EDP Energias do Brasil APIMEC SP

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1 EDP Energias do Brasil APIMEC SP Agosto 2013 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. 2 1

2 Panorama Atual do Setor Elétrico Cenário atual: condições hidrológicas e PLD Preço PLD no submercado Sudeste Centro Oeste X Nível dos Reservatórios (R$ / MWh); (%) Nível dos Reservatórios Preço Spot % % 80% 70% 60% 50% % 30% 20% 10% 0 0% jan-10 abr-10 jul-10 out-10 jan-11 abr-11 jul-11 out-11 jan-12 abr-12 jul-12 out-12 jan-13 abr-13 jul-13 NÍVEL DOS RESERVATÓRIOS (31/07) 41,4% 60,8% 84,8% 88,8% A condição desfavorável hidrológica impactou o PLD 4 2

3 e Comercialização: estratégia de sazonalização e rateio ESS : sazonalização das vendas de energia (GWh) % Evolução mensal do PLD 1 (R$/MWh) 2013 PLD PLD % 26% 25% 24% 23% 24% 23% T 2T 3T 4T jan fev mar abr mai jun jul Margem Bruta (R$ MM) Efeito do rateio do ESS (R$ mil) Comercialização Empresa % ,6% Energest Lajeado Peixe Angical Outros T % % 6M12 6M13 Comercialização 415 Total ) Submercado SE/CO 5 Distribuição: impacto da CDE na margem bruta no 1S13 Receita Líquida 1 (R$ MM) Gastos Não Gerenciáveis (R$ MM) Subvenções da CDE: aumento da Receita Líquida Recursos CDE: redução dos gastos não gerenciáveis R$ 39 milhões Margem Bruta 1 (R$ MM) 6M13 R$ 65 milhões Recursos CDE (R$ milhões) 6M13 Insuficiência de Cotas Risco Hidrológico ESS Provisão Revisão Tarifária Ajuste referente à provisão do 1T Total % 353 Com CDE % % 192 Sem CDE % T12 6M12 6M13 2T12 6M12 6M13 6 1) Exclui receita/custo de construção 3

4 6ª Revisão Tarifária Periódica da EDP Escelsa 3º Ciclo de Revisão Tarifária Evolução do 3º ciclo de RTP EDP Escelsa (em R$ milhões) Componentes 2º ciclo RTP Revisão Extraordinária (janeiro/13) 3º ciclo RTP Final (agosto/2013) BRR Bruta % 1 BRR Líquida % 1 Parcela A % 2 Parcela B % 2 EBITDA Regulatório % 2 Remuneração do Capital % Quota de Reintegração % Nota: Parcela B inclui outras receitas (Excluindo outras receitas Parcela B 3º RTP = R$ 628 milhões) % Destaque para o aumento de 15% no valor da BRR Bruta na RTP do 3º ciclo versus 2º ciclo Decomposição do índice BRR Bruta Final x Preliminar 3 Média Principais Distribuidoras: -7,6% Efeito médio para o consumidor: -1,05% EDP Bandeirante: +1,7% EDP Escelsa: +2,2% 1) Var.% em relação ao 2º ciclo de RTP 2) Var.% em relação ao Revisão Extraordinária jan/13 3) Fonte: Aneel / Médiacontempla 21 distribuidoras que já passaram pelo 3º ciclo de RTP 7 A EDP Energias do Brasil 4

5 Presença em 10 estados brasileiros Concessões de Hídrica em Operações 1.798,5 MW Concessões com Prazos até Cachoeira Caldeirão 219 MW Concessão: 2048 Sto Antônio do Jari 373 MW Em Construção Concessão: 2044 Porto Pecém (1) 360 MW Autorização: estados: Espírito Santo, Mato Grosso do Sul, Tocantins, Ceará, Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Rio Grande do Norte, Pará e Amapá Capacidade Instalada: 2,2 GW Baixa do Feijão (2) 54 MW Concessão: 2047 CENAEEL (2) 6,3 MW Concessão: 2032 Elebrás (2) 31,5 MW Concessão: 2032 Escelsa 11 estado em relação ao PIB: 2,3% do total nacional 1,4 MM clientes em 41,2 mil Km² Concessão: 2025 Distribuição 2 estados: São Paulo e Espírito Santo Mais de 3,0 milhões de clientes Hídrica Térmica Eólica Distribuição Em construção Bandeirante SP 1 em relação ao PIB: ~33% do total nacional 1,6MM clientes em 9,6 mil Km2 Concessão: 2028 (1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% da participação da EDP Energias do Brasil 9 Crescimento da capacidade Instalada desde o IPO Capacidade Instalada (MW) 5,4x Rep. 1ª Rep. 1T13 2ª Sto Baixa do Cachoeira MascarenhasUnidade Mascarenhas unidade Antonio Feijão Caldeirão (1) Pecém I (1) Pecém I Jari 2015 (2) (1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% de participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil 10 5

6 UTE Pecém I: entrada em operação da unidade II em maio/13 e conclusão do empreendimento (360 MW) Visão geral Tanques d água Caldeiras Cronograma de entrada em operação comercial UG I UG II dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 entrada em operação UG I: 03/dez/12 Evolução da margem bruta no 1S13 entrada em operação UG II: 10/mai/13 Venda de energia (GWh) Vendas de GWhno 1S Aumento da MB em 50 milhões T13 Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho 11 Empreendimentos em construção: UHE Jari, Cachoeira Caldeirão e Parque eólico Baixa do Feijão UHE Jari Vista geral de montante do circuito hidráulico UHE Cachoeira Caldeirão Capacidade instalada: 219 MW Início da construção: 2º semestre 2013 (Licença de Instalação concedida em agosto/2013) Entrada em operação prevista: 2017 Vista geral de montante do Circuito Hidráulico Operação de descida do prédistribuidor da UG-2 Financiamento de curto prazo liberado para início da construção Operação de descida do pré-distribuidor da UG-2 Parque eólico Baixa do Feijão Status: obra em andamento dentro do cronograma Até o momento já foi investido 66% (R$ 974 milhões) do capex total previsto; No, não houve desembolso do financiamento de longo prazo com o BNDES, sendo que até o momento já foi desembolsado o montante de R$ 380,0 milhões, que representa 52% do montante total. Capacidade instalada: 120 MW Início da construção: 2º semestre 2013 Entrada em operação prevista: 2016 Financiamento de curto prazo em fase de estruturação 12 6

7 PPAs e Concessões de Longo Prazo Idade Média das Usinas Data de vencimento das Concessões Escelsa Distribuidora(1) Jul anos 44% 6-10 anos 39% Bandeirante Distribuidora(1) UHE Mascarenhas (CE: 193,5 MW) Out 2028 Jul 2025 UHE Suiça (CI: 34,5 MW) Jul 2025 PCH Rio Bonito (CI 22,5 MW) Jul % 50+anos 15% anos PCH Mimoso (CI: 29,5 MW) PCH São João (CI: 25 MW) Dez 2027 Mai 2029 Energia Contratada (MW Médio) IPCA IGP-M Preço Médio: R$ 111/MWh (1) PCH Paraíso I (CI: 21,6 MW) PCH Costa Rica (CI: 16 MW) PCH Francisco Grós (CI: 29 MW) EOL Tramandaí (CI: 70 MW) UHE Lajeado (CI: 902,5 MW) EOL Baixa do Feijão (CI: 120 MW) UHE Peixe Angical (CI: 498,8 MW) UTE Porto do Pecém (CI: 360 MW) UHE Sto Antônio do Jari (CI: 373 MW) Dez 2029 Nov 2031 Nov 2031 Set 2032 Jan 2033 Ago 2047 Nov 2036 Jul 2043 Dez 2044 UHE Cachoeira Caldeirão (CI: 219 MW) (1) Data base: Jun./2013. Média ponderada dos contratos existentes. Considera apenas os PPA s. (1) Primeiro período de concessão sujeito a renovação Dez Distribuição: foco em eficiência e qualidade de serviço Perdas Técnicas e Não técnicas (%) Técnica Não técnica 11,1% 10,3% 10,2% 10,3% 14,0% 12,8% 13,7% 13,4% Perdas: Busca constante pela redução 5,5% 5,6% 5,5% 4,7% 5,5% 4,7% 5,5% 4,8% 8,3% 5,7% 7,4% 5,4% 7,7% 6,0% 7,8% 5,6% Qualidade do Serviço: historicamente melhor que os requisitos da ANEEL Bandeirante Escelsa Qualidade dos indicadores da distribuição DEC (horas) Qualidade dos indicadores da distribuição FEC (vezes) 12,18 9,43 9,42 9,24 9,17 10,40 9,88 10,69 7,05 6,17 6,03 5,77 6,35 6,34 6,37 6,41 Bandeirante Escelsa Bandeirante Meta Anual Regulatória ANEEL EDP Bandeirante: DEC 9,36 / FEC: 8,07 - EDP Escelsa: DEC: 10,38 / FEC: 8,13 14 Escelsa 7

8 Comercialização: crescimento em EBITDA e receita Pilares de suporte ao negócio Destaques Relacionamento Inteligência de Mercado Risco Análise de mercado Definição de clientes alvos Antecipando tendências, a fim de maximizar o Portfólio Gestão da inadimplência e risco operacional 3º player: 14% de crescimento em volume (/) Histórico de alta EBITDA de R$ 54 milhões em e R$ 65 milhões no 1S13, crescimento de 64% e 119% respectivamente em relação ao mesmo período do ano anterior Crescimento no número de clientes: de 137 para 210 com contratos de 1 a 4 anos. Volume (GWh) ,4% % A EDP está focada em crescimento de Margem aproveitando as sinergias com Distribuição e S12 1S Financeiros 8

9 Destaques Financeiros ENBR Consolidado Receita Líquida (1) (R$ Milhões) Distribuição Comercialização Pecém % 66% 61% 63% 57% 14% 18% 15% 18% 20% 2% 17% 18% 19% 1S12 25% 18% 1S13 Gastos Gerenciáveis* e PMSO/Margem Bruta (R$ Milhões) IPCA acumulado até junho/13: 3,1% Margem Bruta Distribuição Comercialização Pecém 36% 38% 34% 36% 36% % 85% 84% 84% 86% 15% 3% 13% 2% 3% 16% -3% 14% 2% 12% 2% 1S12 1S13 (1) Percentuais dos segmentos não incluem eliminação intra-grupo. Receita líquida e Gastos Gerenciáveis não inclui receita de construção. * Não inclui Depreciação e Amortização. 17 Destaques Financeiros ENBR Consolidado EBITDA e Margem EBITDA (1) (R$ Milhões) Margem EBITDA Distribuição 30% 29% % 48% 2% 45% 50% Comercialização % 41% 4% 2% 63% Pecém 25% 23% % 37% 4% 62% 56% 8% -8% 1S12 1S13 Lucro Líquido e Margem Líquida (1) (R$ Milhões) Margem Líquida 20% 58% 40% 2% Distribuição 9% % 57% Comercialização 3% 5% % 7% 71% Pecém 6% 4% % 50% 8% 54% 31% 19% -18% 1S12 1S13 18 (1) Percentuais não incluem eliminação intra-grupo. Receita líquida e Gastos Gerenciáveis não inclui receita de construção. * Não inclui Depreciação e Amortização. Valores pós-eliminação 9

10 Tese de Investimento Estratégia EDPBR: Operação integrada e crescimento disciplinado Operação integrada: capturando as sinergias do 3 negócios Sinergias Operacionais e Financeiras Crescente exposição em U12M EBITDA (%) Comercialização 4% Distribuição 49% 47% Comercialização Distribuição EBITDA 2015E (%) Comercialização 2% Distribuição 36% Retenção de Clientes 62% Perfil da empresa em 2015: crescimento disciplinado na geração 20 10

11 Investimentos Composição do Capex no 1S13 (%) Outros 1% Investimentos (R$ milhões) 1S12 1S13 Distribuição 34% Distribuição % Outro 1 4 Total Plantas modernas de requerem níveis de investimento de manutenção menores Investimento em Distribuição para o crescimento de mercado, manutenção da rede e inovação Solidez Financeira Perfil da Dívida Composição da Dívida Bruta () Dívida Bruta (): R$ 3,9 Bn Pré-Fixada 6,0% TJLP 24,0% Prazo e Custo da Dívida Vencimento Médio (Anos) e Custo da Dívida 12.1% 9.8% 11.7% 9.8% 9.9% 8.1% 8.4% % ,0% CDI Níveis de Alavancagem (1) Custo da dívida Selic média Vencimento médio em anos Dívida Líquida / EBITDA U12M (x) Dívida Líquida (): R$ 2,7 Bn EBITDA U12M / Despesas Líquidas com Juros U12M (x) 1,8 1,8 1,8 6,8 6,9 1,5 5,8 5,4 (1) Inclui principal + juros + resultado de hedge. Não Considera a UTE Pecém I 22 11

12 Dívida concentrada no longo prazo Dívida Bruta (): R$ 3,9 Bn CP X LP Curto Prazo Longo Prazo Estrutura de Capital (Junho/2013) (%) Capital Dívida 34% 47% 53% 66% Linha de crédito disponível Instrumento Aprovado Disponibilidade Data Maturidade (anos) Custo do Empréstimo BNDES Sto. Antonio do Jari R$ 737 R$ ,5 TJLP + spread 1,86% CCaldeirão (ponte) R$ 646 R$ ,6 106,3% do CDI 23 Crescimento Consistente de Dividendos Desde o IPO (jul.2005 até dez.): Investimentos de R$ 6,9 bilhões R$ 2,1 bilhões em dividendos pagos Nível de endividamento (1,8x Dív.Líq. / EBITDA no *) Mais de 76% do preço do IPO retornado em dividendos Dividendos por Ação Dividendos Totais (R$ / Ação) (R$ Milhões) 0,34 0,43 0,55 14,63% 0,62 0,74 0,78 0, Mínimo Payout de 50% Retorno Total ao Acionista de 168% desde o IPO (R$ 11,33 em Junho de 2013) * Não considera os efeitos da UTE Pecém I

13 Por que EDP Energias do Brasil? Portfólio Integrado de Ativos Crescimento Consistente de Dividendos PPA s e Concessões de Longo Prazo Solidez Financeira Desempenho Operacional Eficiente Crescimento em com Disciplina de Capital 25 Equipe de RI Maytê Souza Dantas de Albuquerque Marilia Barbosa Nogueira Thiago Piffer Anna Luisa Rego Bacellar Kassia Orsi Amendola Felipe Joaquim Martins de Souza Telefone: +55 (11)

14 EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. 14

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