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DOC. 2

SONIA

Assinado de COCHRAN forma digital por

SONIA E

COCHRANE RAO:0295 RAO:02956601806

Dados: 2026.05.20 6601806 15:13:50 -03'00'

BTGPactual

BRGD FCC July 22th, 2020	BRGD FCC July 22th, 2020

Deal Team: Special Situations: Alexandre Camara / Edwyn Neves / Bruno Cavalcanti / Rafael Chitarra

Credit Risk: Rafael Pessoa / Tainah Conde Tax: Vitor Guimarães / Bruno Abaurre / Marcella Mallet

Legal: Gabriel Barretti / Julia Baldacci / Felipe Giannattasio / Bianca Dutra ESG: Beatriz Freitas / Rafaella Dortas Operations: Dan Segabinaze / Eduardo Cordovil / Alan Dale Onboarding: Leonardo Neri Compliance: Marina Moraes

Operação de até R$ 120 mm (Fase 1: R$ 60 mm / Fase 2: +R$ 60 mm) para o Grupo BRGD para refinanciamento de dívidas e capex de novos empreendimentos; dos quais (a) R$ 20 mm opcionalmente

Deal:

conversíveis em 50% das ações da BRGD; e (b) R$ 100 mm amortizáveis em 5 anos.

Approval:	CRC: Rafael Pessoa FI: Alexandre Camara
Date	July 22th, 2020

(Br = Pactual

Term Sheet

Term-Sheet Fase 1.1 (´conversível´) Fase 1.2 Fase 2 (Commitment)

Issuer	BRGD S.A.	BRGD S.A.	BRGD S.A.
Lender	BTG Pactual	BTG Pactual	BTG Pactual

(i)R$ 40 mm Volume R$ 20 mm (i.1) D0: R$ 10 mm; R$ 60 mm

(i.2) Após CPs: R$ 30 mm

(i) Pré-pagamento Banco Máxima; (ii) Capex Fase 1 (16.5 MWp); (i) Capex Fase 2 (14.5 MWp); Use of Proceeds (iii) Fees de estruturação (ii) Fee de estruturação (iv) Fee commitment (6 meses) (v) Custos diligência / estruturação

Debt Instrument	CCB	CCB	Commitment
Currency	BRL	BRL	BRL

(i) Commitment: 12 meses

(ii) Linha: 5 anos

Maturity	5 anos	5 anos
Grace Period	1 ano	5 anos	5 anos
		Ano 1: 0%	Ano 1: 0%
		Ano 2: 15%	Ano 2: 15%
Principal Amortization	Bullet	Ano 3: 15%	Ano 3: 15%
		Ano 4: 20%	Ano 4: 20%
		Ano 5: 50%	Ano 5: 50%
Average Maturity (years)	5 anos	4 anos	4 anos

(i) Commitment: 6 meses antecipado; Interest Payments Mensal (12 meses carência) Mensal (12 meses carência) (ii) Linha Mensal (12 meses carência);

Structuring Fee	2.5%	2.5%	2.5%
Gross up	Sim	Sim	Sim

Commitment: 10% a.a.; Interest CDI + 12% a.a. CDI + 12% a.a.

Linha: CDI + 12% a.a.

(i) Commitment: 1.7% a.a. Funding Cost CDI + 2.06% a.a. DI + 2.25% a.a. (ii) Linha: DI + 2.26% a.a.

)

BTGPactual

(i) Commitment: 8.3% a.a. [Passivo DI + 2.25% a.a. e Spread 9.75% a.a. 9.94% a.a. ativo DI + 0.55% a.a.] (ii) Linha: 9.74% a.a. Bônus de subscrição (10 anos): Preço de exercício de R$ 20 mm - Fase 1: 70% do capital da Conversibility: - - BRGD - Fase 2: 50% do capital da BRGD

IRR (w/ equity upside)	20-30% range
Prepayment Fee	10% a.a. (x) prazo remanescente 10% a.a. (x) prazo remanescente 10% a.a. (x) prazo remanescente

Guarantee Aval sócios

(i) AF 100% ações BRGD; (ii) AF 100% cotas FIP Clean Energy; Collateral (iii) AF 100% cotas SPEs; (iv) CF 100% recebíveis dos projetos

Aval sócios

(i) AF 100% ações BRGD; (ii) AF 100% cotas FIP Clean Energy; (iii) AF 100% cotas SPEs; (iv) CF 100% recebíveis dos projetos

Aval sócios

(i) AF 100% ações BRGD; (ii) AF 100% cotas FIP Clean Energy; (iii) AF 100% cotas SPEs; (iv) CF 100% recebíveis dos projetos

Margin Call	n.a.	n.a.	n.a.
Margin Call Triggers	n.a.	n.a.	n.a.
Notice of Assignment	n.a.	n.a.	n.a.
Receivables Monitoring	n.a.	n.a.	n.a.

Covenants padrão de crédito BTG - Manutenção do Plano de Investimentos Covenants
Acompanhamento ambiental - Estrutura de capital 70/30 2% multa; 2% multa; 2% multa; Default Penalties

	1% mora	1% mora	1% mora
Step up	n.a.	n.a.	n.a.
Governing Law	Brasil	Brasil	Brasil
		R$ 10 mm: 22 de Julho/2020	(i) Commitment: 07 de
Expected Disbursement Date	07 de Agosto/2020		Agosto/2020;
		R$ 50 mm: 07 de Agosto/2020	(ii) Linha: Dezembro/2020

)

BTGPactual

Entrega do projeto Fase 1: Todas


			as obras e vendas de energia
		(i.1): Sem CPs
CPs	negociadas (Venda 70%		com exceção de Northenergia
energia,	reorganização	(i.2) CPs negociadas (Venda de
Required Conditions to disbursement		70% da energia, reorganização	Destinação dos recursos:
societária,	regularização de
assembleias,	etc.)
		assembleias, etc)	análogos, com TIR

Costs	Cliente	Cliente	Cliente
Mandates	Right to match para operações	ECM/DCM/M&A
Withholding Taxes (Offshore)	n.a.	n.a.	n.a.
Ranking Anbima	n.a.	n.a.	n.a.
Pledged to FGC?	Não		Não
Internal Metrics:

Internal Metrics/Information
Rating Bacen	C
Rating CRC	B
LGD	60%
Assets in BRL MM (2019)	N/A
Revenues in BRL MM (2019)	N/A
Economic Group	BRGD
Sector / Subsector / Segment	Utilities, Electricity, Generation

Current Exposure: n/a

(Br Pactual

O Grupo BRGD

A origem do grupo e os investimentos em GD

Fundada em 2017 por 3 empresários de MG/SP, a BRGD é uma cia que possui projetos de geração distribuída a partir de energia fotovoltaica nos estados de MG, SP, ES, PR e SC. A cia se beneficia de trackrecord como epecista de projetos de construção de plantas fotovoltaicas através da Forgreen, cia que foi o início do projeto de plantas próprias. Até o momento os acionistas aportaram R$ 23 mm de equity e levantaram R$ 24 mm de endividamento junto ao Banco Máxima, dinheiro que foi utilizado para a construção de 9 plantas. Tais plantas deverão entrar em operação entre os meses de agosto e novembro de 2020, atingindo uma capacidade pico de 17.5 MWp [16 MWp considerando a participação proporcional da BRGD].

Estrutura societária

A cia estruturou seus negócios e organizou sua estrutura societária de forma a (i) aproveitar os benefícios fiscais aplicáveis a cada planta [Isenções de ICMS em todas as plantas / Isenções de PIS/COFINS em todas as plantas / Benefício SUDENE de redução de IRPJ em determinadas plantas]; e (ii) estar preparada para um evento de liquidez no formato de IPO de FIP Infraestrutura.

Antonio Neto	Rodrigo Botelho	Oscar Moura
30%	35%	35%

FIM Clean Energy

100%

FIP BZ Clean Energy

100% FIP CXI

BRGD S.A.

60% 100% 40%

Norsol	SolarPharm	Northenergia
- Usina MOC 2	- Usinas Pague Menos - Usinas Solar Pharm	- Usina MOC 1

Tese de investimentos: escolha das localidades plantas

✓ Preço: Conexão a distribuidoras em que a energia é relativamente cara; ✓ Irradiação solar: Implantação de usinas em locais onde há muita incidência de irradiação solar; ✓ Mercado: Locais onde há um bom mercado consumidor; ✓ Impostos> Locais/estruturas onde há algum benefício fiscal; ✓ Custo de arrendamento: Locais onde há grande disponibilidade de terra a baixos custos;

(Br = Pactual

Principais equipamentos:

✓ Placas solares: HT-SAAE Highway ✓ Inversores: Afore A cia possuirá uma base de clientes variada entre atacado e varejo, um tradeoff entre rentabilidade e risco de crédito, tendo como âncora um contrato com as farmácias Pague Menos, além de contratos com a Usiminas, Unimed Uberaba, Promed e IBL Logística. Todos seus projetos possuem placas solares de qualidade (HT) e estão localizadas em cidades estratégicas [ver notas abaixo sobre estratégia de investimentos], tendo altos IRRs [entre 15% e 25% desalavancadas e post-tax], com fluxos de caixa estáveis e previsíveis, dada natureza do negócio.

Principais desafios de implementação das usinas

✓ Pareceres de acesso: Obtenção correta de pareceres / compra de pareceres sem vícios e inconsistências]; ✓ Dificuldade criadas pelas distribuidoras no capex necessário para acesso; ✓ Conexão final da planta ao sistema;

Principais riscos e mitigantes:

✓ Mudanças regulatórias (Cobrança de tarifas adicionais): Evolução da discussão regulatória com regras de

transição; ✓ Mudanças regulatórias (Reforma fiscal): Proposição de regras de transição e força de grupos de grupos com

interesses contrários a algumas premissas da reforma;

✓ Danificação das placas e/ou infra-estrutura: Contratação de seguros que cobrem danos físicos, além de garantias

oferecidas pelo produtor para defeitos de produto (7 anos) e performance (25 anos);

✓ Roubo de placas: Segurança in-loco e sistemas de monitoramento; ✓ Inadimplência: Estratégia de venda para clientes prime além de pulverização de parte da receita. Adicionalmente

sistema de amarrações+ contratuais que facilitam a retirada de clientes inadimplentes do consórcio;

✓ Variação da incidência solar: Margem de segurança na quantidade de energia vendida, vis-à-vis a quantidade

produzida projetada, além da implantação de sistemas de acompanhamento de irradiação solar, para melhor adaptação das vendas/ajustes de consórcio futuros;

✓ Competição: Busca por amarração contratual robusta com os clientes prevendo um volume substancial de multas

por quebra de contratos;

Upsides relevantes:

✓ Plataforma para investimentos em geração distribuída;

✓ Venda de maior quantidade de energia, vis-à-vis a margem de segurança projetada; ✓ Reajuste de bandeira amarela/vermelha: Conta 13º a cada ano de contrato, com reajuste das bandeiras cobradas

pelas distribuidoras [histórico acima de 10% por ano];

✓ Revisões tarifárias: Histórico de revisões relevantemente acima do índice IPCA;

(Br = Pactual

Usinas Fase 1

Planta Estado Tipo Fase Avanço Prazo Conexão Capacidade Produção Vendido # clientes Vendido Capex

dias - - - - - Feito A fazer Total R$ / KWp

MWp KW / mês KW / mês # % R$ k R$ k

VRB MG Chão Montagem 55% 105 5.4 802,000 499,001 274 62% 14,980 5,797 20,777 3,848



Norsol (MOC 2)	MG	Chão	Montagem	70%	75	3.0	513,000	262,444	10	51%	10,400	1,998	12,398	4,133
Northenergia (MOC 1)	MG	Chão	Início obras	3%	150	3.0	514,000	130,000	1	25%	1,000	10,539	11,539	3,846
GRU 2 [IBL Logística]	SP	Rooftop	Início montagem	30%	40	0.4	49,000	49,000	1	100%	1,429	300	1,729	4,611
Subtotal	-				107	11.8	1,878,000	940,445	286	50%	27,809	18,634	46,443	3,944
Enel (Itapecerica da Serra)	SP	Rooftop	Início montagem	0%	90	1.5	197,000	185,000	1	94%	3,720	1,433	5,153	3,435
Linhares	ES	Chão	Conexão / Troca estruturas	90%	20	1.4	178,000	165,620	1	93%	5,001	872	5,873	4,302
Itajaí	SC	Rooftop	Montagem	30%	90	0.7	92,000	80,000	1	87%	2,667	292	2,959	4,227
Paulínia	SP	Rooftop	Montagem (início)	0%	90	0.7	91,000	79,800	1	88%	2,100	658	2,758	3,940
Sorocaba	SP	Rooftop	Conexão	65%	40	0.4	49,000	36,350	1	74%	1,429	143	1,572	4,192
GRU 1	SP	Rooftop	Montagem (final)	80%	40	0.4	49,000	42,800	1	87%	1,429	112	1,541	4,110
Cascavel	PR	Rooftop	Conexão	95%	40	0.4	46,000	42,000	1	91%	1,334	310	1,644	4,697
Itatiba	SP	Rooftop	Montagem (início)	0%	90	0.2	24,000	25,137	1	105%	705	174	879	4,751
Atibaia	SP	Rooftop	Conexão	80%	40	0.2	24,000	21,200	1	88%	705	71	776	4,192
Total Usinas Pague Menos	-				62	5.7	553,000	492,907	1	89%	19,090	4,064	23,154	4,037
[\| Total					\| 92	17.5	2,431,000	1,433,352	287	59%	46,899	22,698	69,597	3,975

(Br =

Deal figures

Use of funds (R$ k)

Use of funds (BTG check) BTG´s check (Fase 1)

Capex Debt repayment (Máxima) Structuring fee Commitment fee Legal assessment (Stocche Forbes) Technical assessment (Barne) Other

Capex breakdown (R$ k)

Pactual

60,000

22,698 27,000 1,375 3,000 350 120 5,457

Capex breakdown (Fase 1) Capex breakdown (Fase 2)

Capex done	46,899	Capex done	0
of which, equity (BRGD)	18,984	of which, equity (BRGD)	0
of which, equity (CXI)	4,515	of which, equity (CXI)	0
of which, debt (Máxima)	23,400	of which, debt (Máxima)	0
Capex to be done	22,698	Capex to be done	58,000
of which, BTG´s funding	22,698	of which, BTG´s funding	58,000

Sources & uses(R$ k)

Sources & uses (new money) Sources & uses (all cash)

Sources (new money)	83,499	Sources (all cash)	106,899
Equity	23,499	Equity	23,499
Banco Máxima	27,000	Banco Máxima	23,400
BTG Pactual	33,000	BTG Pactual	60,000

Uses (ex-debt repayment)	83,499	Uses (ex debt-repayment)	106,899
Capex	69,597	Capex	69,597
Interest & others	3,600	Debt Repayment (Banco Máxima)	27,000
Structuring fee	1,375	Structuring fee	1,375
Commitment fee	3,000	Commitment fee	3,000
Legal assessment (Stocche Forbes)	350	Legal assessment (Stocche Forbes)	350
Technical assessment (Barne)	120	Technical assessment (Barne)	120
Other	5,457	Other	5,457

Return Table

Exit Year 2021 2022 2023 2024 2025

Desembolso R$ 60 mm [Equity Stake = 70%]

Fase 1 (@IPCA + 12%)

IRR	33%	29%	27%	26%	25%
MOIC	1.9x	2.0x	2.0x	2.1x	2.2x
R$ (over principal)	55,097	58,850	59,709	65,632	72,247

Fase 1 (@IPCA + 10%)

IRR	41%	34%	30%	28%	27%
MOIC	2.0x	2.1x	2.2x	2.2x	2.4x
R$ (over principal)	59,335	63,845	69,086	74,710	81,003

Desembolso R$ 120 mm [Equity Stake = 50%]

Fase 1 &	Fase 2 (@IPCA + 12%)
IRR	26%	25%	24%	23%	23%
MOIC	1.8x	1.8x	1.9x	1.9x	2.0x
R$	92,147	97,503	104,043	111,130	119,310

Fase 1 & Fase 2 (@IPCA + 10%)

IRR 31% 28% 26% 25% 24%

MOIC R$ (over principal)

1.9x 105,773

1.9x 2.0x 110,668 116,725

2.0x 2.1x 123,306 130,962

(Br = Pactual

Governança

Enquanto o BTG Pactual não optar por exercer o Bônus de Subscrição que lhe será conferido a relação com a cia se dará na forma tradicional de credor e devedor. De forma a possibilitar o melhor acompanhamento do projeto, serão criadas obrigações de entrega de informações financeiras/técnicas e o BTG Pactual, na qualidade de bonus holder, possuirá um observer seat no board da cia. Dessa forma será acompanhado o cumprimento do plano de investimentos na Fase 1 e Fase 2 ("Plano de Investimentos") que a mesma apresentou BTG Pactual e utilizado como base para a estruturação da presente operação. Adicionalmente a fase de construção das plantas fotovoltaicas será objeto de acompanhamento in-loco por parte da consultoria LMeng (Barne), os mesmo que prestaram assessoria técnica ao BTG para avaliação técnica das plantas.

Cenário 1: BTG com 70% de participação: Não haverá acordo de acionistas, e o BTG será o controlador da cia. Cenário 2: BTG com 50% de participação: Haverá um Acordo de Acionistas da BRGD, que será celebrado sob

condição suspensiva do exercício do Bônus de Subscrição. Os direitos de tag along, de preferência e de primeira oferta serão assegurados por meio de Acordo de Direitos de Liquidez enquanto o Bônus de Subscrição não tiver sido exercido, de modo a (i) permitir que o próprio Bônus de Subscrição seja objeto da transferência ou (ii) fazer com que, imediatamente antes da transferência, o Bônus de Subscrição seja exercido para que as ações emitidas em razão do Bônus de Subscrição sejam objeto da transferência. O Acordo de Acionistas da BRGD deverá prever regras sobre condução dos negócios, estrutura societária, administração, restrições sobre a transferência de ações, distribuição de lucros e exercício do direito de voto, tais como:

(i) Conselho de administração: Uma vez que passe a deter 50% do capital social da BRGD (Estrutura de Cocontrole), o BTG Pactual terá o direito de eleger metade dos membros do Conselho de Administração (3 membros), bem como indicar o Presidente do Conselho;

(ii)	Apontamento do CFO: Enquanto vigorar a Estrutura de Co-Controle, o BTG Pactual terá o direito de nomear o CFO da Companhia e o mais alto executivo financeiro das sociedades controladas;
(iii)	Tag along: O BTG Pactual terá direito a tag along integral caso o Acionista Original transferir suas ações de emissão da BRGD;
(iv)	Direito de preferência: Caso qualquer acionista (exceto BTG) deseje transferir ações da BRGD, o BTG Pactual terá direito de preferência;

(v) Direito de primeira oferta: Caso o BTG Pactual deseje transferir ações da BRGD, o Acionista Original terá

direito de primeira oferta;

(vi)	Drag along: O BTG Pactual terá direito de drag along a partir do 3º aniversário da operação;
(vii)	Aprovação de matérias relevantes: Enquanto o Acionista Original detiver, ao menos 50% do capital social da BRGD, determinadas matérias de relevância (p.ex. questões orçamentárias, alteração estatutária, reorganização societária, pedido de falência ou recuperação judicial, aquisição ou alienação de

participação societária, entre outras) dependerão do voto favorável de, ao menos, 60% do capital social da BRGD;

(viii) Recursos emergenciais: O BTG Pactual terá o direito de realizar mútuo à BRGD caso esta venha a se

encontrar em situações emergenciais ou caso esta não disponha de recursos para cumprir seu Plano de Negócios, tendo os demais acionistas direito de participar proporcionalmente da concessão de tal empréstimo emergencial; (ix) Non-compete: Aplicável pelo prazo de 2 anos a contar da data de término da relação com a BRGD; e (x) Key person: Retenção de Pessoas-Chave em termos a serem negociados.

(Br Pactual

Geração Distribuída

O que é e como funciona a Geração Distribuída

Desde 17 de abril de 2012, quando entrou em vigor a Resolução Normativa ANEEL nº 482/2012, o consumidor brasileiro pode gerar sua própria energia elétrica a partir de fontes renováveis ou cogeração qualificada e inclusive fornecer o excedente para a rede de distribuição de sua localidade. A resolução reduziu as barreiras para a conexão à rede de distribuição de pequenos geradores de energia renovável, tornando-se assim um incentivo para que qualquer brasileiro produza sua própria eletricidade, tratando a GD como uma inovação que podem aliar economia financeira, consciência socioambiental e autossustentabilidade. Microgeração distribuída (autoconsumo): Central geradora de energia elétrica, com potência instalada menor ou igual a 75 kW e que utilize fontes renováveis de energia elétrica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras. Minigeração distribuída (BRGD):Central geradora de energia elétrica, com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 3 MW para fontes hídricas ou menor ou igual a 5 MW para demais fontes renováveis de energia elétrica, incluindo a fotovoltaica, conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras.

PROD

Os painéis fotovoltaicos instalados na usina

produzem energia.

A energia é injetada

rede da distribuidora

para consumo

DISTRIBUIGAO

A energia gerada é destinada aos consumidores para compensagao.

(Br = Pactual

O sistema de compensação (net metering)

As usinas de geração distribuída se conectam ao sistema da distribuidora de energia local e utilizam o chamado Sistema de Compensação, onde a energia injetada por uma unidade de microgeração ou minigeração, é cedida, por meio de empréstimo gratuito, à distribuidora local e posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica ativa. Esse sistema é conhecido como net metering. Quando a geração for maior que o consumo, o saldo positivo de energia poderá ser utilizado para abater o consumo em outro posto tarifário ou na fatura dos meses subsequentes. Os créditos de energia gerados continuam válidos por 60 meses. Há ainda a possibilidade de o consumidor utilizar esses créditos em outras unidades cadastradas dentro da mesma área de concessão, que podem ser caracterizadas como:

(i) Autoconsumo remoto:

"Caracterizado por unidades consumidoras de titularidade de uma mesma Pessoa Jurídica, incluídas matriz e filial, ou Pessoa Física que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras, dentro da mesma área de concessão ou permissão, nas quais a energia excedente será compensada."

(ii) Geração compartilhada [Caso da BRGD]:

"Caracterizada pela reunião de consumidores, dentro da mesma área de concessão ou permissão, por meio de consórcio ou cooperativa, composta por pessoa física ou jurídica, que possua unidade consumidora com microgeração ou minigeração distribuída em local diferente das unidades consumidoras nas quais a energia excedente será compensada." (iii) Empreendimento com múltiplas unidades consumidoras (condomínios):

"Caracterizado pela utilização da energia elétrica de forma independente, no qual cada fração com uso individualizado constitua uma unidade consumidora e as instalações para atendimento das áreas de uso comum constituam uma unidade consumidora distinta, de responsabilidade do condomínio, da administração ou do proprietário do empreendimento, com microgeração ou minigeração distribuída, e desde que as unidades consumidoras estejam localizadas em uma mesma propriedade ou em propriedades contíguas, sendo vedada a utilização de vias públicas, de passagem aérea ou subterrânea e de propriedades de terceiros não integrantes do empreendimento."

Area

comum

(a im

Diferentes titularidades

Mesma titularidade =» (consorcio/ cooperativa)

“=

(Br = Pactual

Quem pode aderir ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica?

Apenas os consumidores cativos da distribuidora podem fazer a adesão. Os consumidores livres, especiais ou parcialmente livres não podem fazer parte do Sistema de Compensação de Energia Elétrica.

Nível de tensão da conexão

A quantidade de fases e o nível de tensão de conexão da central geradora serão definidos pela distribuidora em função das características técnicas da rede. Para os casos de conexão em baixa tensão a distribuidora não cobrará o custo de disponibilidade, o que acontecerá para os casos de média tensão.

Localização unidade geradora x unidade consumidora

É sim possível instalar uma micro ou minigeração em local diferente da unidade consumidora, na qual a energia excedente será compensada, o que é permitido pela Resolução Normativa No 482/2015. Adicionalmente a lei deixa claro que consumidores podem se unir, na forma de consórcio ou cooperativa, para comprarem ou arrendarem plantas que se enquadrem no conceito de Geração Distribuida, conforme abaixo:

Cooperativa/Consórcio

De acordo com a Resolução Aneel nº 482/2012, a exploração compartilhada da Usina deve ser feita por meio de um Consórcio entre a sociedade proprietária da Usina e as sociedades que consumirão a energia elétrica. O Consórcio é uma modalidade de contratação simultânea entre diversas partes, nas quais se estabelecem obrigações complementares entre as partes para se atingir um objetivo comum. O Consórcio não possui personalidade jurídica própria e não caracteriza uma sociedade entre as consorciadas. O funcionamento dos consórcios é regulado pelos artigos 278 a 284 da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976. Ao disponibilizar energia no sistema da distribuidora e o Consórcio passa a ter créditos de energia, os quais são alocados mensalmente às partes do Consórcio.

(Br = Pactual

Geração Distribuída: O caso Brasil

O Brasil, por ser um país continental e tropical possui alta qualidade de irradiação solar, entre 1.500-2.500 kWh/m², superior a países, como Alemanha (900-1.250 kWh/m²), França (900-1.650 kWh/m²) e Espanha (1.200-1.850 kWh/m²). Este diferencial dá ao Brasil uma condição de competitividade ímpar em relação aos outros países, e internamente frente às outras fontes de energia.

O sucesso exponencial da GD é atribuído, a grosso modo, a quatro vetores: (i) redução mundial dos custos dos módulos solares; (ii) qualidade do recurso solar brasileiro; (iii) altas tarifas de energia elétrica; e (iv) regulamentação favorável, analisados a seguir.

A transição energética mundial tem priorizado as fontes eólica e solar, por serem renováveis e aumentarem a independência energética dos países. O aumento da escala produtiva de energia solar (China), provocou, de 2009 a 2018, segundo a International Renewable Energy Agency (IRENA), a redução de 90% no preço dos módulos solares fotovoltaicos. Outro fator decisivo para a expansão da GD é o grande crescimento das tarifas do mercado regulado, conforme visto acima.

Resumo das conexões de GD atualmente no Brasil

Consumidores Potência

Distribuidora Usinas de GD

	de GD	Instalada
[#]	[#]	[MW]
45,819	72,878	541.9
16,774	16,784	263.4
22,149	26,097	262.2
9,437	10,566	184.1
11,267	15,285	134.0
14,634	17,172	129.8
8,876	11,801	128.1
6,155	7,677	98.5
7,055	95	87.8
10,121	10,984	82.7
6,699	9,307	68.6
4,727	5,107	60.8
7,781	9,248	57.0
347	5,159	56.1
3,338	3,897	53.0
3,387	425	47.6
392	5,154	45.0
3,684	4,835	44.5
3,135	5,125	41.8
3,806	5,042	36.9
2,823	3,519	34.8
3,237	3,599	34.1
201	2,958	26.5
2,249	2,672	26.4
2,243	2,307	25.6
2,163	3,298	25.3
1,681	1,804	24.5
2,449	2,689	20.4
1,996	5,314	17.6
11,726	14,926	158.0
220,351	285,724	2,817

(Br = Pactual

Mercado de Energia | Composição das tarifas

Tarifa de energia

A tarifa visa assegurar aos prestadores dos serviços receita suficiente para cobrir custos operacionais eficientes e remunerar investimentos necessários para expandir a capacidade e garantir o atendimento com qualidade. Os custos e investimentos repassados às tarifas são calculados pelo órgão regulador.

energia gerada transporte de energia até as

unidades consumidoras

transmissao e distribuicao encargos

setoriais

Além da tarifa, os Governos Federal, Estadual e Municipal cobram na conta de luz o PIS/COFINS, o ICMS e a Contribuição para Iluminação Pública, respectivamente.

TUST Rede Basica

TUST Rede Fronteira TUST

Gusto Uso de Sistemas de

Uso da rede de distribuic3o de outras

concessionarias

TUSD Perdas Técnicas Perdas Tecnicas

Perdas Elétricas

TUSD Perdas Nao Técnicas Perdas

Cotas da Reserva Global de Reversao (RGR)

Pesquisa Desenvolvimento (P&D)

5 TUSD Encargos

2 Taxa de Fiscalizagio de Energia Elétrica (TFSEE)

30 ONS

TUSD	CCC -	Conta de Consumo de Combustiveis Fosseis (CCC)
TUSD	CDE -	Conta de Desenvolvimento Energetico (CDE)

TUSD PROINFA

Programa de Incentivo 3s Fontes Alternativas de Energia

Elétrica (Proinfa)

Remuneragao dos ativos

3 HS

Custo de da energia eletrica

Perdas Elétricas na Rede Basica

Custos

Quotas de reintegracio Custos operacionais & de manutengio

Encargos de Servicos do Sistema (ESS) PAD, Eficiéncia Energética e TFSSE

(Br = Pactual

Mercado de Energia | Revisões e reajustes tarifários

Revisão tarifária

Os custos de Parcela B são revisados a cada 4 anos, a depender do que consta do Contrato de Concessão ou Permissão. A Parcela B representa os custos diretamente gerenciáveis pela distribuidora. São custos próprios da atividade de distribuição que estão sujeitos ao controle ou influência das práticas gerenciais adotadas pela empresa. Para fins de cálculo tarifário, a Parcela B é composta de:

(i) Custos Operacionais;

(ii)	Receitas Irrecuperáveis;
(iii)	Remuneração de Capital; e
(iv)	Cota de Depreciação.

Reajuste tarifário

No período entre as revisões, a Parcela B é atualizada anualmente pelo índice de correção monetária constante no Contrato de Concessão ou Permissão, subtraído de um fator de eficiência chamado fator X.

Revisão tarifária periódica

A revisão tarifária periódica também é um dos mecanismos de definição do valor da energia paga pelo consumidor, sendo realizada a cada quatro anos, em média, de acordo com o contrato de concessão assinado entre as empresas e o poder concedente. Na revisão periódica são redefinidos o nível eficiente dos custos operacionais e a remuneração dos investimentos, a chamada Parcela B.

Revisão tarifária extraordinária

Revisão extraordinária pode ocorrer a qualquer tempo, independentemente dos reajustes e revisões, se houver alterações significativas comprovadas nos custos da concessionária e/ou modificação ou extinção de tributos e encargos posteriores à assinatura do contrato, quando comprovado o seu impacto sobre os custos da empresa.

Evolução da tarifa média de energia no Brasil

Tarifa Média Nominal Brasil por Componente (RS/MWh)

230%

a=

| 189%

30 nm

250 80 i

7 x

20 B

83 8 BR | 24 ® 1 | B | i |

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100 wo 18s

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8 9 | | | w | 1 1 3»

B a 1 gE = 8 8

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Encargos (RSMWh) = (RSMWh) = Energia

= Financeiros (RSMWh) Bandeiras (RSMWh)

(Br = Pactual

Geração Distribuída: Regulação no Brasil

Evolução do marco regulatório até 2020

O ponto de partida crucial foi a Resolução Normativa n° 482/2012 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), que definiu as regras para as distribuidoras e consumidores, com o objetivo de reduzir as barreiras para a conexão da micro e minigeração distribuída. O núcleo da resolução é o sistema de compensação de energia elétrica, um mecanismo de compensação financeira conhecido como net metering, em que o "prossumidor" (produtor/consumidor), pode injetar, na rede de distribuição, o excedente gerado, recebendo em troca créditos (em kWh) que podem ser utilizados em momentos em que não há geração ou que o consumo é superior ao montante gerado. A Resolução alcançou seus objetivos, notadamente para os sistemas de geração a partir da fonte solar. A Regra da ANEEL possibilitou a consolidação de um mercado que atualmente instala cerca de 300 sistemas de geração distribuída por dia útil, equivalente a quase 3 MW diários em todo país. "O avanço dos sistemas fotovoltaicos em geração distribuída, que agora já ultrapassam os 2 mil GW de potência instalada, mostra como a ANEEL acertou ao regular esse tema", disse o diretor-geral da ANEEL, André Pepitone. Em 2015, por meio da REN nº 687, as regras foram aprimoradas, com a elevação da potência limite de 1 MW para 5 MW (ou 3 MW para fontes hídricas) e a criação dos modelos de empreendimentos de múltiplas unidades consumidoras e geração compartilhada.

Possíveis mudanças no marco regulatório da GD no Brasil

Em função do crescimento exponencial da GD, há a necessidade, já prevista pela ANEEL em 2015, de se revisar a regulamentação vigente para impedir o subsídio cruzado: os consumidores sem GD pagam pelo uso da rede dos prossumidores. Muito embora o prossumidor use a rede, tanto para se abastecer de energia em horas em que não há geração solar, como para injetar na rede excedentes de energia em horas em que há muita geração, a tarifação ocorre apenas pelo consumo deduzido das injeções. Além disso, a rede de distribuição está sempre disponível para caso a geração do prossumidor não ocorra. Com isso, este consumidor, embora utilize a rede de forma relativamente intensa, paga bem menos pelo uso da rede. Como as tarifas de distribuição são fixadas pelo regulador de forma que os custos da rede sejam recuperados de todos os consumidores, o resultado é que os consumidores que não possuem GD arcam pelos custos evitados pelos consumidores com GD. De acordo com dados da ANEEL, o subsídio cruzado, em 2018, foi de R$ 205 milhões. As previsões, caso a regulação não seja revista, indicam transferência de custos, via subsídio cruzado, de R$ 11 bilhões a R$ 13 bilhões, em 2025, de R$ 50 bilhões a R$ 60 bilhões, em 2050. Como estes custos serão pagos pelas tarifas dos consumidores sem GD, estimulam-se, ainda mais, novas instalações, o que acarreta no paradoxo do "espiral da morte", em que as tarifas de acesso à rede crescem cada vez mais, incentivando mais consumidores a instalarem geração distribuída, para, com isso, deixarem de pagar os custos da rede.

Alternativas analisadas para modificação nas regras da GD

TUSD-fioA

_TUSD-Encargos

Perdas | 0

TUSD Alternativa

Alternativa2 |

Alternativa 4

Alternativa 5

BTGPactual

✓ Alternativa 0 - Cenário atual: a compensação da energia injetada na rede se dá por todas as componentes da TUSD e

da TE;

✓ Alternativa 1 - Incide Fio B26: a componente Transporte Fio B incidiria sobre toda a energia consumida da rede. As

demais componentes tarifárias continuariam incidindo sobre a diferença entre a energia consumida e a energia injetada na rede;

✓ Alternativa 2 - Incide Fio A27 e Fio B: as componentes referentes ao Transporte (Fio A e Fio B) incidiriam sobre toda a

energia consumida da rede. As demais parcelas da tarifa continuariam incidindo sobre a diferença entre a energia consumida e a energia injetada na rede; ✓ Alternativa 3 - Incide Fio A, Fio B e Encargos: equivalente à alternativa anterior, mas incluindo a parcela de Encargos da

TUSD entre as componentes que seriam aplicáveis a todo o consumo de energia registrado na unidade; ✓ Alternativa 4 - Incide toda a TUSD: com esta alternativa, as componentes da TE incidiriam sobre a diferença entre a

energia consumida e a energia injetada na rede, de maneira que a TUSD continuaria incidindo sobre toda a energia consumida da rede;

✓ Alternativa 5 - Incide toda a TUSD e os Encargos e demais componentes da TE: neste caso, apenas a componente de

Energia da TE incidiria sobre a diferença entre a energia consumida e a energia injetada na rede. As demais componentes tarifárias incidiriam sobre toda a energia consumida da rede.

Recomendação da ANEEL (Análise de Impacto Regulatório | 2019)

A proposta elencada para o Sistema de Compensação da GD Remota é conforme a seguir: ✓ Consumidores já existentes e aqueles que formularem solicitação de acesso completa (nos termos dos modelos

apresentados na seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST, contemplando os anexos devidos) antes da publicação da norma: continuariam com as regras atualmente vigentes aplicáveis a seus empreendimentos até o final de 2030 (31/12/2030); ✓ Consumidores que formularem solicitação de acesso após a publicação da norma: seria aplicada a Alternativa 5

(compensação apenas da TE Energia).

Embate político em relação à mudança da regulação

Após a recomendação da ANEEL, de que a regulação deveria ser ajustada para que, na prática, os prossumidores pagassem por todos os custos que não o custo da geração de energia, o presidente Jair Bolsonaro se envolveu na questão sendo contrário à opinião dos técnicos do seu governo, rechaçando veementemente o que chamou de "taxação do sol". A seguir alguns trechos com opiniões do presidente: "Está uma comoção nacional sobre taxar energia solar. Resolvi ontem a questão. A decisão é minha. Nenhum ministro, nenhum secretário, ninguém mais fala no assunto. A nossa posição é tarifa zero" "talvez nem precise de nada, a própria Aneel se conscientiza de que essa fonte de energia tem que ser estimulada pelo governo", sem a influência de "grupos lobistas" "Sol, fique tranquilo, não serás taxado"

Projeto de Lei (2020)

Após as discussões citadas acima o deputado Lafayette de Andrada (Republicanos-MG) acertoucom o presidente da Câmara, Rodrigo Maia (DEM-RJ), a apresentação de projeto de lei em Fev/20, na volta do recesso parlamentar, para criar um marco legal da energia fotovoltaica.

(Br = Pactual

O projeto do deputado mineiro prevê dois caminhos diferentes. Para quem já tem painéis fotovoltaicos instalados, o benefício continua valendo indefinidamente. É, segundo Andrada, uma forma de dar segurança jurídica aos contratos firmados. Novas instalações ficam com os incentivos atuais, sem nenhuma mudança, até o fim de 2021. A partir de janeiro de 2022, a geração distribuída entra em um processo de corte gradual dos estímulos. De acordo com o PL, para os novos prossumidores deve-se aplicar a regra de não compensação da TUSD - Fio B, a qual corresponde ao custo das distribuidoras embutido nas tarifas de energia elétrica. De qualquer forma o PL prevê uma taxação gradual, em que apenas 50% de tais custos serão cobrados no início, o que será gradualmente aumentado para 100% até 2030.

Fiscal

Benefícios Fiscais: os estabelecimentos ainda não estão em operação, mas todos os benefícios fiscais mencionados pela

companhia existem e em tese poderiam ser aplicáveis (falta verificar determinadas condições objetivas).

I. IRPJ - SUDENE: redução de 75% do IRPJ devido.

Aspectos gerais: - É necessário realizar pleito para reconhecimento do projeto para fins de aproveitamento do benefício fiscal para cada CNPJ, além de produzir laudo constitutivo. Como os estabelecimentos ainda não estão em operação, o laudo ainda não pôde ser solicitado (prazo é dezembro 2023); - A aplicação do benefício depende da localidade e da atividade do solicitante, mas trata-se de uma questão factual de plano de desenvolvimento e expansão no território. Assim, uma vez feito o plano, o órgão não tem discricionar iedade para negar o reconhecimento do benefício; - Não recebemos confirmação de protocolo do pedido para reconhecimento do direito a pleitear o benefício fiscal quando da implantação e entrada em operação do empreendimento, tampouco a documentação suporte; * Necessário observar que o benefício é aplicável ao IRPJ, e não à CSLL, de forma que esta contribuição deverá ser recolhida a 9% sobre o lucro líquido ajustado.

Limitações ao modelo: impossibilidade de distribuir o valor relacionado aos benefícios aos sócios.

O valor correspondente ao IRPJ que deixou de ser recolhido não pode ser distribuído aos sócios a qualquer tempo e deve ser contabilizado na reserva de incentivos fiscais; - Como o caixa não é "carimbado", desde que a reserva não seja alterada, é possível distribuí-lo (e.g., lucros acumulados) ou reduzir o capital; - De acordo com a legislação, o valor não recolhido deve constituir reserva de capital e ser utilizado somente para absorção de prejuízos ou aumento de capital social. Além disso, considera-se como "distribuição do valor do imposto" (i) tanto a restituição de capital aos sócios até o montante do aumento com a incorporação da reserva, quanto (ii) a partilha do acervo líquido da sociedade dissolvida até o valor do saldo da reserva de capital; - Base Legal: art. 19, §§ 3º e 4º do Decreto-Lei nº 1.598/77;

Possibilidade de revogação: - Como há prazo certo e há condições para usufruir do benefício, seria difícil revogá-lo e aplicar os efeitos da revogação à cia.

Regimes Normais de Apuração:

(i) Lucro Real: 25% IRPJ e 9% CSLL sobre o lucro líquido ajustado; (ii) Lucro Presumido*: 25% IRPJ sobre o percentual de 8% das receitas provenientes da venda de energia elétrica, e 9% CSLL sobre o percentual de 12% dessas receitas (por se classificarem como receitas auferidas na atividade de venda de mercadorias). *Possibilidade de desconsideração do regime do lucro presumido para que seja aplicada tributação conjunta das Sociedades, no regime do lucro real, no caso de as receitas anuais, somadas, superem R$ 78M.

(Br = Pactual

II. ICMS: isenção nas saídas de micro e mini geração.

Aspectos gerais: Convênio Confaz dá respaldo a todos os benefícios. - Em MG: até 5MW: Prazo de Dezembro/2022; - SC e PR: até 1MW, há prazo certo para utilizar o benefício - 48 meses. - Demais Estados: até 1MW, não há prazo para utilizar o benefício.

O benefício de ICMS do estado de Minas Gerais, atualmente com prazo até Dezembro/2022,está atualmente em discussão para ser renovado até o ano de 2032. A equipe econômica do Partido Novo está engajadaem tais discussões com o CONFAZ e espera ter sucesso no curto prazo.

A BRGD estruturou seu business de forma a não depender de tal extensão do benefício no estado de MG, construindo usinas com capacidade máxima de 1MWp, se encaixando assim na regra geral de benefício indeterminado para usinas de até 1MWp. De forma a não caracterizar a junção de usinas pequenas para fins de tributação, as plantas da BRGD adotarão os seguintes critérios:

(i) separação física dos projetos - utilização de muros, cercas, etc., entradas separadas para projetos em áreas próximas/contíguas; (ii) segregação da área do imóvel - individualização das propriedades/lotes/terrenos e celebração dos correspondentes contratos para cada uma das propriedades/lotes/terrenos; (iii) unidades consumidoras/clientes distintos para projetos em áreas próximas/contíguas;

(iv) alocação dos projetos nessa situação (i.e. "vizinhos") para SPEs distintas do Grupo BRGD; e

Duas exceções para tal regra seriam as usinas de VRB (2.8 MWp dos 5.4 MWp) e MOC 2 (1.8 MWp dos 3.0 MWp) que já estão construídas dessa forma, para as quais modelamos o fim do benefício no ano de 2022 e um consequente aumento do desconto dos clientes de 10% para 25%, de forma a viabilizar a permanência dos mesmos no consórcio, mesmo após a cobrança do ICMS sobre a energia entregue pela distribuidora. A tabela abaixo é uma simulação da conta de energia na visão do cliente nos cenários pré e pós cobrança do ICMS na energia entregue pela distribuidora:

Composição do preço da energia

Tarifa CEMIG		0.70	R$ / KW
ICMS	18%	0.15	R$ / KW
Outros impostos e encargos	21%	0.15	R$ / KW
Preço energia ("PE-CEMIG")		1.00	R$ / KW
Desconto BRGD (oferecido aos consorciados)		10.0%	[% s/ PE-CEMIG]	Desconto BRGD (oferecido aos consorciados)	25%	[% s/ PE-CEMIG]
Visão consorciado (até Dez/2022) \| Sem ICMS				Visão consorciado (pós Jan/2023) \| Com ICMS
1. Consumo consorciado (100% entregue pela CEMIG)				1. Consumo consorciado (100% entregue pela CEMIG)
(+) dos quais, comprados diretamenta da CEMIG	["E-CEMIG"]	20	KW / mês	(+) dos quais, comprados diretamenta da CEMIG ["E-CEMIG"]	20	KW / mês
(+) dos quais, compensados por créditos da BRGD	["E-BRGD"]	80	KW / mês	(+) dos quais, compensados por créditos da BRGD ["E-BRGD"]	80	KW / mês
(=) Consumo total do consorciado		100	KW / mês	(=) Consumo total do consorciado	100	KW / mês
2. Preço consorciado				2. Preço consorciado
2.1 CEMIG				2.1 CEMIG
(+) Tarifa CEMIG		0.70	R$ / KW	(+) Tarifa CEMIG	0.70	R$ / KW
(+) ICMS		0.00	R$ / KW	(+) ICMS	0.15	R$ / KW
(+) Outros Impostos e encargos		0.15	R$ / KW	(+) Outros Impostos e encargos	0.15	R$ / KW
(=) preço sobre E-CEMIG sem ICSM ["PE-CEMIG s/ ICMS"]		0.85	R$ / KW	(=) preço sobre E-CEMIG com ICSM ["PE-CEMIG c/ ICMS"]	1.00	R$ / KW
2.2 BRGD				2.2 BRGD
(+) PE-CEMIG		1.00	R$ / KW	(+) PE-CEMIG	1.00	R$ / KW
(-) Desconto BRGD		-0.10	R$ / KW	(-) Desconto BRGD	-0.25	R$ / KW
(=) preço sobre E-BRGD ["PE-BRGD"]		0.90	R$ / KW	(=) preço sobre E-BRGD ["PE-BRGD"]	0.75	R$ / KW
3. Conta do consorciado				3. Conta do consorciado
(+) Conta CEMIG		16.9	[R$]	(+) Conta CEMIG	20.0	[R$]
(+) Conta BRGD		72.0	[R$]	(+) Conta BRGD	60.0	[R$]
(+) ICMS sobre E-BRGD		0.0	[R$]	(+) ICMS sobre E-BRGD	12.3	[R$]
(=) Conta total		88.9	[R$]	(=) Conta total	92.3	[R$]
Preço efetivo		0.89	[R$ / KW]	Preço efetivo	0.9	[R$ / KW]
Desconto final		11.1%	[%]	Desconto final	7.7%	[%]

(Br = Pactual

Possibilidade de revogação: - É uma possibilidade nos Estados em que não há previsão de prazo certo, embora haja condições para utilizar os benefícios: Nos termos da Cláusula Segunda do Convênio ICMS nº 16/2015, reproduzido pelas legislações estaduais que instituem os benefícios fiscais de ICMS informados, o aproveitamento de tais benefícios fica condicionado: (i) à observância pelas distribuidoras e pelos microgeradores e minigeradores dos procedimentos previstos em Ajuste SINIEF; e (ii) a que as operações estejam contempladas com desoneração de PIS/COFINS. - A jurisprudência tem aplicado à revogação de tributos os mesmos efeitos da majoração de tributos, isto é, necessário observar legalidade e anterioridade. Para o ICMS, teria efeito para o ano seguinte. - Em caso de revogação, e na hipótese de não ser instituída alíquota específica, as operações poderão estar sujeitas, em geral, a alíquotas de 18%.

III. PIS e COFINS: alíquota zero (art. 8º da Lei nº 13.169/ 2015).

Possibilidade de revogação: - A revogação é uma possibilidade, dado que não há previsão de prazo certo para fruição do benefício; - Para PIS/COFINS é possível defender a necessidade de aplicação da anterioridade nonagesimal (efeitos em 90 dias);

Regimes Normais de Apuração:

(i) Cumulativo (aplicável na opção pelo lucro presumido): alíquota combinada de 3,65%, sem a possibilidade de tomada de créditos sobre insumos; (ii) Não-cumulativo: alíquota combinada de 9,25%, com a possibilidade de tomada de créditos sobre insumos.

Aspectos relacionados à Reforma Tributária:

A PEC 45 visa a reunir, em um só tributo, todos os tributos atualmente vigentes e que "incidem sobre consumo"- IPI, PIS, COFINS, ICMS, ISS; - A ideia é que seja a aplicada alíquota semelhante para todos os produtos e serviços; - Esse tributo seria 100% não cumulativo, de forma que o ônus é repassado através da cadeia até o consumidor final; - Há discussões sobre como ocorrerá a implementação (1/10 por ano); - De acordo com a proposta original, não seria possível instituir benefício fiscal com relação a esse novo tributo.

Andamentos no Congresso: - Há comissão mista constituída; - Ideia do governo federal é começar por PIS/COFINS, já que não precisa de emenda constitucional. Porém, o Presidente da Câmara tem visão oposta, e acredita que deve ser aprovado o pacote completo; - Stocche Forbes acredita que a reforma não passa neste ano.

(Br = Pactual

Diligência Técnica (LMeng: Barne)

Assessor: LMeng (Barne) Data das visitas: Maio/Junho de 2020

Escopo: Avaliação técnica (aderência do empreendimento as condições executivas projetadas e em desenvolvimento) e de geração de energia das diferentes usinas fotovoltaicas em regime de minigeração

distribuída, além de avaliação do capex realizado / a realizar e aspectos ambientais/regulatórios.

mem RELEVANCIA

Alto

cambial

/ IMPACTOS

Pontos de atengdo riscos

Aumento da parcela do empreendimento custeada em cambial em fung3o una de de crise ¢ pandemia pandemia associadaassock a0 COVID-19 e

crise

délar, essencialmente os modulos, inversores racks.

RECOMENDACAO

| a

Concluir comercial através de Notas de

procedimento, ou lastreamento financeiro da moeda

industria chinesa

Dado impacto do COVID-18 na fabricag3o chinesa, pode-se ter

das atividades fabris desta regido.

| 0

Atraso na chegada dos mdulos demais equipamentos que

east de

sido importados deste pais de oe de

Acompanhamento do Alto

cronograma de execugio

Dada a concorréncia de atividades envolvendo a Companhia, deve-se

a necessidade de acompanhamento proximo para evitar atrasos Atraso na

na dos diferentes empreendimentos

Acompanhamento préximo pelo cliente e engenharia dos proprietirios exigindo a apresentagdo dos recursos entrada para operagdo dos empreendimentos

de forma independente pelo lado do EPC para tratativa

dos empreendimentos

Execugdo das atividades

em VRE

Necessidade de realizagdo do trabalho de terraplanagem e

projeto de crenagem com a planta j4 parciaimente montada

| Acompanhamento a de do Necessidade de retirada de estruturas ou danos aos

equipamentos j4 montados e uso

independente d

Atrasos no inicio das atividades com risco de atendimento Verificar junto ao EPC e/ou desenvolvedor qual

| Pendenteemissdo do pela distrbuidora para lantas |

informe de acesso as

Parecer de Acesso Mégio |; prazo, Risco de variagdo de ndo haver viabilidade na estratégia serd seguida.

conexdo;

| Confirmar |

Pode impactar no dimensionamento das drenagens do junto a empresa de EPC que isto estd sendo

Estudo Hidroldgico Médio [Nao foifoi verificadoverif estudo hidrologico nos projetos disponibilizados lizados.

« soar no

|

foi verificado equipamentos sobressalentes na documentaglo Alo tempo de do atvo em caso de

Sobressalentes | em

Médio disponibilizada. Nao foi previsto no projeto bisico a construgdo de Desgaste acelerado de componentes virtude de

err CAE ambiente coberto para acondicionamento de pegas. exposicio a intempéries.

| dos componentes sobre drea do Medio Nd foi verificada a Possibilidade de queima de equipamentos & a Sistema de Protego de do SPDA nas a parti dos projetos

disponibilizados supervisdrio, cabine de medicio e estruturas da planta,

Descargas Atmosfeérica indisponibilidade da planta de geralo

(Br = Pactual

Solar

BRGD GRU 1.5MW Solar Plant

BRGD PRO1 Plant

Solar Plant

BRGD ATIBAIA

Solar Plant

BRGD GRU 1.5MW

ALBURY

_BIG Pactual

Diligência Legal (Stocche Forbes)

	Societário
Principais Pontos de Atenção	Possíveis Riscos	Abordagem do Risco
Anuência prévia e renúncia do CXI: (i) acordo de acionistas da Norsol contém restrições e condições para a transferência de ações da companhia, assim como para a constituição de ônus sob suas ações; (ii) CXI possui opção de compra das ações da Norsol de titularidade da BRGD.	Eficácia de todos os negócios jurídicos poderá ser questionada (Emissão e exercício do bônus de subscrição; AF ações da Norsol; Reorganização societária do Fundo FPI)	CP: obter anuência e renúncia prévia do CXI
	Sem que os consórcios estejam devidamente constituídos, o
Consórcios Norsol e VRB: ainda não formalmente constituidos	Grupo BRGD não poderá implementar os respectivos projetos de geração distribuída	CP: finalizar constituição dos Consórcios Norsol e VRB
Opção de Compra das Ações da Albury: No âmbito da CCB com o Banco Máxima, o Banco Máxima e Ideal Capital Ltda tem opção de compra de ações equivalente a 30% do capital social total da Albury, podendo ser exercida, inclusive, após 12 meses da quitação integral das CCBs.	A inexistência de um distrato devidamente assinado do referido instrumento poderia ensejar questionamentos quanto à manutenção da sua validade e futura eficácia.	CP: distrato da opção por todas as partes envolvidas, inclusive para que também seja regularizada a situação com a Ideal Capital Ltda
Ausência de registros: (a) atos constitutivos do Consórcio
Norsol; (a) atos constitutivos do Consórcio VRB; (c) ata de	A ausência do registro dos atos societários perante o registro
aprovação das contas e das demonstrações financeiras; (d)	competente faz com que tais atos careçam de eficácia	CP: apresentação dos documentos devidamente registrados
ata de deliberação do aumento do capital social para R$ 910.500,00; (e) ata deliberando pela cisão da Albury.	perante terceiros.
Ausência de livros societários das Sociedades: Averbação e atualização dos livros de registro de transferência de ações da Albury e da Northenergia	A ausência dos livros mencionados impede a verificação precisa acerca da cadeia de transferências e da composição do capital social da Northenergia e da Albury.	CP: os livros de registro de transferências de ações da BRGD, Northenergia e da Albury deverão ser apresentados e estar com todas as averbações atualizadas e regulares.

BTGPactual

	Embora ata da assembleia geral em questão não tenha sido
Emissão de debêntures pela BRGD: Oct/19 foi realizada	publicada,o não cancelamento da referida deliberação
uma assembleia geral extraordinária da BRGD em que foi	enseja o risco de que as formalidades exigidas por lei, caso	Recomendação: Assembleia Geral Extraordinária para
aprovada emissão de até BRL 5mio	implementadas (erroneamente) no futuro, confiram eficácia a ela.	cancelar a deliberação em questão.
	Infraestrutura
Principais Pontos de Atenção	Possíveis Riscos	Abordagem do Risco
Ausência de informação: não foi possível identificar o prazo para a conclusão da implantação das Usinas	Informações Disponibilizadas não permitem identificar com precisão os prazos para a conclusão de cada Usina e, por conseguinte, a possibilidade de cumprir os compromissos assumidos com clientes	CP: (i) a apresentação de contratos e/ou termos aditivos aos contratos para implantação de todas as Usinas formalizando os cronogramas de implantação das Usinas; e/ou (ii) a entrada em operação das Usinas.
		CP: (i) a apresentação de termo aditivo ao contrato com a
	Situação deixa as Sociedades expostas às consequências	Pague Menos formalizando os cronogramas de implantação
Potencial descumprimento do contrato com a Pague Menos	previstas no contrato em questão para o atraso na conclusão	das Usinas e/ou (ii) a entrada em operação das Usinas e
	da implantação das Usinas.	apresentação de documentos atestando a aceitação das Usinas pela Pague Menos.
Contrato com Usiminas: anuência para cessão e do exercício da opção de compra. Usiminas optou por converter os pagamentos realizados sob o contrato de arrendamento em crédito para aquisição da Usina,	Sem comprovação da regularidade da cessão da posição contratual da Forgreen no contrato de arrendamento à Albury e do cumprimento da obrigação de disponibilização da Usina à Usiminas há risco de nulidade da cessão operada, o que poderia conceder à Usiminas o direito de rescindir o contrato de arrendamento	CP: (i) a apresentação de cópia assinada do termo aditivo ao contrato com a Usiminas prevendo a cessão contratual para a Albury; e (ii) a apresentação de documentos comprovando a aceitação da Usina pela Usiminas e o exercício da opção de compra pela Usiminas.
	Impossibilidade de recurso a fornecedores ou fabricantes
Contratos com fornecedores: ausência de garantias	para reparação ou substituição de equipamentos	CP: apresentação de garantias técnicas dos equipamentos
técnicas.	desconformes ou para a cobrança de penalidades em razão de falhas de performance, o que pode implicar impacto	que compõem as Usinas
	financeiro

Ausência de seguros: os seguros relacionados às placas	Eventuais danos causados às placas solares não serão	Recomendação: Comprovação da contratação do Seguro
solares instaladas nos telhados ainda não foram contratados	indenizados.	das Placas Solares,

Principais Pontos de Atenção Possíveis Riscos Abordagem do Risco

Consórcios

Geração de Créditos em GD de conexão pretendido pelas Sociedades e/ou que os custos

Principais Pontos de Atenção Possíveis Riscos Abordagem do Risco

Ativos dados em garantia: Fundo BCE alienou Originais de Mútuo devidamente assinados por todas as fiduciariamente as ações emitidas pela BRGD de sua partes; e (ii) do aditamento referente ao Contrato Original de titularidade em decorrência dos Contratos Originais de Mútuo Mútuo, que tenham por objeto o cancelamento da Alienação

Anuência prévia do Banco Máxima: Dada existência das

operações entre a Albury e o Banco Máxima no âmbito das CCBs e dos Instrumentos Particulares de Swap, as quais implicam em restrição à reorganização societária, à alteração CP: anuência prévia do Banco Máxima de controle da Albury e à contratação de novas operações de empréstimo, assim como a existência de garantias que recaem sobre ações e recebíveis da Albury

Regulatório

Apesar da regulamentação aplicável não dispor detalhadamente sobre a estruturação de consórcios, a CP: revisar e adequar as minutas dos contratos de estrutura adotada para a organização do consórcios das formalização dos consórcios Sociedades pode ser objeto de questionamento Para os projetos que não possuem Parecer de Acesso, não há garantais de que a sua conexão será aprovada no ponto envolvidos para conexão possibilitarão a implementação dos projetos.

Financeiros

A alteração de controle da Albury antes da quitação integral das obrigações da Albury decorrentes da emissão das CCBs sem a obtenção da prévia e expressa anuência do Banco Máxima implicaria o vencimento antecipado das referidas obrigações, ficando a Albury automaticamente constituída em mora.

CP: obtenção dos Pareceres de Acesso pendentes para os

projetos da "Fase 1"

CP: disponibilização (i) dos Aditamentos ao Contratos

Fiduciária BRGD

BTGPactual

	Contencioso
- Um único Processo Cível de BRL 5.116,91, classificado como	risco de perda provável, na Albury Participações
	Tributário
- Grupo BRGD possui os seguintes débitos em aberto junto	à RFB, Fiscos Estaduais e Municipais, que não são objeto de valor total de BRL 331.097,99	parcelamento ou de processos administrativos ou judiciais no
Principais Pontos de Atenção	Possíveis Riscos	Abordagem do Risco
		Recomendação: declarações e garantias sobre os eventuais passivos, perdas e obrigações, potenciais ou
Certidão Positiva de Débitos: Northenergiapossui	Possibilidade de contingências não identificadas nas
pendências perante o Município de Montes Claros/MG.	Informações Disponibilizadas.	materializados quanto à inexistência de quaisquer processos e/ou obrigações de natureza tributária em andamento em
		face da Northenergia.
Execuções Fiscais em nome do Sócio Rodrigo: não foram fornecidas informações sobre status, valores envolvidos, objeto ou prognóstico das Execuções Fiscais.	Possibilidade de contingências não identificadas nas Informações Disponibilizadas.	Recomendação: declarações e garantias sobre os eventuais passivos, perdas e obrigações, potenciais ou materializados relacionados às Execuções Fiscais
Parcelamentos em nome da Albury: não foram		Recomendação: apresentar extrato dos parcelamentos
disponibilizadas informações ou valores sobre	Possibilidade de contingências não identificadas nas Informações Disponibilizadas.	federais e estaduais ativos para liquidação dos recursos das
parcelamentos da Albury		Operações.
Parcelamentos: não foram disponibilizadas informações ou valores sobre parcelamentos dos Sócios Oscar e Rodrigo e da AJF	Existência de contingências cujos valores não puderam ser identificados nas Informações Disponibilizadas e de responsabilização das Sociedades	Recomendação: declarações e garantias sobre os eventuais passivos, perdas e obrigações, potenciais ou materializados quanto aos parcelamentos em nome dos Sócios Oscar, Rodrigo e AJF.

BTGPactual

	Trabalhista
- não há (i) Processos Trabalhistas; (ii) procedimentos	administrativos decorrentes de autos de infração lavrados pela	Secretaria de Inspeção do Trabalho ou (iii) investigações
	conduzidas pelo MPT ativas em face do Grupo BRGD.
	Imobiliário
Principais Pontos de Atenção	Possíveis Riscos	Abordagem do Risco
Ausência de certidão vintenária, de inteiro teor e de ônus reais de alguns Imóveis: Não foram disponibilizadas as certidões de matrícula dos seguintes Imóveis: (i)VRB; (ii) Sorocaba 05; (iii) Atibaia; (iv) Itajaí; e (v) Itapecerica da Serra.	Sem a análise de tais certidões, não é possível confirmar a regularidade da cadeia registral dos Imóveis Ocupados especificados ao lado e garantir a segurança jurídica das transações imobiliárias ocorridas até o presente momento,	Recomendação: declarações e garantias sobre a (in)existência de ônus ou gravames que possam afetar as Operações.
Ausência de certidão negativa relativa aos tributos	A ausência de apresentação das referidas certidões impede
imobiliários (CND de IPTU) para alguns Imóveis: Não	a verificação da regularidade da situação cadastral dos	Recomendação: declarações e garantias sobre a
foram disponibilizados os documentos de regularidade	Imóveis perante as Prefeituras locais, bem como a	(in)existência de débitos que possam afetar as ocupações
cadastral e fiscal para os seguintes Imóveis: (i) VRB; (ii)	inexistência de débitos que possam afetar as ocupações	exercidas pelas Sociedades.
Linhares; e (iii) Itapecerica da Serra.	exercidas
Ausência de Certidão Negativa: CND de ITR de Norsol, Northenergia, e Cascavel; CCIR de Norsol42, Nothenergia43e Cascavel; e CAR de Cascavel e Paulínia.	A ausência de apresentação das referidas certidões impede a verificação da regularidade da situação cadastral do imóvel perante o INCRA, Receita Federal e ao CAR, bem como a inexistência de débitos que possam afetar a ocupação	Recomendação: declarações e garantias sobre a (in)existência de débitos que possam afetar as ocupações exercidas pelas Sociedades.
	Em caso de alienação dos Imóveis, considerando a inexistência da cláusula de vigência ou do seu respectivo
	registro nas matrículas dos Imóveis, o terceiro adquirente	Recomendação: celebração de novos contratos de locação
Contratos de locação: Ausência de cláusula de vigência e	não estará obrigado a respeitar a locação e poderá	(ou aditivos) com a inclusão de cláusula de vigência, bem
de registro do contrato de locação de alguns Imóveis	denunciá-la em até 90 dias contados do registro de sua	como o registro destes e dos contratos que já contemplam
Ocupados.	aquisição, notificando a locatária para que desocupe o imóvel em até outros 90 dias, contados do recebimento de notificação nesse sentido.	tal cláusula perante o Ofício de Registro de Imóveis

BTGPactual

(i) Penhora: não é possível atestar que a ocupação exercida pelas Sociedades é segura, visto que o imóvel pode ser leiloado para sanar eventuais débitos contraídos com o credor, caso haja inadimplência da obrigação contraída. (ii) Reserva Legal: as áreas consideradas como reserva legal Existência de gravame incidente sobre alguns Imóveis: dos imóveis, normalmente equivalentes a 20 % da área de Penhora em Itatiba; Reserva Legal em Cascavel; e Servidão superfície, não podem ser utilizadas para exploração de de Passagem em Cascavel. atividades econômicas e possuem o seu uso restrito, estando o proprietário obrigado a proteger a vegetação ali localizada; e (iii) Servidão de passagem: o proprietário e terceiro adquirente devem respeitar as restrições impostas ao imóvel quando da instituição da servidão de passagem. Existe uma fragilidade jurídica advinda do instrumento firmado, na medida em que o contrato de arrendamento do Recomendação: celebração/apresentação de um novo

Divergências entre os proprietários e a arrendante do imóvel Norsol

imóvel mencionado não foi celebrado por quem detinha a contrato de arrendamento com os legítimos proprietários propriedade do imóvel e, portanto, não possuía o direito de desse imóvel figurar como promitente arrendante.

Recomendação: declarações e garantias sobre a

inexistência de ônus e gravames que possam comprometer a condução das atividades das Sociedades no curso normal dos negócios e, por conseguinte, as Operações.

(Br = Pactual

Ambiental

Principais issues do setor de energia solar

Anuência do IPHAN para construção ❖ Alguns escritórios regionais do Instituto de Patrimônio Histórico e Cultural consideram necessários sua

autorização e acompanhamento de arqueólogo durante a construção das UFVs (a despeito de não haver uma exigência regulatória expressa). Em MG este entendimento não está claro. Tivemos uma experiência com parque solar em que não foi solicitada autorização do IPHAN e não houve paralisação das atividades/multa. Supressão de Vegetação com posterior recuperação da área e monitoramento para evitar erosões Riscos à Saúde e Segurança do Trabalho ❖ Radiação solar, ruído, poeira (máquinas e veículos), trabalho em altura (construção e manutenção dos

equipamentos, ergonômico (utilização da pá). Mitigantes: uso de equipamento de proteção individual, realização de exames e treinamentos periódicos

Análise dos Projetos Fase 1

Licenciamento Ambiental

❖	Usinas de Chão
❖	Única USV em que é exigível pela legislação ambiental a licença ambiental é da Linhares. Solicitada licença
	ambiental em 11/2019 aguardando manifestação da Prefeitura. Como parque foi construído sem licença
	ambiental há risco de multa (em torno de 60k) e paralisação das atividades (poderá ser revertida na esfera
	judicial). Entrada em operação do parque pode sujeitar uma nova multa (operar sem licença), aumentando
	risco de atuação
❖	Subestações: responsabilidade da concessionária em obter documentação
❖	Usinas de teto necessidade: não há exigência expressa do órgão ambiental (entendimento SP, pendente
	PR, SC)

Supressão de Vegetação ❖ Das 4 UFVs de chão em que poderia ser necessária a supressão de vegetação, em 3 delas foi feita a

supressão sendo que

MOC 1: solicitada autorização ambiental e não tivemos a confirmação de que foi emitida
MOC 2: obtida autorização ambiental, mas não sabemos se termo de compromisso para estabelecer medidas mitigatórias e compensatórias foi concluído
VRB: não sabemos se foi solicitada autorização ambiental e/ou se foi emitida ❖ Como não sabemos se UFV ITAPECERICA DA SERRA será uma usina de teto ou de chão, caso seja uma usina de chão e seja necessária a supressão de vegetação, necessário obter autorização previamente ao início das atividades AVCB (Autorização Corpo de Bombeiros) ❖ Prazo médio para obtenção da documentação é de 4 meses. Caso a usina comece a operar sem AVCB, os riscos são: multa, suspensão das atividades e caso o imóvel tenha seguro, seguradora poderá se recursar a cobrir sinistro Outros Pontos

Não foram identificadas multas ou processos envolvendo matéria ambiental
Áreas das UFVS não estão próximas a unidades de conservação, terras indígenas, quilombolas ou outro tipo de espécie protegida
Engenheiro não identificou item que demandasse demanda especifica por questões sociais
Plano de Ação para (i) obtenção documentação pendente (segurança do trabalho) (ii) acompanhamento das medidas recomendas pelas Diligências Técnicas e Jurídica (ex: recuperação das áreas com erosão em VRB e limpeza do terreno da área com queima - UFV Linhares) (iii) novas multas, processos, acidentes ambientais/trabalhistas, renovação das autorizações/licenças

)

BTGPactual

							TÍTULO
v		NOME		TIPO	ESTADO	EMPRESA			CAR	LICENÇA	ASV	OPERAÇÃO1	Outras Questões
							OCUPAÇÃO
1		UFV MOC 1	\|	Usina de chão	MG	Norhernegia Locadora de \| Equipamentos S.A.	Arrendamento		ok	NA	inconclusivo	15/01/2021	na
2		UFC MOC 2	\|	Usina de chão	\| MG	Norsol Energia e \| Participações Ltda.	Arrendamento		ok	NA	DAIA válida até 01.11.20212	15/11/2020	na
3		UFV VRB	\|	Usina de chão	\| \| MG	\| Albury Participações S.A.	Arrendamento	\|	Urbano - NA	NA	inconclusivo	15/11/2020	Identificados pontos de erosão
4	UFV	LINHARES	\|	Usina de chão	\| \| ES	Albury Participações S.A.	Promessa de compra		Urbano - NA	irregular	NA3	\| 15/10/2020	Necessidade de nivelamento das placas solares queima de resíduos decorrentes da raspagem do terreno e papelão (maio/2020). Queima não envolveu equipamento. Não sabemos se cia solicitou autorização
5		UFV Atibaia	\|	Usina de teto	\| SP	Albury Participações S.A.	\| Locação		Urbano - NA	inconclusivo4	NA	17/09/2020	na
6		UFV GRU 1	\|	Usina de teto	\| SP	\| Albury Participações S.A.	Locação		Urbano - NA	inconclusivo	NA	17/09/2020	na
7		UGV GRU 2	\|	Usina de teto	SP	\| Albury Participações S.A.	\| Locação		Urbano - NA	inconclusivo	NA	17/09/2020	na
8		UFV SOROCABA 1	\|	Usina de teto	\| SP	Albury Participações S.A.	\| Locação		Urbano - NA	inconclusivo	NA	17/09/2020	na
9		UFV SOROCABA 2		Usina de teto	\| SP	Albury Participações S.A.	\| Locação		Urbano - NA	inconclusivo	NA	17/09/2020	na
10		UFV SOROCABA 3	\|	Usina de teto	\| SP	Albury Participações S.A.	\| Locação		Urbano - NA	inconclusivo	NA	17/09/2020	na
11		UFV SOROCABA 4		Usina de teto	\| SP	Albury Participações S.A.	\| Locação		Urbano - NA	inconclusivo	NA	17/09/2020	na
12		UFV ITAPECERICA DA SERRA	\|	INDENIFIDO	SP	\| Albury Participações S.A.	\| Locação		Urbano - NA	NA	INDENIFIDO	05/11/2020	na
13		UFV PAULINIA		Usina de teto	\| SP	Albury Participações S.A.	\| Locação		Urbano - NA	inconclusivo	NA	16/10/2020	na
14		UFV ITATIBA		Usina de teto	\| SP	\| Albury Participações S.A.	Locação		Urbano - NA	inconclusivo	NA	16/10/2020	na
15	\| UFV	CASCAVEL	\|	Usina de teto	PR	Albury Participações S.A.	\| Locação		irregular5	inconclusivo	NA	16/09/2020	na
16		UFV ITAJAÍ		Usina de teto	\| SC	\| Albury Participações S.A.	Locação		Urbano - NA	inconclusivo	NA	18/10/2020	na

1 Datas indicadas pelo Engenheiro Tiago. Consideramos prazo de entrega conservador. 2 DAIA 0037752 autoriza a supressão de 111 árvores isoladas. 3 De acordo com engenheiro não foi verificada supressão de vegetação. 4 Nos contratos de locação não há previsão sobre obrigação de obtenção de licença ambiental a nenhuma das partes. SF entrou em contato com CETESB e não há necessidade de informar a inclusão da placa solar no galpão, porém foi recomendado incluir a informação no pedido de

renovação da licença, quando é apresentado Memorial de Caracterização do Empreendimento, o qual deve conter informação sobre todas as estruturas. SF recomendou que sejam solicitadas as licenças dos galpões. Pendente posicionamento dos órgãos ambientais PR e SC.

5 De acordo com SB: Entendemos que a Companhia não seria considerada possuidora do imóvel para fins de inscrição do imóvel no CAR. Além disso, aparentemente o imóvel está localizado em condomínio logístico, de forma que não possui destinação rural, que seria condição para a

necessidade de inscrição no CAR. Essas condições mitigam eventual risco de responsabilidade legal relacionada à obrigatoriedade de res erva legal em imóvel rural.

(Br = Pactual

BRGD | Fase 1

Premissas:

✓ Revisão do modelo regulatório: Jan/22 ✓ Opção do regulador: TUSD Fio B: 17% de desconto na tarifa (Após 2030) ✓ Direito adquirido: Não aplicável. Troca da regra a partir de 2030 para todas as usinas da Fase 1 ✓ Upsides:

o Reajuste real: 2%
o Bandeiras amarela/vermelha: Não consideradas

Plantas atuais: 17.5 MWp [16 MWp proporcionais]

✓ Sorocaba ✓ Atibaia ✓ Enel ✓ Linhares ✓ Paraná ✓ Santa Catarina ✓ Paulínia ✓ Itatiba ✓ GRU 1 ✓ GRU 2 ✓ MOC 1 ✓ MOC 2 ✓ VRB

Projetos: 14.5 MWp

✓ Esmeraldas ✓ MOC 3 ✓ Triângulo ✓ Minas Novas ✓ Capelinha

Expansão: 100 MWp

✓ 2021 ✓ 2022

(ra = Pactual

BRGD Fase 1 | Premissas de Modelagem (Base Case)

Solar power plant parameters	Obs:	Sorocaba	Atibaia	Enel	Linhares	Paraná	SantaCatarina	Paulinia	Itatiba	GRU1	GRU2	MOC1	MOC2	MOC2icms	VRB	VRBicms	Holding	Fase1
Company	-	Albury	Albury	Albury	Albury	Albury	Albury	Albury	Albury	Albury	Albury	Northenergia	Norsol	Norsol	Albury	Albury	-	-
State	-	SP	SP	SP	ES	PR	SC	SP	SP	SP	SP	MG	MG	MG	MG	MG	-	-
Power distributor	-	CPFL	Enel	Enel	EDP	Copel	CELESC	CPFL	CPFL	EDP	EDP	Cemig	Cemig	Cemig	Cemig	Cemig	-	-
Company´s share in solar power plant	[%]	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	-	-
BRGD´s share in company	[%]	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	60%	60%	100%	100%	-	-
Assembly	[end date]	Aug-20	Aug-20	Aug-20	Aug-20	Aug-20	Aug-20	Aug-20	Aug-20	Aug-20	Aug-20	Aug-20	Aug-20	Aug-20	Aug-20	Aug-20	-	-
Operation start	[expected date]	Sep-20	Sep-20	Oct-20	Sep-20	Sep-20	Oct-20	Oct-20	Oct-20	Sep-20	Sep-20	Jan-21	Oct-20	Oct-20	Nov-20	Nov-20	-	-
Peak capacity	[MWp]	0.4	0.2	1.5	1.4	0.4	0.7	0.7	0.2	0.4	0.4	3.0	1.2	1.8	2.9	2.5	-	17.5
Peak capacity \| proportional	[%]	0.4	0.2	1.5	1.4	0.4	0.7	0.7	0.2	0.4	0.4	3.0	0.7	1.1	2.9	2.5	-	16.3
Access opinion capacity	[MWp]	0.0	0.0	1.5	0.0	0.3	0.0	0.6	0.0	0.3	0.0	2.5	1.0	1.5	2.4	2.1	-	12.2
Solar panel degradation (1st year)	[%]	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	-	2.5%
Solar panel degradation (2nd year+)	[%]	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	-	0.5%
Security margin	[on energy sales]	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	13%	13%	13%	18%	18%	-	13%
Solar irradiation	[% of day]	18%	18%	18%	18%	18%	18%	18%	18%	18%	18%	23%	23%	23%	20%	20%	-	20%
Energy sold \| wholesale clients	[%]	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	100%	30%	30%	0%	0%	-	70%
Energy sold \| retail clients	[%]	0%	0%	0%	0%	0%	0%	0%	0%	0%	0%	0%	70%	70%	100%	100%	-	30%
Tariff \| Distributor	[R$ / Kw]	0.77	0.78	0.78	0.80	0.78	0.78	0.78	0.80	0.78	0.78	0.82	0.82	0.82	0.82	0.82	-	0.80
Tariff \| Discount for wholesale 1	[%]	26%	30%	25%	26%	26%	25%	30%	26%	26%	25%	15%	10%	10%	10%	10%	-	18%
Tariff \| Discount for retail 1	[%]	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	14%	14%	-	11%
Tariff \| Discount 1 Limit	[%]	Dec-50	Dec-50	Dec-50	Dec-50	Dec-50	Dec-50	Dec-50	Dec-50	Dec-50	Dec-50	Dec-50	Dec-50	Dec-22	Dec-50	Dec-22	-	-
Tariff \| Discount for wholesale 2	[%]	26%	30%	25%	26%	26%	25%	30%	26%	26%	25%	15%	10%	25%	10%	25%	-	19%
Tariff \| Discount for retail 2	[%]	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	25%	14%	25%	-	12%
Tariff \| Readjustment month	[month]	June	June	June	June	June	June	June	June	June	June	June	June	June	June	June	-	-
Tariff \| Readjustment index	[index]	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	-	-
Tariff \| Readjustment spread	[%]	2%	2%	2%	2%	2%	2%	2%	2%	2%	2%	2%	2%	2%	2%	2%	-	2.0%
Tariff \| New ANEEL regulation cost	[%]	17%	17%	17%	17%	17%	17%	17%	17%	17%	17%	17%	17%	17%	17%	17%	-
Tariff \| ANEEL Regulation applied		Current	Current	Current	Current	Current	Current	Current	Current	Current	Current	Current	Current	Current	Current	Current	-	Current
BRGD´s sales price \| wholesale clients	[R$ / Kw]	0.57	0.55	0.59	0.60	0.58	0.59	0.55	0.60	0.581	0.59	0.70	0.74	0.74	0.74	0.74	-	0.66
BRGD´s sales price \| retail clients	[R$ / Kw]	0.69	0.70	0.70	0.72	0.70	0.70	0.70	0.72	0.70	0.70	0.74	0.74	0.74	0.70	0.70	-	0.72
BRGD´s sales price \| combined	[R$ / Kw]	0.57	0.55	0.59	0.60	0.58	0.59	0.55	0.60	0.58	0.59	0.70	0.74	0.74	0.70	0.70	-	0.65
BRGD´s average discount	[%]	26%	30%	25%	26%	26%	25%	30%	26%	26%	25%	15%	10%	10%	14%	14%
Distributor demand	[Yes/No]	No	No	Yes	No	Yes	No	Yes	No	No	No	Yes	Yes	Yes	Yes	Yes	-	-
Distributor demand fee	[R$ / mWp / m]	0	0	14,000	0	14,000	0	14,000	0	0	0	14,000	14,000	14,000	14,000	14,000	-	10,391
OPEX \| Total	[R$ k/year]	23,520	11,760	115,610	183,221	27,445	54,890	33,314	22,045	27,445	27,445	179,203	79,259	118,888	183,411	158,113	Detailed	1,245,569
Capex \| total	[R$]	1,572,000	776,000	5,153,000	5,873,000	1,644,000	2,959,000	2,758,000	879,000	1,541,000	1,729,000	11,539,000	4,959,200	7,438,800	11,158,019	9,618,981	-	69,598,000
Capex \| already disbursed	[R$]	1,429,000	705,000	3,720,000	5,001,000	1,334,000	2,667,000	2,100,000	705,000	1,429,000	1,429,000	1,000,000	4,160,000	6,240,000	8,044,815	6,935,185	-	46,899,000
Capex \| to be disbursed	[R$]	143,000	71,000	1,433,000	872,000	310,000	292,000	658,000	174,000	112,000	300,000	10,539,000	799,200	1,198,800	3,113,204	2,683,796	-	22,699,000
Sudene tax benefit	[Yes/No]	No	No	No	Yes	No	No	No	No	No	No	Yes	Yes	Yes	No	No	No	-
Tax system	[Real/Presumed]	Real	Presumed	Presumed	Real	Presumed	Presumed	Presumed	Presumed	Presumed	Presumed	Real	Real	Real	Presumed	Presumed	Real	-

(ro Pactual

BRGD | Fase 1 | DRE (Base Case)

Income Statement 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

(=) Gross revenues [R$ k] - 3,088 17,649 18,577 18,981 20,169 21,339 22,636 24,012 25,540 27,021

(-) Distributor demand fee [R$ k] - (336) (1,999) (1,999) (1,999) (1,999) (1,999) (1,999) (1,999) (1,999) (1,999)

(=) Net revenues [R$ k] - 2,752 15,650 16,578 16,982 18,170 19,340 20,637 22,013 23,541 25,022

(-) OPEX \| Total	[R$ k]	-	(269)	(1,297)	(1,341)	(1,392)	(1,448)	(1,506)	(1,566)	(1,629)	(1,694)	(1,761)
(-) Leasing \| expenses	[R$ k]	-	(605)	(791)	(817)	(846)	(879)	(915)	(951)	(989)	(1,029)	(1,070)
(-) Depreciation	[R$ k]	-	(7,044)	(7,044)	(7,044)	(7,044)	(7,044)	(7,044)	(7,044)	(7,044)	(7,044)	(7,044)

(=) Gross profit

Gross profit

[R$ k] -

[%]

960	6,615	7,376	7,700	8,799	9,875	11,076	12,352	13,774	15,147
33%	40%	42%	44%	48%	51%	54%	56%	59%	61%

(-) G&A [R$ k] - (1,172) (2,005) (2,080) (2,149) (2,243) (2,340) (2,443) (2,550) (2,663) (2,779)

(=) EBIT

EBIT Margin

[R$ k] -

[%]

(211)	4,610	5,296	5,551	6,556	7,535	8,633	9,802	11,111	12,368
-7%	28%	30%	32%	36%	39%	42%	45%	47%	49%

(+) Depreciation & amortization	[R$ k]	-	918	6,948	7,044	7,044	7,044	7,044	7,044	7,044	7,044	7,044
(=) EBITDA EBITDA Margin	[R$ k] [%]	-	707 24%	11,557 71%	12,340 71%	12,595 72%	13,599 75%	14,579 75%	15,677 76%	16,846 77%	18,155 77%	19,412 78%

(+) Financial revenues	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Financial expenses	[R$ k]	-	(4,979)	(9,789)	(9,864)	(8,966)	(9,455)	(9,157)	(8,490)	(7,407)	(5,853)	(4,445)
BTG Pactual \| Line 1	[R$ k]	-	(1,227)	(3,312)	(3,626)	(3,466)	(3,865)	(4,016)	(4,126)	(4,220)	(4,345)	(4,405)
BTG Pactual \| Line 2	[R$ k]	-	(2,454)	(6,477)	(6,119)	(4,759)	(3,463)	(418)	0	0	0	0
Máxima	[R$ k]	-	(1,222)	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Refinancing	[R$ k]	-	(77)	0	(119)	(741)	(2,127)	(4,722)	(4,364)	(3,187)	(1,508)	(40)

(=) EBT [R$ k] - (5,191) (5,179) (4,568) (3,415) (2,900) (1,621) 144 2,395 5,258 7,923

(+/-) Taxes [R$ k] - (68) (288) (418) (558) (715) (885) (1,049) (1,161) (1,285) (1,405)

(=) Net income [R$ k] - (5,259) (5,467) (4,987) (3,973) (3,615) (2,507) (906) 1,234 3,973 6,518

(ra Pactual

BRGD | Fase 1 | Cash flow (Base Case)

Cash flow 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Initial cash	[R$ k]	-	0	1,532	2,389	0	0	0	0	0	0	0
(=) EBITDA	[R$ k]	-	707	11,557	12,340	12,595	13,599	14,579	15,677	16,846	18,155	19,412
(+/-) Working capital	[R$ k]	-	(2,105)	(724)	(173)	79	(184)	(195)	(207)	(220)	(234)	(248)
(-) Taxes paid	[R$ k]	-	(68)	(288)	(418)	(558)	(715)	(885)	(1,049)	(1,161)	(1,285)	(1,405)
(=) Cash flow from operations	[R$ k]	-	(1,467)	10,546	11,748	12,116	12,701	13,499	14,421	15,465	16,636	17,758
(+) Asset sale	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Capex	[R$ k]	-	(23,499)	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(=) Cash flow from investments	[R$ k]	-	(23,499)	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(=) FCFF	[R$ k]		(24,966)	10,546	11,748	12,116	12,701	13,499	14,421	15,465	16,636	17,758
(+) New debt	[R$ k]	-	60,000	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Interests paid	[R$ k]	-	(1,502)	(5,737)	(9,864)	(8,966)	(9,455)	(9,157)	(8,490)	(7,407)	(5,853)	(4,445)
(-) Structuring fees paid	[R$ k]	-	(5,000)	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Debt amortization (=) Cash before refinancing	[R$ k] [R$ k]	-	(27,000) 1,532	(3,951) 857	(6,773) (4,889)	(8,090) (4,940)	(16,933) (13,688)	(9,407) (5,065)	0 5,931	0 8,058	0 10,783	0 13,313
Refinancing Minimum cash	[R$ k] [R$ k]	0	0	0	2,500	4,940	13,688	5,065	(5,931)	(8,058)	(10,783)	(1,421)
(=) Cash flow from financing	[R$ k]	-	26,498	(9,688)	(14,137)	(12,116)	(12,701)	(13,499)	(14,421)	(15,465)	(16,636)	(5,866)
(=) FCFE	[R$ k]		1,532	857	(2,389)	0	0	0	0	0	0	11,892
(+) Equity issuance	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Dividends paid	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(=) Cash flow from shareholders	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(=) Change in cash	[R$ k]		1,532	857	(2,389)	0	0	0	0	0	0	11,892
(=) Final cash	[R$ k]	-	1,532	2,389	0	0	0	0	0	0	0	11,892
Indebtedness			2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029
(+) Total Debt	[R$ k]	-	63,681	63,781	59,508	56,357	53,112	48,770	42,839	34,782	23,999	22,577
BTG Pactual \| Line 1	[R$ k]	-	21,227	22,577	22,577	22,577	22,577	22,577	22,577	22,577	22,577	22,577
BTG Pactual \| Line 2	[R$ k]	-	42,454	41,204	34,430	26,340	9,407	0	0	0	0	0

Máxima	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Refinancing	[R$ k]	-	0	0	2,500	7,440	21,128	26,193	20,262	12,204	1,421	(0)

(-) Cash (=) Net Debt EBITDA LTM (or annualized) Net Debt / EBITDA LTM

[R$ k]	-	1,532	2,389	0	0	0	0	0	0	0	11,892
[R$ k]	-	62,149	61,392	59,508	56,357	53,112	48,770	42,839	34,782	23,999	10,685
[R$ k]	-	707	11,557	12,340	12,595	13,599	14,579	15,677	16,846	18,155	19,412
[R$ k]	-	88.0x	5.3x	4.8x	4.5x	3.9x	3.3x	2.7x	2.1x	1.3x	0.6x

(ro Pactual

BRGD | Fase 1 | Valuation (2021)

Valuation (2021)	2021	Sorocaba	Atibaia	Enel	Linhares	Paraná	SantaCatarina	Paulinia	Itatiba	GRU1	GRU2	MOC1	MOC2	MOC2icms	VRB	VRBicms	Holding	Fase1
Project IRR (Unleveraged)	[%]	16%	17%	20%	19%	14%	18%	17%	17%	20%	18%	30%	26%	14%	24%	22%	0%	2%
Enterprise Value (NPV @6%)	[R$ k]	2,711	1,479	12,407	12,327	2,591	6,256	5,529	1,664	3,611	3,489	40,238	9,397	11,475	33,404	24,801	(19,516)	151,862
Enterprise Value (NPV @8%)	[R$ k]	2,308	1,243	10,368	10,418	2,165	5,260	4,624	1,399	3,038	2,934	33,941	7,915	9,698	28,011	20,835	(16,418)	127,738
Enterprise Value (NPV @10%)	[R$ k]	1,999	1,063	8,825	8,960	1,842	4,503	3,939	1,197	2,601	2,512	29,146	6,787	8,346	23,917	17,826	(14,042)	109,422
Enterprise Value (NPV @12%)	[R$ k]	1,758	924	7,635	7,828	1,594	3,917	3,410	1,041	2,263	2,185	25,429	5,913	7,299	20,754	15,501	(12,189)	95,263
EV / EBITDA
£V [current]		0x	16		22x	15x						1260		09x			206	10x
£V(@6%)/EBITOA (fwd 1 yr]		104	20x	10x	16x							10x		02x			24x	22x
(@8%)/EBITOA [current]		ax	1s	24x								106		920			3x	10x
£V(@8%)/EBITOA (fwd yr]		ry	08x	6x	asx							1000		rs			10x	03x
[current]				10x	re	107%						ox		790			18x
[we 1 yr]		270	a3		Bax	asx						rs
[current]		230	asc	920	780							0x		69x	ry
1 yr]		67x		850	24x	6x						75x		65x	820		ax
Equity Value (NPV @6%)	[R$ k]	2,777	1,511	11,503	12,430	2,388	6,325	5,105	1,574	3,779	3,417	29,969	8,769	10,532	31,849	23,462	(19,516)	113,048
Equity Value (NPV @8%)	[R$ k]	2,374	1,275	9,464	10,520	1,962	5,329	4,200	1,309	3,205	2,862	23,672	7,286	8,755	26,456	19,496	(16,418)	88,923
Equity Value (NPV @10%)	[R$ k]	2,066	1,096	7,920	9,063	1,639	4,572	3,515	1,107	2,769	2,440	18,877	6,158	7,404	22,362	16,487	(14,042)	70,607
Equity Value (NPV @12%)	[R$ k]	1,824	957	6,731	7,931	1,390	3,986	2,986	951	2,431	2,113	15,160	5,285	6,356	19,199	14,162	(12,189)	56,448

BTGPactual

BRGD | Fase 2

Premissas:

2 ✓ Upsides:

o Reajuste real: 2% para Fase 1 e 0% para Fase 2
o Bandeiras amarela/vermelha: Não consideradas

Plantas atuais: 17.5 MWp [16 MWp proporcionais]

✓ Sorocaba ✓ Atibaia ✓ Enel ✓ Linhares ✓ Paraná ✓ Santa Catarina ✓ Paulínia ✓ Itatiba ✓ GRU 1 ✓ GRU 2 ✓ MOC 1 ✓ MOC 2 ✓ VRB

Projetos: 14.5 MWp

✓ Esmeraldas ✓ MOC 3 ✓ Triângulo ✓ Minas Novas ✓ Capelinha

Expansão: 100 MWp

✓ 2021 ✓ 2022

(ro Pactual

BRGD | Fase 2 | Premissas de Modelagem (Base Case)

Solar power plant parameters	Obs:	Fase1		Esmeraldas	~~ MOC3	Triângulo	MinasNovas	\| Capelinha	Fase2	BRGD
Company	-	-		-	-	-	-	-	-	-
State	-	-		MG	MG	MG	MG	MG	-	-
Power distributor	-	-		Cemig	Cemig	Cemig	Cemig	Cemig	-	-
Company´s share in solar power plant	[%]	-		100%	85%	100%	100%	100%	-	-
BRGD´s share in company	[%]	-		100%	100%	100%	100%	100%	-	-
Assembly	[end date]	-		Nov-20	Nov-20	Nov-20	Nov-20	Nov-20	-	-
Operation start	[expected date]	-		Mar-21	Mar-21	Mar-21	Mar-21	Mar-21	-	-
Peak capacity	[MWp]	17.5		2.0	3.0	2.5	2.0	5.0	14.5	32.0
Peak capacity \| proportional	[%]	16.3		2.0	2.6	2.5	2.0	5.0	14.1	30.4
Access opinion capacity	[MWp]	12.2		2.0	2.5	2.5	2.0	5.0	14.0	26.2
Solar panel degradation (1st year)	[%]	2.5%		2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%
Solar panel degradation (2nd year+)	[%]	0.5%		0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%
Security margin	[on energy sales]	13%		11%	0%	13%	5%	18%	11%	12%
Solar irradiation	[% of day]	20%		21%	19%	22%	23%	23%	22%	21%
Energy sold \| wholesale clients	[%]	70%		70%	70%	70%	70%	70%	70%	70%
Energy sold \| retail clients	[%]	30%		30%	30%	30%	30%	30%	30%	30%
Tariff \| Distributor	[R$ / Kw]	0.80		0.90	0.90	0.90	0.90	0.90	0.90	0.85
Tariff \| Discount for wholesale 1	[%]	18%		25%	25%	25%	25%	25%	25%	21%
Tariff \| Discount for retail 1	[%]	11%		10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%
Tariff \| Discount 1 Limit	[%]	-		Dec-50	Dec-50	Dec-50	Dec-50	Dec-50
Tariff \| Discount for wholesale 2	[%]	19%		25%	25%	25%	25%	25%
Tariff \| Discount for retail 2	[%]	12%		10%	10%	10%	10%	10%
Tariff \| Readjustment month	[month]	-		June	June	June	June	June	-	-
Tariff \| Readjustment index	[index]	-		IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	-	-
Tariff \| Readjustment spread	[%]	2.0%		0%	0%	0%	0%	0%	0.0%	1%
Tariff \| New ANEEL regulation cost	[%]			17%	17%	17%	17%	17%
Tariff \| ANEEL Regulation applied		Current		Current	Current	Current	Current	Current	Current	Current
BRGD´s sales price \| wholesale clients	[R$ / Kw]	0.66		0.68	0.68	0.68	0.68	0.68	0.68	0.67
BRGD´s sales price \| retail clients	[R$ / Kw]	0.72		0.81	0.81	0.81	0.81	0.81	0.81	0.76
BRGD´s sales price \| combined	[R$ / Kw]	0.65		0.72	0.72	0.72	0.72	0.72	0.72	0.68
BRGD´s average discount	[%]			21%	21%	21%	21%	21%
Distributor demand	[Yes/No]	-		Yes	Yes	Yes	Yes	Yes	-	-
Distributor demand fee	[R$ / mWp / m]	10,391		14,000	14,000	14,000	14,000	14,000	14,000	12,061
OPEX \| Total	[R$ k/year]	1,245,569		143,700	198,147	143,700	143,700	\| 312,180	941,427	2,186,996
Capex \| total	[R$]	69,598,000	\|	8,000,000	12,000,000	10,000,000	8,000,000	\| 20,000,000	58,000,000	127,598,000
Capex \| already disbursed	[R$]	46,899,000		0	0	0	0	0	0	46,899,000
Capex \| to be disbursed	[R$]	22,699,000	\|	8,000,000	12,000,000	10,000,000	8,000,000	\| 20,000,000	58,000,000	80,699,000
Sudene tax benefit	[Yes/No]	-		No	Yes	No	Yes	Yes	-	-
Tax system	[Real/Presumed]	-		Presumed	Real	Presumed	Real	Real	-	-

(ro Pactual

BRGD | Fase 2 | DRE (Base Case)

Income Statement 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

(=) Gross revenues [R$ k] - 3,088 32,738 37,091 38,167 40,156 42,070 44,196 46,435 48,922 51,273

(-) Distributor demand fee	[R$ k]	-
(-) ONS	[R$ k]	-
(-) ICMS	[R$ k]	-
(-) PIS	[R$ k]	-
(-) COFINS	[R$ k]	-

(=) Net revenues [R$ k] - 2,752 28,779 32,740 33,816 35,805 37,719 39,845 42,084 44,571 46,922

(-) OPEX \| Total	[R$ k]	-	(269)	(2,116)	(2,355)	(2,444)	(2,542)	(2,644)	(2,749)	(2,859)	(2,974)	(3,093)
(-) Leasing \| expenses	[R$ k]	-	(605)	(901)	(953)	(987)	(1,026)	(1,067)	(1,109)	(1,154)	(1,200)	(1,248)
(-) Depreciation	[R$ k]	-	(13,132)	(13,132)	(13,132)	(13,132)	(13,132)	(13,132)	(13,132)	(13,132)	(13,132)	(13,132)

(=) Gross profit

Gross profit

[R$ k] -

[%]

960	14,248	16,300	17,253	19,105	20,876	22,855	24,939	27,265	29,450
33%	48%	49%	50%	53%	55%	57%	59%	61%	63%

(-) G&A [R$ k] - (1,172) (2,307) (2,450) (2,532) (2,643) (2,755) (2,874) (2,998) (3,131) (3,264)

(=) EBIT

EBIT Margin

[R$ k] -

[%]

(211)	11,941	13,850	14,720	16,462	18,122	19,981	21,941	24,134	26,186
-7%	41%	41%	43%	46%	48%	50%	52%	54%	56%

(+) Depreciation & amortization	[R$ k]	-	918	11,514	13,132	13,132	13,132	13,132	13,132	13,132	13,132	13,132
(=) EBITDA EBITDA Margin	[R$ k] [%]	-	707 24%	23,455 80%	26,982 80%	27,852 81%	29,594 83%	31,253 83%	33,113 83%	35,073 83%	37,266 84%	39,318 84%

(+) Financial revenues	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Financial expenses	[R$ k]	-	(8,998)	(19,577)	(20,282)	(18,280)	(18,830)	(17,677)	(15,714)	(12,863)	(9,001)	(4,816)

(=) EBT [R$ k] - (9,209) (7,636) (6,431) (3,559) (2,367) 445 4,267 9,077 15,133 21,370

(+/-) Taxes [R$ k] - (68) (410) (541) (767) (1,023) (1,347) (1,731) (2,187) (2,594) (2,888)

(=) Net income [R$ k] - (9,277) (8,046) (6,972) (4,327) (3,390) (902) 2,536 6,891 12,540 18,482

(ra Pactual

BRGD | Fase 2 | Cash flow (Base case)

Cash flow 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Initial cash	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(=) EBITDA	[R$ k]	-	707	23,455	26,982	27,852	29,594	31,253	33,113	35,073	37,266	39,318
(+/-) Working capital	[R$ k]	-	(2,105)	(3,632)	(274)	(33)	(309)	(325)	(342)	(361)	(380)	(400)
(-) Taxes paid	[R$ k]	-	(68)	(410)	(541)	(767)	(1,023)	(1,347)	(1,731)	(2,187)	(2,594)	(2,888)
(=) Cash flow from operations	[R$ k]	-	(1,467)	19,413	26,168	27,052	28,263	29,582	31,039	32,525	34,292	36,030
(+) Asset sale	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Capex	[R$ k]	-	(84,374)	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(=) Cash flow from investments	[R$ k]	-	(84,374)	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(=) FCFF	[R$ k]		(85,841)	19,413	26,168	27,052	28,263	29,582	31,039	32,525	34,292	36,030
(+) New debt	[R$ k]	-	120,000	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Interests paid	[R$ k]	-	(1,636)	(11,475)	(20,282)	(18,280)	(18,830)	(17,677)	(15,714)	(12,863)	(9,001)	(4,816)
(-) Structuring fees paid	[R$ k]	-	(6,500)	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Debt amortization (=) Cash before refinancing	[R$ k] [R$ k]	-	(27,000) (977)	(9,878) (1,940)	(16,933) (11,047)	(20,225) (11,453)	(42,332) (32,899)	(23,518) (11,613)	0 15,325	0 19,662	0 25,292	0 31,214
Refinancing Minimum cash	[R$ k] [R$ k]	0	977	1,940	11,047	11,453	32,899	11,613	(15,325)	(19,662)	(25,292)	(9,650)
(=) Cash flow from financing	[R$ k]	-	85,841	(19,413)	(26,168)	(27,052)	(28,263)	(29,582)	(31,039)	(32,525)	(34,292)	(14,466)
(=) FCFE	[R$ k]		0	0	0	0	0	0	0	0	0	21,564
(+) Equity issuance	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Dividends paid	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(=) Cash flow from shareholders	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(=) Change in cash	[R$ k]		0	0	0	0	0	0	0	0	0	21,564
(=) Final cash	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	21,564

BTGPactual

BRGD | Fase 2 Valuation (2021)

Valuation (2021)	2021	Fase1	Esmeraldas	~~ MOC3	Triângulo	MinasNovas	~~ Capelinha	Fase2	BRGD
Project IRR (Unleveraged)	[%]	22%	25%	23%	26%	29%	26%	26%	24%
Enterprise Value (NPV @6%)	[R$ k]	151,862	21,280	26,463	28,093	23,970	52,086	151,893	303,755
Enterprise Value (NPV @8%)	[R$ k]	127,738	18,183	22,787	24,005	20,599	44,807	130,381	258,119
Enterprise Value (NPV @10%)	[R$ k]	109,422	15,793	19,934	20,851	17,991	39,170	113,739	223,161
Enterprise Value (NPV @12%)	[R$ k]	95,263	13,917	17,682	18,375	15,935	34,724	100,632	195,895
EV / EBITDA
EV (@6%)/EBITDA [current]	[x]	13.0x	13.5x	12.7x	13.4x	12.2x	12.5x	-	-
EV (@6%)/EBITDA [fwd 1 yr]	[x]	12.2x	10.9x	10.3x	10.9x	10.0x	10.1x	-	-
EV (@8%)/EBITDA [current]	[x]	11.0x	11.5x	10.9x	11.4x	10.5x	10.7x	-	-
EV (@8%)/EBITDA [fwd 1 yr]	[x]	10.3x	9.3x	8.9x	9.3x	8.6x	8.7x	-	-
EV (@10%)/EBITDA [current]	[x]	9.4x	10.0x	9.5x	9.9x	9.2x	9.4x	-	-
EV (@10%)/EBITDA [fwd 1 yr]	[x]	8.8x	8.1x	7.7x	8.1x	7.5x	7.6x	-	-
EV (@12%)/EBITDA [current]	[x]	8.2x	8.8x	8.5x	8.8x	8.1x	8.3x	-	-
EV (@12%)/EBITDA [fwd 1 yr]	[x]	7.6x	7.1x	6.9x	7.1x	6.6x	6.8x	-	-
Equity Value (NPV @6%)	[R$ k]	98,152	12,513	14,018	17,232	15,523	30,417	89,703	187,855
Equity Value (NPV @8%)	[R$ k]	74,028	9,416	10,341	13,144	12,152	23,138	68,191	142,219
Equity Value (NPV @10%)	[R$ k]	55,712	7,027	7,489	9,990	9,544	17,500	51,549	107,261
Equity Value (NPV @12%)	[R$ k]	41,552	5,150	5,236	7,513	7,489	13,055	38,443	79,995

BTGPactual

BRGD | Fase 3: Fase 2 + Expansão 100 MWp

Premissas:

✓ Revisão do modelo regulatório: Jan/22 ✓ Opção do regulador: TUSD Fio B: 17% de desconto na tarifa ✓ Direito adquirido: Não aplicável. Troca da regra a partir de 2030 para todas as usinas da Fase 1 e Fase

✓ Upsides:

o Reajuste real: 2% para Fase 1, 0% para Fase 2 e 0% para Fase 3
o Bandeiras amarela/vermelha: Não consideradas

Plantas atuais: 17.5 MWp [16 MWp proporcionais]

✓ Sorocaba ✓ Atibaia ✓ Enel ✓ Linhares ✓ Paraná ✓ Santa Catarina ✓ Paulínia ✓ Itatiba ✓ GRU 1 ✓ GRU 2 ✓ MOC 1 ✓ MOC 2 ✓ VRB

Projetos: 14.5 MWp

✓ Esmeraldas ✓ MOC 3 ✓ Triângulo ✓ Minas Novas ✓ Capelinha

Expansão: 120 MWp

✓ 2021 ✓ 2022

BTGPactual

BRGD | Fase 3 | Premissas de Modelagem (Base Case)

Solar power plant parameters	Obs:	Fase1	Fase2	BRGD	Exp21Sudene	Exp21Real	Exp22Sudene	Exp22Real	Expansion	BRGDExpansion
Company	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
State	-	-	-	-	MG	MG	MG	MG	-	-
Power distributor	-	-	-	-	Cemig	Cemig	Cemig	Cemig	-	-
Company´s share in solar power plant	[%]	-	-	-	100%	100%	100%	100%	-	-
BRGD´s share in company	[%]	-	-	-	100%	100%	100%	100%	-	-
Assembly	[end date]	-	-	-	Feb-21	Feb-21	Feb-22	Feb-22	-	-
Operation start	[expected date]	-	-	-	Jun-21	Jun-21	Jun-22	Jun-22	-	-
Peak capacity	[MWp]	17.5	14.5	32.0	30.0	10.0	48.0	12.0	100	132
Peak capacity \| proportional	[%]	16.3	14.1	30.4	30.0	10.0	48.0	12.0	100	130
Access opinion capacity	[MWp]	12.2	14.0	26.2	27.0	9.0	43.2	10.8	90	116
Solar panel degradation (1st year)	[%]	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%	2.5%
Solar panel degradation (2nd year+)	[%]	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%	0.5%
Security margin	[on energy sales]	13%	11%	12%	13%	13%	13%	13%	13%	13%
Solar irradiation	[% of day]	20%	22%	21%	20%	20%	20%	20%	20%	20%
Energy sold \| wholesale clients	[%]	70%	70%	70%	50%	50%	50%	50%	50%	55%
Energy sold \| retail clients	[%]	30%	30%	30%	50%	50%	50%	50%	50%	45%
Tariff \| Distributor	[R$ / Kw]	0.80	0.90	0.85	0.85	0.85	0.85	0.85	0.85	0.85
Tariff \| Discount for wholesale 1	[%]	18%	25%	21%	25%	25%	25%	25%	25%	24%
Tariff \| Discount for retail 1	[%]	11%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%	10%
Tariff \| Discount 1 Limit	[%]	-			Dec-50	Dec-50	Dec-50	Dec-50
Tariff \| Discount for wholesale 2	[%]	19%			25%	25%	25%	25%
Tariff \| Discount for retail 2	[%]	12%			10%	10%	10%	10%
Tariff \| Readjustment month	[month]	-	-	-	June	June	June	June	-
Tariff \| Readjustment index	[index]	-	-	-	IPCA	IPCA	IPCA	IPCA	-
Tariff \| Readjustment spread	[%]	2.0%	0.0%	1%	0%	0%	0%	0%
Tariff \| New ANEEL regulation cost	[%]				17%	17%	17%	17%
Tariff \| ANEEL Regulation applied		Current	Current	Current	Current	Current	New	New	Current / New	Current / New
BRGD´s sales price \| wholesale clients	[R$ / Kw]	0.66	0.68	0.67	0.64	0.64	0.64	0.64	0.64	0.64
BRGD´s sales price \| retail clients	[R$ / Kw]	0.72	0.81	0.76	0.77	0.77	0.77	0.77	0.77	0.76
BRGD´s sales price \| combined	[R$ / Kw]	0.65	0.72	0.68	0.70	0.70	0.70	0.70	0.70	0.70
BRGD´s average discount	[%]
Distributor demand	[Yes/No]	-	-	-	Yes	Yes	Yes	Yes	-	-
Distributor demand fee	[R$ / mWp / m]	10,391	14,000	12,061	14,000	14,000	14,000	14,000	14,000	13,530
OPEX \| Total	[R$ k/year]	1,245,569	941,427	2,186,996	1,873,080	624,360	2,996,928	749,232	6,243,600	8,430,596
Capex \| total	[R$]	69,598,000	58,000,000	127,598,000	120,000,000	40,000,000	192,000,000	48,000,000	400,000,000	527,598,000
Capex \| already disbursed	[R$]	46,899,000	0	46,899,000	0	0	0	0	0	46,899,000
Capex \| to be disbursed	[R$]	22,699,000	58,000,000	80,699,000	120,000,000	40,000,000	192,000,000	48,000,000	400,000,000	480,699,000
Sudene tax benefit	[Yes/No]	-	-	-	Yes	No	Yes	No	-	-
Tax system	[Real/Presumed]	-	-	-	Real	Presumed	Real	Presumed	-	-

(ro Pactual

BRGD | Fase 3 | DRE (Base Case)

Income Statement 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

(=) Gross revenues [R$ k] - 3,088 59,268 117,428 145,570 152,045 158,124 164,893 171,959 179,817

(-) Distributor demand fee [R$ k] - (336) (7,487) (15,691) (19,471) (19,471) (19,471) (19,471) (19,471) (19,471)

(=) Net revenues [R$ k] - 2,752 51,781 101,736 126,099 132,574 138,653 145,422 152,488 160,345

(-) OPEX \| Total	[R$ k]	-	(269)	(3,643)	(7,415)	(9,422)	(9,799)	(10,191)	(10,599)	(11,023)	(11,464)
(-) Leasing \| expenses	[R$ k]	-	(605)	(1,125)	(1,680)	(1,981)	(2,059)	(2,141)	(2,227)	(2,316)	(2,409)
(-) Depreciation	[R$ k]	-	(13,132)	(32,398)	(60,200)	(60,200)	(60,200)	(60,200)	(60,200)	(60,200)	(60,200)

(=) Gross profit

Gross profit

[R$ k] -

[%]

960	25,866	46,342	54,495	60,516	66,121	72,396	78,950	86,273
33%	49%	45%	43%	46%	48%	50%	52%	54%

(-) G&A [R$ k] - (1,172) (2,837) (4,057) (4,680) (4,881) (5,076) (5,288) (5,509) (5,749)

(=) EBIT

EBIT Margin

[R$ k] -

[%]

(211)	23,029	42,285	49,815	55,636	61,045	67,108	73,441	80,525
-7%	44%	41%	39%	42%	44%	46%	48%	50%

(+) Depreciation & amortization	[R$ k]	-	918	21,147	46,299	60,200	60,200	60,200	60,200	60,200	60,200
(=) EBITDA EBITDA Margin	[R$ k] [%]	-	707 24%	44,176 84%	88,584 86%	110,015 87%	115,835 87%	121,245 87%	127,308 88%	133,641 88%	140,725 88%

(+) Financial revenues	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Financial expenses	[R$ k]	-	(8,983)	(43,948)	(91,221)	(94,231)	(102,930)	(104,861)	(104,823)	(103,047)	(100,202)
BTG Pactual \| Line 1	[R$ k]	-	(1,227)	(3,312)	(3,626)	(3,466)	(3,865)	(4,016)	(4,126)	(4,220)	(4,345)
BTG Pactual \| Line 2	[R$ k]	-	(6,134)	(16,192)	(15,298)	(11,897)	(8,657)	(1,046)	0	0	0
Máxima	[R$ k]	-	(1,222)	0	0	0	0	0	0	0	0
Refinancing	[R$ k]	-	(399)	(24,444)	(72,298)	(78,868)	(90,408)	(99,799)	(100,697)	(98,828)	(95,857)

(=) EBT [R$ k] - (9,194) (20,918) (48,937) (44,416) (47,294) (43,816) (37,714) (29,606) (19,677)

(+/-) Taxes [R$ k] - (68) (611) (992) (1,355) (1,638) (1,988) (2,401) (2,886) (3,421)

(=) Net income [R$ k] - (9,263) (21,529) (49,929) (45,771) (48,932) (45,805) (40,115) (32,492) (23,098)

(ra Pactual

BRGD | Fase 3 | Cash flow (Base case)

Cash flow 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Initial cash	[R$ k]	-	0	2,538	0	0	0	0	0	0	0	0
(=) EBITDA	[R$ k]	-	707	44,176	88,584	110,015	115,835	121,245	127,308	133,641	140,725	147,163
(+/-) Working capital	[R$ k]	-	(2,105)	(10,867)	(9,777)	(660)	(1,003)	(1,047)	(1,094)	(1,142)	(1,192)	(1,245)
(-) Taxes paid	[R$ k]	-	(68)	(611)	(992)	(1,355)	(1,638)	(1,988)	(2,401)	(2,886)	(3,421)	(4,193)
(=) Cash flow from operations	[R$ k]	-	(1,467)	32,698	77,815	107,999	113,194	118,209	123,814	129,613	136,112	141,725
(+) Asset sale	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Capex	[R$ k]	-	(84,374)	(192,661)	(278,015)	0	0	0	0	0	0	0
(=) Cash flow from investments	[R$ k]	-	(84,374)	(192,661)	(278,015)	0	0	0	0	0	0	0
_
(=) FCFF	[R$ k]		(85,841)	(159,963)	(200,200)	107,999	113,194	118,209	123,814	129,613	136,112	141,725
(+) New debt	[R$ k]	-	120,000	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Interests paid	[R$ k]	-	(1,621)	(35,845)	(91,221)	(94,231)	(102,930)	(104,861)	(104,823)	(103,047)	(100,202)	(93,555)
(-) Structuring fees paid	[R$ k]	-	(3,000)	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Debt amortization	[R$ k]	-	(27,000)	(9,878)	(16,933)	(20,225)	(42,332)	(23,518)	0	0	0	0
_
(=) Cash before refinancing	[R$ k]		2,538	(205,686)	(308,355)	(6,457)	(32,068)	(10,170)	18,991	26,566	35,909	48,170
Refinancing	[R$ k]		0	203,148	308,355	6,457	32,068	10,170	(18,991)	(26,566)	(35,909)	(48,170)
Minimum cash	[R$ k]	0
(=) Cash flow from financing	[R$ k]	-	88,379	157,425	200,200	(107,999)	(113,194)	(118,209)	(123,814)	(129,613)	(136,112)	(141,725)
(=) FCFE	[R$ k]		2,538	(2,538)	0	0	0	0	0	0	0	0
(+) Equity issuance	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(-) Dividends paid	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(=) Cash flow from shareholders	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
(=) Change in cash	[R$ k]		2,538	(2,538)	0	0	0	0	0	0	0	0
(=) Final cash	[R$ k]	-	2,538	0	0	0	0	0	0	0	0	0

Indebtedness			2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029
(+) Total Debt	[R$ k]	-	127,361	328,734	620,156	606,387	596,123	582,775	563,784	537,218	501,309	453,139
BTG Pactual \| Line 1	[R$ k]	-	21,227	22,577	22,577	22,577	22,577	22,577	22,577	22,577	22,577	22,577
BTG Pactual \| Line 2	[R$ k]	-	106,134	103,009	86,076	65,850	23,518	0	0	0	0	0
Máxima	[R$ k]	-	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Refinancing	[R$ k]	-	0	203,148	511,503	517,960	550,028	560,198	541,207	514,641	478,732	430,562

(-) Cash [R$ k] - 2,538 0 0 0 0 0 0 0 0 0

(=) Net Debt [R$ k] - 124,824 328,734 620,156 606,387 596,123 582,775 563,784 537,218 501,309 453,139

EBITDA LTM (or annualized) [R$ k] - 707 44,176 88,584 110,015 115,835 121,245 127,308 133,641 140,725 147,163

Net Debt / EBITDA LTM [R$ k] - 176.7x 7.4x 7.0x 5.5x 5.1x 4.8x 4.4x 4.0x 3.6x 3.1x

BTGPactual

BRGD | Fase 3 | Valuation (2023)



Valuation (2021)	2021	Fase1	Fase2	BRGD	Exp21Sudene	Exp21Real	Exp22Sudene	Exp22Real	Expansion \|	BRGDExpansion
Project IRR (Unleveraged)	[%]	22%	26%	24%	21%	21%	19%	19%	20%	21%
Enterprise Value (NPV @6%)	[R$ k]	151,862	151,893	303,755	285,659	97,770	194,498	47,075	625,001	928,756
Enterprise Value (NPV @8%)	[R$ k]	127,738	130,381	258,119	245,883	83,510	130,139	30,954	490,486	748,605
Enterprise Value (NPV @10%)	[R$ k]	109,422	113,739	223,161	214,977	72,512	80,808	18,649	386,945	610,106
Enterprise Value (NPV @12%)	[R$ k]	95,263	100,632	195,895	190,535	63,879	42,362	9,097	305,872	501,767
EV / EBITDA
EV (@6%)/EBITDA [current]	[x]	13.0x	-	-	18.4x	18.9x	0.0x	0.0x
EV (@6%)/EBITDA [fwd 1 yr]	[x]	12.2x	-	-	10.5x	10.8x	9.5x	9.2x
EV (@8%)/EBITDA [current]	[x]	11.0x	-	-	15.8x	16.1x	0.0x	0.0x
EV (@8%)/EBITDA [fwd 1 yr]	[x]	10.3x	-	-	9.1x	9.2x	6.4x	6.1x
EV (@10%)/EBITDA [current]	[x]	9.4x	-	-	13.8x	14.0x	0.0x	0.0x
EV (@10%)/EBITDA [fwd 1 yr]	[x]	8.8x	-	-	7.9x	8.0x	4.0x	3.7x
EV (@12%)/EBITDA [current]	[x]	8.2x	-	-	12.3x	12.3x	0.0x	0.0x
EV (@12%)/EBITDA [fwd 1 yr]	[x]	7.6x	-	-	7.0x	7.1x	2.1x	1.8x
Equity Value (NPV @6%)	[R$ k]	98,152	89,703	187,855	132,514	46,566	194,498	47,075	420,652	608,507
Equity Value (NPV @8%)	[R$ k]	74,028	68,191	142,219	92,738	32,307	130,139	30,954	286,138	428,357
Equity Value (NPV @10%)	[R$ k]	55,712	51,549	107,261	61,832	21,309	80,808	18,649	182,597	289,858
Equity Value (NPV @12%)	[R$ k]	41,552	38,443	79,995	37,390	12,676	42,362	9,097	101,524	181,519

(Br = Pactual

Anexo I: Sistema de bandeiras tarifárias

Sistema de bandeiras tarifárias

Desde o ano de 2015, as contas de energia passaram a contar com o Sistema de Bandeiras Tarifárias, que e indicam se haverá ou não acréscimo no valor da energia a ser repassada ao consumidor final, em função das condições de geração de eletricidade. Cada modalidade apresenta as seguintes características:

✓ Bandeira verde: condições favoráveis de geração de energia. A tarifa não sofre nenhum acréscimo;

✓ Bandeira amarela: condições de geração menos favoráveis. A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,01343 para cada

quilowatt-hora (kWh) consumidos;

✓ Bandeira vermelha - Patamar 1: condições mais custosas de geração. A tarifa sofre acréscimo de R$ 0,04169 para

cada quilowatt-hora kWh consumido;

✓ Bandeira vermelha - Patamar 2: condições ainda mais custosas de geração. A tarifa sofre acréscimo de R$

0,06243 para cada quilowatt-hora kWh consumido.

Histórico das bandeiras

Jan-15	Vermelha	Nov-16	Amarela	Sep-18	Vermelha
Feb-15	Vermelha	Dec-16	Verde	Oct-18	Vermelha
Mar-15	Vermelha	Jan-17	Verde	Nov-18	Amarela
Apr-15	Vermelha	Feb-17	Verde	Dec-18	Verde
May-15	Vermelha	Mar-17	Amarela	Jan-19	Verde
Jun-15	Vermelha	Apr-17	Vermelha	Feb-19	Verde
Jul-15	Vermelha	May-17	Vermelha	Mar-19	Verde
Aug-15	Vermelha	Jun-17	Verde	Apr-19	Verde
Sep-15	Vermelha	Jul-17	Amarela	May-19	Amarela
Oct-15	Vermelha	Aug-17	Vermelha	Jun-19	Verde
Nov-15	Vermelha	Sep-17	Amarela	Jul-19	Amarela
Dec-15	Vermelha	Oct-17	Vermelha	Aug-19	Vermelha

_BIG Pactual

Jan-16	Vermelha	Nov-17	Vermelha	Sep-19	Vermelha
Feb-16	Vermelha	Dec-17	Vermelha	Oct-19	Amarela
Mar-16	Amarela	Jan-18	Verde	Nov-19	Vermelha
Apr-16	Verde	Feb-18	Verde	Dec-19	Amarela
May-16	Verde	Mar-18	Verde	Jan-20	Amarela
Jun-16	Verde	Apr-18	Verde	Feb-20	Verde
Jul-16	Verde	May-18	Amarela	Mar-20	Verde
Aug-16	Verde	Jun-18	Vermelha	Apr-20	Verde
Sep-16	Verde	Jul-18	Vermelha
Oct-16	Verde	Aug-18	Vermelha

Verde	24	38%
Amarela	12	19%
Vermelha	28	44%
Meses	64	100%

117 KiB Raw Blame History Unescape Escape

DOC. 2

Credit Risk: Rafael Pessoa / Tainah Conde Tax: Vitor Guimarães / Bruno Abaurre / Marcella Mallet

Deal:

(Br = Pactual

Term Sheet

Current Exposure: n/a

(Br Pactual

O Grupo BRGD

A origem do grupo e os investimentos em GD

Estrutura societária

Tese de investimentos: escolha das localidades plantas

(Br = Pactual

Principais equipamentos:

Principais desafios de implementação das usinas

Principais riscos e mitigantes:

Upsides relevantes:

(Br = Pactual

Usinas Fase 1

Deal figures

(Br = Pactual

Governança

(Br Pactual

Geração Distribuída

O que é e como funciona a Geração Distribuída

(Br = Pactual

O sistema de compensação (net metering)

(Br = Pactual

Quem pode aderir ao Sistema de Compensação de Energia Elétrica?

Nível de tensão da conexão

Localização unidade geradora x unidade consumidora

Cooperativa/Consórcio

(Br = Pactual

Geração Distribuída: O caso Brasil

Consumidores Potência

Distribuidora Usinas de GD

(Br = Pactual

Mercado de Energia | Composição das tarifas

Tarifa de energia

(Br = Pactual

Mercado de Energia | Revisões e reajustes tarifários

Revisão tarifária

Reajuste tarifário

Revisão tarifária periódica

Revisão tarifária extraordinária

Evolução da tarifa média de energia no Brasil

a=

B a 1 gE = 8 8

1 19 oa 18 om os 61

Q EE EFC QA

(Br = Pactual

Geração Distribuída: Regulação no Brasil

Evolução do marco regulatório até 2020

Possíveis mudanças no marco regulatório da GD no Brasil

Alternativas analisadas para modificação nas regras da GD

Recomendação da ANEEL (Análise de Impacto Regulatório | 2019)

Embate político em relação à mudança da regulação

Projeto de Lei (2020)

(Br = Pactual

Fiscal

(Br = Pactual

Composição do preço da energia

(Br = Pactual

Aspectos relacionados à Reforma Tributária:

(Br = Pactual

Diligência Técnica (LMeng: Barne)

Assessor: LMeng (Barne) Data das visitas: Maio/Junho de 2020

| Confirmar |

|

(Br = Pactual

_BIG Pactual

Diligência Legal (Stocche Forbes)

Consórcios

Regulatório

Financeiros

CP: obtenção dos Pareceres de Acesso pendentes para os

CP: disponibilização (i) dos Aditamentos ao Contratos

Divergências entre os proprietários e a arrendante do imóvel Norsol

Recomendação: declarações e garantias sobre a

(Br = Pactual

117 KiB

Raw Blame History