Apresentação Corporativa

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1 Apresentação Corporativa Dezembro, 2017

2 Aviso Legal Esta apresentação contém algumas afirmações e informações prospectivas relacionadas a Companhia que refletem a atual visão e/ou expectativas da Companhia e de sua administração a respeito de seu plano de negócios. Afirmações prospectivas incluem, entre outras, todas as afirmações que denotam previsão, projeção, indicam ou implicam resultados, performance ou realizações futuras, podendo conter palavras como acreditar, prover, esperar, contemplar, provavelmente resultará ou outras palavras ou expressões de acepção semelhante. Tais afirmações estão sujeitas a uma série de expressivos riscos, incertezas e premissas. Advertimos que diversos fatores importantes podem fazer com que os resultados reais divirjam de maneira relevante dos planos, objetivos, expectativas, estimativas e intenções expressos nesta apresentação. Em nenhuma hipótese a Companhia ou sua subsidiárias, seus conselheiros, diretores, representantes ou empregados serão responsáveis perante quaisquer terceiros (inclusive investidores) por decisões ou atos de investimento ou negócios tomados com base nas informações e afirmações constantes desta apresentação, e tampouco por danos consequentes indiretos ou semelhantes. A Companhia não tem intenção de fornecer aos eventuais detentores de ações uma revisão das afirmações prospectivas ou análise das diferenças entre afirmações prospectivas e os resultados reais. Esta apresentação e seu teor constituem informação de propriedade da Companhia, não podendo ser reproduzidos ou divulgados no todo ou em parte sem a sua prévia anuência por escrito. 1

3 Estrutura Acionária e Governança Corporativa Sólida estrutura de governança Outros 27% 23% 6% 6% 38% ( ações) 1 Eneva 09/10/ /11/2017 Listada no Novo Mercado, segmento com o maior nível de governança corporativa da B3 100% ações ordinárias 100% tag along Controle pulverizado, sem acordo de acionistas Free float 100% ADTV out 16-out 23-out 30-out 6-nov 13-nov 20-nov 27-nov 1 Estrutura Acionária após a oferta pública de ações 20/10/2017 2

4 Visão Geral da Companhia 3

5 Visão Geral da Companhia Ativos 100% operacionais, representando 11% da capacidade térmica a gás do Brasil 2,2 GW de capacidade instalada, 100% operacional desde Julho de 2016 Única geradora no setor privado no Brasil com expertise em E&P e acesso a gás onshore R$ 1,7 bi/ano 3 Receita fixa garantida Contratos de longo prazo indexados à inflação R$ 1,2 bi 4 EBITDA ajustado em 2016 Benefícios fiscais Todos os ativos elegíveis para o benefício fiscal da SUDENE Parnaíba I - 676MW Receita Fixa¹: R$561MM Operando desde 2013 Parnaíba II - 519MW Receita fixa¹: R$472MM Operando desde Jul/2016 Parnaíba III - 176MW Receita Fixa¹: R$123MM Operando desde 2013 Parnaíba IV - 56MW Mercado Livre Operando desde 2013 MA CE Pecém II 2 365MW Receita Fixa¹: R$360MM Usina a carvão, aproveitando sinergias com Pecém I (EDP) Itaqui 360MW Receita fixa¹: R$401MM Usina a carvão estrategicamente localizada em área portuária, aproveitando as vantagens logisticas Bacia de Parnaíba: 7 campos 201km gasodutos Instalações de coleta e tratamento de gás natural 17,7 bcm de reservas certificadas remanescentes em Set/2017 Capacidade de produção: 8,4 mm m 3 /dia Infraestrutura de abastecimento de combustível proprietária e dedicada Fonte: Companhia 1 Receita fixa anualizada - data base Novembro de % ENEVA/50% Uniper. 3 Inclui 50% de Pecém II 4 Não inclui Pecém II (Ebitda 2016: R$ 185,9 MM) Usinas à gás natural Usinas à carvão Ativos de E&P 4

6 Visão Geral do Mercado de Energia no Brasil Potencial crescimento de 15GW na capacidade de geração térmica / atendimento ao pico 1 liderado pela expansão planejada de usinas térmicas a gás Matriz de Geração- Expansão Indicativa (GW) Oferta e Demanda de Energia (GWmédio) Hidrelétrica UTE\Vento\Solar Demanda GW Novo Consumo de Gás Natural Geração de Energia (MM m 3 /dia) Oferta máxima Termoelétrica Biomassa Vento Hidrelétrica PCH Solar Gás Onshore (Parnaíba) USD 2,62 / MM BTU Competitividade do Combustível Gás Natural Liquefeito (LNG) 2 USD 6,31 / MM BTU!! Gás Offshore (Pre-sal, modulo 1) 3 USD 7,70 / MM BTU Fonte: PSR, Plano de Expansão de Energia Decenal 2026 (PDE2016) - Empresa de Planejamento Energético (EPE) A oferta máxima considera as usinas térmicas de ciclo aberto, as usinas de energia reversíveis, a motorização adicional das usinas hidrelétricas e o gerenciamento da demanda. 2 Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, Junho 2017 Ministério de Minas e Energia (MME) - 3 PEMAT 2022 EPE - 5

7 360 Dias em retrospecto: Maiores realizações Foco em execução, alocação de capital e excelência operacional Outubro 2016 Janeiro 2017 Abril 2017 Junho Novembro/2017 Fusão ENEVA & PGN Gestão responsável 1 as iniciativas 18,5 bcm de reservas certificadas Estrutura organizacional simplificada Única empresa do setor privado de geração de energia com expertise em E&P e acesso a gás onshore Parnaíba II extensão do prazo de vencimento da dívida de jan/17 para jan/19 (custo CDI +3%) Fornecimento de derisking do gás para as usinas do Complexo de Parnaíba Plano de Remuneração Melhoria de Eficiência Itaqui: limpeza de condensador Pecém II: Correia transportadora PGN Amortização de dívida R$ 165,4 MM (Fev 2017) Plano de Incentivo por Desempenho Novo Programa de Stock Option Reestruturação financeira Emissão primária de ações Novos recursos: R$ 834,5 MM Pré-pagamento da dívida de Parnaíba II - R$ 391 milhões 14ª Rodada ANP e E&P Aquisição de 5 blocos na Bacia de Parnaíba Aquisição do Campo Terrestre de Azulão 3T2016 4T2016 3T2017 EBITDA ajust. 3T16 (R$ MM) 320,0 Dívida Líquida/EBITDA 4,4x Caixa (R$ MM) 564,0 FCO 3T16 (R$ MM) 184,2 EBITDA ajust. 4T16 (R$ MM) 425,6 Dívida Líquida/EBITDA 3,6x Caixa (R$ MM) 622,5 FCO 4T16 (R$ MM) 340,2 EBITDA ajust. 3T17 (R$ MM) 371,3 Dívida Líquida/EBITDA 3,5x Caixa (R$ MM) 689,7 FCO 3T17 (R$ MM) 93,0 EBITDA ajust (R$ MM) EBITDA ajust. 3T17-LTM (R$ MM) 1.236,5 6

8 Modelo integrado de geração de energia Competências internas para desenvolver e operar o modelo R2W Reservoir-to-Wire R2W Modelo de negócio integrado: O&G e geração de energia COMPLEXO DO PARNAÍBA PARNAÍBA IV PARNAÍBA III PARNAÍBA I Linhas de Transmissão PARNAÍBA II Usinas de geração Óleo & Gás (E&P) 2 º maior produtor privado de gás onshore Geração de Energia Líder do setor privado no mercado de energia térmica brasileira Pioneira no desenvolvimento e operação do modelo R2W no Brasil: Produção de Gás + Geração de Energia Unidade de Tratamento de Gás Gasoduto localizado de 1km a 70 km de distância Fonte: Companhia 7

9 Visão Geral das Usinas - Gás Natural Maior complexo de geração térmica a gás no Brasil Parnaíba IV Parnaíba III Parnaíba I Parnaíba II Ciclo Combinado Parnaíba I Parnaíba II Parnaíba III Parnaíba IV Capacidade (MW) Receita Fixa 1 (R$ MM/ano) ND Receita Variável 2 (R$/MWh) - CVU 2 112,9 74,9 203,0 ND Receita Var. Índex Henry Hub IPCA IPCA ND Consumo Máximo de Gás (MM m 3 /dia) 3 4,6 2,3 1,2 0,3 PPA Vencimento Dez, 2027 Abr, 2036 Dez, 2027 Dez, 2018 Participação Eneva 100% 100% 100% 100% Turbinas GE 7FA turbinas a gás GE 7FA - turbinas a gás + GE turbina a vapor GE 7FA - turbina a gás Wartsilla - motor a gás Projetos Greenfield Expansão sem consumo adicional de gás Parnaíba V (377 MW) Parnaíba I OCGT CCGT - Parnaíba VI (94 MW) Parnaíba III OCGT CCGT - 1,4 GW TOTALMENTE OPERACIONAL+ 2,1 GW GREENFIELD LICENCIADO 1 Receitas fixas atualizadas anualmente pelo IPCA - Nov 2016); 2 Posição de setembro de 2017 ; 3 Consumo de gás considerando 100% de despacho 2 Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) - (Posição Setembro 2017) 8

10 Complexo de Parnaíba: Histórico de Despacho Altos níveis de despacho histórico e o retorno ao comportamento sazonal em 2017 Parnaíba I (%) T15 2T15 Parnaíba II (%) T15 4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 Despacho por Mérito Despacho - Garantia Energ T15 2T15 3T15 4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 Despacho por Mérito Despacho- Garantia Energ. Parnaíba III (%) T15 2T15 3T15 4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 Despacho por Mérito Despacho- Garantia Energ. 9

11 Sistema Interligado Nacional (SIN) Subsistema Norte: Maior capacidade de geração hidrelétrica combinada com atrasos de transmissão deve fornecer previsibilidade de despacho Gargalo na rede como resultado do atraso na construção de linhas de transmissão Ramp-up da Hidrelétrica de Belo Monte (MWmédio) Região Norte Escoamento total da geração hidrelétrica HP Belo Monte Nó de Xingú N Nó de Imperatriz Colinas e Miracema HPs Madeira UHE Teles Pires 1 st e 2 nd Bipolos LTs Abengoa NE SE HP Itaipu Ivaiporã Geração no Subsistema Norte (MWm) Interrupção na construção de linhas de transmissão, com atraso esperado de 5-6 anos S T15 2T15 3T15 4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 Geração Térmica Belo Monte Hidro s/ Belo Monte Estação Chuvosa 10 Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

12 Reservas de Gás Natural 25,5 bilhões de m³ certificados no primeiro ciclo exploratório Evolução das Reservas (bi m 3 ) Reservas 2P Produção Cumulativa desde 2013 Junho 2014 Março 2016 Abril ,8 bi m 3 22,8 bi m 3 25,5 bi m 3 4x reservas 21 meses +16 bi m 3 17,5 13 meses +2,7 bi m 3 Novo relatório 18,5 4,3-2,5-5,3-7,0 i. GCA Reservas Certificadas em 30 de junho, i. GCA Reservas Certificadas em 31 de março, i. GCA Reservas Certificadas em 30 de abril, ,7 bi m 3 de reservas remanescentes em set/17 Equipe de geocientistas com vasta experiência nas bacias sedimentares brasileiras Modelo geológico reconhecido pela ANP como padrão para futuras rodadas de licitação Fonte: Reservas: Gaffney, Cline & Associates. Produção Cumulativa: Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) Os relatórios de reservas estão disponíveis para download em nosso site: ri.eneva.com.br 11

13 Portfólio de Desenvolvimento da Produção Garantia de abastecimento de gás ao complexo de Parnaíba Capacidade de Produção (MM m 3 /dia) Custo de Desenvolvimento (R$/m 3 ) +71% 8,4 0,11 0,10 4,9 0,05 GAVIÃO PRETO OPEX 1 (R$/m 3 ) Composição da Reserva 18,5 bi m 3 2 Campo produtor Campo a ser desenvolvido 0,034-24% 0,022 9,9 5,5 Reserva em desenvolvimento 3,1 Reserva a ser desenvolvida 18,5 Gasoduto em operação Gasoduto em construção Reservas desenvolvidas Total O processo de melhoria contínua através de campanhas de desenvolvimento anteriores levou a uma redução do capex de forma consistente 9,9 bi m 3 de reservas já desenvolvidas e 5,5 bi m 3 de reservas em desenvolvimento em 2017 Adicional de 3,1 bi m 3 de reserva a ser desenvolvida e conectada em Condicionado ao nível de despacho 2 Relatório Gaffney Cline 12

14 Portfólio de Exploração Garantindo suprimento futuro de gás Complexo de Parnaíba 17,7 bi m 3 de reservas certificadas remanescentes 2 º Ciclo de Exploração: Extensão do ciclo de vida do complexo de Parnaíba 6 PAD & 3 blocos da 13ª Rodada Campo Plano de Avaliação de Descoberta Bloco - R13 Bloco - R14 Linhas de Transmissão TPPs PADs com volumes prospectivos riscados 2 13ª Rodada - Sísmicas contratadas e aquisição em andamento Proteção adicional para altos níveis de despacho ou potencial upside Projeto Araguaína 1 PAD & 2 Blocos da 13ª Rodada Primeiro poço de avaliação perfurado e testado (agosto de 2016) com resultados promissores Custo de Descoberta (R$ / m³) Final da campanha de avaliação com ultimo poço de avaliação (1T18) 0,13-54% Declaração de comercialidade esperada no início de , planos de avaliação de exploração nos blocos da 9ª Rodada - ANP 37% de sucesso dos poços wildcat Área total da concessão exploratória: km 2 1 Fonte: Concessões da Bacia de Parnaíba, ANP Os ativos de E&P da ENEVA são operados pelas subsidiárias integradas Parnaíba Gás Natural. 2 Considera probabilidade de sucesso 13

15 Track-record comprovado de execução de novos projetos Foco em drivers de custos e entrega em tempo e com qualidade Poços: Custo de Perfuração (R$ mm/poço) Poços: Tempo Médio de Perfuração (dias) Gasodutos: custos incorridos (R$/m) Cluster: Custo por Unidade (R$ mm) 15-53% -44% % 10,5-31% , Melhoria significativa no tempo de execução das atividade de E&P 1 Campo 9 clusters 23 produtores 58 km of gasoduto 4,9mm m³/dia 3 novos campos + 71% em 18 meses 8 novos clusters 23 novos produtores 95 km De gasodutos 8,4mm m³/dia Jan-2015 Jul

16 Visão Geral das Usinas a Carvão Investimentos no curto prazo para aumentar eficiência Pecém II 1 Localização: Estado do Ceará Subsistema: Nordeste Capacidade: 365MW LEN: A-5/2008 Receita Fixa 2 : R$338MM /ano Rec. Variável (CVU) 3 : 168,3 R$/MWh Rec. Variável Índex: CIF ARA (API #2) PPA- Prazo: Dez/27 Melhoria na Eficiência logística Renovação da cinta transportadora de carvão Redução dos custos com demurrage Redução com transporte por caminhão Tarifa Emergencial de água Injunção garantindo a transferência de custos adicionais para CVU e isenção de futuras sanções em caso de escassez de abastecimento de água Itaqui Localização: Estado do Maranhão Subsistema: Norte Capacidade: 360MW LEN: A-5/2007 Receita Fixa 2 : R$401MM/ano Rec. Variável (CVU) 3 : 163,2 R$/MWh Rec. Variável Índex: CIF ARA (API #2) PPA- Prazo: Dez/26 Visão Geral da Melhoria de Eficiência: HP6 Torres de Refrigeração Retrofit dos Moinhos Melhoria do vedante do aquecedor de pressão do ar Limpeza de condensador Remoção de cinza 1 Pecém II é 50/50 de participação entre Eneva e Uniper. 2 Receita fixa referente ao ano fiscal de 2016 e atualizado anualmente pelo índice de inflação IPCA 3 Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) - (set/2017) 15

17 Despacho das Usinas a Carvão Histórico do Despacho das Usinas Pecém II (%) T15 2T15 3T15 4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 Despacho por Mérito Despacho - Garantia Energética Itaqui (%) T15 2T15 3T15 4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 Despacho por Mérito Despacho - Garantia Energética Aumento da capacidade de geração hidrelétrica no subsistema Norte e atraso nas linhas de transmissão reduzem o despacho de Itaqui no 1S17 Baixo nível de geração hidrelétrica no subsistema Nordeste mantém alto o nível de despacho de Pecém II 16

18 Performance Financeira 17

19 Destaques 3T17 EBITDA ajustado de R$ 371 milhões no 3T17, crescimento de 16% em relação ao 3T16 Receita Líquida (R$ MM)¹ EBITDA Ajustado(R$ MM)¹ +37% Principais fatores para o aumento do EBITDA Crescimento das vendas de gás Ampliação das margens da comercializadora Recontratação de Parnaíba II (MCSD) +77% Estratégia bem-sucedida de hedge ADOMP +16% +72% T16 2T17 3T17 3T16 2T17 3T17 Despacho Médio 88% +12 p.p. 100% -8 p.p. Margem EBITDA ajustado 51% 43% (1) Números proforma consolidados no 3T16 e 3T17, considerando a participação de 100% na Parnaíba Gás Natural e Pecém II apresentada por Equivalência Patrimonial. (2) Receita Líquida e EBITDA Ajustado de forma a excluir eventos não recorrentes, conforme Release de Resultados do 3T17. O resultado de Pecém II é apresentado por Equivalência Patrimonial. (3) Média de despacho ponderado por capacidade considerando o portfólio de geração, com exceção de Pecém II. 18

20 Destaques 3T17 EBITDA Ajustado por segmento¹ (R$ MM) +16% 371,3 31,0 2,2 2,4 12,4-5,5 11,0 28,8 320,0 EBITDA 3T16 Upstream Complexo Parnaíba UTEs Carvão Comercializadora Holding e outros Ajustes Não- Recorrentes EBITDA 3T17 Complexo Parnaíba: upstream positivamente impactado pelo crescimento das vendas de gás com maior despacho UTEs Carvão: estratégia bem-sucedida de hedge ADOMP Comercializadora: aumento de volume comercializado e margem de comercialização (1) EBITDA Ajustado, excluindo eventos não recorrentes, de acordo com os Resultados do 3T17. Os resultados do Pecém II são apresentados pelo método da equivalência patrimonial. Dados Pro forma consolidados do 3T16, considerando a participação de 100% na Parnaíba Gás Natural e Pecém II pelo método da equivalência patrimonial. 19

21 Investimentos Investimentos cresceram 27% em relação ao 3T16, impulsionados pelo desenvolvimento dos campos de gás Investimentos (R$ MM) +27% 83,5 62,0 78,7 Destaque dos Investimentos no 3T17 Geração Programas de eficiência destinados a aumentar a disponibilidade operacional Aquisição de estoque de peças sobressalentes para atividades de manutenção em Itaqui Complexo Parnaíba Desenvolvimento dos campos de Gavião Caboclo e Gavião Azul Campanha de perfuração nos PADs de 3T16 2T17 3T17 Investimentos no 3T17: ~21% Geração e ~79% E&P Morada Nova, Angical e Araguaína Implantação do sistema de captação e tratamento de água do Rio Mearim (1) Números consolidados no 3T17 e Pecém II apresentada por Equivalência Patrimonial (2) Números proforma consolidados no 3T16, considerando a participação de 100% na Parnaíba Gás Natural e Pecém II apresentado por Equivalência Patrimonial. 20

22 Endividamento Contínuo fortalecimento da estrutura de capital Dívida Líquida Consolidada (R$ Bi) Perfil da Dívida Bruta TJLP 32% Pre Libor 4% 3% 4,5-5% 4,3-1% 4,3 3,5 IPCA 7% 55% CDI 3T16 2T17 3T17 Pós-Oferta Custo Médio 14,1% 11,9% 11,8% Prazo Médio 5,6 5,0 4,3 Dívida Líquida /EBITDA LTM (x) -20% -5% 4,4 3,7 3,5 2,8 3T16 2T17 3T17 3T16 2T17 3T17 3T16 2T17 3T17 Pós-Oferta 21

23 Reestruturação Financeira 22

24 Principais Objetivos da Companhia Desbloquear alavancas de valor e aumentar rentabilidade, permitindo capturar oportunidades de crescimento Reorganização da Estrutura Corporativa 1 Maximização do uso de prejuízos fiscais 3 2 Reestruturação da Dívida 23

25 Preparando-se para seguir adiante Uso de NOLs Crescimento a Longo Prazo Aumentar o resultado líquido no curto prazo para acelerar o uso de prejuízos fiscais Investimentos em UTEs existentes Leilões de energia nova M&A Redução do Custo Médio da Dívida Pagamento antecipado das dívidas mais caras e garantias Diminuição Geral de Alavancagem Foco nas empresas operacionais mais alavancadas Meta de alavancagem para empresa consolidada Simplificação Corporativa Traps de caixa Redução do número de SPEs Eliminar traps de caixa para aumentar distribuição de dividendos 24

26 Visão geral da estrutura de capital da Eneva Endividamento por SPE Em R$ MM em dezembro de 2016 Composição total da dívida por SPE Em R$ MM Parnaíba I Parnaíba II Parnaíba III Parnaíba IV 20% 10% Parnaíba I Parnaíba II Dívida Total Caixa Dívida Líquida (4) (1) 13% 17% 2% Parnaíba III Parnaíba IV Pecém II Itaqui EBITDA NL / EBITDA 2,2x 5,4x (0,0x) (0,0x) 21% 17% Upstream Eneva S.A. NOL Dívida Líquida/ EBITDA LTM por SPE (2) Upstream (1) Itaqui Pecém II Eneva S.A. Dívida Total ,5x Caixa Dívida Líquida ,4x 5,5x EBITDA ,9x DL / EBITDA 1,1x 8,5x 5,5x ND NOL ,2x 1,1x Parnaíba I Parnaíba II Upstream 1 Itaqui Pecém II Eneva S.A. Fonte: Plano de negócios e apresentações da Eneva. (1) Inclui PGN e BPMB. (2) Inclui apenas entidades com alavancagem líquida, com exceção da Eneva S.A., pois é a holding. 25

27 Resumo da Dívida Em R$ MM SPE / Holding Banco Uso de Recursos da Oferta Saldo (Set 2017) Vencimento Custo CDI+equivalente 6 Itaqui BNDES 796 Junho 26 TJLP + 2,78% CDI + 0% BNB 197 Dezembro 26 10% 2 CDI 1,2% Bradesco 79 Junho 26 TJLP + 4,80% CDI+1,9% Votorantim Junho 26 TJLP + 4,80% CDI+1,9% Votorantim Julho 26 IPCA + TR (7,33%) + 4,8% CDI+6,9% Bradesco 71 Julho 26 IPCA + TR (7,33%) + 4,8% CDI+6,9% Pecém II BNDES Dezembro 27 TJLP + 3,14% + 3,50% CDI+2,7% BNDES Dezembro 27 IPCA + TR (7,45%) + 3,14% + 3,50% CDI+7,9% BNB 224 Janeiro 28 10% 2 CDI-0,9% Parnaíba I BNDES 367 Junho 27 TJLP + 3,77% + 3,50% 3 CDI+1,1% BNDES 194 Junho 27 IPCA + TR (2,90%) + 3,77% + 3,50% 3 CDI+1,7% CEF Janeiro 19 CDI + 3,00% CDI+3,0% PRÉ-PAGO Bradesco 343 Janeiro 19 CDI + 3,00% CDI+3,0% Itaú1 255 Junho 27 TJLP + 5,15% CDI+2,1% Parnaíba II Bradesco 40 Janeiro 19 CDI + 2,50% CDI + 2,50% Parnaíba III Bradesco 103 Julho 18 CDI + 4,00% CDI+4,0% Upstream Bradesco / Citi 501 Fevereiro % CDI CDI+2,0% Cambuhy 51 Fevereiro % CDI CDI+2,6% BTGI LLC 52 Junho 18 CDI + 3,50% CDI+3,5% ENEVA Itaú, BTG, Bullseye FIDC Maio 28 CDI + 2,75% CDI+2,7% Bullseye LLC, Credit Suisse 124 Maio 28 Libor 6M CDI-7,1% (1) Repasse BNDES (2) Bônus por pagamento em dia (1,5%)(3) Carta de garantia apenas para 30% do saldo (4) Parcelas da dívida a serem totalmente quitadas com os recursos da oferta (5) Parcelas da dívida a serem parcialmente quitadas com os recursos do Re-IPO (6) Estimativa em junho de 2017 com base no yield e curva Brasil (B3) e inflação implícita 26

28 Cronograma de Amortização da Dívida Melhora do perfil de amortização Cronograma de Amortização da Dívida (pós-oferta) R$ Milhão Setembro 2017 Entrada de recursos primários da oferta, liquidada em 11/out, no valor líquido de R$ 806 milhões Liquidação antecipada da dívida de Parnaíba II junto a CEF, em 11/out, no valor de R$ 391 milhões Cronograma de Amortização da Dívida (pre-oferta) R$ Milhão - Setembro ,283 2,283-24% 1,076 1, % 11% 24% 8% 6% 50% 1% 12% 17% 9% 6% 55% Posição de Caixa > 2021 Posição de Caixa > 2021 (1) A posição de caixa ajustada de forma a incluir os recursos líquidos da oferta primária e o pagamento antecipado da dívida da Parnaíba II com a CEF (2) Dívida de Pecém II não está incluída nos valores consolidados 27

29 Opções de Crescimento Aproveitando oportunidades para replicar o modelo R2W Exploração Desenvolvimento Produção Geração Operações Atuais Pipeline de Projetos de Curto Prazo Desenvolvimento e Produção de GVC, GVA e GVP Conclusão dos PADs R9 Exploração, desenvolvimento e produção dos blocos da R13 (PN-T 69, 84, 87) Desenvolvimento de Azulão Operação dos atuais contratos de Parnaíba Operação de plantas de carvão até 2026/27 Extensão das operações de Parnaíba até 2043 Fechamento do Ciclo Parnaíba I Nova UTE Outros Projetos (não exaustivo) Conclusão do PAD Araguaína (R9) e exploração de PN-T 101 & 103(R13) Novos blocos da R14 M&A (Reservas) M&A (Geração) Novo Araguaína UTE Fechamento do Ciclo Parnaíba III Novas UTEs Ventos 28

30 Considerações Finais 29

31 Posicionamento da Eneva Condições de mercado favoráveis através do modelo de negócios R2W Plataforma pioneira de energia no Brasil, totalmente integrada Robusto portfólio de ativos operacionais localizados em regiões com benefícios fiscais PPAs de longo prazo, receitas atreladas à inflação e forte fluxo de caixa operacional Histórico comprovado no desenvolvimento e execução eficiente de novos projetos Plataforma para oportunidades brownfield, greenfield e M&A Única geradora integrada de energia privada no Brasil com expertise em E&P e acesso a gás on shore 30

32 Apêndice 31

33 História da Eneva Transformação de sucesso, com perspectivas de crescimento e criação de valor PGN/ENEVA Fusão IPO de R$ 2 bi Contratado 1,1GW no leilão A Aquisição de interesse em 7 blocos exploratórios terrestres na bacia de Parnaíba Fundado OGX Maranhão para operar atividades na bacia de Parnaíba Início da Campanha de Exploração 2010 Início da Campanha de Perfuração Aquisição de participação de 50% no bloco PNT-102 (2010/2011) Primeira descoberta de gás Participação com a E.ON (R$850mm de investimento através de JV) Aquisição de projetos de eólica - greenfield (Ventos) COD Pecém I usina 2012 Gavião Real 1º campo para comissionamento de turbinas (24 meses desde o wildcat até a produção) 2013 OGX Maranhão subsidiária da OGX Investimento primário da Cambuhy na OGX Maranhão Empresa renomeada para Parnaíba Gás Natural (PGN) Primeira produção de gás comercial Venda de 50% de Pecém II para E.ON por R$ 408 mm Acordo de Parnaíba II com a ANEEL para adiar PPA até 2016 (TAC 2 ) Venda de 50% de Pecém I para EDP por R$ 300mm Apresentação de Recuperação Judicial 2014 Novo Conselho e Diretoria Executiva Injeção de capital de R$ 3 bi por meio de contribuição de ativos Mudanças significativas na estrutura acionária 1 bloco de exploração adquirido na ANP 13ª Rodada blocos de exploração adquiridos na ANP 13ª Rodada Declaração de Comercialidade para 4 novos campos Início das obras para expansão da capacidade de produção Investimento Adicional da Cambuhy (R$350mm) Início da operação comercial de Parnaíba II A ENEVA finaliza com sucesso a Recuperação Judicial em 1,5 anos ,5 bcm de reservas comprovadas certificadas (2P) Capacidade alcançada de produção de 8,4 mm m 3 /d Fonte: Companhia 1 TAC significa "Termo de Compromisso de Ajuste de Conduta" assinado com Aneel em 21 de novembro de 2014 Oferta Primária de R$ 835 MM + Oferta Secundária de R$ 42 MM 2017 Aquisição do Campo Terrestre de Azulão 32

34 Convertendo Recursos em Reservas O Processo de Exploração Exploração Produção Prospecto Descoberta Delineação Desenvolvimento Plano de Avaliação de Descoberta Declaração de Comercialidade Aquisição da Sísmica Recursos Prospectivos P90 P50 P10 Perfuração de Wildcat Recursos Contingentes 1C 2C 3C Perfuração de poços de avaliação Perfuração de poços de produção Reservas 1P 2P 3P Fonte: Companhia e GCA 33

35 Exposição de Capital de Risco Exploratório Perfil de risco significativamente menor que os outros concorrentes de E&P Poços - Comparação de custos: Operações em Águas Onshore, Rasas e Profundas (US$MM/poço) Portfolio Onshore da Bacia do Parnaíba Águas Rasas Águas Profundas Fonte: Companhia 34

36 Histórico de Pressão do Reservatório GVR Volume Recuperável(2P): 9,4 Bcm GVV Volume Recuperável(2P): 2,1 Bcm GVB Volume Recuperável(2P): 3,9 Bcm GBSE Volume Recuperável(2P): 1,6 Bcm 35

37 Pressão (Barra) Histórico Histórico - GBSE Actual Field Data 1P Bm³ 2P Bm³ 3P Bm³ /15/2016 8/23/ /1/2016 3/11/2017 6/19/2017 9/27/

38 Pressão (Barra) Histórico Histórico - GVB Actual Field Data 1P Bm³ 2P Bm³ 3P Bm³ /1/2016 8/9/ /17/2016 2/25/2017 6/5/2017 9/13/ /22/

39 Pressão (Barra) Histórico Histórico - GVR 180 Actual Field Data 1P Bm³ 160 2P Bm³ 3P Bm³ /1/2013 7/20/2013 2/5/2014 8/24/2014 3/12/2015 9/28/2015 4/15/ /1/2016 5/20/ /6/

40 Pressão (Barra) Histórico Histórico - GVV Actual Field Data 1P Bm³ 2P - 2.5Bm³ 3P Bm³ /1/2015 3/10/2016 6/18/2016 9/26/2016 1/4/2017 4/14/2017 7/23/ /31/

41 ENEVA Relações com Investidores ri.eneva.com.br Obrigado 40