EDP Energias do Brasil

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1 EDP Energias do Brasil III BTG Pactual Utilities Day outubro,

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 Crescimento de 29% da capacidade instalada entre 2013 e 2018e 4º maior grupo privado de geração em capacidade instalada 1 2,2 GW de capacidade instalada 2 1,4 GW médio de energia assegurada 2 Matriz diversificada: UHE: 76%, PCH: 6%, Térmica: 16% e Eólica: 2% Presença em 10 estados São Manoel Sto. Antônio do Jari C. Caldeirão Pecém I Baixa do Feijão Parque Aventura Lajeado Enerpeixe 1,5 GW em construção 3 Energest Energest Contratos de concessão de longo prazo UHE Parceria com empresas nacionais e estrangeiras Eólica Térmica Evolução da capacidade instalada (MW) Cenaeel Elebrás IPO E 2016E 2017E 2018E 2018E 1) Em Fonte: Aneel. 2) Considera critério de consolidação. 3) Participação proporcional: 635 MW (considera eólicas). 2

4 Empreendimentos em operação UTE Pecém I Falha na proteção do gerador da UG01, ocasionando a queima do estator; Materiais e Serviços necessários para o reparo 100% cobertos pelo seguro vigente; Lucro Cessante coberto após 60º dia; Próximos Passos: Chegada do novo Gerador; Retorno de Operação; A paralisação da UG01 poderá impactar o cálculo do ressarcimento por indisponibilidade a partir de 2016, de acordo com a regra da média móvel de 60 meses 3

5 Empreendimentos em operação UTE Pecém I IndicedeDisponibilidade (1) (%) 62% 82% 80% 83% 97% Taxa de Falha(LTM) S14 jul/14 ago/14 Set/14 UG02 Dec-12 Jan-13 Feb-13 Mar- Apr-13 May- Jun-13 Jul-13 Aug-13 Sep-13 Oct-13 Nov- Dec-13 Jan-14 Feb-14 Mar- Apr-14 May- Jun-14 Jul-14 Aug-14 Pleito aprovado na 36ª Reunião Pública Ordinária da ANEEL realizada em 30 de setembro de 2014: Adequação relativo à indisponibilidade superior à utilizada no cálculo da garantia física da Usina Termelétrica Porto do PecémI desde a entrada em operação comercial, de modo a refletir o disposto na nos CCEARsresultantes do Leilão nº 1/2007. A agência determinou que a CCEE: Recalcule os ressarcimentos devidos, desde o início da operação comercial das unidades geradoras; Realize o encontro de contas entre os valores de ressarcimento efetivamente pago pela usina. 4

6 Empreendimentos em operação (UHEs e PCHs) aprimoramento operacional Lajeado 902,5 MW 19,8% CEB 73,27% EDP 6,93% CPFL Peixe Angical 498,75 MW 60% EDP 40% Furnas Energest 299,5 MW 100% EDP Pantanal Energética 51,1 MW 100% EDP Santa Fé Energia 29 MW 100% EDP Costa Rica Energética 16 MW 51% EDP 49% Silea Disponibilidade UHEs(média 60 meses) % consolidado Taxa de falhas (a.a.) consolidado 92,6 91,8 91,8 92, ,1 8,7 7,0 2,9 2,5 2,9-4, jun/14 Benchmark ONS jun/14 Benchmark ONS 5

7 Empreendimentos em operação (UHEs e PCHs) aprimoramento operacional e principais desafios UHE Mascarenhas Controle remoto e modernização UHE Mimoso Controle remoto e modernização UHE Suíça Modernização Reforma do estoque Implementação e consolidação do Centro de Operação da Geração O&M principais desafios Disponibilidade média 95%; Controle remoto: Implementação e consolidação do Centro de Operação da Geração; Modernização de equipamentos e sistemas; Otimização de operação e custos de manutenção. Disponibilidade UHEs(média 60 meses) % consolidado 94,8 95,0 95,0 93,8 93,2 91,8 91,8 2014e 2015e 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e 6

8 Empreendimentos em construção UHE Cachoeira Caldeirão UHE Cachoeira Caldeirão 219 MW 129,7 MW médios Entrada em operação: 2017 Capex(e): R$ 1,2 bilhão 32,9% realizado até agosto/2014 Local: Amapá UG1: montagem da seção tubular; UG2: partes da coluna já estão na obra; Casa de força e Vertedouro: escavação para as estruturas principais; Financiamento: captação de R$ 646 milhões em debêntures (empréstimo-ponte); Estruturação de financiamento de longo prazo; Próximos passos: continuação do serviço de concretagem e montagem dos equipamentos eletromecânicos. ilustração Nota: considera 100% do empreendimento. 7

9 Empreendimentos em construção UHE Cachoeira Caldeirão Circuito hidráulico vertedouro controlado Circuito hidráulico visão de montante Tubo de sucção revestimento metálico Vertedouro Vertedouro visão de jusante Vertedouro livre - fundações Área de montagem Pátio de manobra Chegada do Stay Column na obra em 07 de agosto 8

10 Empreendimentos em construção UHE São Manoel UHE São Manoel 700 MW 409,5 MW médios Entrada em operação: 2018 Capex(e): R$ 2,7 bilhões Local: divisa entre Mato Grosso e Pará Evolução do projeto(agosto/2014): Início da construção em agosto/2014 Assinatura do Contrato de Concessão em maio de 2014 (com 134 dias de antecedência); Obtenção da Licença de Instalação em agosto de 2014; Obtenção do REIDI com 56 dias de antecedência; Obtenção da DUP3 do canteiro de obras em 83 dias (abaixo da média de 155 dias para o processo de aprovação); Captação de debêntures (empréstimo-ponte) no valor de R$ 532 milhões; Capex(e): 2014e: 10%; 2015e: 30%; 2016e: 32%; 2017e: 19%e2018e:9%. Nota: considera 100% do empreendimento. ilustração 9

11 Empreendimentos em construção UHE Santo Antônio do Jari UHE Santo Antônio do Jari 373,4 MW 217,7 MW médios Capex(e): R$ 1,2 bilhão 84,8% realizado até agosto/2014 Local: divisa entre Pará e Amapá Entrada em operação comercial da UG01: Início de fornecimento ao SIN em 26 de agosto de 2014, em caráter de teste; DCO 1 em 17 de setembro de 2014; Antecipação de 3,5 meses. Evolução do projeto(agosto/2014): 97,3% Concretagem(vertedouro/casa de força): 100% Próximos passos: entrada em operação(e) da UG2 em nov/14, UG3 em dez/14 e UG4 (complementar) em dez/16. Nota: considera 100% do empreendimento. 1) Declaração comercial de operação. 10

12 Empreendimentos em construção UHE Santo Antônio do Jari UG1 Primeira sicronização UG1 Regulador de velocidade UG2 Montagem do sistema de resfriamento na galeria eletromecânica UG2 Montagem da turbina Kaplan UG3 Montagem do rotor do gerador UG3 Montagem do estator do gerador PBA 19 Monitoramento de macrófitas PBA 38 Reflorestamento com espécies nativas CHC Detalhe da tomada d água 11

13 Redução da geração hidrelétrica e GSF com impacto no resultado Carga Eólica Termo Hidro Com as termelétricas despachadas na base e redução do consumo do sistema, há uma redução da geração hidrelétrica e GSF com necessidade de compra pelos geradores hidrelétricos de energia no mercado de curto prazo Redução de carga + Geração Termelétrica elevada + Aumento da Geração Eólica = Redução da Geração Hidrelétrica e GSF Evolução do GSF em % 95% 90% Expectativa 90,5% 90,5% 85% 80% jan-14 fev-14 mar-14 abr-14 mai-14 jun-14 jul-14 ago-14 set-14 out-14 nov-14 dez Consideradas as incertezas para 2015, a expectativa de GSF está entre 92% e 99% GSF - Generation Scaling Factor fator de redução da geração hidrelétrica das usinas que compartilham risco hidrológico no MRE 12

14 EDP Energias do Brasil III BTG Pactual Utilities Day outubro,

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