EDP Energias do Brasil

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1 EDP Energias do Brasil Apresentação para Investidores Agosto,

2 Disclaimer Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico e nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultados reais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros. As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação. Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações incluem projeções de crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam. 1

3 Perfil Corporativo: companhia integrada de eletrecidade com operação em distribuição, geração e comercialização EDP Energias de Portugal Free Float 51% 49% Energias do Brasil 16% do EBITDA do Grupo 1 3 º 4 º 6 º Comercializadora privada (volume de energia) 9% de marketshare (1, 2) Maior grupo de geração privado (capacidade instalada) (1,3) 2,2 GW de capacidade instalada e 1,4 GW médios de energia assegurada 1,5 GW em construção (participação proporcional: 635 MW) Concessões e PPAsde longo prazo Parceria com companhias locais e estrangeiras Grupo de distribuição privado (energia distribuída) (4) 3,1 milhões de clientes atendidos por meio de duas empresas de distribuição Geração (1) Em2013; (2) Fonte: CCEE; (3) Fonte: Aneel. Critériode conolidação. (4) Em2012. Fonte: Abradee. 2

4 EDP: mais de 17 anos no Brasil Investimento em Lajeado Aquisição da Iven (Escelsa e Enersul) Aquisição da Peixe Angical (parceria com Furnas) Investimento em energia eólica Leilão A-5 (São Manoel) Pecém I inicia operação (2ª unidade) Aquisição da Bandeirante Permuta de Ativos (Enersul por Lajeado) Parceria com a CTG IPO da EDP Energias do Brasil na BM&F BOVESPA Leilão A-5 da termelétrica de Pecém Oferta de ações Aquisição de Jari ENBR3 no Ibovespa Leilão A-5 (Cachoeira Caldeirão) Pecém I inicia operação (1ª unidade) Crise Asiátia Crise Russa Desvalorização do Real EMBI Brazil (JP Morgan) Bolha da Internet Crise Argentina Racionamento de energia no Brasil Crise dos Mercados Emergentes Eleição do Lula (1º mandato) Novo modelo do Setor Energético Brasileiro Crise subprime Grau de investimento Crise econômica global Crise de crédito na Europa Venda da Evrecy Companhia Macro

5 Perfil corporativo: operação em 11 estados brasileiros Geração (1) Distribuição (1) Presente em 10 estados UHE: 76%, PCH: 6%, UHE: 16% e EOL: 2% Energest 67 MW Sto. Antônio do Jari 373 MW (50%) São Manoel 700 MW (33,3%) Cachoeira Caldeirão 219 MW (50%) Pecém I 720 MW (50%) Energest 329 MW Aventura 116 MW (45%) Baixa do Feijão 120 MW (45%) Lajeado 903 MW (73%) Enerpeixe 499 MW (60%) EDP Bandeirante 28 cidades no estado de São Paulo 1,7 milhões de clientes Concessão até 2028 EDP Escelsa 70 cidades no estado do Espírito Santo 1,4 milhões de clientes Concessão até 2025 Hidroelétrica Eólica Térmica CENAEEL 14 MW (45%) Elebrás 70 MW (45%) Em operação Em construção/comprometida (1) Em

6 Prioridades de Gerenciamento do cenário regulatório e energético Qualidade e satisfação do cliente Redução de custo e disciplina de capital Prioridades de Entrega de crescimento Melhora operacional e financeira da UTE Pecém I 5

7 Destaques 2T14 1- Cenário Energético e Regulatório: Hidrologia desfavorável e baixo nível dos reservatórios PLDmédiodeR$682MWh AportesdeR$591milhõesno1S14,61% dototaldodéficittarifário GSFde93,8%no2T14 2-CustoeCaixa Redução de 2% nos Gastos Gerenciáveis mantendo a redução já ocorrida no 1T14 CaptaçõesdeR$1,0bilhãono1S14parareforço dofluxodecaixaeinvestimentos CaixadeR$1,6bilhãonofinaldosemestre Conclusão da alienação de 50% de participação das UHEs Santo Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão com efeitocaixader$420milhões 3- Central Térmica Pecém I Turnaround da performance operacional de 62% no final de 2013 para 82% no 1S14 EBITDAdo2T14deR$16,3milhõesversus-R$31,9milhõesno2T13 4- Crescimento Todos os projetos hídricos dentro do prazo e do custo aprovado UHE Santo Antônio do Jari: 95,4% UHE Cachoeira Caldeirão: 22,2% UHE São Manoel: inicio de construção no 2S14 5- Cliente Melhoria dos indicadores de qualidade de serviço das duas distribuidoras Satisfação do cliente acima de 80% nas duas distribuidoras 6

8 Cenário regulatório e energético: mitigação de impactos Nível histórico dos reservatórios (1) Sudeste (%) 90% 70% 50% 30% % jan fev mar abr mai jun jul Demanda e geração realizada PLD(SubmercadoSudeste)e NíveldosReservatórios (2) (R$/MWh)(%) jan-10 abr-10 jul-10 out-10 Nível Reservatório jan-11 abr-11 jul-11 out-11 jan-12 abr-12 jul-12 out-12 jan-13 PLD abr-13 jul-13 out-13 jan-14 abr-14 jul % 80% 60% 40% 20% 0% GERAÇÃO (MWm) jan jan/14 fev/14 mar/14 abr/14 mai/14 jun/14 EOLICA TERMICA HIDRO Carga (1) Fonte Operador Nacional do Sistema (ONS). (2) Fonte: CCEE 7

9 Cenário regulatório e energético: mitigação de impactos Distribuição Alto custo de gastos não gerenciáveis devido a geração térmica e exposição involuntária das distribuidoras ao PLD Déficit tarifário sendo suportado por: Recursos do tesouro nacional: R$4 bi Recursos do mercado financeiro para CCEE (1) : R$ 11,2 bi (suportado pelo alto custo até abril) Leilão A-0: companhias de distribuição contrataram 57% da suas demandas (3,3 GW médios) Novo financiamento sendo estruturado pelo governo para suportar a necessidade até dezembro Altos reajustes tarifários (>20%). Geração GSF abaixo de 100% para 2014: GSF médio do 1T14: 94,6% GSF médio do 2T14: 93,8% Companhias de geração tiveram que comprar energia no mercado spot para garantir o GSF de 100% O montante despendido não será coberto pela tarifa Recursos por distribuidora da EDP (R$ milhões) EDP BANDEIRANTE EDP ESCELSA Total Venda consolidada da geração(gwh) (2) T14 2T14 1S14 Recursos cobriram 61% do déficit tarifário das distribuidoras da EDP. Conta-ACRde maio de junho: R$ 128 milhões O déficit remanescente será coberto pelos próximos reajustes tarifários (1) CCEE: Câmera de Comercialização de Energia. (2) Estimativa(3T14 e 4T14). 1T 2T 3T 4T 2013 (GWh) 2014 (GWh) Estratégia de alocação de energia reduzindo o impacto de GSF 8

10 Controle de custo e disciplina de capital: gestão do caixa Históricodecustos PMSO (1) (R$ milhões) Comparação trimestral de custos PMSO (1) (R$ milhões) +1% % % T13 2T14 1S13 1S14 Histórico abaixo da inflação (IPCA): 43,7% 2T14: PMSO total abaixo 2% YoY comparado à inflação (IPCA): 6,2% 9

11 Controle de custo e disciplina de capital: gestão do caixa Endividamento: mar/2014 vs. jun/ Dívida Líquida/EBITDA Dívida bruta Dívida líquida Disponibilidades UHEs ,2% +100,2-17,1% Dívida Líquida Div. Líq./EBITDA 1,3x 1,3x 1,4x 1,5x ,2x mar/14 jun/14 jun/13 set/13 dez/13 mar/14 jun/14 Refinanciamento/capital de giro 2014 (YTD) Financiamentos (empreendimentos de geração) 2014 (YTD) Companhia Fonte Valor (R$ milhões) Holding Debêntures 300 EDP Bandeirante CCB 2 e debêntures 399 EDP Escelsa CCB 2 e CreditAgreement(4131) 311 Total: Companhia Fonte Valor (R$ milhões) UHE São Manoel UHE São Manoel Empréstimo ponte Debêntures (ponte) Total 577 Nota: Não considera o endividamento das UHEsSanto Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão, São Manoel e da UTE PecémI (critério de consolidação). 1) Considera caixa referente a alienação de 50% das UHEsJarie Cachoeira Caldeirão. 2) Cédula de Crédito Bancário. 10

12 UTE Pecém I: melhora operacional e financeira Taxadedisponibilidade (1) (%) Taxa de falha (U12M) 62% 82% 81% 83% 82% 82% T14 abr/14 mai/14 jun/14 1S14 EBITDA (2) (R$ milhões) dez-12 jan-13 fev-13 mar- abr-13 mai-13 jun-13 jul-13 ago-13 set-13 out-13 nov-13 dez-13 jan-14 fev-14 mar- abr-14 mai-14 jun-14 20,0 30,8 24,4 16,3 40,7 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 1S13 1S14-31,9-75,6-71,7-103,6 1) Valores sujeitos à reavaliação do ONS. 2) Valores referentes à 50%. 11

13 Entrega de crescimento: +2,3GW de capacidade de 2005 à 2018 Evolução da capacidade instalada (MW) +29% do crescimento da capacidade devido à nova hidros UHE: Jari Eólica: Baixa do Feijão (1) UHE: Cachoeira Caldeirão (1) HPP: S. Manuel (1) Wind: Aventura (1) IPO E 2016E 2017E 2018E 2018E Projetos hídricos em construção e comprometidos UHE Particiapação da EDP Brasil (1) Capacidade (100%) (MW) Energia contratada (MW Médios) Capex(e) (R$bi) Dív/Equity Início da operação comercial Stº Antoôio do Jari 50% ,7 1,1 67%/33% Jan,2015 Cachoeira Caldeirão 50% ,7 1,2 52%/48% Jan,2017 São Manoel 33% ,5 2,7 68%/32% Mai,2018 (1) Critério de consolidação proporcional 12

14 Entrega de crescimento: projetos hídricos no prazo e no custo UHESantoAntôniodoJari 373MW (1) (217,7MWMédios) Capex (YTD): R$ 949,6 mi, 82% do orçamento total Taxa de evolução: 95,4%; IníciodosPPAsemJande2015. Próximos passos Conclusão da instalação das unidades geradoras; Comissionamento das unidades geradoras; Licença de operação. HPPCachoeiraCaldeirão 219MW (1) (129,7MWmédios) Capex (YTD): R$ 305,8 mi, 25% do orçamento total Taxa de evolução: 22,2%; 40 45% docapexde2014; Próximos passos Conclusão da obra civil; Início da construção eletromecânica. Início da operação comercial: Jan,2017(de acordo com PPAs). HPPSãoManoel 700MW (1) (409,5MWmédios) Assinatura do Contrato de Concessão(134 dias de antecedência ao período previsto); Obtenção do REIDI(56 dias de antecedência ao período previsto); Obtenção da Declaração de Utilidade Pública do canteiro de obras(83 dias de antecedência) Captação de debêntures(empréstimo-ponte) no valor de R$ 532 milhões; Início da construção(e): 2S14. (1) Valores correspondem a participação de 100% 13

15 Satisfação e qualidade do consumidor: melhora consistente EDP Bandeirante (Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor por ano) Meta ANEEL EDP Escelsa (Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor por ano) Meta ANEEL 9,43 9,42 8,08 7,41 10,4 9,88 9,67 9, T T14 DEC (Duração de Interrupção por Consumidor): Melhora de 21% na EDP Bandeirante desde 2011 e 8% na EDP Escelsa Indicadores de qualidade abaixo da meta ANEEL Ranking Brasileiro em 2013: EDP Bandeirante 4 ª e EDP Escelsa 7 ª FEC (Frequência de Interrupção por Consumidor): Indicadores abaixo da meta regulatória desde 2011 EDP Escelsa: finalista no Prêmio Nacional da Qualidade PNQ (2013) e vencedora do Prêmio de Qualidade do Espírito Santo PQES EDP Bandeirante: Finalista do Prêmio Nacional de Qualidade no critério Clientes PNQ (2012 e 2013) Satisfação do cliente acima de 80% em ambas as companhias 14

16 Satisfação e qualidade do consumidor: foco na redução da curva EDP Bandeirante Perdas técnicas e não-técnicas(%) 11,1% 5,5% 10,3% 10,2% 9,8% 9,8% 5,5% 5,5% 5,5% 5,5% EDP Escelsa Perdas técnicas e não técnicas(%) 14,0% 8,3% 12,8% 7,4% 13,7% 13,2% 7,7% 13,5% 7,8% 7,6% 5,6% 4,7% 4,7% 4,3% 4,3% 5,7% 5,4% 6,0% 5,4% 5,9% T T14 Técnica Não-Técnica Técnica Não-Técnica Perdas (baixa tensão) Perdas (Baixa tensão) 20,3% 20,2% Realizado Meta ANEEL Realizado Meta ANEEL 19,9% 18,0% 16,1% 16,1% 15,3% 13,9% 13,6% 14,4% 13,2% 11,8% 11,8% 10,4% 19,6% 18,1% 17,1% 18,4% 15,9% 17,5% 17,2% 16,5% 14,8% 13,1% 11,4% 10,7% 10,7% 9,3% 7,9% T T

17 Financeiros Receita Líquida R$ milhões Despesas Operacionais R$ milhões 13% % EBITDA R$ milhões S13 22% S (1) % -2% S13 Gerenciáveis. Lucro Líquido/ Margem Líquida R$ milhões/ (%) 3,9% 172% 1S14 Não-Gerenciáveis 367 (1) 84 9,3% 789 6% % 283 1S13 1S14 1S13 1S14 (1) Ajustado pela Conta-ACR de maio e junho 16

18 EDP Energias do Brasil Apresentação para Investidores Agosto de

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