Miguel Setas, CEO. EDP Energias do Brasil

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1 Miguel Setas, CEO EDP Energias do Brasil 0

2 Perfil Corporativo: companhia integrada privada com operações em distribuição, geração e comercialização de energia elétrica EDP Energias de Portugal Free Float 51% 49% Energias do Brasil 16% do EBITDA 1 do Grupo 3 a 9% de participação de mercado 4 o 6 o a maior comercializadora privada (vendas) (1, 2) maior grupo privado de geração (capacidade instalada) (1,3) 2,2 GW de capacidade instalada e 1,4 MW médios de energia assegurada 1,5 GW em construção (participação proporcional: 635 MW) Concessões e PPAs de longo prazo Parceria com companhias locais e internacionais maior grupo privado de distribuição (vendas) (4) 3,1 milhões de consumidores atendidos por duas distribuidoras EBITDA por unidade de negócio 2013 (%) Geração Distribuição Comercialização 45% 4% 51% (1) Em 2013; (2) Fonte: CCEE; (3) Fonte: Aneel. Considera critério de consolidação; (4) Em Fonte: Abradee. 1

3 Perfil Corporativo: presença em 11 estados brasileiros Geração (1) Presença em 10 estados Matriz diversificada (UHEs: 76%, PCHs: 6%, UTEs: 16% e EOLs: 2%) Santo Antônio do Jari 187 MW Cachoeira Caldeirão 110 MW Distribuição EDP Bandeirante 28 cidades no estado de São Paulo 1,7 milhão de consumidores Concessão até 2028 Pecém I 360 MW Aventura 52 MW Baixa do Feijão 54 MW Energest 67 MW São Manoel 233 MW Lajeado Enerpeixe 903 MW499 MW Energest 329 MW EDP Escelsa 70 cidades no estado do Espírito Santo 1,4 milhão de consumidores Concessão até 2025 Geração Hídrica Geração Eólica Geração Térmica CENAEEL 14 MW Elebrás 70 MW Em Operação Em Construção (1) Em

4 Foco Estratégico 2014E-2017E 1 Cenário Energético 2 Controle de custos e disciplina financeira 3 Melhoria operacional e financeira de UTE Pecém I 4 Entrega dos empreendimentos de geração (execução) 5 Qualidade e satisfação do consumidor 3

5 1 Cenário energético atual: baixa hidrologia e níveis dos reservatórios Chuvas/ENA (1) Sudeste:períodoúmido(2014vs.2013) (GW médios) dez, abr, 2014 dez, abr, 2013 MLT % Chuvas/ENA (1) Sudeste:Performanceanualdesde1930 (1) (GWMéd.) (pior) 1983 (melhor) / /dez 16/ /dez 31/ /dez 15/ /jan 30/ /jan 14/ /fev 01/m mar 16/m mar 31/m mar 15/ /abr 30/ /abr Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Nívelhistóricodosreservatórios (1) Sudeste (%) 70% 50% 30% 10% 05 de maiode 2014: 38,73% Maio de 2001: 29,7% /1 15/1 29/1 12/2 26/2 12/3 26/3 9/4 23/4 7/5 21/5 4/6 18/6 2/7 16/7 30/7 13/8 27/8 10/9 24/9 8/10 22/10 5/11 19/11 3/12 17/12 31/12 A energia natural afluente (Sudeste) no período úmido de 2014 foi 29% abaixo do mesmo período de 2013 e o sexto pior desde ,4% de crescimento no consumo no 1T14 vs. 1T13 em função, principalmente, temperaturas elevadas (1) Energia natural afluente. Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS) 4

6 1 Empreendimentos cancelados e em atraso: 2,3 GW médios previstos para entrada em operação até o final de 2013 Iníciodaoperaçãocomercial (1) Empreendimentosematraso (MW médios) 4000 Others Outros Santo Antônio Jirau Eneva Petrobras FURNAS ELETROSUL jan-14 fev-14 mar-14 abr-14 mai-14 jun-14 jul-14 ago-14 set-14 out-14 nov-14 dez MW médios cancelados ou em atraso MW médios em projetos leiloados e cancelados pela Aneelcom início de entrada em operação previsto entre 2010 e MW médios em projetos atrasados com entrada em operação prevista para 2014 (1) Fonte: Aneel. Elaboração: EDP Energias do Brasil 5

7 1 Aumento dos custos no sistema devido ao maior despacho térmico DespachoTérmico (1) SistemaIntegradoNacional(SIN) (GW médios) Total da capacidade instalada (GW) Capacidade térmica Instalada (GW) 90% 21% 76% 12,3 14,8 69,1 121,3 10% 23% 7,8 7,0 28, (média) 2013 (média) 1T14 Total installed 2001 (2) capacity Mar-14 (GW)2 (3,) Thermal 2001 installed (2) Mar-14 capacity (3) (GW)3, 4 Desembolsosparacoberturadodéficittarifário (4) (R$ bn) 9,9 9,2 O despacho térmico médio no 1T14 foi 90% acima da média de 2012 e 21% acima de 2013 Aumento de 21,1 GW na capacidade térmica instalada desde T14 (1) Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS). (2) Fonte: Instituto Acende Brasil. (3) Fonte: Aneel. Elaboração: EDP Energias do Brasil. (4) Fonte: Aneel. Considera CVA, ESS, exposição involuntária e risco hidrológico. 6

8 1 Impactos para o negócio a partir do cenário energético atual Distribuição Geração Maiores custos não gerenciáveis suportados por: Recursos do Tesouro Nacional: R$ 4 bilhões Recursos do mercado financeiro à CCEE (1) :R$ 11,2 bilhões em empréstimos por instituições financeiras (públicas e privadas) Leilão A-0: distribuidoras contrataram 57% de suas demandas (3,3 GW médios) Expectativa de GSF (Generating scaling factor) abaixo de 100% em2014 GSF médiono 1T14 : 96,2% - R$ 262/MWh para termelétricas - R$ 271/MWh para hidrelétricas Esses recursos cobrirão os custos da geração termelétrica e a exposição involuntária das distribuidoras no mercado de curto prazo em 2014 O déficit remanescente será recuperado no próximo reajuste tarifário As geradoras precisam adquirir energia do mercado de curto prazo para cumprir seus contratos (100% do GSF) Os valores gastos não serão recuperados (1) CCEE: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 7

9 1 Cenário Energético: monitoramento e plano de contingência According to market experts the probability of rationing could be above 40% RISCO DE RACIONAMENTO PLANO DE CONTINGÊNCIA Financeiro Regulatório Operacional Melhora do capital de giro Redução dos custos operacionais Covenantsfinanceiros já renegociados em 2013 Rolagem da dívida Estrutura de racionamento Revisãodatrajetóriade perdasde energia Bandeiras tarifárias Sistemas de TI Serviços ao consumidor Controle de inadimplência e recuperação de crédito Perdas não técnicas Aumento da segurança dos ativos Proteção do Fluxo de Caixa Contribuição para o modelo Adaptação ao cenário 8

10 2 Controle de custos e disciplina financeira Custoshistóricos Opex (1) (R$ milhões) Comparaçãodecustostrimestrais Opex (1) /MargemBruta (2) (R$milhões)/(%) Opex Opex/Gross margin +1% -2% ,8 32% 273,8 44% 229,3 36% T13 4T13 1T14 Custos históricos abaixo da inflação (IPCA): 43,7% 1T14: Redução do Opex em 2% na comparação anual; redução de 3,8% nos custos de distribuição (1) PMSO (pessoal, material, serviços e outros; (2) Margem Bruta ajustada por ativos e passivos regulatórios. 9

11 2 Controle de custos e disciplina financeira Dívida líquida/ EBITDA (últimos 12 meses) (R$ milhões) EBITDA ,4x ,3x 1,4x 1,5x Cronogramadeamortizaçãodadívidabruta (1) (R$ milhões) Mar-13 Set-13 Dez-13 Mar-14 Caixa 2014/1T >2019 Emissõesem2013e2014(YTD) (R$ milhões) YTD Debêntures BNDES Outros Total Ratings Moody s Global EDPBR EDPB Bandeirante EDPB Escelsa Ba1 Baa3 Baa3 S&P Local braa+ braa+ Grau de Investimento (1) Não considerando os efeitos da participação na UTE Pecém I, e UHEs Santo Antonio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel. Considerando os projetos: dívida bruta de R$ 6,0 bilhões 10

12 3 Pecém I: melhora operacional e financeira Índice de disponibilidade 1 o ano de operação (2013) (1) (%) 52% 75% 61% 70% Índice de disponibilidade (1) 1T14 (%) 83% 88% Manutenção da UG I 43% 71% UG I UG II UTE Pecém I UTE SINES e UTEs similares (Europa) Jan-14 Fev-14 Mar-14 1T14 Em Janeiro de 2014 o Tribunal Federal concedeu liminar suspendendo parcialmente a penalidade por indisponibilidade Penalidades (desde 2012) por indisponibilidade em análise na Aneel EBITDA 2013: -R$5 2,8 milhões (2) ; EBITDA 1T14: R$ 24,4 milhões (2) Foco da compania em entregar a adequada performance operacional e financeira (1) Considera o número de horas que o equipamento está disponível em relação ao número total de horas de disponibilidade do equipamento; (2) 50% de participação 11

13 4 Entrega dos empreendimentos em construção Empreendimentos em construção Participação da EDP Brasil (1) Capacidade (100%) (MW) Energia assegurada (MW méd.) Capex (e) (R$ bi) Debt/equity Inícioda operação comercial Jari: obra 92% concluída Ontime andoncost Stº Antônio do Jari Cachoeira Caldeirâo São Manoel 50% ,7 1,1 67%/33% Jan, % ,7 1,1 52%/48% % ,5 2,7 68%/32% 2018 Objetivos para Jariem 2014: - Licença operacional e enchimento do reservatório; - Instalação e comissionamentodas unidades geradoras eletromecânicas; - Início da operação comercial. Cachoeira Caldeirão: Conclusão da escavação em abril de 2014; Início da construção da estrutura principal São Manoel: Concessão concedida com 134 dias de antecedência (2) Parceria com a CTG para projetos hidrelétricos: Jarie Cachoeira Caldeirão desde dezembro, 2013 (1) e São Manoel desde fevereiro, 2014 (1) (1) Em aprovação. Divulgação de comunicados ao mercado em dezembro de 2013 e fevereiro de 2014 (Parceria com CTG). Critério de consolidação (método de equivalência patrimonial); (2) Concessão concedida pelo Ministário de Minas e Energia em 10 de Abril de

14 4 Evolução da capacidade instalada: aumento de 2,3 GW de capacidade desde 2005 Evolução da capacidade instalada (MW) Capacidade instalada por fonte (MW) +29% E Eólica PCH 6% 2% PCH Eólica 5% 5% Térmica Térmica 16% 13% IPO E 2016E 2017E 2018E 2018E 76% UHE Jari Eólica: Baixa do Feijão (1) UHE Cachoeira Caldeirão (1) UHE: S. Manuel (1) Eólica: Aventura (1) Hidrelétrica 77% Hidrelétrica Aumento de 29% na capacidade instalada até 2018(e) (1) Considera a consolidação proporcional 13

15 5 Qualidade e satisfação do consumidor na distribuição: melhora consistente EDP Bandeirante (DEC: Duração da interrupção por cliente/hora EDP Escelsa Meta regulatória Meta regulatória 9,43 9,42 8,08 7,54 10,4 9,88 9,67 9, T T14 DEC (Duração da interrupção por cliente/hora): Melhoria de 20% na EDP Bandeirante desde 2011 e 6% na EDP Escelsa Indicadores de qualidade abaixo da exigência regulatória Ranking brasileiro de distribuidoras em 2013: Bandeirante: 4 a melhor classificada e Escelsa: 7 a FEC (Frequência da interrupção por cliente/hors): Indicadores estáveis e abaixo da exigência regulatória desde 2011 Escelsa: Finalistano PrêmioNacionalde Qualidade PNQ (2013) e vencedorado Prêmiode Qualidadedo Espírito Santo PQES Bandeirante: Destaque no critério de "clientes" do Prêmio Nacional da Qualidade PNQ (2012 e 2013) 14

16 5 Qualidade e satisfação do consumidor na distribuição: Desafio Trajetória de perdas de energia Perdas Totais (%) 11,1% 5,5% EDP Bandeirante Não técnicas 10,3% 10,2% 9,86% Técnicas 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% Perdas Totais (%) EDP Escelsa Não técnicas Técnicas 14,0% 9,65% 13,7% 12,8% 13,2% 13,2% 8,3% 7,4% 7,7% 7,8% 7,6% 5,6% 4,7% 4,7% 4,3% 4,1% T14 Perdas(baixa tensão) (%) 20,2% 18,0% 16,1% 15,3% 16,1% 14,4% 13,9% 13,0% 13,1% Real 11,8% 11,6% Meta Aneel 10,2% T ,1% 5,7% 5,4% 6,0% 5,4% 5,6% T14 Perdas(baixa tensão) (%) 16,5% 17,1% 14,8% 18,4% 13,1% 15,9% 16,7% 11,4% 10,5% 9,9% Real 8,3% Meta Aneel 7,4% T

17 EDP Energias do Brasil: Posição de liderança no setor elétrico brasileiro Cumprindo sua estratégia Entrega dos empreendimentos em construção em linha com o orçamento e com o prazo Controle de custos e Disciplina financeira Excelência operacional e melhoria na qualidade EDPBR irá atingir seus objetivos Capacidade Instalada EBITDA (1) Dívida Líquida/EBITDA Política de Dividendos 2018 CAGR 2,8 GW +5~8% 13E-17E < 2x Mínimo 50% levando a Execução bem sucedida de oportunidades de crescimento e gestão de riscos setoriais e regulatórios (1) Considera EBITDA pro forma 16