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
Companhia elétrica integrada privada com operações em 12 estados brasileiros nos segmentos de geração, distribuição, transmissão, comercialização e serviços de energia EDP Energias de Portugal Free Float 51,21% 48,78%* 16% do EBITDA do grupo (2016) *O restantes das ações são mantidas na tesouraria Energias do Brasil 4ª Maior comercializadora privada (vendas) (1) 13 TWh de energia vendida 5º 6º Maior grupo privado de geração (capacidade instalada) (3,4) 2,8 GW de capacidade instalada e 1,8 MW médio de energia assegurada Contratos de concessão de longo prazo Parceria com empresas nacionais e estrangeiras Maior grupo privado de distribuição (energia distribuída) (2) 3,3 milhões de clientes atendidos por duas distribuidoras 1) Fonte: CCEE (2016); 2) Em 2016. Fonte: Aneel. 3) Critério de consolidação. 4) Fonte: Abradee 2016. 3
Operação em 7 estados brasileiros Sto. Antônio do Jari 373 MW 50% EDP BR 50% CTG AP Cachoeira Caldeirão 219 MW 50% EDP BR 50% CTG Pecém I 720 MW 100% EDP BR PA TO CE Lajeado 903 MW EDP BR 56% Eletrobrás 40% Gov de TO 4% São Manoel 700 MW EDP BR 33,3% CTG 33,3% Furnas 33,3% MT MS ES Enerpeixe 499 MW EDP BR 60% Furnas 40% Energest 198 MW 100% EDP BR UHE Térmica Em operação Em construção Costa Rica 16 MW EDP BR 51,3% EDP PCH 102 MW 100% EDP BR Santa Fé 29 MW 100% EDP BR 4
Operação em 2 estados brasileiros EDP São Paulo 28 cidades no estado de São Paulo 1,8 milhões de clientes Vencimento da Concessão: 2028 Período Tarifário: Outubro Próxima revisão tarifária: Out/2019 (a cada 4 anos) EDP Espírito Santo 70 cidades no estado do Espírito Santo 1,5 milhões de clientes Vencimento da Concessão: 2025 Período tarifário: Agosto Próxima revisão tarifária: Ago/2019 (a cada 3 anos) 5
Presença em 6 estados brasileiros Lote 7 - Leilão 05/2016 Extensão: 121 km Prazo: 60 meses Lote 11- Leilão 05/2016 Extensão: 203 km Prazo: 48 meses MA SP MG ES Lote 24 Leilão 013/2015 Extensão: 113 km Prazo: 32 meses Lote 18- Leilão 05/2016 Extensão: 375 km Prazo: 60 meses SC RS Transmissão Lote 21 - Leilão 05/2016 Extensão: 485 km Prazo: 60 meses 6
UHE Cachoeira Caldeirão 7
UHE Santo Antônio do Jari Local: Divisa dos estados do Pará e Amapá Tamanho: 373,4 MW / 217,7 MW médios Parceria: CTG (50%) Início dos PPAs: janeiro/15 (300 MW) e janeiro/17 (73,4 MW) Capex: R$ 1,1 bilhão 1 Financiamento: BNDES no valor de R$ 716 milhões UHE Cachoeira Caldeirão Local: Amapá Tamanho: 219 MW / 129,7 MW médios Parceria: CTG (50%) Início dos PPAs: janeiro/2017 Capex: R$ 1,2 bilhão 1 Financiamento: BNDES no valor de R$ 504 milhões + debentures de infra estrutura de R$ 156,5 milhões 1) Capex nominal. 8
UHE São Manoel Local: divisa entre Mato Grosso e Pará Tamanho: 700 MW / 409,5 MW médios Parceria: CTG (33,3%) e Furnas (33,3%) Início dos PPAs: maio/2018 Financiamento: BNDES no valor de R$ 1,3 bilhão + debenture de R$ 280 milhões Novos EPCistas (Cesbe e a Alstom) após a substituição da Constran. 9
Disponibilidade (%) Crescimento do CVU decorrente do aumento do preço de carvão no mercado internacional. Encargo Hídrico 264 104 669 106 310 112 174 119 237 148 PLD CVU Redução do encargo de 7,0 vezes para 3,1 vezes; Liminar concedida para repasse do encargo para a tarifa. 2013 2014 2015 2016 1T17 10
Aumento de 2,2 GW de capacidade desde o IPO Evolução da capacidade instalada Pro-forma 1 2.174 51 110 2.763 233 2.996 530 2005 2006-2015 Venda Pantanal Energética 1T16 UHE C. Caldeirão 1T17 UHE São Manoel 2018 Matriz de geração de energia EDP Energias do Brasil Mai/17 1) Considera a proporção da UHEs de Santo Antonio do Jari (50%), Cachoeira Caldeirão (50%) e São Manoel (33,34%). 11
Gestão ativa da exposição ao mercado de energia % de energia contratada 1 82% 90% 89% 89% Energia descontratada 1 (MW médio) 184 2 118 126 129 81 26 55 54 54 42 77 40 51 13 10 10 20 14 10 Jul a Dez/2017 2018 2019 2020 Enerpeixe São Manoel Energest Outros PPA s de longo prazo protegidos pela inflação com preço médio de R$ 175/MWh (2017) 1- Os valores consideram a proporção da UHEs de Santo Antonio do Jari (50%), Cachoeira Caldeirão (50%) e São Manoel (33,34%). 2- Considera o Hedge de 70 MW médios e 18 MW médios do MCSD e acordos bilaterias 12
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Situação da sobrecontratação no Brasil % Médio de Sobrecontratação das Distribuidoras no Brasil Principais Soluções 110,0% Migração de clientes especiais 108,0% 107,2% 106,2% Exposição involuntária 103,4% 102,6% Lastro de Cotas Descontratação Regulada 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Ações em andamento para mitigar a sobrecontratação no país Sobrecontratação= compras reguladas pelo PPA / vendas reguladas para clientes Fontes: 2016- CCEE e 2017 a 2021 ABRADEE 14
Diminuir a diferença entre as perdas e as metas regulatórias das distribuidoras DEC (horas) FEC (vezes) 8,88 8,80 8,68 8,46 8,47 8,35 Meta ANEEL EDP São Paulo: 8,41 EDP Espírito Santo: 9,81 5,07 5,08 5,42 5,40 5,31 5,34 Meta ANEEL EDP São Paulo: 6,59 EDP Espírito Santo: 7,65 1T16 4T16 1T17 EDP São Paulo EDP Espírito Santo 1T16 4T16 1T17 EDP São Paulo EDP Espírito Santo Perdas NT Mercado BT EDP SP (%) Perdas NT Mercado BT EDP ES (%) 11,37% -1,77 p.p. -1,41 p.p. 9,96% 9,60% 9,55% -0,05 p.p. 14,69% -1,61 p.p. -6,82 p.p. 13,08% 11,45% -1,63 p.p. 7,87% 1T16 Realizado 1T16 Meta ANEEL 1T17 Realizado 1T17 Meta ANEEL 1T16 Realizado 1T16 Meta ANEEL 1T17 Realizado 1T17 Meta ANEEL 15
UHE Cachoeira Caldeirão 16
Lucro Líquido (R$ Milhões) EBITDA (R$ Milhões) 302 817 54 82 278 184 65 +108,9% 135 457 +18,1% 540 1T16 1T17 Ressarcimento do Seguro UTE Pecém Venda Pantanal Energética Lucro ajustado 1T16 1T17 Ressarcimento do Seguro UTE Pecém Venda Pantanal Energética EBITDA ajustado Composição do EBITDA 1T17 (%) 4,4% -4,4% 17,8% 38,4% 43,8% Geração Hídrica Distribuição Geração Térmica Comercialização/GRID Outros/Eliminações 17
Busca pela eficiência e produtividade contínua PMSO (R$ Milhões) Crescimento abaixo da Inflação 1 IPCA: 4,57% IGP-M: 4,86% +3,6% 309 320 +46% +110uni 1T16 1T17 em cortes e religas -10% PDD vs. 1T16 em recadastramento de iluminação pública Nota 1: IPCA e IGPM acumulado dos últimos 12 meses. 18
Endividamento (Dez/2016 vs. Mar/17) Dívida Líquida/EBITDA (R$ Milhões) 1,8 5.571-0,3% 5.557 2.018-2,1% 1.975 3.553 +0,8% 3.582 1,4 4.684 1,3 1,3 1,5 DL/EBITDA (X) Covenant: até 3,5x 3.401 3.397 3.553 3.582 Dív. Líquida Dív. Bruta Dez/16 Dív. Bruta Mar/17 Caixa Dez/16 Caixa Mar/17 Dív. Líq. Dez/16 Dív. Líq. Mar/17 Mar/16 Jun/16 Set/16 Dez/16 Mar/17 Cronograma de vencimento da dívida (R$ Milhões) Dívida Bruta por Indexador 1.975 1.034 1.358 1.135 1.468 IPCA; 13,7% Pré Fixada; 5,1% Dólar; 4,1% 562 TJLP; 23,4% CDI; 53,7% Disponibilidade 2017 2018 2019 2020 Após 2021 19
UHE Cachoeira Caldeirão
Iniciar a operação de São Manoel; Mitigar os riscos hidrológicos em Pecém. Manter a trajetória de redução de Perdas e Inadimplência; Reforçar a Base de Remuneração Regulatória com incremento do Programa de Investimentos das distribuidoras. Recompor a Margem Bruta a Comercialização. Expandir os Serviços de Eficiência Energética e Solar Distribuído; Consolidar a nova Unidade de Negócios; Analisar oportunidades de crescimento. Aprofundar o controle dos Custos (OBZ) com foco na Distribuição e no Corporativo; Gerir o Risco Energético; Implementar Agenda Digital; Projeto Cultura EDP. 21
Por que Investir na EDP 22
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