CPFL RENOVÁVEIS Fevereiro, 2016

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1 CPFL RENOVÁVEIS Fevereiro, 2016

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, as condições de mercado e os 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 baseiamse nas atuais expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações podem incluir projeções de crescimento econômico, demanda, 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. 2

3 Agenda 1. Energias renováveis no Brasil 3

4 Energia renovável Mercado com alto potencial de crescimento no Brasil Previsão de crescimento de renováveis no Brasil ao CAGR de 10,1%, partindo de 21 GW em 2014 para 56 GW em 2024 Outras 7,9% 11 GW Gás Natural 8,3% 11 GW 4,5% a.a. Outras 5,7% 12 GW Gás Natural 10,3% 21 GW Renováveis 16,2% 21 GW Hidro 1 67,6% 90 GW Renováveis 27,3% 56 GW Hidro 56,7% 117 GW CAGR 2014: 133 GW 10,1% 1,1% 6,7% 2,7% 2024: 206 GW Fonte: Potencial: PDE 2024 (1) Inclui a estimativa de importação da UHE Itaipu não consumida pelo sistema elétrico Paraguaio 4

5 Energia renovável Potencial a ser explorado no Brasil O Brasil conta com 27 GW de capacidade instalada nas fontes renováveis, distribuídos em empreendimentos, permanecendo ainda um alto potencial a ser explorado Potencial: 350 GW Capacidade instalada: 7,7 GW Quantidade de empreendimentos: Operação: 316 Construção: 159 Construção não iniciada: 260 Potencial explorado 2,2% Potencial: 17,5 GW Capacidade instalada: 5,2 GW Quantidade de empreendimentos: Operação: Construção: 33 Construção não iniciada: 174 Potencial explorado 30,0% Potencial: 17,2 GW Capacidade instalada: 13,9 GW Quantidade de empreendimentos: Operação: 569 Construção: 14 Construção não iniciada: 37 Potencial explorado 80,2% Potencial: TBD Capacidade instalada: 25,2 MW Quantidade de empreendimentos: Operação: 33 Construção não iniciada: 40 Potencial explorado - Fonte: BIG ANEEL (Jan/16); ABEEólica 5

6 Energia renovável Oportunidades de consolidação Market share 1 de energia renovável no Brasil com base na capacidade instalada em operação (27 GW 2 ) 6,7% Cosan; 3,5% Brookfield; 3,4% Renova; 3,5% Biosev; 2,0% Brennad; 2,0% Outros; 66,9% Cubico; 2,5% Eletrosul; 1,5% Energimp; 1,4% Elecnor; 1,4% Queiroz Galvão; 1,5% Tractebel; 1,4% Copel; 1,3% Terra Form; 1,2% (1) Fonte: Companhia - sites das Companhias; (2) BIG Aneel Jan/16 6

7 Liderança em renováveis no Brasil com portfólio diversificado Maior player do setor de energia renovável 1 SOL BIO EOL PCH Solar Biomassa Eólica , Em construção (2) (3) (2) PCH Fonte: Companhia - ANEEL e sites das Companhias; (1) Capacidade instalada em operação (MW) (2) Energia renovável não é o principal negócio (3) Pro forma pela venda de ativos para a Terraform 7

8 Ambiente regulatório sólido Benefícios para energia renovável O segmento de energia renovável no Brasil possui benefícios que maximizam os retornos do investimento e são sustentáveis no longo prazo Processo ambiental e de implementação simplificado Acesso a múltiplos canais de comercialização Condições de financiamento apoiadas pelo governo Descontos de encargos de transmissão Descrição Processo ambiental mais simples e rápido Ciclo de construção mais rápido Leilões de energia e mercado livre PPAs de longo prazo protegidos/indexados à inflação (prazo de anos) Nicho diferenciado no mercado livre para clientes especiais (clientes com demanda entre 0,5-3,0MW) Mercado livre atual de 3,2% (1,9GW) e potencial de 8,3% (5,0GW) Financiamento do BNDES Custo atrativo taxa de juros média de 8,5% Financiamento de longo prazo - prazos de 16 anos para as Eólicas e 20 anos para as PCHs e Solares Estrutura de capital eficiente Descontos de pelo menos 50% (TUST e TUSD) Sustentabilidade Consequência natural de projetos com menores impactos ambientais Leilões anuais para suprir o crescimento projetado da demanda de energia Preço da energia no mercado cativo estruturalmente maior que no mercado livre, devido a encargos regulatórios Não consiste em um benefício específico do setor BNDES vem suportando o setor há vários anos Políticas em vigor desde 1996 Nenhum desembolso governamental Não aplicável a leilões Regime tributário favorável e incentivos fiscais Regime de Lucro Presumido com redução na carga tributária efetiva de 34% para 5% (- 15%) REIDI (programa especial de incentivo para desenvolvimento de infraestrutura) - isenção do PIS/COFINS, Isenção do ICMS (imposto de circulação) e IPI (imposto de produção) Regime tributário para pequenas empresas (receita anual abaixo de R$78mm), que não é específico do setor REIDI é aplicável a todos os projetos de infraestrutura Fonte: Companhia 8

9 Agenda 2. CPFL Renováveis 9

10 Visão geral da CPFL Renováveis #1 em energia renovável no Brasil com 1,8 GW de capacidade em operação Expansão para 2,1 GW de capacidade em operação até 2020 Portfólio diversificado regionalmente e com presença nas 4 fontes Pipeline em desenvolvimento de 3,5 GW Evolução do portfólio contratado (MW) 18,5% 1,6% 51,3 255,0 26, , , ,7 651,7 Ago/ Total contratado 2020 O portfólio atual da CPFL Renováveis é capaz de gerar GWh por ano, o suficiente para abastecer aproximadamente 3,0 milhões 2 de habitantes, o equivalente a cidade de Salvador 3 (1) Criação da CPFL Renováveis; (2) Dados calculados com base no consumo médio por habitante em 2014, de acordo com informações da Resenha Mensal da EPE de Dez/14 e da garantia física da CPFL Renováveis em junho/15; (3) número de habitantes de acordo com o IBGE 10

11 Plataforma consolidada e diversificada Benefícios de escala e diversificação Escala e operação integrada Estabilidade do fluxo de caixa e solidez financeira Competência em implantação de projetos Agenda de crescimento: pipeline e M&A Plataforma preparada para criação de valor e crescimento Diversificação geográfica e por fonte Capacidade Contratada Localização atrativa devido a qualidade de vento 17% 21% 62% Total: Região MW NE CO/SE 576 SUL 324 Disponibilidade de recursos hídricos Próximos a centros produtores de cana de açúcar Fontes Hidro EOL Biomassa Solar 11

12 Evolução operacional Evolução dos fatores de capacidade Eólicas 1 24,4 p.p. 36,5% 38,8% 40,0% 43,0% 42,9% 49,6% 49,3% 47,6% 51,4% 58,5% 58,5% 60,9% Entrada em operação Projetos em operação Projetos em construção (1) Considera os números do P50; (2) Considera o período em que ficou os parques ficaram aptos a operar 12

13 Distribuição do portfólio em operação 81 Usinas / Parques eólicos 605 UGs UF PCHs UGs SP MG 8 15 MT 2 4 PR 1 2 RS 4 7 SC 6 14 UF Usinas de biomassa UGs SP 5 9 RN 1 2 PR 1 2 MG 1 2 Total 8 15 UF Parques eólicos UGs CE RN RS 4 40 Total UF Solar UGs SP 1 2 Total 1 2 Total

14 Atividade de M&A em 2014 Rosa dos Ventos DESA Consolidação Março 2014 Outubro 2014 Capacidade (MW) 13,7 330,8 Ativos em operação Ativos Em operação: 2 parques eólicos: 13,7 MW Em operação: 7 parques eólicos: 205,2 MW 3 PCHs: 72,4 MW Em construção: 1 parque eólico: 29,2 MW 1 PCH: 24,0 MW Ativos incorporados PCH Eólica Biomassa Solar PCH Eólica 14

15 Agenda 3. Resultado do 3º trimestre de

16 Geração de energia e Receita líquida Geração de energia por fonte (GWh) 1 Receita líquida (R$ Milhões) Por fonte (9M14 x 9M15) 344,2 0,1 77,1 200,2 16,8% 401,9 0,1 62,0 263,8 66,8 76,0 34,2% 1.688,2 712, , ,5 0,4 0,4 327, ,6 364, ,0 716,8 650,4 962,0 175,7 280,0 3T14 3T15 9M14 9M15 1) Os dados de geração consideram a produção de energia do parque eólico de Morro dos Ventos II a partir de abril de 2015, parque eólico Campo dos Ventos II e complexos eólicos Macacos I e Eurus desde dezembro de 2014 e dos ativos incorporados de DESA em outubro de ,3 0,2 192,2 439,8 20,9% 1.061,9 0,2 196,5 582,8 246,1 282,5 3T14 3T15 9M14 9M15 (1) A participação da fonte solar é de 0,02% nos 9M14 e nos 9M15. SOL BIO EOL PCH 2.717,0 1,1 28,0% 21,9% 49,1% 9M ,7 1,1 663,3 50,1% 26,6% 18,5% EOL BIO SOL PCH SOL BIO EOL PCH 9M15 54,9% 16

17 Ebitda e resultado líquido 3T15 Evolução do Ebitda (R$ Milhões) +19,1% +35,8% 254,3 217,8 53,5 29,4 12,9 8,0 295,8 302,9 73,9% 63,3% Margem EBITDA 75,4% 73,6% Ebitda ajustado 3T14 Resultado líquido 3T14 R$ 18,1 milhões 3T15 R$ 26,4 milhões Ebitda 3T14 Receita líquida Receita líquida Gastos extraord. Crescimento do portfólio Gastos extraordinários Custos operac. Desp. operac. Ebitda 3T15 Ebitda ajustado 3T15 3T15: GSF (R$ 10,5 MM), recebimento parcial do seguro de Bio Pedra (R$ 4,5 MM) e PCHs fora do MRE (R$ 1,1 MM) 3T14: GSF (R$ 35,9 MM) e PCHs fora do MRE (R$ 0,6 MM) Custos e despesas operacionais Crescimento do portfólio (O&M e encargos de uso de sistema) Despesas relacionadas à incorporação da DESA no 3T14 17

18 Ebitda e resultado líquido 9M15 Evolução do Ebitda (R$ Milhões) +23,7% 597,1 +38,6% 197,8 33,8 58,1 1,6 629,3 738,4 454,2 69,5% 68,0% 51,7% Margem EBITDA 59,3% Ebitda ajustado 9M14 Resultado líquido 9M14 (R$ 102,1) milhões 9M15 (R$ 131,4) milhões Ebitda 9M14 Receita líquida Receita líquida Gastos extraord. Crescimento do portfólio Gastos extraordinários Custos operac. Desp. operac. Ebitda 9M15 Ebitda ajustado 9M15 9M15: GSF (R$ 98,7 MM), recebimento parcial do seguro de Bio Pedra (R$ 4,5 MM), sinistro de Bio Pedra (R$ 11,0 MM) e PCHs fora do MRE (R$ 3,9 MM) 9M14: GSF (R$ 58,3 MM), PCHs fora do MRE (R$ 46,4 MM), atendimento de lastro de Atlântica (R$ 26,4 MM) e sinistro de Bio Coopcana (R$ 11,8 MM) Custos e despesas operacionais Crescimento do portfólio (O&M e encargos de uso de sistema) 18

19 Gestão de custos e despesas Evolução dos custos e despesas gerenciáveis 1 Valores nominais R$ MM Valores reais R$ MM CAGR Capacidade instalada 24,0% Energia contratada 27,7% Custos e despesas gerenciáveis 1 9,9% CAGR Capacidade instalada 24,0% Energia contratada 27,7% Custos e despesas gerenciáveis 1 3,3% Custos e Despesas Gerenciáveis¹ Capacidade em operação (MW) Energia Contratada (MWm) Custos e Despesas Gerenciáveis¹ Capacidade em operação (MW) Energia Contratada (MWm) 1) PMSO das operações + despesas excluindo depreciação, amortização, encargos e compras de energia. 19

20 Perfil da dívida Dívida líquida/ebitda (R$ Milhões) 1 Dívida por indexador (%) 5,5 6,1 6,0 6,0 5, , , , , ,0 53,2 % 10,4 % 35,2 % PRÉ CDI IGPM 717,8 751,3 768,9 767,6 838,7 1,2 % TJLP 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 Alavancagem Dívida líquida Ebitda 12 meses Perfil da dívida Amortização da dívida (R$ Milhões) Prazo médio: 5,6 anos Custo médio nominal: 10,7% (76% do CDI de Set/15) 3.691, ,8 810,4 349,6 492,3 679,1 2 Caixa Caixa Empréstimos e Debêntures 1) Para o cálculo de covenants em determinados contratos financeiros da Companhia, o Ebitda utilizado considera o Ebitda de empresas adquiridas para os últimos 12 meses, independente da data de aquisição; 2) Considera conta reserva. 20

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22 Anexos

23 Governança corporativa Diretoria Executiva Andre Dorf - Diretor Presidente da CPFL Renováveis desde Atuou como Presidente da Suzano Energia Renovável entre 2010 e 2013 e como Diretor Executivo na Suzano Papel e Celulose, responsável por: Estratégia, Novos Negócios e Relações com Investidores (2008 a 2010), Unidade de Negócio Papel (2005 a 2008) e Desenvolvimento e Novos Negócios (2003 a 2005). Anteriormente, atuou em bancos de investimento, como Chase Manhattan Bank e JP Morgan em SP e NY (1999 a 2002) e Banco Patrimônio/Salomon Brothers (1996 a 1999). Graduado em Administração de Empresas pela Fundação Getúlio Vargas em São Paulo (FGV). Carlos Wilson Ribeiro - Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da CPFL Renováveis. Desenvolveu sua carreira no BankBoston onde trabalhou nas áreas de Crédito para grandes corporações até assumir uma posição como Diretor Adjunto e corporate banker para o setor de Telecomunicações e posteriormente para o setor de Energia. Anteriormente a CPFL Renováveis, Carlos trabalhou como Diretor de Finanças Corporativas na CPFL Energia de 2005 até Setembro de Graduado em economia pela PUC/RJ e possui mestrado também em economia na mesma instituição. Alessandro Gregori Filho - Diretor de Novos Negócios na CPFL Renováveis. Ocupou o cargo de Gerente de Fusões e Aquisições e Desenvolvimento de Negócios de Energias Renováveis na CPFL Energia de 2007 até o início de Atuou como Especialista em Planejamento Financeiro na Brasiliana Energia de 2006 a 2007 e como Analista de Mercado Sênior na CPFL Energia de 2002 a Graduado em Ciências Econômicas pela PUC-Campinas, e possui mestrado em Economia Política pela PUC-SP. Alberto dos Santos Lopes - Diretor de Engenharia e Obras da CPFL Renováveis. Desenvolveu sua carreira em O&M na planta de minério de ferro de Carajás da Vale, com participação em projetos de expansão (brownfield) de capacidade para até 85Mtpa (milhões de toneladas por ano) daquela unidade. Na MMX liderou projetos greenfield desde as etapas de engenharia até sua operação: Projeto Ferro Corumbá, MS e Projeto Ferro Amapá, AP, Pela empresa Manabi, liderou a engenharia industrial e de infraestrutura do mine site do Projeto Morro do Pilar, MG. Graduado em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal do Pará (UFPA) em 1997, com Mestrado em Energias Renováveis pela Universidade Federal do Ceará (UFC). Marcio Severi Diretor de Relações Institucionais da CPFL Renováveis. Desde 2007 na Companhia, já atuou nas áreas de engenharia, planejamento, novos negócios, regulação e comercialização de energia. Foi diretor na M7 Engenharia e trabalhou como gerente de projetos nas empresas Eletroriver e Brasil PCH. Graduado em Engenharia Mecânica pela UNIFEI e MBA Executivo pelo INSPER. Adriano Martins Vignoli Diretor de Operação e Manutenção da CPFL Renováveis. Possui 27 anos de experiência na área de geração de energia, adquirida em empresas de grande porte no segmento de Energia como Brascan, Energisa e Stakraft. Graduado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Juiz de Fora desde 1998 e cursou MBA em Gestão Empresarial e Direção Estratégica na Fundação Getúlio Vargas. 23

24 Governança corporativa e composição acionária Conselho de Administração Conselho Fiscal Comitês de assessoramento da diretoria Comitê Operacional Diretoria executiva Orçamento Operações Comitê Financeiro Estratégia Sustentabilidade Projetos Segurança do trabalho Auditoria interna Pessoas Fornecedores Ética Mercado 51,6% 12,3% 6,4% 6,2% 4,9% 4,8% 2,6% 1,6% 9,5% 24

25 Projetos concluídos Entrada em operação Capacidade (MW) Garantia física (MWmédios) Preço (Set/2015) PPA Campo dos Ventos II 3T ,0 14,0 R$ 176,3/MWh LER anos Bio Coopcana 3T13 50,0 18,0 R$ 161,0/MWh ACL 3 21 anos Bio Alvorada 4T13 50,0 18,0 R$ 161,0/MWh ACL 3 20 anos Complexo eólico Atlântica Complexo eólico Macacos I Morro dos Ventos II 1T14 120,0 52,7 R$ 174,7/MWh 2T14 78,2 37,1 R$ 172,2/MWh 1T15 29,2 15,3 R$ 133,2/MWh LFA anos LFA anos ACL 5 e LEN ,4 155,1 (1) Campo dos Ventos II já está apto a gerar energia e tem direito à receita correspondente ao faturamento contratado no Leilão de Energia de Reserva (LER) 2010 a partir de 27 de setembro de as ICGs (Instalação Compartilhada de Geração) dos parques estão em fase de comissionamento, sendo que a operação em teste já foi aprovada pela ANEEL conforme despacho nº 4,334, em 5 de novembro de 2014; (2) Leilão de reserva; (3) Mercado Livre; (4) Macacos, Pedra Preta, Costa Branca e Juremas; (5) A energia gerada será injetada no sistema e vendida no mercado de curto prazo até o início do contrato de venda de energia do leilão A-5 de 2011, que passa a vigorar a partir de janeiro de

26 Projetos em implantação Complexo eólico São Benedito Complexo eólico Campo dos Ventos PCH Mata Velha 3 Complexo eólico Pedra Cheirosa PCH Boa Vista II Entrada em operação Capacidade (MW) Garantia física (MWm) ,5 115,5 24,0 51,3 26,5 60,9 68,3 13,1 26,1 14,8 PPA ACL - 20 anos ACL - 20 anos A A A ) Entrada em operação gradual a partir do 2T16. 2) Entrada em operação a partir do 1S18. 3) Com a antecipação da obra foi celebrado um contrato bilateral (Mercado Livre) entre 2016 e 2018, quando iniciará a vigência do LEN ) Entrada em operação em janeiro de

27 Modelo de negócio eólico Leilões de Energia de Reserva (LER 2009/2010) e Mercado Livre CPFL Renováveis Leilão de Fontes Alternativas (LFA A-3 e A-5) PROINFA Energia Contratada Energia Contratada Energia Contratada Mecanismo de Contabilidade 90% Penalidade 115% do Contrato 100% 130% Premium 70% do Contrato Penalidade 90% de Renda Fixa 90% 100% Livre ACL 70% Revisão da Energia Contratada 100% Histórico Projetado em 2009 e replicado em 2010 Receita Variável Operações com início adiantado Geração anual maior que 30% ou acima do volume contratado em quatro anos De acordo com o preço definido em contrato Adaptação parcial da regra de leilões de 2009 Geração anual maior do que 30% (1º ano), 20% (2º ano) e 10% (3º ano) ou acima do volume contratado em quatro anos Vendas no Ambiente de Comercialização Livre - ACL ou Preço de Liquidação de Diferenças - PLD Projetado em 2002 e regulamentado em 2004 Geração anual acima de 100% da energia assegurada Não aplicável Excesso de energia Não pode ser vendida no mercado livre Pode ser vendida no mercado livre Não pode ser vendida no mercado livre Escassez de energia Mecanismo de compensação entre projetos eólicos no mesmo leilão ou penalidades Através de contratos bilaterais Os ajustes ocorrem dentro do contrato sem recuperação Mitigação de Riscos(Durante o Ano) Mitigação de Riscos(Acumulada) Redução de variabilidade durante o ano e previsibilidade de fluxos de caixa Acumulado de variabilidade de ciclos de 4 anos assegurando 100% das receitas contratadas Mecanismo de equilíbrio das receitas por aumento no preço da energia em caso de revisão para baixo da energia contratada, limitado a 70% do contrato original 27

28 Complexo Rosa dos Ventos Complexo Bons Ventos Complexo SiiF Performance dos parques eólicos (36 meses) FC 38,4% Paracuru Foz do Rio Choró Icaraizinho Praia Formosa 99,5% 91,7% 98,5% 101,5% 99,0% 49,5 49,3 40,6 37,2 47,8 47,1 31,1 31,6 FC 40,5% 101,1% ENACEL Bons Ventos Taiba/Albatroz Canoa Quebrada 103,5% 97,5% 98,2% 104,0% 38,3 39,7 40,8 39,8 41,4 40,7 39,9 41,5 FC 45,6% 125,0% Canoa Quebrada Lagoa do Mato 119,7% 142,1% 39,0 46,8 30,0 42,6 Fator de capacidade certificado Nota: Últimos 36 meses findos em 31 de dezembro de 2015 / Valores em % Fator de capacidade atual Taxa de eficiência Fator de capacidade consolidado atual 28

29 Complexo Rosa dos Ventos Complexo Bons Ventos Complexo SiiF Performance dos parques eólicos (24 meses) FC 38,7% Paracuru 98,5% Foz do Rio Choró Icaraizinho Praia Formosa 90,9% 97,5% 101,9% 98,4% 49,5 48,8 40,6 36,9 47,8 46,6 31,1 31,7 FC 40,9% ENACEL Bons Ventos Taiba/Albatroz Canoa Quebrada 104,6% 98,3% 93,3% 104,4% 101,2% 38,3 40,1 40,8 40,1 41,4 38,7 39,9 41,7 45,8% 125,3% Canoa Quebrada Lagoa do Mato 120,3% 141,7% 39,0 47,0 30,0 42,5 Fator de capacidade certificado Nota: Últimos 24 meses findos em 31 de dezembro de 2015 / Valores em % Fator de capacidade atual Taxa de eficiência Fator de capacidade consolidado atual 29

30 Complexo Rosa dos Ventos Complexo Bons Ventos Complexo SiiF Performance dos parques eólicos (12 meses) FC 38,3% Paracuru Foz do Rio Choró Icaraizinho Praia Formosa 98,2% 92,6% 98,6% 103,7% 99,8% 49,5 48,6 40,6 37,6 47,8 47,1 31,1 32,3 FC 40,5% 102,1% ENACEL Bons Ventos Taiba/Albatroz Canoa Quebrada 106,9% 98,8% 89,7% 106,0% 38,3 41,0 40,8 40,3 41,4 37,2 39,9 42,3 FC 45,7% 125,6% Canoa Quebrada Lagoa do Mato 120,1% 143,4% 39,0 46,9 30,0 43,0 Fator de capacidade certificado Nota: Últimos 12 meses findos em 31 de dezembro de 2015 / Valores em % Fator de capacidade atual Taxa de eficiência Fator de capacidade consolidado atual 30

31 Complexo Macacos Complexo Atlântica Complexo Santa Clara Performance dos parques eólicos (12 meses) FC 32,9% Santa Clara I Santa Clara II Santa Clara III Santa Clara IV Santa Clara V Santa Clara VI Eurus VI 84,6% 78,8% 83,9% 72,7% 77,4% 65,8% 63,4% 76,6% 45,1 38,2 42,3 33,3 41,9 35,1 43,7 31,8 41,5 32,1 43,8 28,8 42,5 26,9 FC 36,0% 83,9% Atlântica I Atlântica II Atlântica IV Atlântica V 87,2% 82,0% 86,3% 80,4% 42,7 37,2 42,0 34,4 42,3 36,5 44,6 35,9 FC 43,8% 92,1% Macacos Juremas Pedra Preta Costa Branca 85,6% 82,4% 99,4% 98,5% 48,9 48,6 47,0 40,3 46,6 38,4 47,4 46,7 Fator de capacidade certificado Nota: Últimos 12 meses findos em 31 de dezembro de 2016 / Valores em % Fator de capacidade atual Taxa de eficiência Fator de capacidade consolidado atual 31

32 Complexo Euros Complexo Morro dos Ventos Complexo Campo dos Ventos Performance dos parques eólicos (12 meses) FC 49,6% Campo dos Ventos II 77,6% 77,6% 49,6 38,5 FC 46,9% Morro dos Ventos I Morro dos Ventos III Morro dos Ventos IV Morro dos Ventos IX 88,0% 81,3% 73,6% 78,5% Morro dos Ventos VI 71,0% 78,5% 46,6 41,0 47,6 38,7 48,9 36,0 46,8 36,7 44,6 31,7 FC 46,9% Euros I Euros II 77,6% 91,3% 84,6% 45,3 35,1 48,5 44,3 Fator de capacidade certificado Nota: Últimos 12 meses findos em 31 de dezembro de 2016 / Valores em % Fator de capacidade atual Taxa de eficiência Fator de capacidade consolidado atual 32

33 Altura (m) Freqüência Freqüência Freqüência Condições privilegiadas de vento aliadas à evolução tecnológica Características dos ventos do Brasil são as mais adequadas para geração de energia Faixa de velocidade ideal Faixa de velocidade ideal Faixa de velocidade ideal Europa Estados Unidos Brasil (NE) Velocidade do vento (m/s) Velocidade do vento (m/s) Velocidade do vendo (m/s) Os ventos no Brasil (Nordeste) possuem intensidades similares e menor variação, com concentração na região mais eficiente para geração de energia Significativas melhorias tecnológicas nos últimos anos Europa e EUA Brasil 120m 3.000kW Altura (m) Potencia (kw) 17m 75kW m 300kW m 750kW m 1.500kW m 1.800kW m 3.000kW atual Maior eficiência Ganho de disponibilidade + + Redução das perdas na geração Tecnologia desenvolvida recentemente para usinas eólicas permite maiores fatores de capacidade 33

34 Projetos em operação 34

35 Projetos em operação 35

36 Projetos em operação 36

37 Projetos em operação 37

38 Projetos em construção 38