEARs. Nesse caso, pode haver custos operacionais adicionais, tal como o pagamento de ressarcimento

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4.1 - Descrição dos fatores de risco

às distribuidoras por geração abaixo do despacho do ONS e implicará em abatimento no valor de Receita Fixa e Receita Variável das mesmas.

Caso Itaqui e Pecém II comprem a energia no mercado livre para repor seu lastro não haverá a aplicação de penalidade por insuficiência de lastro pela CCEE, caso contrário, há o risco de cobrança de penalidade por insuficiência de lastro. Em ambos os cenários, haverá degradação da garantia física. No mesmo sentido, há agravamento das penalidades no caso de falta de combustível (carvão).

Tais penalidades e compensações supramencionadas podem afetar de forma significativa a situação financeira e patrimonial dessas usinas, e, por conseguinte, da Companhia.

A Companhia pode não ser capaz de gerar toda a energia que se obriga contratualmente a entregar, o que pode ter um efeito adverso sobre os seus negócios.

Por meio dos CCEARs celebrados, as usinas termelétricas (“UTEs”) da Companhia se comprometem a gerar e entregar montantes determinados de energia elétrica ao sistema elétrico brasileiro. Caso não sejam capazes ou sejam impedidas de gerar energia elétrica em montante suficiente para cumprir com as obrigações assumidas, as subsidiárias da Companhia podem ter seu fluxo de caixa e resultados operacionais impactados adversamente e de forma relevante. Na ocorrência dos eventos descritos no parágrafo acima, as UTEs poderão incorrer em diferentes custos, penalidades e consequências contratuais e regulatórias, tais como:

(i) pagamento de ressarcimento às distribuidoras de energia elétrica por geração abaixo do despacho exigido pelo ONS (ADOMP), calculado pela CCEE através da diferença entre o PLD e o CVU das usinas e aplicado no valor de Receita Fixa e Receita Variável das mesmas;

(ii) obrigação de adquirir energia a preço de mercado (PLD) no mercado livre para recomposição de lastro;

(iii) pagamento de penalidade por falta de lastro (ou seja, pelo fato de a usina não ter adquirido energia no mercado livre para compensar a energia contratual por esta não gerada diretamente);

(iv) a degradação da garantia física das UTEs; e

(v) no caso de falta de combustível, pagamento de penalidade calculada com base na energia não gerada pela falta de combustível.

Em casos mais graves, como indisponibilidades prolongadas, poderá ocorrer a suspensão da operação comercial da usina pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”) com interrupção do recebimento de sua Receita Fixa prevista nos CCEARs.

A aplicação das penalidades depende de diversos fatores como o motivo, tempo de duração da indisponibilidade e montante de energia não gerado. A ocorrência de quaisquer destes fatores pode impactar negativamente e de forma relevante os negócios e os resultados financeiros das UTEs, e, por via de consequência, da própria Companhia.

As atividades de E&P nas áreas sob concessão da Companhia poderão não resultar na produção de petróleo ou gás natural em quantidades ou qualidades viáveis do ponto

de vista comercial.

A Companhia é a única acionista dos Produtores de Gás Natural, os quais são concessionários em 13 contratos de concessão para exploração e produção de petróleo e gás natural, outorgados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (“ANP”), com uma área total de 27.547 km² concedida na bacia terrestre do Parnaíba, localizada preponderantemente no estado do Maranhão.

(26)

4.1 - Descrição dos fatores de risco

Até a presente data, a Companhia, através dos Produtores de Gás Natural, opera 7 (sete) campos de gás natural: (i) Gavião Real; (ii) Gavião Azul; (iii) Gavião Branco; (iv) Gavião Branco Norte; (v) Gavião Vermelho; (vi) Gavião Caboclo; e (vii) Gavião Preto. As Produtoras de Gás Natural são as fornecedoras exclusivas do Complexo Parnaíba, sendo que o suprimento de gás natural para as UTEs é essencial para a geração de energia elétrica e eventual intercorrência nesse suprimento poderá acarretar a aplicação das penalidades indicadas acima em face das UTEs.

Nesse sentido, a Companhia desenvolve ativamente atividades de exploração, desenvolvimento e produção (“E&P”) de gás natural1_{para cumprir com a obrigação de fornecimento previstos nos}

Contratos de Fornecimento de Gás Natural, tornando a atividade de E&P essencial para a geração de energia nas UTEs movidas a gás natural.

No entanto, no âmbito das atividades de E&P, as decisões de adquirir, explorar e desenvolver uma área dependem de uma série de informações que envolvem riscos e incertezas, ou que estão sujeitas a diferentes interpretações, como por exemplo, dados sísmicos, análises geofísicas, geoquímicas e geológicas, e dados de testes de produção. A depender das características geológicas da área, dados sísmicos levantados e as técnicas de visualização existentes podem não ser suficientes para permitir a identificação com precisão de um reservatório, bem como da existência de petróleo ou gás natural. As operações de E&P da Companhia são desenvolvidas em uma área considerada como nova fronteira (Bacia do Parnaíba), o que significa que as características geológicas da área são pouco conhecidas e há poucos dados sísmicos disponíveis, quando comparadas a outras bacias sedimentares.

Não é possível assegurar, antes da perfuração de um poço e da realização de certos testes específicos, que um determinado prospecto exploratório mapeado, ou seja, que uma acumulação potencial efetivamente conterá petróleo ou gás natural ou, ainda que contenha, que produzirá petróleo ou gás natural em quantidade e/ou qualidade suficientes para recuperar os custos de sua exploração e de seu desenvolvimento.

A perfuração bem-sucedida de um poço, indicando a existência de uma acumulação de gás natural ou petróleo, tampouco assegurará que a Companhia consiga obter lucro ou ressarcimento de custos em seu desenvolvimento. Inúmeros fatores, tais como aqueles geológicos, regulatórios e de mercado, bem como informações adicionais adquiridas a posteriori (por exemplo, na perfuração de poços de desenvolvimento), podem fazer com que uma descoberta seja economicamente pouco viável ou, até mesmo, inviabilizada.

Se as acumulações descobertas não forem desenvolvidas, por não apresentarem êxito comprovado, ou caso as perfurações executadas pela Companhia não apresentem petróleo ou gás natural de acordo com a quantidade ou qualidade esperada, os negócios da Companhia e sua situação financeira poderão ser afetados de modo adverso.

A capacidade da Companhia de expandir sua produção de petróleo e gás natural depende de sua habilidade em descobrir ou adquirir reservas adicionais e desenvolver suas reservas de forma satisfatória.

A capacidade da Companhia de expandir sua produção de petróleo e gás natural é condicionada a sua habilidade de descobrir novas acumulações de hidrocarbonetos com produção economicamente viável, reservas, e/ou adquirir reservas adicionais, e sua capacidade de desenvolvê-las, ou seja, planejar e executar de forma satisfatória o plano de desenvolvimento dos campos.

As atividades de exploração da Companhia a expõem a riscos inerentes ao negócio, incluindo o risco de não ser descoberto petróleo ou gás natural com produção comercialmente viável, sendo que, mesmo assim, será necessário assumir os custos associados às atividades exploratórias.

1_{A Companhia através das Produtoras de Gás Natural também produz em pequenas quantidades petróleo e condensado,}

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4.1 - Descrição dos fatores de risco

Além disso, uma vez comprovadas as reservas, a Companhia depende de sua habilidade de desenvolvê-las com sucesso. Por exemplo, os custos de perfuração de poços são geralmente incertos, e inúmeros fatores que não estão totalmente sob o controle da Companhia (tal como circunstâncias inesperadas de perfuração, pressões anormalmente altas nas formações geológicas, características desconhecidas da bacia de nova fronteira, falhas de equipamento ou acidentes, disponibilidade de equipamentos para perfuração e de peças de reposição relacionadas, escassez de mão de obra, condições climáticas adversas e demora na obtenção de aprovações e licenças necessárias de autoridades governamentais) podem fazer com que as operações de perfuração sejam dificultadas, atrasadas ou canceladas, o que pode afetar de forma negativa as operações da Companhia.

Se a Companhia não conseguir ter acesso a reservas adicionais comercialmente viáveis, poderá não ser capaz de aumentar sua produção de petróleo e gás natural e os resultados das suas operações e sua condição financeira podem ser afetados de forma negativa.

A vazão de gás natural estimada nos planos de desenvolvimento (“PDs”) para cada um dos campos da Companhia está baseada em informações limitadas, obtidas durante a fase exploratória e de avaliação das descobertas de gás natural e em simulações realizadas por modelos matemáticos imperfeitos. Durante o desenvolvimento da produção, outros poços são perfurados e informação adicional é adquirida. Ademais, na fase de produção o histórico de pressões e volumes produzidos fornece informação adicional a respeito das reservas recuperáveis, da taxa de depleção dos campos de gás, da performance de cada poço e do desempenho do reservatório como um todo.

Caso estes parâmetros não estejam em conformidade com os volumes, vazões e declínio de pressões estimados pelos modelos matemáticos utilizados na elaboração dos planos de desenvolvimento, a vazão de gás natural esperada pode não ser atingida, fazendo com que a descoberta e desenvolvimento de novas reservas seja necessária para que a vazão de gás natural planejada seja atingida. Para tanto, pode ser necessário a antecipação de investimentos para o desenvolvimento de reservas não desenvolvidas e a aceleração de atividades exploratórias, sujeitas a insucesso, o que pode afetar de forma negativa a capacidade da Companhia de entregar a vazão e o volume de gás planejados.

As estimativas de reservas de petróleo e gás natural da Companhia envolvem um grau significativo de incerteza e estão baseadas em premissas que podem não ser precisas.

A Companhia contratou a Gaffney, Cline & Associates (“GCA”), empresa independente de certificação de recursos e reservas no setor de petróleo e gás natural, para elaborar um relatório independente de reservas (“Relatório GCA”), conforme abaixo:

• Relatório de reservas preparado em 15 de maio de 2017 com data-base de 30 de abril de 2017. O Relatório GCA está disponível em www.ri.eneva.com.br.

Caso os dados geológicos e de engenharia utilizados no aferimento das reservas sejam revisados devido a aquisição de informação adicional durante o desenvolvimento ou produção dos campos, as reservas da Companhia poderão ser significativamente menores que as indicadas hoje nas estimativas de volume do portfólio da Companhia e Relatório GCA.

Ainda, o Relatório GCA contém informações que são baseadas em premissas e expectativas de eventos futuros e tendências financeiras, não sendo possível à Companhia assegurar se essas premissas serão observadas e se essas expectativas e tendências se concretizarão. Caso as premissas e expectativas em que se baseia o Relatório GCA não sejam observadas ou não venham a se concretizar, poderá haver reduções das reservas provadas o que, por conseguinte, pode levar a uma depleção mais rápida dos campos ou a uma redução da produção futura, causando um efeito adverso sobre os resultados operacionais e condição financeira da Companhia.

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4.1 - Descrição dos fatores de risco

A construção, operação e ampliação das instalações e equipamentos de geração de energia elétrica e exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural da Companhia envolvem riscos significativos que podem ensejar perda de receita ou aumento de despesas.

A Companhia está sujeita a impactos adversos na construção, operação e ampliação das instalações e equipamentos de projetos no setor de geração de energia elétrica e de exploração, desenvolvimento e produção petróleo e gás natural, em razão de diversos riscos, incluindo, mas não se limitando a:

 aumentos nos custos de materiais, de capacidade técnica ou mão-de-obra;

 problemas de engenharia dos projetos e disputas com empreiteiros e subempreiteiros;  atrasos na concessão de licenças, alvarás ou autorizações pelas autoridades competentes;  falhas técnicas e indisponibilidade de equipamentos;

 indisponibilidade dos sistemas de distribuição e/ou transmissão que impossibilite a distribuição da energia gerada no sistema;

 condições climáticas adversas e desastres naturais;

 interrupção do fornecimento de combustível ou interferências hidrológicas e meteorológicas;

 riscos geológicos ou ambientais;

 variações nos volumes de reservas a razão de dados adicionais adquiridos ao longo da perfuração de poços de desenvolvimento ou durante a produção dos campos de gás;  interrupções no trabalho, agitações sociais, greves e outras disputas trabalhistas, inclusive

nos portos através dos quais a Companhia importa insumos (como por exemplo, carvão, o qual é importado pela Companhia) para certos projetos;

 situações de engenharia não antecipadas na fase de projetos;

 atrasos na construção e operação, ou custos excedentes não previstos;  volatilidade dos preços de insumos, incluindo carvão;

 necessidade de altos investimentos de capital;

 atração de capital para o desenvolvimento dos projetos;

 aumentos nas taxas de juros no período; e/ou

 indisponibilidade de financiamentos adequados.

As operações das usinas termelétricas e o escoamento de petróleo e gás natural dos campos em produção da Companhia dependem de complexa infraestrutura logística, tais como operações de desembarque portuário, esteiras mecânicas e gasodutos, dentre outros, os quais estão sujeitos a falhas, atrasos e interrupções que podem prejudicar tais operações.

A ocorrência de quaisquer das hipóteses mencionadas acima ou de outros problemas que impactem a logística da Companhia poderá afetar adversamente a capacidade da Companhia de gerar energia e/ou produzir petróleo e gás natural em quantidade compatível com suas obrigações e expectativas, o que pode ter um efeito negativo relevante sobre a sua situação financeira e resultados operacionais.

A Companhia pode ser incapaz de manter ou renovar todas as licenças, concessões e autorizações, inclusive ambientais, necessárias para as suas operações atuais, bem como obter licenças necessárias à implementação e operação de novos projetos.

As atividades da Companhia estão sujeitas à obtenção de diversas licenças, autorizações e concessões perante diferentes agências e órgãos públicos, inclusive agências governamentais e autoridades com jurisdição sobre o meio ambiente, como, por exemplo, o Instituto Brasileiro de Meio Ambiente dos Recursos Naturais Renováveis (“IBAMA”), a Secretaria Estadual do Meio Ambiente do Maranhão (“SEMA”), a Secretaria Estadual do Meio Ambiente do Ceará (“SEMACE”), o Instituto de Desenvolvimento Sustentável e Meio Ambiental do Estado do Rio Grande do Norte (“IDEMA”), além de outros órgãos governamentais brasileiros. Além disso, vários contratos firmados pela Companhia, em razão do seu objeto, também requerem a manutenção de tais licenças, autorizações e concessões.

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4.1 - Descrição dos fatores de risco

No entanto, não é possível assegurar que a Companhia será capaz de manter ou renovar, tempestivamente, todas as licenças, autorizações e concessões necessárias para manter as operações relacionadas a suas atividades. A falta de licenças, autorizações ou concessões necessárias para as operações da Companhia, inclusive nos casos em que essas tenham sido obtidas e posteriormente contestadas, ou caso tenham vencido ou expirado sem posterior renovação, poderá afetar substancial e adversamente os negócios, a situação financeira e os resultados operacionais da Companhia.

Adicionalmente, é possível que a Companhia necessite obter novas licenças, autorizações e concessões perante órgãos públicos, especialmente em razão da implementação e desenvolvimento de novos projetos. Entretanto a Companhia não pode garantir se ou quando será capaz de obter todas as licenças, autorizações e concessões que venham a se tornar necessárias, especialmente para a instalação e operação de novos projetos. As agências governamentais ou outras autoridades podem, ainda, atrasar de maneira significativa a emissão das licenças, autorizações e concessões necessárias para o desenvolvimento dos negócios da Companhia, causando atrasos em cronogramas de implantação de projetos.

Além disso, se essas licenças e autorizações ambientais não forem renovadas tempestivamente ou concedidas, forem emitidas com a inclusão de condicionantes ambientais desfavoráveis para a Companhia ou, ainda, forem emitidas com um atraso significativo ao previsto pela Companhia, os seus negócios e resultados operacionais e financeiros poderão ser afetados de maneira adversa.

A Companhia pode não ser capaz de alongar o prazo de vencimento das dívidas de curto prazo de suas subsidiárias, e/ou de obter o refinanciamento e/ou de repactuar

os termos destas dívidas.

A Companhia e suas subsidiárias possuem empréstimos e financiamentos no passivo circulante, no montante de R$254,3 milhões em 31 de março de 2017 (R$988,0 milhões, em 31 de dezembro de 2016) ou seja, com prazo de vencimento inferior a um ano. Caso a Companhia não obtenha êxito na substituição desses empréstimos e financiamentos por empréstimos de longo prazo e/ou na obtenção de refinanciamento e/ou na repactuação da sua dívida de curto prazo, a Companhia poderá ter a rentabilidade dos seus projetos e a sua geração de fluxo de caixa comprometidos. Ainda, caso o fluxo de caixa operacional da Companhia seja insuficiente para arcar com as obrigações de principal e juros da sua dívida, e se, por qualquer razão, houver dificuldade para acessar o mercado de capitais e ou realização de eventuais captações junto aos seus atuais acionistas e/ou novos investidores, a capacidade da Companhia de cumprir suas obrigações de pagamento de principal e juros do seu endividamento pode ser comprometida, o que poderá impactar (i) o atendimento do cronograma de pagamento de longo prazo da dívida da Companhia acordado no contexto do seu processo de recuperação judicial encerrado em 29 de junho de 2016 e, por conseguinte, (ii) os seus resultados e o cumprimento de seu plano de negócios e gestão.

No caso de eventual insuficiência de recursos para fazer frente ao seu endividamento, e caso não seja possível a renegociação pela Companhia diretamente junto aos seus credores, ressalta-se que a Companhia não poderá se valer, até 2020, de nova recuperação judicial para reestruturação de suas dívidas, nos termos do prazo previsto na Lei nº 11.101, de 09 de fevereiro de 2005, conforme alterada. Para mais informações sobre o processo encerrado de recuperação judicial da Companhia, ver o item 6.5 deste Formulário de Referência.

Os contratos financeiros da Companhia possuem diversas obrigações (covenants), dentre as quais restrições à capacidade de endividamento e a distribuição de dividendos e juros sobre capital próprio. Eventual inadimplemento dessas obrigações pode afetar adversamente e de forma relevante a Companhia.