Informa??es de Companhias em Recupera??o Judicial ou Extrajudicial

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Anexo 2.1.10

Laudo de Avaliação dos Ativos BPMB

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

Todos os direitos reservados. Impresso no Brasil.

Eneva S.A. em Recuperação Judicial

Laudo de Avaliação Econômico Financeira daBPMB Parnaíba S.A.

CORPORATE FINANCE

13 de abril de 2015

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

13 de abril de 2015

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

Prezados Senhores,

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

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

Atenciosamente,

Augusto Sales Paulo Guilherme CoimbraSócio Sócio

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

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

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


Notas importantes

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



Notas importantes

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



Notas importantes

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

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

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

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

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

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

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



Glossário

I. Sumário Executivo

II. Informações sobre o Avaliador

III. Informações sobre as Companhias

IV. Visão Geral do Mercado

V. Metodologia de Avaliação

VI. Premissas

VII. Avaliação econômico-financeira

Anexo I - Curricula vitae

Anexo II – Balanços Patrimoniais

Anexo III – Taxas de Desconto

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





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Introdução

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

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

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

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

Base de informações

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

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

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

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

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

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

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

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

Eventos subsequentes

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

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

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




Sumário de Resultados

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

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

Valor econômico

100%(R$ MM)

688,17720,86655,48

- +

Valor econômico

por ação (R$)1,80

1,881,97

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

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



Glossário






VI. Premissas





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II. Informações sobre o avaliador

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Identificação e qualificação dos profissionais envolvidos

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

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

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

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

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



II. Informações sobre o avaliador (cont.)

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

KPMG Corporate Finance

2014

Atuou como assessor financeiro na revisão das tarifas de GNL

Petra Energia e Parnaíba Gás Natural


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

Enel

2014


2014

Avaliação referente à aquisição de participação de 20% da Jirau

HPP (3.750 MW)

Mitsui & Co


2014

Avaliação relacionada à aquisição da Unisa

TAESA (Grupo Cemig)


2013

Avaliação relacionadas à aquisição da Desenvix

SN Power


2013

Avaliação da Brasympe para fins de reestruturação da empresa

Brasympe


2013

Avaliação relativa à aquisição da CELPA (distribuição)

Equatorial Energia

KPMG Structured Finance S.A.

2014

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

a Soenergy

Vicel


2014


2013

Avaliação relacionada à aquisição da Elektro

Iberdrola


2013

Avaliação referente à aquisição do Grupo TBE

(transmissão)

TAESA (Grupo Cemig)


2014

Avaliação referente à aquisição de cinco empresas de

transmissão de eletricidade

State Grid

KPMG Structured Finance S.A.

2013

Avaliação relativa à aquisição do Grupo Guascor

Dresser Rend




Glossário






VI. Premissas





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

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

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

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

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

III. Informações sobre as CompanhiasBPMB

Informação sobre o Consórcio

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

Segue abaixo um diagrama simplificado da operação atual do Consórcio.

Fonte: BTG

Consortium

BPMBPGN

BTG PactualE.ON CambuhyInvestimentosEneva RJ

9%

70% 30%

100%18%

73%

Conceito de projeto integrado – GTW (Gas to wire)

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

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

Aproximadamente 1GW de capacidade total já em operação;

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



III. Informações sobre as Companhias (cont.)BPMB

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

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

- BPMBDemonstração de Resultado do Exercício

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

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

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

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

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



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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

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:

Fluxo de Caixa Livre da Firma

Lucro Líquido

Capital de Giro

Investimentos (Capex)

=

+

-

Depreciação e Amortização+/-



V. Metodologia de AvaliaçãoDCF

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

VI. PremissasIntrodução (cont.)

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

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9

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22

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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



VII. Avaliação econômico-financeiraConclusão

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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9

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15

18

22

27

36

42

46

48



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

5

9

12

15

18

22

27

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42

46

48



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

5

9

12

15

18

22

27

36

42

46

48



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%

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

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

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

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