! 0
" # $%# & ' ( & )*( + % +,# #! Status Risco controlado 1. Gestão activa dos desafios regulatórios para sustentar o baixo perfil de risco 2. Desenvolver uma estratégia de comercialização lucrativa como cobertura natural ao negócio da produção 3. Reduzir as emissões de CO 2 através de capacidade de produção limpa Eficiência superior 4. Lançamento de um novo e ambicioso projecto de eficiência de custos 5. Forte disciplina no investimento incutindo competição interna pelos recursos 6. Desinvestir em activos não estratégicos e aumentar o foco no Core Business Crescimento orientado 7. Entrada de novos parques eólicos de elevada qualidade na Ibéria e lançar a expansão internacional 8. Crescimento em geração no Brasil mantendo uma exposição limitada 9. Construção de novas CCGTs na Ibéria até 2008 10. Desenvolver uma estratégia integrada de gás, assegurando o fornecimento de gás de forma competitiva 1
# - *...#&# & # # $%# /0 0# # #* Novas licenças de CCGTs concedidas em Portugal Contratos de LP de fornecimento de gás (bcm/ano) Empresa Localização P/ entrar em func. MW /kw 4.65 EDP Lares 3T09 2 x 431 530 2.9 Tejo Energia Pego 2011 2 x 415 700 Iberdrola F. Foz??? 2 x 400??? Galp Sines??? 2 x 400??? 2005 2008E Novas licenças de CCGTs em Portugal Margem de reserva reduzida, em Portugal 8 licenças de CCGTs garantidas em 2006 A CCGT da EDP é a única em fase de construção Custos de construção mais baixos e menor time-tomarket Parceria com Sonatrach (Out-07) Acordos inovadores produtor gás/consumidor gás Sonatrach recebe 25% de participação nas CCGTs fornecidas pelo seu próprio gás e adquiriu 2% do capital da EDP Alinhamento de interesses, partilha de riscos e retornos; 2
1 2 # & # &!&2* * 3 Actual situação do desenvolvimento hídrico em Portugal 2005 Identificação de valor - reforço oportunidades Gestão adequada dos regulamentos regulatórios 2006-2008 Projectos aguardando resolução Extensão dos direitos de concessão do domínio hídrico (CAE) não concluída Repotenciações aguardam extensão do domínio hídrico Criação de oportunidades de crescimento Contrato para extensão dos direitos de concessão do domínio hídrico (4,100MW) 2 projectos de repotenciação em construção, mais em pipeline Projecto de Baixo Sabor bloqueado em Bruxelas Baixo Sabor aprovado pela CE, em construção Competição pelos direitos de Alqueva Nenhuma barragem nova construída pela EDP desde 1992 Aquisição da concessão de Alqueva, repotenciação em curso Entrega à EDP de 4 novas concessões hídricas (780MW) Enfoque na execução dos melhores projectos 3
! 45 &* % *# Identificação de vantagem competitiva para a EDP: First mover, know-how interno, negócio com retornos atractivos, perfil de baixo risco, redução de exposição a CO 2 e combustíveis fósseis Pipeline EDPR (MW brutos) Capacidade Instalada EDPR (MW brutos) 10,2x 29.227 4,4x 4.155 2.873 951 Dez-05 Set-08 Dez-05 Set-08 Península Ibérica EUA Outros Criação de opções de crescimento: Aquisição da Horizon, nos EUA (Mar-07) Entrada selectiva em mercados da UE (França/Bélgica, Polónia/Roménia) Execução do pipeline : Instalação de 3.600 MW em 2006-9M08 (pipeline orgânico ou desenvolvimento de greenfield) Orientação estratégica para 5.000 MW, no final 2008 4
6*... #&# &! 7 * $%# # %# Estratégia definida Necessidade de equilibrar o portfolio distribuição/produção Margem de reserva reduzida, visão para oportunidades de investimento na produção Exigente política de risco/retorno para novos investimentos Geração 2005 9M08P* 16% Detalhe EBITDA 40% Distribuição Distribuição 84% Geração 60% 531 MW +3,2x 1.696 MW Metas-chave alcançadas Peixe Angical (+452 MW): Comissionado em 2006 Asset Swap (+412 MW): Alienação da Enersul, participação maior na central Lajeado Pecém (+307 MW): Em construção, a ser comissionado em 2011 Mini-hydro (+127 MW): 75 MW construídos, 52 MW em construção * Operação de permuta de activos concluída em Set-08. Valores pro-forma nos 9M08 5
#3 2# & && IPO EDP Renováveis Maior IPO na Europa em 2008: 1,6 mil mihões de encaixe, numa conjectura de mercado desfavorável: Reflecte confiança na gestão e na qualidade dos activos eólicos Alienação de activos nãoestratégicos Telecomunicações: (ONI, SonaeCom, Telecable, Esc90**): 332M Participações minoritárias: (Turbogás, REN, Edinfor): 629M Encaixe total: 1.000 milhões vs. 0,8 mil milhões do objevtivo em 2006 Rácios dívida Manutenção de rácios de dívida saudáveis Maturidade média da dívida passa de 3,7 para 5 anos 4,6 x ~3,8 x 3,6 x 2005 2008 Comprometido 9M08 Ajustado* Aumento do crescimento focado mantendo uma estrutura de capital forte * Dívida líquida ajustada de activos regulatórios; **Operadora de serviços por cabo no Brasil - pendente de aprovação do regulador 6
# 8# &# &" #&9...# #! & 2* # # - * (# EBITDA mil milhões 4.0 2.0 2,0 +13,5% ~13% 2,6 TCMA 0.0 2005 2007 2010E mil milhões 1.5 +23,4% ~14% Resultado Líquido* 1.0 0.5 0,6 0,9 Dividendo 0.0 2005 2007 2010E 0,6 ~11% +11,8% 0,4 bruto 0,170 0,2 0,125 0,100 0,0 2005 2007 2010E Nota: EBITDA 2005 pro-forma de 2.041; *Resultado líquido exclui ganhos de capital e impairments 7
*:(9 92# #! 2#;# 2 #82*< Fase 1: 2006-08 Fase 2: 2009-12 Criação de oportunidades de crescimento: (Eólico, Hídrico, Brasil and CCGTs) Cash flow seguro de baixo-risco Melhoria dos níveis de eficiência Manutenção de uma forte estrutura de capital Gestão da regulação Executar investimentos programados Maior enfoque no free cash flow Ainda mais melhorias em eficiência Continuação de melhorias nos rácios de crédito Criação de valor para accionistas Accionistas Clientes Credores Trabalhadores Sociedade 8
!= #*>! 9
! = #*>! # $# #...1 Objectivos de médio/curto prazo: EBITDA 2007-2012E TCMA Manter baixa exposição a volatilidade nos mercados energéticos Geração contratada de LP ~1% Gestão eficiente de activos: Melhoria da rentabilidade Produção & Comercialização Lib. 3%-5% Cobertura das operações em mercado: Optimizar risco/retorno Produção & Comercialização Ibérica 2%-3% Gestão da carteira de médio/longo prazo: Investimento Ac. 2009-2012E / MW Capacidade Aumento da capacidade em CCGTs com fornecimento flexível de gás 3 CCGTs em construção ~ 0.4bn 1.300 MW Hídricas em construção: 3 anos para entrada em mercado 4 centrais hídricas em construção ~ 0.7bn ~900 MW Hídricas em estudo: criação de valor de LP Projectos hídricos garantidos com direitos de desenvolvimento exclusivos 2.000 MW Free cash flow estável + investimentos que reforçam a competitividade futura 10
" # 8'# #!.2#.2# #! TIRs elevadas nos novos projectos hídricos, impacto esperado do EBITDA anualizado: 89M Capex total: 1.000 milhões, dos quais, 11% investidos em 2008 Duplicar a capacidade hídrica em mercado, entre 2008 e 2012 Centrais Hídricas MW Início operações GWh/ano (1) EBITDA (3) ( m) Tipo Estado Picote II 241 Dez.2011 200 18 Repotenciação Em construção Bemposta II 191 Dez.2011 118 13 Repotenciação Em construção Alqueva II 259 Dez.2011 200 (2) 24 Repotenciação c/ bombagem Em construção Baixo Sabor 173 2013 410 (2) 34 Nova planta c/ bombagem Em construção Total 864 740 89 Projectos com criação de valor, geradores de free cash flow a partir de 2012 (1) Média anual; (2) Projects c/ bombagem: produção líquida da bombagem 32 GWh/ano em Alqueva II e 222GWh/ano no Baixo Sabor (3) EBITDA em 2012 excepto Baixo Sabor (2013) 11
/0.#&# *? &*# Investimento operacional médio 538/kW, 66% do investimento já incorrido até Set-08 Capacidade instalada das CCGTs (MW) Centrais /kw MWs Capex ( m) % Incorrido ( m) Início operações Espanha Portugal 424 3.685 Castejon 3 Soto 4 (1) 469 488 418 418 196 226 100 100 Jan-08 Ago-08 862 1.647 Lares 1 (1) Lares 2 569 495 431 431 245 213 72 73 Jul-09 Set-09 1.563 836 Soto 5 668 424 283 0 1T2011 387 Total 538 2.122 1.141 66 1.176 2.038 Margem de reserva em Portugal é mais baixa que em Espanha 2007 2008 2009 2011 2007-11 Turbinas fornecidas atempadamente: menor custos de construção Redução das emissões de CO 2 pelo portfolio da produção Sinergias entre projectos: Lares 1 e 2, Soto 4 e 5, Castejon 1 e 3 Uma estratégia de crescimento competitiva com risco controlado (1) EDP detém 75% do projecto; Sonatrach detém os restantes 25% 12
1 1 % * ' * $ # 13
1 %* '* * $# ( 1 2007-2012E TCMA Envolvente regulatória estável: Revisão regulatória recente nos negócios de electricidade/gás em Portugal/Espanha: Boa visibilidade em termos de receitas regulatórias GWh distribuídos: crescimento acima da média europeia Baixa volatilidade na procura, impacto reduzido nas receitas regulatórias Margem bruta ( m) Distribuição electricidade Distrbuição gás (TWh) ~4% ~2% ~5% Forte enfoque na melhoria de eficiência - Redução gradual do pessoal e controlo exigente dos fornecimentos e serviços externos Opex (1) /MWh Electricidade Gás ~0% ~-4% Boa visibilidade em termos de receitas regulatórias + Enfoque na eficiência EBITDA ( m) (2) ~6% Investimento operacional em 2009E-2012E: Média de 0,4 mil milhões/ano Aumento de 20% da extensão da rede de gás para satisfazer o aumento de 5% do número de pontos de comercialização de electricidade Envolvente regulatória estável promovendo boa visibilidade de retornos (1) FSEs, Custos com pessoal e Custos com benefícios sociais (Excluindo custos de reestruturação nos RHs) (2) Excluindo custos de reestruturação nos RHs) 14
@2# *8?* &! Capex acumulado 2009-2012 ( M) Distribuição TIE (min) Gás Espanha 15% Gás Portugal 7% Capex acumulado 2009-12: 1,5 mil milhões EDP D 175 * ~150 140 HC Energia ~60 60 12% Distribuição Espanha 66% Distribuição Portugal Enfoque na melhoria da qualidade do serviço e inovação tecnológica da rede de distribuição de electricidade, e na expansão da distribuição de gás e redes de transmissão InovGrid Introdução de novas técnologias e ferramentas de comunicação avançadas para melhoria da rede e da gestão de distribuição de energia 2005 2008 2012 Rede distribuição de gás (km) Portugal 2.987 +26% 3.754 2008 2012 Espanha 2008 2012 5.161 +15% 5.939 2008 2012 (1) Ajustado de impactos não recorrentes (tempestades, ventos fortes, e fogos de verão) 15
&< 16
:/A &" # # 2 # & 3 # -& # # - * Carteira de projectos (MW Brutos) Objectivo 2012: 10,5 GW brutos; +6,3 GW vs. 9M2008 29.227 10.580 10.211 5.156 +8,4 GW 1.668 1.612 Total Prospects Tier 3 Tier 2 Tier 1 Em construção Time-to-market Europa 43% (dos projectos em construção, Tier I e Tier II) EUA 57% (dos projectos em construção, Tier I e Tier II) Espanha: investir em locais com elevado recurso eólico Portugal: os activos adjudicados estão em locais de elevada qualidade Resto da Europa: opções de crescimento em mercados altamente rentáveis Acelerar o crescimento em mercados líquidos com fortes RPS * A percentagem de energia renovável no total de energia é o maior driver para a definição de preços e para a rentabilidade dos projectos * Renewable Portfolio Standards 17
1 %*!B B2 # # % - Definição ao nível estatal e federal de uma politica comum de incentivo às energias renováveis Enquadramento regulatório estável: condições criadas para alcançar os objectivos de cada governo e da UE para 2020 Eleições EUA / Apoio do novo governo Estabelecimento de objectivos de produção de energia renovável ao nível federal (RPS) de 10% em 2012, atingindo os 25% em 2025 Extensão dos PTC por um período de 5 anos Aumento do incentivos a nível nacional Mercados Maduros: A Alemanha aumentou a tarifa para projectos eólicos on-shore para incentivar investimentos Mercados em crescimento: A Roménia melhorou a remuneração atribuída aos projectos eólicos EUA pretendem relançar o crescimento económico baseado em investimentos sustentáveis A Comissão Europeia continua a manter objectivos de 2020 mesmo com a actual situação económica 18
%6* 19
%6* 6*( 1 Free cash flow de baixo risco Nível de proveitos estável, actualização IPC, maturidade média 15 anos MW Instalados Set-08 2012E 1.696 ~2.100 Novos projectos de geração em análise: Carteira diversificada Novos contratos de PPAs sempre sob um critério rigoroso risco/retorno MW Capacidade em análise 3.400 Envolvente regulatória estável na distribuição: revisão regulatória recente, baixo impacto nas receitas devido à baixa exposição a volatilidade na procura TCMA Electricidade Distribuída (TWh) ~3% Enfoque na melhoria de eficiência da distribuição: Opex/MWh, perdas energia, Opex/Cliente, O&M e custos comerciais Opex (1) /MWh TCMA <IPP País Investment grade ; Energias do Brasil financiada em moeda local, sem recorrer à EDP Mitigação da volatilidade cambial BRL/EUR nos resultados e balanço da EDP Negócio de baixo risco com potencial de crescimento e diversificação num país Investment grade (1) FSE, Custos com pessoal e Custos com benefícios sociais 20
&# * C - &*# $ 2 99 Evolução de capacidade instalada (MW) Hídrica sob PPA Hídrica em construção sob PPA 360 2.110 Carvão em construção sob PPA Total em construção 653 1.696 29 25 414 452 50 25 1.043 Em construção 516 1.696 2005 Peixe Mascarenhas Angical Repotenciação São João 2007 Lajeado 2008 Santa Fé Repotenciação Pecém I 2011 Capacidade adicional A capacidade instalada de produção duplicou em 2005-2007 e deverá duplicar, novamente em 2007-2011 21
&" # &! -* CCGTs e biomassa: CCGTs, projectos em estudo: 1.000 MW (acordo com Petrobras para fornecimento de gás) Biomass, projectos em estudo: ~350 MW Projectos em estudo Biomass 10% Mini-hídricas: Processos de licenciamento ambientais mais flexíveis e mais facilitados Períodos de construção mais curtos (média 2 anos) 30 projectos em estudo: ~600 MW (14 projectos em processo de licenciamento) Hídricas de médio porte: Estudos de viabilidade para projectos de greenfield 4 projectos em estudo: ~1.400 MW CCGT Mini Hídricas Hídricas de médio porte 30% 17% 43% Set-08 3.400 MW de projectos sob análise em diferentes tecnologias 22
1 * * 23
* @# * Detalhe do capex acumulado, 2009-2012 Outros Brasil Eólico 4% 9% 62% 13% Significante 11% Moderado Expansão 2,4 mil milhões Redes reguladas CCGT Hídricas 12% 3% 10% Impacto EBITDA 76% Não material Exposição preços de mercado Manutenção 0,6 mil milhões Actividade média/ano CAPEX anual médio: 3 mil milhões 24
@#* #*...# # D!!(# Média capex 2009-2010 Média capex 2011-2012 20% 19% 2% 9% 18% Redes reguladas P. Ibérica Brasil Produção P. Ibérica 72% 61% 71% Eólico 16% 12% Capex com nível de comissionamento significante Capex manutenção Capex de expansão não-comissionado Projectos de 2009-2010 com grande visibilidade e projectos 2011-2012 com elevada flexibilidade 25
# 60.0 9E C(9 9 TCMA +13% +12% 2.628 2007 2010E 2012E Eólico Geração Contratada LP Redes ibéricas Brasil Produção liberalizada 26% 23% 10% 23% 18% 32% 10% 17% 20% 21% Crescimento EBITDA sustentado por crescimento orgânico e activos existentes 26
# %*.. %2# %* 2007 e 2008 foram anos muito secos e penalizados pelo aumento do preço dos combustíveis fósseis Défice tarifário: preço de compra mais elevado em 20/MWh que o estimado pela ERSE Transmissão, a Mar-08, do direito a receber o défice tarifário de 2006 e 2007 ( 177M), ( million) Ajustamento CMEC Portugal Brasil Espanha Comercialização regulada Portugal 536 753 1.387 206 63 304 814 ~1.700 Dez-05 Dez-07 Set-08 Dez-08E* Aumento de activos regulatórios com impacto significativo na dívida líquida em 2008 * Pressupostos baseados nas estimativas da ERSE; Assumindo securitização parcial em Espanha e manutenção dos ajustes nos CMECs 27
0! # %* ~ 2,8bn Défice Tarifário (Espanha) 0,3bn Novo leilão esperado ainda em 2008 Défice Tarifário (Portugal) 1,7bn A legislação portuguesa reconhece à EDP o direito de transmitir, sem recurso, a terceiros o défice tarifário depois de oficialmente reconhecido pelo regulador. O pressuposto final de défice tarifário será divulgado pelo regulador até 15 de Dezembro de 2008 Transmissão do direito a receber no 1T09 Renda Fixa do CMEC 0,8bn Pagamento mensal de 6,7M à EDP através das tarifas de acesso em Portugal até 2027. Valor actual de 0,8 mil milhões. Transmissão do direito dependente das condições de marcado. Potencial de transmissão dos direitos sobre os activos regulatórios no curto prazo: 2,8 mil milhões 28
2* ' #* Perfil de maturidade da dívida consolidada (Setembro 30, 2008) ( milhões) Papel comercial 2.500 Outras empresas EDP SA + BV 16,9% Brasil: 243 M Project Finance: 35 M Obrigação 1.000 milhões: Out 09 Maturidade média da dívida Set-08: 5 anos 2.500 2.000 15,5% 1.500 1.000 500 0 10,5% 10,1% 8,3% 7,3% 7,0% 7,6% 7.6% 4,9% 4,5% 2,8% 2,4% 0,4% 0,2% 0,8% 0,1% 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Perfil equilibrado da maturidade da dívida consolidada da EDP 29
% *>! 2 2& & ' :(9 9 Origem dos fundos Utilização de fundos: ( mil milhões) ( mil milhões) Liquidez total disponível Set-08: Emissão de obrigação em Out-08: 2,8 0,4 Necessidades de financiamento no mercado de dívida: Emissão de obrigação, maturidade Out-09 1,0 Emissão de obrigação, maturidade Jun-10 0,5 Transmissão do direito a receber o défice tarifário, esperada para o 1T09: 1,7 Linhas de crédito de CP: Linha de crédito, maturidade em Jul-09 1,3 Posição líquida confortável A EDP foi capaz de aceder a mercados de dívida em Outubro de 2008 30
1-# # #$ Dívida líquida / EBITDA FFO / dívida líquida 4,6x 4,4x 4,3x 3,9x* 3,2x 12% 17% 17% 22% 2005 2007 2008E 2012E 2005 2007 2008E 2012E Rácios de 2008 melhoraram significativamente, excluindo activos regulatórios Melhoria estável até 2012 Crescimento FCF operacional baseado em actividades de baixo risco suportadas por melhorias claras dos rácios de crédito * Dívida líquida/ebitda ajustada de défice tarifário em Portugal e Espanha 31
#*3 32
% $%# & 9. 1# #*2#;# & # 1 Gestão da agenda regulatória com o objectivo de gerar cash flow com manutenção de perfil de baixo risco Risco controlado 2 Gestão activa da exposição aos mercados energéticos através de estratégias de cobertura 3 Redução de emissões de CO 2 através de investimentos em produção mais limpa 4 Estrutura de capital sólida continuando a melhoria dos rácios de endividamento Eficiência superior 5 Política de investimento selectiva, priveligiando investimentos de maior retorno e baixo risco 6 Promover mais melhorias de eficiência: todos os negócios e geografias 7 Promover uma cultura integrada em todas as geografias 8 Eólico: Enfoque em projectos de elevado retorno e execução do pipeline actual Crescimento orientado 9 Hídricas: Aumento gradual de capacidade em Portugal com execução do pipeline actual 10 Brasil: Execução dos actuais projectos de geração e análise rigorosa de novas oportunidades 33
1# #*... &! > F ** # EBITDA Mix por área de negócio EBITDA Mix por mercado Brasil (Regulado + CAE) Mercado Actividades contratadas e reguladas (ex- Brasil)* 19% 17% 12% 10% 69% 72% Outras EUA Brasil Espanha Portugal 1% 6% 4% 19% 12% 17% 23% 23% 53% 42% 9M08 2012 9M08 2012 Gestão de agenda regulatória: Défice tarifário em Portugal e Espanha ( timing de transmissão de direitos), extensão de PTCs pós-2009 Estratégia de cobertura de risco: Continuar a desenvolver a nossa capacidade para gerir risco tomando partido de estratégia de mercado; cobertura da exposição à volatilidade, arbitragem e optimização de activos. * Inclui energia eólica remunerada através de tarifas fixas ou contratadas sob CAEs na Europa e EUA 34
1! &! %* & Mix de capacidade de instalada (%) Emissões de CO 2 (ton/mwh) Carvão+Fuel CCGT Hídrica Eólica -24% -56% 6% 19% 42% 39% 38% 66% 0,6 0,46 12% 10% 28% 0,27 40% 32% 14% 19% 2005 2007 2012P 2005 2007 2012P 35
*8 2#;# + &%! # # G9 && (9 9 Programa de redução de custos Objectivo de poupança de 160m até 2012 OPEX - Poupança de Custos * Medidas tomadas nos 9M08 160 Custos de Pessoal: Redução baseada em acordos de reforma Melhorar nível de eficiência por empregado Brasil P. Ibérica 42 11 31 Medidas já implementadas 26% Objectivos 2012 Fornecimentos e serviços externos Inclui poupanças de custos em áreas como: TI Novas plataformas de tecnologia Serviços comerciais integrados Novas soluções de gestão O&M Controlo de custos e processos operativos Melhoria sustentável de eficiência * Exclui o impacto de inflação e de actividade de expansão 36
* #&#... 2? #! ( & &> # 3,750 MW de capacidade em construção em 7 mercados e 4 tecnologias Projectos em construção representam 20% da capacidade de geração actual MW em construção: Detalhe por data prevista de comissionamento Other Carvão Brasil 1% 10% CCGT Portugal 23% 357 573 52 862 Hídrica Portugal 23% 3.750 Em construção Set-08 2008 268 414 360 691 2009 2010/12 173 2013 Eólica USA Eólica Europa 17% 26% MW em construção 37
#& 3 # # #&:(9? # #&#& * 2012+ 2006-2008 2009-2012 Criar opções de crescimento Enfoque na execução Geração de Cash-flow Dez-05 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 Capacidade Instalada 12 GW > 19 GW > 24 GW 38
& Programa de corte de custos de 160m irá melhorar eficiência operacional EBITDA TCMA 2007-2012: 12% Net Debt / EBITDA: 3.2x em 2012 Resultado líquido ajustado: TCMA 2007-2012: 10% Dividendo por acção continua a crescer 0.015 por ano *EPS 2007 Adjusted = 0.231 per share excluding of: capital gains (- 249m), restructuring costs (+ 139) and others (+ 46m); 39
##*! :(9 2 Mais verde... CO2/MWh 0,60 0,48 0,31 Mais oportunidades CAPEX ( bn) 0,27 2,7 1,4 ~3.0 Mais diversificada 2005 2007 2008E 2012E EBITDA fora da P. Ibérica 20% 24% 22% 35% Mais crescimento 2005 EBITDA ( bn) 2,1 2007 2009E-2012E Avg. 2,6 12% TCMA 2005 2007 2008E 2012E 2005 2007 2012E Mais eficiente OPEX/Margem bruta 38% 30% 29% 27% Mais sólida Dívida Líquida/EBITDA 4.6 4.4 4.2 3.9* 3.2 2005 2007 2008E 2012E 2005 2007 2008E 2012E * Dívida líquida/ebitda ajustada pelo défice tarifário em Portugal e Espanha. 40
# - * Cumprimento de objectivos Criar oportunidades de investimento atractivas Sustentabilidade: Geração mais limpa, Baixa exposição ao mercado Investimento: Visibilidade e flexibilidade de mix em 2009-12 Focus em eficiência e disciplina: execução de opções de investimento Reforço de Agenda Estratégica Risco controlado Eficiência superior Crescimento orientado 41
42