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1 Resultados Maio, 2015

2 Destaques Afluência no SIN no de 62% da MLT 1 (vs. 64% no ) Hidrologia Nível de reservatórios do SIN encerraram em 30,1% vs. 40,5% em Rebaixamento médio do MRE de 20,7% no vs. 3,9% no Operacional Energia gerada no trimestre equivalente a 61% da garantia física (vs. 92% ) em função do regime hidrológico adverso Primeira Companhia do setor elétrico nas Américas a obter a certificação ISO do Programa de Gestão de Ativos de suas usinas hidrelétricas ~ 9 MWm vendidos no para entrega em 2017 até 2019, com preço médio de R$ 200/MWh Comercial O portfólio de energia contratada a partir de 2016 totalizou 83%, 74%, e 47% da energia disponível da Companhia para 2016, 2017 e 2018 respectivamente 1. Média de longo termo 2

3 Destaques Receita líquida de R$ 690 milhões no ; 8,8% inferior ao, devido ao menor volume e preço de energia vendida no spot, compensado pelo maior volume vendido à AES Eletropaulo Financeiro Custos e despesas operacionais totalizaram R$ 298 milhões, 83% superior aos, em função da maior compra no mercado spot PMSO gerenciável totalizou R$ 37,6 milhões, 15,9% menor em relação ao Ebitda de R$ 392 milhões no, vs. R$ 594 milhões no Lucro líquido de R$ 200 milhões no, vs. R$ 358 milhões no Dividendos R$ 122,4 milhões de dividendos no ; Dividend yield de 2,0% e payout de 61,1% no 3

4 Despacho térmico elevado refletindo a baixa afluência do período Afluência observada no SIN no foi 62% da MLT vs. 64% da MLT no Despacho térmico de 16,7 MWm no vs. 17,1MWm no 4T14 e vs. 14,8 MWm no Nível Histórico dos Reservatórios Brasileiros (%) Reservatórios (%) vs. Despacho Térmico (GWm) Afluência Anual: % 87% 97% 81% 2015¹ 67% 90% 18 80% 16 70% % 50% 40% 30% 20% 10% Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez 0% Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q Dados Históricos desde Série2 Despacho térmico Série1 Reservatórios 1. Data base: Jan-Abr/2015 4

5 Energia gerada reflete baixo nível dos reservatórios no SE/CO e manutenção do despacho térmico elevado Afluência observada na região SE/CO no foi 58% da MLT (vs. 74% no 4T14) Menor despacho das usinas da AES Tietê pelo ONS 1 no reduziu a energia gerada em 27% (vs. ) Nível de Reservatórios da AES Tietê (%) Energia Gerada 2 (MW médio) 127% 109% 92% % % Caconde Barra Bonita Promissão Água Vermelha T13 Geração/Garantia Física Geração - MWm 1. ONS : Operador Nacional do Sistema Elétrico 2. Energia bruta gerada dividida pelo número de horas do período 5

6 Baixo risco de racionamento em 2015 Nível dos reservatórios está atualmente em 35,3%¹ da plena capacidade Preços mercado spot (SE/CO) permaneceram no novo teto (R$ 388,48/MWh) em 2015 Despacho térmico projetado de GWm para 2015 GSF para 2015² estimado entre 0,81 a 0,83 Reservatórios SIN (%) vs. Cenários de Retração da Carga Abr/15 Mai/15 Jun/15 Jul/15 Ago/15 Set/15 Out/15 Nov/15 Dez/ FY: 68% MLT - 16GW 10% Retração carga (Mai/15-Abr/16) 5% Retração carga (Mai/15-Abr/16) 1. Data base: 08/Maio/ Projeções AES Tietê 6

7 Estimativa de rebaixamento médio do MRE no ano revisada para 17% a 19%, reflexo da redução prevista na carga Rebaixamento médio de 20,7% no (vs. 3,9%), dado redução das afluências no SIN, elevado despacho térmico e redução na carga Expectativa de impacto no Ebitda da Companhia revisado para a faixa de R$ 750 a R$ 840 milhões¹, dado: spot de ~R$ 388/MWh, rebaixamento médio no MRE de 17% a 19%, despacho térmico entre GWm, manutenção do intercâmbio de energia entre subsistemas e retração da carga na ordem de 0,5% a 1,0% vs Rebaixamento vs. -3,7-1,7-6,2-3,9-19,4-21,4-21,4-20,7 Jan/14 Fev/14 mar/14 Jan/15 Fev/15 mar/15 Rebaixamento 1. Impacto quando comparado a cenário sem rebaixamento 7

8 Redução da receita líquida no reflete estratégia de sazonalização e GSF Aumento da energia faturada no explicada pelo acréscimo da energia faturada com a AES Eletropaulo, compensada pelo menor volume e preço no mercado spot e outros bilaterais Redução de 9% na receita líquida no, decorrência dos menores volumes e preço de venda no mercado spot Energia Faturada (GWh) Receita Líquida (R$ milhões) % % AES Eletropaulo Spot AES Eletropaulo Spot/Outros CCEE MRE Outros bilaterais MRE Outros bilaterais 8

9 PMSO gerenciável com redução de 16% em relação ao Aumento nos custos e despesas operacionais decorrentes dos maiores preços e volume de compra no mercado spot (446,9 GWh no vs. 60,0 GWh no ), em função da sazonalização e rebaixamento no Custos e despesas operacionais¹ (R$ milhões) +83% ,4-16% Total Seguro/ Eclusa³ Gerenciáveis Pessoal Material e Serviços Outros Gerenciáveis Seguro/ Eclusa³ Total 1. Não inclui depreciação e amortização 2. Custos com compra de energia, transmissão, encargos e taxas setoriais, previdência privada, contingências, provisões 3. Custos não recorrentes de seguro (indenização) e normalização das manutenções bianuais das eclusas 9

10 Estratégia de sazonalização e GSF influenciaram o resultado do trimestre Redução do Ebitda e lucro líquido no trimestre refletem maior preço e volume faturado junto a AES Eletropaulo, compensado pelo maior volume de energia comprada no mercado spot Distribuição da totalidade da base distribuível de dividendos, no valor de R$ 122,4 milhões Ebitda (R$ milhões) Lucro Líquido (R$ milhões) 78% 71,0% 61,1% 57% 3,9% 2,0% -34% % 200 Margem Ebitda Ebitda Pay out Dividend yield Lucro Líquido 10

11 Continuidade do plano de Capex com R$ 30 milhões investidos no Histórico de Investimento e guidance para ¹ (R$ milhões) % E 2016E 2017E 2018E 2019E Investimentos previstos para 2015 no valor de R$ 155 milhões, destinados as manutenções das principais usinas da Companhia Investimentos para com foco na modernização das usinas para assegurar a disponibilidade do parque gerador, visando à contínua melhoria das condições operacionais 1. Valores normalizados 11

12 Geração de caixa operacional no reflete condições hidrológicas desfavoráveis e menor energia gerada Geração de caixa no influenciada por maior compra de energia no mercado spot, reflexo do rebaixamento da garantia física e sazonalização distinta entre períodos FLUXO DE CAIXA - R$ Milhões Saldo inicial de caixa 456,7 501,4 Geração Operacional de Caixa 450,5 101,4 Investimentos (59,9) (37,1) Despesas Financeiras Líquidas (5,7) (18,2) Amortização Líquida 179,1 (120,0) Imposto de Renda (399,6) (147,0) Caixa Livre 164,3 (221,0) Dividendos e JSCP (3,1) - Saldo final de caixa 617,9 280,4 12

13 Nível de alavancagem superior no curto prazo em função da condição hídrica mais adversa Dívida líquida (R$ milhões) Cronograma de Amortização da Dívida 1, ,5 1,4 0, Dívida Líquida/ Ebitda Ajustado¹ Dívida Líquida Covenants Dívida Líquida/Ebitda 3,5x 2 Ebitda Ajustado ² /Despesas Financeiras 1,75x Custo da dívida Custo médio (% CDI) 108% 107% Prazo médio (anos) 2,75 1,93 Taxa efetiva 12,7% 14,2% 1. Ebitda ajustado (i) pelas despesas/receitas financeiras e (ii) pelos valores de depreciação e amortização para melhor refletir a geração de caixa operacional da Companhia 2. Exceto primeira emissão a qual prevê dívida bruta/ebitda de até 2,5x 13

14 Flexibilidade na posição de contratação de energia a partir de MWm comercializado no com prazo e preços médios de 3 anos e R$ 200/MWh², com entrega a partir de 2017 Expectativa de preço na faixa de R$ 190/MWh a R$ 200/MWh para contratos de 3 anos, com entrega a partir de 2017 Histórico e Evolução da Carteira de Clientes¹ (MWm) Nível de contratação 100% 100% 100% 83% 74% 47% 24% 11% Preço Médio² (R$/MWh) Energia disponível para venda³ Energia própria contratada Contrato AES Eletropaulo Inclui contratos de energia firmados até 31 de março de Preço Médio (Base: março de 2015) 3. Exclui perdas e consumo interno 14

15 Declarações contidas neste documento, relativas à perspectiva dos negócios, às projeções de resultados operacionais e financeiros e ao potencial de crescimento das Empresas, constituem-se em meras previsões e foram baseadas nas expectativas da administração em relação ao futuro das Empresas. Essas expectativas são altamente dependentes de mudanças no mercado, do desempenho econômico do Brasil, do setor elétrico e do mercado internacional, estando, portanto, sujeitas a mudanças.

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