Teleconferência 1T18 Maio de 2018

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1 Teleconferência 1T18 Maio de 2018

2 Disclaimer Esta apresentação pode conter estimativas e projeções que não são declarações de fatos ocorridos no passado mas refletem crenças e expectativas de nossa administração e podem constituir estimativas e projeções sobre eventos futuros de acordo com Seção 27A do Securities Act de 1933, conforme alterado, e Seção 21E do Securities and Exchange Act de 1934, conforme alterado. As palavras acredita, poderá, pode, estima, continua, antecipa, pretende, espera e similares têm por objetivo identificar estimativas que necessariamente envolvem riscos e incertezas, conhecidos ou não. Riscos e incertezas conhecidos incluem, mas não se limitam a: condições econômicas, regulatórias, políticas e comerciais gerais no Brasil e no exterior, variações nas taxas de juros, inflação e valor do Real, mudanças nos volumes e padrão de uso de energia elétrica pelo consumidor, condições competitivas, nosso nível de endividamento, a possibilidade de recebermos pagamentos relacionados a nossos recebíveis, mudanças nos níveis de chuvas e de água nos reservatórios usados para operar nossas hidrelétricas, nossos planos de financiamento e investimento de capital, regulamentações governamentais existentes e futuras, e outros riscos descritos em nosso relatório anual e outros documentos registrados perante. Estimativas e projeções referem-se apenas à data em que foram expressas e não assumimos nenhuma obrigação de atualizar quaisquer dessas estimativas ou projeções em razão da ocorrência de nova informação ou eventos futuros. Os resultados futuros das operações e iniciativas das Companhias podem diferir das expectativas atuais e o investidor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. Este material contém cálculos que podem não refletir resultados precisos devido a arredondamentos realizados. 2

3 Destaques 3

4 Destaques do 1T18 Resultados R$ milhões Receita Bruta Gerencial R$ 56 milhões Lucro no 1T18 R$ milhões Lucro dos Segmentos de Geração e Transmissão R$ milhões Prejuízo das Distribuidoras no 1T18 9% em relação a 1T17, devido ao crescimento das receitas de Transmissão e de Distribuição 96% em relação a 1T17, devido ao prejuízo do segmento de Distribuição, com destaque para Amazonas D no total de R$ 1,3 bilhão 12% em relação ao 1T17, indicando a melhora nesses segmentos 65% O segmento de Distribuição foi o principal fator negativo do resultado consolidado no 1T18, com destaque para o prejuízo Amazonas D no montante de R$ 1,3 bilhão, pelo impacto da redução dos reembolsos da CCC de R$ 377 milhões. 4

5 Destaques do 1T18 Plano de Negócios Redução da Dívida Líquida Ebitda Gerencial 6,1 3, T18 aproximando-se da meta de redução do endividamento do PDNG Pontuação máxima no 2º ciclo do Indicador de Governança IG/SEST (Nível 1 Excelência) Selo de Governança em Estatais da B3 60% conclusão do ProERP implementação de Go Live em 4 empresas do Rio de Janeiro em 1º de abril de % conclusão do Centro de Serviços Compartilhados entrada de todos os processos até outubro de 2018 Plano de Demissão Consensual - PDC adesão de 735 empregados R$ 216 milhões economia anual com payback de 1,25 ano Investimento de R$272 milhões 5

6 Nosso Negócio 6

7 Crescimento em Geração MW capacidade instalada da Eletrobras 230 usinas 31% da capacidade instalada do Brasil MW agregação física líquida em 2018, com destaque para as usinas de Belo Monte, São Manoel e Casa Nova III e desligamentos das UTEs P. Médici e São José no total de 113 MW. Usina Part. ELB Desempenho da Expansão Potência total do empreendimento (MW) Potência instalada (MW) Potência instalada em 2018 (MW) Potência Eletrobras instalada em 2018 (MW) Belo Monte 49.98% , ,98 611,11 305,43 São Manoel 33.33% 700,00 525,00 350,00 116,66 Casa Nova III % 28,20 28,20 28,20 28,20 Total 5.675,18 989,31 450, MW serão adicionados à matriz energética até 2021 com destaque para Sinop e Belo Monte. RAG de R$ 18 milhões/ ano referente à usina de Casa Nova III da Chesf 7

8 Interligação do Brasil A maior transmissora da América Latina Destaques: LT 500 kv Brasília Leste Luziânia, SE Brasília Leste (GO/DF) LT 230 kv Foz do Chapecó - Pinhalzinho C1, SE Pinhalzinho (SC) Investimento Obras Receita Eletrosul R$ 64 milhões 11 R$ 17 milhões km sendo km com tensão 230kV Eletronorte Chesf Furnas R$ 578 milhões R$ 740 milhões R$ 446 milhões 38 (G e T) R$ 102 milhões R$ 95 milhões R$ 42 milhões 70 km agregados no 1ºTRI / ,9% das linhas Com tensão 230kV no Brasil 8

9 Financeiro 9

10 Desempenho Econômico-Financeiro DRE consolidado Realizado trimestral valores em R$ milhões 1T2017 1T2018 % Custos Operacionais Reembolso de CCC da Amazonas D menor em R$ 337 milhões Receita Operacional Bruta* % Deduções % Receita Operacional Líquida* % Custos Operacionais* % Despesas Operacionais % PMSO % PDC Provisões/Reversões operacionais % Depreciação e Amortização % Ebitda CVM % Resultado Financeiro % Resultado das Partic. Societárias % Resultado Operacional Antes IR/CS % Provisões Contingências com destaque para atualização R$ 197 milhões para empréstimo compulsório e R$ 90 milhões da Cepisa referentes a ICMS e R$ 65 milhões da Amazonas D referente aos PIEs EBITDA 1.Combustível: glosa de R$ 337 milhões da Amazonas D; 2. Contingências : atualização de empréstimo compulsório de R$ 197 milhões e CEPISA: R$ 90 milhões; 3. PCLD CEPISA: R$ 100 milhões renegociação com Agespisa. 4. alienação da CELG D no valor de R$ 1,5 bilhão no 1T17 Resultado Financeiro Impacto do Acordo com a Eletropaulo no valor de R$ 1,07 bilhão IR/CS % Resultado Líquido após IR/CS % *sem construção Participações societárias No 1T17 impactado pela alienação da CELG D no valor de R$ 1,5 bilhão 10

11 Resultado por segmento ROL (-) PMSO (-) Custos e despesas operacionais Ebitda Resultado financeiro Resultado líquido valores em R$ milhões Geração Transmissão G & T Distribuição Total Variação Total Variação Total Variação Total Variação 1T % -13% -3% 1T T % 2% 6% 1T T % 24% 4% 1T T % -30% -11% 1T T % -222% -9% 1T T % -2% 2% 1T Resultado Financeiro Transmissão: Correções dos contratos de empréstimos Eletronorte junto a Holding e instituições financeiras (BB, CEF, BASA) e impacto da variação cambial sobre os contratos em moeda estrangeira. 4% -14% 74% -821% 11% -88% 1T18 1T17 PMSO GT Custos e Resultado de Distribuição RBSE RBSE líquido de imposto Influenciado pelo PDC em 1T18 (R$ 272 milhões) Resultado negativo das Distribuidoras, com destaque para Amazonas Energia, impactada pelo fator de corte da ANEEL, que restringiu o reembolso da CCC/CDE em R$ 477 milhões. 11

12 Receita Bruta 1T18-1% R$ 148 milhões 10,816 1, , % R$ 767 milhões ,145 1, ,673-5% +1% +20% -13% +33% +8% Receita Bruta IFRS 1t17 RBSE CELG D e Construção Receita Bruta Gerencial IFRS 1T17 Geração - Regime de O&M Geração - Regime de Exploração Transmissão - Regime de O&M Transmissão - Regime de Exploração Distribuição Outras Receitas Receita Bruta Gerencial IFRS 1T18 RBSE Construção Receita Bruta IFRS 1T18 Geração Transmissão Distribuição Outras Receitas Regime de O&M Regime de Exploração Regime de O&M Regime de Exploração Alteração na tarifa CFURH, que compõe a receita de cotas e frustração da previsão da receita financeira ocasionada pela diferença entre a taxa de remuneração utilizada na previsão e a taxa efetivamente realizada. Atualização da receita fixa de Angra 1 e 2 estabelecida pela ANEEL para o Exercício de 2018 e parcela variável referente ao excedente de energia elétrica gerado estimado para Atualização anual da RAP das concessões e investimentos relativos a reforços de linhas no sistema de transmissão, com destaque para controlada Chesf. Atualização anual da RAP das concessões contrabalançado por parcela de ajuste no período. (i)reajustes tarifários; (ii) Efeito da constituição de CVA positiva nas controladas Eletroacre e Ceal e da redução da constituição de CVA negativa na controlada Amazonas Distribuição. Na Eletronorte, aumento da prestação de serviços e serviços de multimídia e, aumento da receita de subvenção na Ceal e Boavista. 12

13 12% Pessoal, Material, Serviços e Outros (R$ milhões) Pessoal % Conta de Pessoal sem gastos com PDC apresentou redução de 7%! Investimento de R$ 272 milhões adicionais no 1T18, relacionado ao PDC Plano de Demissão Consensual % 34% Material A variação se deve, principalmente, ao aumento do consumo de materiais em função da parada de Angra 2 para troca de combustível nuclear. 7% Outros 1T17 1T18 Pessoal sem PAE/PDC Material Serviços Outros PAE/PDC Na controlada Amazonas D, no 1T18, multa por fator de corte de perdas regulatórias e transgressão dos indicadores no total de R$ 114 milhões; 13

14 Provisões Operacionais valores em milhões de R$ 1T17 1T18 % Garantias % Posição em 31/03/18 Contingências % PCLD - consumidores e revendedores % PCLD - financiamentos e empréstimos % Contratos onerosos % Provisão/reversão p/ perdas em investimentos % Impairment % TFRH Taxa Pará % Outras % Total % Os valores negativos se referem a reversões de provisões Provisões de R$ 512 milhões, com destaque para R$ 197 milhões de provisão para empréstimo compulsório, R$ 90 milhões da Cepisa referentes ao ICMS, atualização em R$ 65 milhões da Amazonas D referente aos Produtores Independentes Constituição de R$ 100 milhões da Cepisa em relação à Agespisa Principais: Reversão de Angra III (R$220 milhões) e Distribuidoras (R$111 milhões) Principais: Constituição de Angra III (R$204 milhões) contrabalançado por Reversão Distribuidoras (R$29 milhões) Controladora: sendo cerca de R$ 90 milhões referente à provisão reflexo dos PIEs da Amazonas D e cerca de R$ 50 milhões relacionados à PCLD da Controladora 14

15 Ebitda 1T18 (R$ millhões) 4,190 2,691 Destaques: RBSE: R$ 1,5 bi Alienação CELGD: R$ 1,5 bi Contingências: R$ -351 mi C. Onerosos: R$ 391 mi Impairment: R$ -270 mi Taxa Pará: R$ -85 milhões 1, % -15% -70% (R$ milhões) -41% R$ 619 milhões % -5% Destaques: RBSE: R$ 1,1 bi PDC: R$ -272 mi Contingências: R$ -512 mi C. Onerosos: R$ 301 mi Impairment: R$ -174 mi Taxa Pará: R$ -150 milhões 363 1, % EBITDA CVM 1T17 Itens Não Recorrentes EBITDA Gerencial 1T17 ROL Gerencial Participações Societárias Custos operacionais PMSO Gerencial Provisões Operacionais EBITDA Gerencial 1T18 Itens Não Recorrentes EBITDA CVM 1T18 Aumento da ROL Gerencial: (i) Nas Distribuidoras, reajustes tarifários; e efeito da constituição de CVA positiva nas controladas EletroAcre e Ceal e da redução da constituição de CVA negativa na controlada Amazonas Distribuição; e (ii) Atualização anual da RAP das concessões e investimentos relativos a reforços de linhas no sistema de transmissão, com destaque para controlada Chesf. Participações Societárias Gerencial: A variação está fragmentada em diversas participações, com destaque negativo para o resultado das empresas Triangulo Mineiro Transmissora (R$55 milhões), ESBR (R$22 milhões) e Interligação Elétrica Garanhuns S.A.(R$17 milhões). Custos operacionais : A variação é explicada, principalmente, pela menor recuperação de despesas de combustíveis no sistema isolado, em função da apuração da CCC, com destaque para controlada Amazonas Energia. PMSO Gerencial: Destaque para conta de Outras despesas, impactada pelo fator de corte de perdas regulatórias na Amazonas D e, na Chesf, pelo registro de ajuste do laudo atuarial - Benefícios pós emprego e registro de perdas - Consumidores e Concessionárias. Provisões Operacionaisl: Aumento das provisões operacionais influenciadas pela aplicação do IFRS 9 PCLD afetando o 1T18; Controladora: R$ 90 milhões referente à provisão reflexo dos PIEs da Amazonas D e cerca de R$ 50 milhões relacionados à PCLD da Controladora 15

16 Meta Dívida Líquida EBITDA Ajustado < 3,0 Disciplina Financeira EBITDA (LTM) dez-16 mar-17 jun-17 set-17 dez-17 mar-18 Dívida Líquida Dívida Líquida/Ebitda Dívida Líquida/EBITDA Gerencial 3,8 4,0 4,9 5,5 5,5 5,0 Perfil Bruto da Dívida** Dívida bruta R$ milhões Financiamento a pagar sem RGR (-) (Caixa + Valores Mobiliários) (-) Financiamento a receber sem RGR e com ajuste EDEs* (-) Saldo líquido do ativo financeiro de Itaipu Dívida Líquida* R$ milhões Financiamentos (R$ milhões)** Vencimento (Ano) Após 2023 Total * 1. Foram excluídos da dívida bruta os financiamentos, concedidos com recursos da RGR, devidos por empresa fora do grupo Eletrobras (R$ milhões) e os créditos referentes à federalização das Distribuidoras, conforme Artigo 21-A e 21-B da Lei /2013 (R$ 400 milhões). 2. Foram excluídos os recebíveis devidos por empresa fora do grupo Eletrobras à conta da RGR (1.219 milhões) e ajustado pelos recebíveis das Empresas Distribuidoras da Eletrobras mantidas para venda (R$ milhões). ** Excluindo debêntures, no montante de R$ 481 milhões Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer. 16

17 Receitas Financeiras 186% Despesas Financeiras % Resultado Financeiro (R$ milhões) Resultado Financeiro 1T17 1T ,418 1,559 1, T17 (38) 1T18 1T17 1T18 Acréscimo moratório sobre energia elétrica Receitas de juros e Aplicações Financeiras Variação cambial líquida Acordo Judicial com a EletroPaulo impactando a conta de receitas financeiras no montante de R$1.064 milhões. Encargos sobre recursos de acionistas Outros resultados financeiros Encargos de dívidas Redução de cerca de R$1,5 bilhão no saldo passivo de financiamentos e empréstimos e redução dos juros junto à Caixa, BB, CEF e Caf. (1,099) (7) 99% Variação do câmbio no período incidente sobre contratos de financiamento, especialmente os saldos com a Itaipu Binacional. Outros resultados financeiros, impactados pelas perdas com derivativos no montante de R$16 milhões no 1T18, frente aos ganhos de R$ 117 milhões no 1T17. 17

18 Eletrosul Dívida Líquida/EBITDA Dívida Líquida Geração e Transmissão R$ milhões ELETRONORTE Dívida Líquida/EBITDA -9% -25% EBITDA ,7% 827 Chesf Dívida Líquida/EBITDA EBITDA % FURNAS Dívida Líquida/EBITDA -37% 12,000 10,000 10,518-16% 8, , ,000 4,000 2, EBITDA ,2% 519 LTM = Last twelve months 0 EBITDA 2017 (LTM) 2018 (LTM) %

19 Plano Diretor de Negócios e Gestão 19

20 Plano Diretor de Negócios e Gestão Desafio 22: Excelência Sustentável Disciplina Financeira Dívida Líquida < 3 Ebitda 1T ,7 < 3,0 Performance Sustentável Emissão de GEE (ton CO 2 ) ROL ,295 0,330 Excelência Operacional PMSO PMSO regulatório = ,33 1,00 Governança e Conformidade Fraquezas materiais = 0 Valorização da Pessoas Taxa de frequência de acidentes (índice) ,23 1,

21 Desafio 2021/22: principais resultados Excelência Operacional Disciplina Financeira Governança e Conformidade PMSO Recorrente/PMSO Regulatório Dívida Líquida/EBITDA Gerencial N.º de Fraquezas Materiais , T17 2T17 3T17 4T17 Meta 2018 Redução de 758 funções gratificadas Economia anual: R$ 74,36 milhões Total de desligamentos no PAE Economia anual: R$ 855,26 milhões Redução de custos administrativos Economia anual: R$ 51,50 milhões Redução de HE, Periculosidade e Sobreaviso Economia anual: R$ 23,11 milhões Atuação integradas na Comercialização Ganhos acumulados: R$ 329,8 milhões Plano de Desligamento Consensual (PDC) Economia anual: R$ 890 milhões Implantação do CSC: Go Live em Junho/2018 Economia anual de R$ 616,0 milhões Implantação do ProERP: 4 empresas em 1º de abril/2018 e demais empresas até julho/2018 Economia anual de R$ 107 milhões Economia em 2017: R$ 987 milhões* * Custo Operacional - R$ 485 milhões e PMSO - R$ 502 milhões = - R$ 987 milhões T T17 2T17 3T17 4T17 1T18 Meta 2018 Redução de 29% no investimento no PDNG 17-21, PDNG15-19 (50bi) / PDNG17-21 (35bi) / PDNG18-22 (19bi) Vendas Totais: R$ 1,86 bilhão Venda da CELG D: R$ 2,2 bilhões (R$1,1 bilhões Eletrobras) Venda de ações da Energisa: R$ 364,7 milhões Venda de ações da CPFL: R$ 46,0 milhões Venda de ações da Tumarin: R$ 70 milhões Venda de ações da Intesa: R$ 282 milhões Privatização das Distribuidoras em jun/18 Melhoria de R$ 1,1 bi no EBITDA Venda de Imóveis Administrativos: R$ 400 milhões Venda de 70 SPEs em 29/06/2018: R$ 2,5 bilhões Economia de R$ 1,83 bilhão com Otimização Tributária Orçamento Base Zero Principais Obras Concluída Santo Antonio (3.568 MW), Jirau (3.750 MW), Mauá 3 (591 MW) e São Manoel (700 MW): finalizadas Belo Monte ( MW): dez/2019 Belo Monte Transmissora (2.092 km) : finalizada Meta 2018 Estatutos e Política de alçadas aprovados na holding e nas demais empresas Eletrobras IG-Sest - Nivel 1. Nível de excelência no 2º Ciclo, com notas máximas nas três dimensões: Transparência das Informações, Gestão/Controle/Auditoria e Conselhos/Comitês/Diretorias Selo de Governança da B3 consolidar a implantação do 5 Dimensões até dez/2018 Fraquezas Materiais Compliance/FCPA Gestão de SPEs Fechamento Contábil Controle Ambiental Status Eliminada Eliminada A ser eliminada até dez/18 Eliminada Eliminadas 75% das Fraquezas Materiais 21

22 Venda de participação em 70 SPEs Geração (parques eólicos) 967 MW Transmissão 1,004 Km Valor contábil R$ 2,5 bilhões Leilão dividido em 17 lotes: 8 lotes Geração 9 lotes Transmissão Data: 29 de junho de 2018 Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer. 22

23 Privatização das Distribuidoras Junho de 2018 Leilão Julho de 2018 Agosto de de Setembro de 2018 Homologação dos resultados Aprovação em assembleias das Distribuidoras Assinatura dos contratos

24 Investimentos PDNG Detalhamento Orçado 2018 Empreendimentos Corporativos Realizado 1T18 R$ milhões Realizado % % Geração % Transmissão % Infraestrutura e Outros % Distribuição % Investimento em SPEs % Geração % Transmissão % Total % Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer. 24

25 Estrutura Futura Expectativa de 49,9 GW de capacidade instalada até 2018 Fortalecer o foco em Geração e Transmissão Manuntenção de 48 SPEs estratégicas Estrutura Enxuta Empresas Eletrobras Atual Segmento Total de SPEs Valor de livro (R$ milhões) Geração Transmissão Serviços 3 60 Total Empresas Eletrobras- Fim 2018 Segmento Total de SPEs Valor de livro (R$ milhões) Geração Transmissão Serviços 1 3 Total Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer

26 Novo Marco Regulatório e Privatização Privatização da Eletrobras Oportunidade de criar uma grande corporação As maiores empresas de energia elétrica dos países do G-20 são estruturadas como corporation. 14 usinas e 14 GW para descotização em futura oferta de ações 26 Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer.

27 Privatização da Eletrobras Janeiro Divulgação pelo Ministério de Minas e Energia do Projeto de Lei sugere que a privatização será implementada através de um aumento de capital com emissão de novas ações ordinárias (emissão primária). Março 2018 Resolução CPPI 30 recomenda que o BNDES fique responsável pela execução e pelo acompanhamento do processo de desestatização da Eletrobras. Maio Decreto do Presidente da República que nomeia os agentes da privatização e inclui as ações da Eletrobras, cujo detentor é a União, no Programa de Parcerias de Investimentos. Assinado em 15 de maio o Decreto 9.375/18 que qualifica no âmbito do PPI e inclui a Eletrobras no PND condicionada a assinatura de contrato que tenha por finalidade a realização dos estudos necessários à privatização. Próximos Passos Edição de Lei para regularizar condições de privatização. Disclaimer A eficácia dessa operação depende de autorizações governamentais, avaliações legais e regulatórias exigidas, análise do modelo a ser proposto e cumprimento de procedimentos específicos, considerando que a Eletrobras é uma empresa de capital misto, com ações cotadas na Bolsa de Valores de São Paulo (B3 - Brasil, Bolsa, Balcão), bem como nas bolsas de valores de Nova York (NYSE) e Madrid (Latibex). Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer. Divulgado no dia 10 o relatório do deputado José Carlos Aleluia sobre o PL 9463/18, destacando-se os seguintes pontos: Repasse à CDE de 40% do valor adicionado às concessões com uma renovação dos contratos por 30 anos prevista em meio à desestatização. Previsão de direcionamento pela Eletrobras de R$ 170 milhões anuais para o Cepel. Destinação, pela subsidiária Chesf, da energia elétrica necessária para a operação da transposição do São Francisco. Manutenção de uma golden share, que permitirá ao governo poderes de veto em alguns temas estratégicos Manutenção de um limite de até 10 por cento para a participação de qualquer grupo de acionistas na companhia, além de uma proibição a acordos de acionistas para criar blocos que tenham poder de voto maior que esse limite. 27 Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer.

28 MP 814 Angra 3 Impacto considerando a aprovação da MP 814 Angra 3 Viabilidade do empreendimento, com definição de novo preço da energia, o que permitirá a renegociação dos empréstimos contraídos com BNDES e CEF. Quanto maior a tarifa, mais atrativo se torna o projeto para um novo sócio e maior VPL é gerado para o projeto. Institui também a participação de um parceiro privado na Eletronuclear. Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer. 28

29 MP 814 CCC/AmazonasGT Impacto considerando a aprovação da MP 814 Viabiliza as condições do acordo com a Petrobras para a cessão do Contrato de Gás da Amazonas Distribuidora (AmD) para a AmazonasGT (AmGT), permitindo a finalização do processo de desverticalização da Amazonas e adoção tarifa de transporte gás de regulada; Permite a antecipação do compromisso de entrega de energia da UTE Mauá 3 acordado no Leilão de Energia A-5/2014, trazendo os seguintes benefícios: (i) Compatibilização do período de suprimento de gás da UTE MAUÁ 3, com o compromisso de entrega de energia do Leilão A-5/2014, eliminando o risco de preço do gás para o período remanescente de concessão (nov/2030 até dez/2043); (ii) Viabilização da operação de todas as usinas da Amazonas GT disponíveis para produção da energia, incluindo os Produtores Independentes de Energia (PIEs) e usinas do interior do Estado ligadas ao gasoduto com a cobertura da parcela combustível via CDE/ CCC* (após o encerramento dos contratos atuais dessas usinas) ; (iii) Resolução do problema da ociosidade do gasoduto, evitando as glosas da ANEEL pelo consumo de gás abaixo do volume contratado. * CDE: Conta de Desenvolvimento Energético/ CCC: Conta Consumo Combustível. ** Valor estimado considerando a retroatividade da tarifa ao início do contrato (referência: fev/2018) ***Soma das estimativas de glosas anuais ( ) considerando o preço vigente do gás. Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer. 29

30 Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer. Dados Gerais da empresa Desverticalização da Amazonas GT Inicio de Operação 01 de julho de 2015 Total de Ativos (2019) R$ 3,092 bilhões Receitas R$ 4,120 bilhões (2019) R$ 4,812 bilhões (2020) População Local Atendida (2017) 2,13 milhões de Habitantes (*) Área de Atuação na comercialização Força de Trabalho (maio 2018) Todo Território Brasileiro 456 empregados PMSO abaixo do regulatório! Ativos da Amazonas GT LTs 230 kv 392 km SEs (Transformação) 1350 MVA Geração Total 1410,8 MW - UHE 250 MW - UTEs Próprias (Capital e Interior) 750,78 MW - UTEs Locadas (ESS) 105 MW - PIEs (Energia Comercializada) 305 MW 30

31 MP 814 GSF CONSIDERANDO APROVAÇÃO DA MP 814 Alteração da Lei Federal nº /2015 visando tratar as questões que afetam o Fator de Ajuste do MRE GSF * tais como: - geração termelétrica fora da ordem de mérito; - importação de energia elétrica sem garantia física; - Redução de carga ocasionada por ofertas de consumidores de energia elétrica; - Antecipação de garantia física outorgada a projetos estruturantes e eventuais restrições de transmissão (UHE Belo Monte, Jirau e Santo Antônio). A MP 814 possibilita a compensação aos efeitos negativos sofridos pelos agentes causados pelo GSF devido a estas questões no período 2013 a 2017, através de extensão de prazo de outorga. Para a Eletrobras, a interpretação da proposta é vista como positiva por apresentar uma compensação parcial dos custos dos deslocamentos da geração de suas usinas, no que se refere à parcela da Garantia Física sem repactuação do risco hidrológico. As estimativas de ativo regulatório e consequente extensão de prazo de outorga dependerão de regulamentação complementar. Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer. 31

32 Acordo Petrobras Acordo Petrobras - dívida total de R$ 20,7 bilhões Titular da dívida Dívida Condições Garantia Eletrobras 9,8 83 meses / Selic Crédito Lei /2016-3,5 bilhões Crédito CCC - 1,2 bilhão Crédito Eletropaulo - 1,4 bilhão Recebíveis Mútuos - 3,7 bilhões 1,3 36 meses / 124,75% Recebíveis Mútuos - 1,3 bilhões 3,1 Controverso* N/D Total 14,2 4,8 36 meses / 124,75% CDI Corporativa até troca de controle Distribuidoras 0,8 83 meses / Selic Corporativa até troca de controle 0,9 Negociação PIE - Breitner N/D Total 6,5 R$ bilhões Total geral 20,7 Condições de eficácia para o acordo: Sucesso do leilão de privatização de cada umas das empresas distribuidoras Transferência do controle anuído e homologado pela ANEEL e pelo CADE Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer. 32

33 Class Action e Ação de Investigação Class Action Ação de Investigação Acordo assinado em 01/05 com os demandantes das class actions em curso nos EUA, formalizando proposta de pagamento de U$ milhões. Acordo submetido à aprovação pela Corte americana. Após notificação dos membros da ação coletiva para eventuais objeções, o acordo deverá ser aprovado. A proposta de acordo não representa reconhecimento de ato ilegal ou culpa pela Eletrobras, que optou pelo acordo em decorrência dos riscos inerentes a um julgamento desta natureza. Relatório final com os resultados da investigação dos procedimentos de investigação independente emitido em 30/04 pelo escritório Hogan Lovells, com aprovação da Comissão Independente para Gestão de Investigação (CIGI). Com este resultado, encerraram-se, na mesma data (30/04), as atividades de investigação, bem como a supervisão dos membros da CIGI. O contrato com o escritório ainda permanece vigente, visando ao acompanhamento das ações de remediação implementadas pela Eletrobras e à resolução das ações de investigação em curso, junto às autoridades americanas, SEC e DOJ, o que deverá ocorrer até agosto do ano corrente. Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide Disclaimer. 33

34 Wilson Ferreira Junior