ENEVA Investor Day 3 de julho de 2014

(1)

ENEVA Investor Day

3 de julho de 2014

(2)

(3)

Agenda

9:00

9:10

1 10:00

11:00

3 Introdução e Apresentação da Diretoria

Fabio Bicudo, CEO / Frank Possmeier, Vice-Presidente Executivo

Operações

Roel van der Stok, COO / Frank Possmeier, Vice-Presidente Executivo

Estabilização Financeira e Estratégias de Redução de Custo

Ricardo Levy, CFO / Frank Possmeier, Vice-Presidente Executivo

Encerramento & Oportunidades de Crescimento

Fabio Bicudo, CEO / Frank Possmeier, Vice-Presidente Executivo

Coffee Break

9:10

10:00

2 Atualização Regulatória

Fabio Bicudo, CEO

11:30

12:30

4 11:00 às 11:30

3

12:30

13:00

5

(4)

Introdução e

Estrutura da Administração

1

(5)

5 Frank Possmeier, Vice-Presidente Executivo

o Foi CFO e Deputy-CEO da E.ON International Energy. Também foi VP Sênior e Diretor Global de Fusões e Aquisições do Grupo E.ON.

o Possui mestrado e doutorado em Economia e Administração.

Fabio Bicudo, CEO/Diretor-Presidente

o Atuou como co-head de investment banking no Goldman Sachs, sendo responsável pela cobertura do setor de utilities no Brasil. Anteriormente, foi Managing Director do Citi. o Possui MBA pela Columbia Business School, tendo estudado

também na HEC em Paris e na FGV em São Paulo.

Ricardo Levy, CFO/Diretor Executivo Financeiro

o Ocupou o cargo de CFO na BHG, além de posições executivas na Light.

o Formado em Administração pela PUC-RJ, tendo cursado também Economia. Possui também MBA Executivo em Administração pela Coppead/UFRJ.

Michael Moser, Diretor Executivo de Desenvolvimento e Compliance

o Trabalhou na E.ON como VP e Head Global Jurídico deM&A. Também trabalhou no Baker & McKenzie e Agio Invest AG. o Possui mestrados em Administração, Economia e Direito, além

de doutorado em Direito.

Alexandre Americano, Diretor Executivo Jurídico e Regulatório

o Trabalhou anteriormente como Gerente Jurídico na Brasil Ecodiesel e no Grupo BBM (Banco e Holding).

o Formado em Direito pela PUC-RJ, possui MBA em Finanças e Mercado de Capitais, além de especialização em Direito Corporativo, ambos pela FGV.

Roel van der Stok, Diretor Executivo de Operações

o Ex-COO da E.ON Anlagenservice. Atuou também como gerente da divisão de usinas de geração da E.ON na Alemanha, além de ter sido head de gestão de ativos da E.ON Benelux.

o Possui Mestrado em Engenharia e MBA.

Diretoria

(6)

Estrutura da Administração

Diretor-Presidente

Diretor de Relações c/ Investidores Fabio Bicudo

Vice-Presidente Executivo Diretor Executivo Administrativo

Frank Possmeier

Diretor Executivo de Desenvolvimento e

Compliance Michael Moser

Diretor de Engenharia & Construção Matthias Fricke Diretor de Desenvolvimento de Negócios Pedro Litsek Diretor Executivo Jurídico e

Regulatório Alexandre Americano

Diretor Executivo de Operações Roel van der Stok Diretor Executivo

Financeiro Ricardo Levy

o Relações com Investidores o Recursos Humanos o Comunicação e Imprensa o Relações Institucionais o Auditoria Interna o HSSE o Tesouraria o Contabilidade

o Planejamento & Controle o Mercado de Capitais o Comercializadora E&C o TI o Jurídico o Regulatório o Licenciamento

o Engenharia & Construção o Gestão de Ativos o Operações o M&A o Desenvolvimento de Negócios o Compliance o Tributário o Suprimentos 6

(7)

Atualização Regulatória

2

(8)

0 50 100 150 200 250 300 350 C VU M é di o (R $ /M W h )

SIN s/ ENEVA SIN c/ ENEVA

8

Discussões Regulatórias em Curso (1)

Atraso de Parnaíba II

CVU médio (ENEVA sem Parnaíba II): R$111/MWh CVU médio (ENEVA com Parnaíba II): R$101/MWh

CVU de Parnaíba II: R$59/MWh ENEVA c/ Parnaíba II: R$101/MWh

Redução média do CVU: R$12/MWh

(9)

Parte de 1,4GW do Complexo Parnaíba, único exemplo de “gas to wire” no Brasil.

450MW médios vendidos no leilão A-3 de 2011 – CCEARs iniciados em março de 2013.

Menor custo variável (R$59/MWh) dentre os projetos a gás no Brasil.

Investimentos de até R$1,4 bilhão.

Todas as turbinas a gás já foram comissionadas. Turbina a vapor será totalmente testada nos próximos 4 meses.

Construção e infraestrutura de fornecimento de gás da usina foram adiados:

o Falta de financiamento de longo prazo em função de dificuldades para a assinatura dos CCEARs;

o Capacidade financeira restrita da OGX Maranhão antes do plano de resgate capitaneado por Cambuhy Investimentos e E.ON.

Visão geral do projeto

Discussões com a Aneel ao longo dos últimos 2 meses para alcançar uma solução equilibrada para Parnaíba II:

o Multas regulatórias relacionadas ao atraso do DCO; o Custo de cancelamento dos CCEARs.

Proposta apresentada à Aneel em 18 de junho de 2014 considera: o Construção e conclusão de Parnaíba II até dez/2014;

o Suspensão temporária do início dos CCEARs até dez/2015;

 Turbina a vapor de Parnaíba II (154MW médios) operando a partir de dez/2014, cumprindo parcialmente os CCEARs;

o Redução da receita fixa anual da usina durante o período restante dos CCEARs;

o Termo de compromisso para fechamento do ciclo de Parnaíba I, fornecendo 360MW de capacidade instalada adicional, sob certas condições.

Aneel suspendeu qualquer pagamento de penalidades até 18 de julho de 2014.

Proposta da ENEVA à Aneel

Discussões Regulatórias em Curso (2)

Atraso de Parnaíba II

(10)

Entraram com ação contra a Aneel em jan/2014 questionando encargos por indisponibilidade com base horária;

Em 24 de janeiro de 2014, a Justiça Federal concedeu liminar suspendendo encargos por indisponibilidade com base em medições horárias, e instituindo a metodologia prevista nos CCEARs (média de 60 meses);

A ação também reivindica o reembolso dos valores pagos desde o início dos CCEARs;

Petição para revisão da metodologia ADOMP apresentada à Aneel:

o Nota técnica já divulgada, considerando o entendimento contratual da Companhia.

Itaqui e Pecém I

Em 26 de junho de 2014, entraram com um pedido de liminar na Justiça Federal com o objetivo de obter a mesma metodologia já pleiteada à Aneel.

Pecém II e Parnaíba I & III

+R$310MM já pagos em encargos de indisponibilidade¹

Discussões Regulatórias em Curso (3)

ADOMP / Encargos por Indisponibilidade

Notas: 1) Considera metodologia baseada em medições horárias para encargos de indisponibilidade até jun/2014; 2) Não considera os valores pagos desde a efetivação da liminar.

10

Usina 100% Ajustado pela _{participação}

Itaqui² R$105,2MM R$105,2MM Pecém I² R$250,2MM R$125,1MM Pecém II R$38,9MM R$38,9MM Parnaíba I R$52,2MM R$36,5MM Parnaíba III R$6,9MM R$4,8MM Total R$453,3MM R$310,5MM

(11)

Aplicabilidade

• Despacho > 80% (durante, pelo menos, 6 meses consecutivos)

1

• Capacidade instalada > 100MW

2

• Custo variável menor que R$200/MWh

3

Tratamento diferenciado às térmicas com baixo custo variável e impacto significativo nos níveis dos reservatórios Similar ao MRE, criado para mitigar riscos hidrológicos.

Termos do pedido

Outros Estudos Regulatórios

Discussão potencial para reestruturação dos CCEARs

11

• Carvão: [até 3 meses/ano] • Gás: [até 1 mês/ano]

Manutenção

Adicional

• Duração de 5 anos; ou • Duração total dos CCEARs

Redução

temporária do

volume contratual

• Duração dos CCEARs; e/ou • Redução da receita fixa

Compensação

(12)

Operações

3

(13)

Parnaíba Gás Natural

3.1

(14)

Investimento da Cambuhy/E.ON na Parnaíba Gás Natural

Garantindo o fornecimento de gás para as térmicas da ENEVA

No 2S2013, ENEVA e E.ON lideraram o resgate da PGN do processo de recuperação judicial da OGPar, garantindo o fornecimento de gás para as usinas da ENEVA:

o A Cambuhy Investimentos veio substituir a OGPar na estrutura societária da PGN;

o Reforçando seu compromisso com o Brasil, a E.ON concordou em participar do grupo de controle da PGN.

Em fev/2014, Cambuhy e E.ON realizaram um aumento de capital na PGN no valor total de R$250MM, garantindo recursos para cobrir as necessidades de investimento da companhia em 2014:

o Foram assegurados R$750MM adicionais em financiamentos de longo prazo;

Cambuhy também firmou contrato de compra de ações para adquirir a participação remanescente da OGPar por R$200MM; o Esta última etapa da transação será finalizada como parte do processo

de recuperação judicial da OGPar.

ENEVA e E.ON têm direito por um período de 2 anos de aumentar sua participação conjunta na PGN para 33,3%.

Após a execução do contrato de compra e venda

18,2% Parnaíba Gás Natural 9,1% 72,7% Bloco de Controle (100%) 18,2% PGN 36,3% 9,1% 36,4% Bloco de Controle (63,7%)

Atual

OGPar

Plano de resgate da PGN

Blocos de gás 70% BTG 30%

Estrutura Societária

14

(15)

Única parte da Bacia do Parnaíba já licenciada e explorada;

Declaração de comercialidade para 3 campos de gás: Gavião Real, Gavião Azul e Gavião Branco:

o Descoberta em Santa Vitória em jan/2014 (poço OGX-121). Nova diretoria liderada por Pedro Zinner (ex-diretor da BG): o Novo COO: Hubert Mainitz (E.ON E&P)

Desafios:

o Cenário de alto despacho aumenta extração dos poços

existentes, exigindo análise de otimização para gestão dos reservatórios;

o Investimento adicional pode ser necessário para manter os

níveis de produção.

Visão geral

Parnaíba Gás Natural (PGN)

3 campos comerciais de gás dedicados para suprir as usinas da ENEVA

(16)

Parnaíba Geração

3.2

(17)

Unidade de Tratamento de Gás Parnaíba II 2 TGs GE x 168,8MW + 1 TV GE x 181MW Parnaíba I 4 TGs GE x 168,8MW Parnaíba III 1 TG GE x 168,8MW + 1 MG Wärtsilä x 7,3MW Parnaíba IV 3 MG Wärtsilä x 18MW



Capacidade: 56MW



46% eficiência



Receita Fixa: R$54MM/ano



CVU: R$69/MWh



Mercado livre



Início da Operação: Dez/2013



38% eficiência



Receita Fixa²: R$98MM/ano



CVU: R$160/MWh



Leilão: A-5/2008



37% eficiência



Receita Fixa²: R$443MM/ano



CVU: R$114/MWh



Leilão: A-5/2008



Início da Operação: Abr/2013



51% eficiência



Receita Fixa²: R$374MM/ano



CVU: R$59/MWh



Leilão: A-3/2011



Conclusão estimada: 4T14

Parnaíba IV Parnaíba III¹ Parnaíba I¹ Parnaíba II

Notas: (1) Projeto da Bertin desenvolvido pela ENEVA; (2) Receitas fixas indexadas ao índice inflacionário – IPCA (Data-base: Nov/2013)

Complexo Parnaíba – Visão Geral

Um case único no setor de geração de energia no Brasil com 910MW já em operação

(18)

Todas as turbinas a gás em operação contínua por mais de 10.000 horas, com alta disponibilidade

o Disponibilidade média histórica de Parnaíba I: 96% o Disponibilidade média histórica de Parnaíba III: 91%

Primeiras inspeções realizadas pela GE, sem ocorrências relevantes

Intervalo de manutenção estendido de 16.000 horas para 32.000 horas

o Economia nos custos de manutenção de aprox. R$25MM ao longo dos CCEARs (100% de despacho)

Projeto em andamento para aumentar confiabilidade dos motores Wärtsilä em Parnaíba IV

o Implementação concluída até o final de 2014, dependendo do resultado da avaliação em curso

Usinas a Gás – Visão Geral da Operação

(19)

Projetos a Carvão

Itaqui, Pecém I e Pecém II

(20)

Pecém I



Receita Fixa¹: R$600,3MM /ano



CVU: R$99/MWh



Leilão: A-5/2007



Receita Fixa¹: R$317,3MM/ano



CVU: R$103/MWh



Leilão: A-5/2007



Início da Operação: Fev/2013

Itaqui

Nota: (1) Receitas fixas indexadas ao índice inflacionário – IPCA (Data-base: Nov/2013)



Receita Fixa¹: R$284,9MM /ano



CVU: R$108/MWh



Leilão: A-5/2008



Início da Operação: Out/2013

Pecém II

Portfólio de Geração a Carvão – Visão Geral

1,4 GW de capacidade instalada em operação

(21)

Disponibilidade¹

Principais questões e plano de ação

Equipamento Causa Plano de Ação Status

Mancais de rolamento dos ventiladores da

caldeira

Problemas de

fabricação Substituídos

Moinhos Desgaste Modificação de projeto e _{revisões periódicas}

Sistema FGD (dessulfurização) Entupimento Melhoria da instalação e desenvolvimento de procedimento de limpeza online Equipamentos

auxiliares Projeto e instalação Substituição, modificações

1

2

3

4 Investimento em melhorias técnicas e estoque de peças de reposição

apropriado, totalizando R$40MM (estimado), permitirá a redução do

tempo de inatividade

Parada para manutenção planejada para o 3T14

Itaqui (1)

Nota: (1) Baseado em dados da Companhia e do ONS.

21 78% 80% 74% 00% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% fe v-1 3 m ar -1 3 ab r-1 3 m ai -1 3 ju n -1 3 ju l-1 3 ag o -1 3 set -1 3 ou t-1 3 n ov -1 3 d ez -1 3 jan -1 4 fe v-1 4 m ar -1 4 ab r-1 4 m ai -1 4 ju n -1 4

Disponibilidade Mensal Média Histórica Média 1 ano Média últ. 6 meses

1 ₂

3

Declarado: 95%

4

(22)

Custo Variável x Receita Variável

(R$/MWh)

Problema Consequência Plano de Ação

Problemas de projeto na correia transportadora de carvão Maiores custos de transporte por caminhão: aprox. R$15/MWh

Simplificar a engenharia, dividindo a correia em várias seções

Status: Novo projeto de engenharia em

andamento

Tempo estimado: 6 a 12 meses

Custo: pleito será apresentada ao fabricante

(Technometal) para cobrir os custos

Dragagem do berço de carvão no Porto de Itaqui

Restrição de

capacidade dos navios, com custo do frete mais elevado:

~US$5/ton / R$5/MWh

Aumentar profundidade do berço para permitir o uso de navios Panamax (75k ton), em vez dos atuais navios Supramax (35-40k ton)

Status: Governo local finalizando licitação Tempo estimado: final de 2014

Custo de geração variável inflacionado pelo alto custo

de logística de carvão

Os custos variáveis devem ser reduzidos com a melhoria da logística

de carvão, de forma a se equiparar à receita variável

Itaqui (2)

22 261 232 144 159 128 149 112 141 108 103 115 121 126 129 118 127 124 107 106 103 102 102 _{100 104}108 107 113 116 119 120 112 108 106 103

Custo Variável Receita Variável

(23)

Disponibilidade¹

Principais questões e plano de ação

Incêndio na turbina Vazamento de _óleo

Tubulações de óleo melhoradas, sistema de combate a incêndio comissionado

Selo de hidrogênio Falha do _material Substituído

Vazamento na

caldeira Falha na construção Reparado

Motor do ventilador

elétrico Falha na construção

Novo motor instalado; antigo motor em reparo para ser mantido como reserva

Equipamentos

auxiliares Projeto e instalação Substituição, modificações

1

2

3

4

5 Investimento em melhorias técnicas e estoque de peças de

reposição apropriado, totalizando R$30MM (estimado),

permitirão um tempo de inatividade reduzido

Pecém I (Unidade #1)

23

59% 52% 75% 00% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% jan -1 3 fe v-1 3 m ar -1 3 ab r-1 3 m ai -1 3 ju n -1 3 ju l-1 3 ag o -1 3 set -1 3 ou t-1 3 n ov -1 3 d ez -1 3 jan -1 4 fe v-1 4 m ar -1 4 ab r-1 4 m ai -1 4 ju n -1 4

Declarado: 90%

1

2 3 4

(24)

Disponibilidade¹

Principais Falhas e Plano de Ação

Ventilador de

refrigeração do gerador Falha de montagem Remontado Filtros de manga Sistema de limpeza Válvulas _trocadas

Válvula de controle da

turbina Vazamento de óleo Reparado Equipamentos auxiliares Projeto e instalação Substituição, _{modificações}

1

2

3

4 Investimento em melhorias técnicas e estoque de peças de

reposição apropriado, totalizando R$30MM (estimado),

permitirão um tempo de inatividade reduzido

Parada para manutenção planejada para o 3T14

Pecém I (Unidade #2)

24

76% 74% 85% 00% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Declarado: 90%

4

(25)

151 127 118 136 154 117 139 138 109 119 107 134 106 107 110 95 93 108 111 105 104 _{100 99 99 97 102 105}106 110 114 117 118 110 105 102 100

Custo Variável Receita Variável

Custo de geração variável em níveis recorrentes, com margem de despacho positiva

Custo de geração variável já em níveis recorrentes

o Custo com diesel reduzido em ~50% com operações

mais estáveis após a interrupção para manutenção em jan/2014

o Custo de estoque de carvão em linha com os valores declarados como base para determinar a receita variável

Custo Variável x Receita Variável

1

_(R$/MWh)

Pecém I

25

(26)

Declarado: 95% 93% 96% 00% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

out-13 nov-13 dez-13 jan-14 fev-14 mar-14 abr-14 mai-14 jun-14 Disponibilidade Mensal Média Histórica Média últ. 6 meses

Disponibilidade¹

92 99 111 99 106 101 101 88 99 114 118 122 125 125 118 113 111 108

out-13 nov-13 dez-13 jan-14 fev-14 mar-14 abr-14 mai-14 jun-14 Custo Variável Receita Variável

A melhoria no comissionamento resultou em operações mais estáveis,

incorporando as lições aprendidas em outras usinas

Monitoramento de equipamentos auxiliares para manutenção do bom desempenho

Custo Variável x Receita Variável (R$/MWh)

Pecém II

26

(27)

Principais riscos remanescentes

o Cenário de despacho elevado e contínuo, com tempo de manutenção reduzido;

o Projeto e instalação de equipamentos auxiliares.

Plano de melhoria para usinas a carvão

o Otimização de estruturas organizacionais para reduzir custos e melhorar o desempenho da equipe;

o Troca de experiências entre as usinas e com E.ON e EDP;

o Implementação de processos de gerenciamento de ativos (gestão de riscos, análise de falhas);

o Melhorias técnicas (aproximadamente R$60MM em 3 anos, focada principalmente em Itaqui e Pecém I);

o Fornecedores: estabelecer uma rede de fornecedores confiáveis de bens e serviços essenciais;

o Peças de reposição: adquirir peças de reposição estratégicas (aprox. R$40MM em 3 anos para pool de peças de reposição).

Resumo de melhorias na operação de carvão

(28)

Estabilização Financeira e

Estratégias de Redução de Custo

4

(29)

Estabilização Financeira

4.1

(30)

12 de maio de 2014

20 de maio de 2014

30 de junho de 2014

• Assinatura de termo de compromisso

com bancos para:

• Aumento de capital de R$1,5Bi

o Fase I: R$316,5MM em dinheiro apenas (em

vigor); e

o Fase II: R$1,5Bi menos o montante captado na

Fase I (caixa, bens ou conversão da dívida).

• Renegociação da dívida da holding:

o Transferência de dívida de R$600-700MM para subsidiárias/projetos;

o Extensão do vencimento do restante da dívida da holding em 5 anos (cerca de R$1,5Bi), com início da amortização a partir de junho de 2017.

• Venda de Pecém II:

o Garantia backstop da E.ON de até R$400MM por 50% do ativo. • Empréstimo-ponte de curto prazo no valor de R$100MM desembolsado pelos bancos. • R$120MM do compromisso de subscrição da E.ON no 1º Aumento de Capital.

•R$150MM de capital novo obtidos durante o Prazo de Preferência inicial:

o R$120MM pela E.ON (já desembolsados); o R$30MM por minoritários; e

o Fundos adicionais podem ser levantados durante os períodos de direito de preferência.

• Estrutura societária indicativa:

44,0% 20,4% Free Float Eike Batista Bloco de Controle 35,6%

Estabilização Financeira em Curso

(31)

Principais conquistas: • ICB Online para Pecém II;

• Progresso com a Aneel no caso Parnaíba II (prazo: 18 de julho);

• Lançamento do 1º Aumento de Capital I e subscrição da E.ON.

Principais desafios remanescentes:

o Waivers do BNDES para o encerramento de Pecém II e

disponibilização dos fundos (E.ON) e do financiamento de longo prazo (bancos);

o Solução final para Parnaíba II;

o Implementação do 2º Aumento de Capital e potenciais

contribuições de ativos.

Principais conquistas recentes / Pontos críticos

ENEVA trabalha com as seguintes prioridades:

1. Venda de Pecém II / Execução da garantia backstop;

2. Solução para Parnaíba II e desafios regulatórios importantes (ex.: acordo final sobre ADOMP) ;

3. Implementação do plano de estabilização, principalmente:

o Aumentos de capital;

o Financiamento de longo prazo de Pecém II; o Transferência de dívida para subsidiárias/projetos;

o Extensão do vencimento da dívida da holding.

Atualização do processo

Processo e Passo-a-passo da Estabilização (1)

(32)

•Conclusão da venda de Pecém II

o Pagamento de, no mínimo, R$400M (50% de Pecém II)

•Decisão final da Aneel sobre Parnaíba II

•Financiamento de longo prazo de Pecém II

o Documentação final;

o Desembolso dos aportes.

•Assembleia de acionistas

o Autorização para aumento de capital

o Autorização para contribuição de ativos

•Conselho aprova 2º Aumento de Capital

•Início do 2º Aumento de Capital

•Acordo dos principais termos da transferência de

dívida para subsidiárias/projetos;

•Execução / Efetivação da dívida pendente/Roll over

Julho de 2014

Agosto-outubro de 2014

32

(33)

Estratégias de Redução de Custo

4.2

(34)

Estratégia de redução de custos baseada em: top-down (meta de R$80MM) e bottom-up (desenho de organização ideal), apoiada por uma consultoria externa.

O programa de redução de custos será desenvolvido com base em três fatores-chave:

o Implementação de resultados rápidos

o Racionalização da organização

o Terceirização e realocação de funções específicas

FY2014 Ganhos _rápidos _{organizacional}Simplificação Realocação e _{terceirização} ₂₀₁₅Meta

Redução de custos de 35% a 40% a ser

alcançada em 2015.

Elementos-chave da ENEVA para a estratégia de redução de custos

Três fatores-chave para manter o controle de custos

34 125MM 65% 35% 80MM 10% 45MM

(35)

Layout do escritório e serviços

o Mudança no layout do escritório e redução de 6 para 3 andares alugados;

o Redução dos serviços de escritório.

Politicas de viagem

o Implementação de uma política restritiva para viagem;

o Restrição de voos  mudança para videoconferências.

Medidas administrativas

o Redução de serviços de consultoria;

o Redução de eventos corporativos;

o Simplificação dos projetos corporativos em curso.

Ganhos

rápidos & Serviços Escritório de viagem Custos Medidas

administrativas Outros

Ganhos

rápidos como referência para iniciar mudanças

Diversas medidas objetivando retornos rápidos

35 4.5MM 1MM 1MM 2MM 0.5MM

(36)

Repensando o tamanho da organização e a redução de duplicidades e ineficiências;

Restruturação de responsabilidades, reportes e processos;

Metas claras para 2014:

o Redução de custo de pessoal em R$30 milhões;

o Redução de headcount de, no mínimo, 65 funcionários; o Redução de hierarquias e, assim, diminuição do número

de gerentes de nível médio.

2 membros do EC e 7 Diretores Até 6 níveis hierárquicos 175 funcionários no fim de 2013 2 membros do EC e 4 Diretores Máx. 4 níveis hierárquicos < 110 funcionários até o fim de 2014

Principais pilares são simplificação organizacional

e mudanças estruturais

36

Hoje Amanhã

(37)

Somente funções da holding com tarefas de controle claras devem estar localizadas no Rio de Janeiro;

Definição e diferenciação claras entre funções de controle e suporte;

Plano de ação para as funções de apoio:

o Implantação de centros de serviços compartilhados

agrupando certas atividades;

o Centralização de funções-chave (ex.: suprimentos);

o Realocação para reduzir custos locais (ex.: operações);

o Terceirização (ex.: TI).

Aumentar a eficiência por meio de terceirização e realocação

Foco em funções reais da holding

37

Otimização das funções da holding

Funções Atuais da Holding Funções de Controle Funções de Suporte Agrupar, criar centros de serviço compartilhados e realocar Agrupar e Terceirizar Tarefas claras da holding

(38)

Ramp-up

esquemático

Fase I

Estruturação do programa + realização de ganhos rápidos

Fase II

Implementar racionalização + mudanças estruturais

Fase III

Aumentar eficiência por meio de terceirização e realocação

Fase IV

Controle de custos e melhorias contínuas Ganhos rápidos Racionalização e mudanças estruturais

Eficiência por meio de terceirização e realocação

R$45MM

2T14

3T14

4T14

2015

Efeito em 2015 da redução de custos realizada

Parte principal da economia será realizada no 3T14 e 4T14

38

Custo não-recorrente associado ao programa de redução de custos

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Encerramento e Oportunidades de Crescimento

5

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Fechamento do ciclo aberto das turbinas a gás de Parnaíba I, fornecendo 360MW adicionais.

Projeto competitivo sem necessidade de gás adicional¹. Licença ambiental de instalação emitida.

Plug and Play: subestação elétrica de 500kV e fornecimento de água já construídos.

Tecnologia conhecida, projeto original do Complexo Parnaíba concebido para permitir uma expansão modular, levando à implementação e operação eficientes.

o Experiência recente da ENEVA na usina Parnaíba II de

ciclo-combinado, em site vizinho.

Eficiência no compartilhamento de custos (O&M, administrativo, HSSE, peças de reposição etc.) com o Complexo Parnaíba, tornando o projeto ainda mais competitivo.

Destaques

Parnaíba

Fechamento #1 Fechamento #2

Note: (1) Para permitir a expansão adicional de combustível, principalmente para a harmonização dos CCEARs e do consumo interno.

Parnaíba I: Fechamento do ciclo (1)

Expansão altamente competitiva no site existente

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Capacidade: 352,8MW

Eficiência da planta: 51% (anteriormente 37%) Gás adicional consumido: zero

EPCista: TBD (primeira fase construída pela Duro Felguera) Cronograma de implantação: 36 meses

CAPEX: aprox. R$1,75 bilhão

Estrutura de capital desejada: 70/30, com financiamento do BNDES Target IRR: 15% real

Principais equipamentos/tempo de entrega:

o Turbina a vapor + Gerador: 18 meses

o Sistema de recuperação de calor (caldeiras): 14 meses o Torre de resfriamento: 13 meses

o Bombas (água, condensado, água de resfriamento): 13 meses

Instalações existentes

Novo equipamento

Parnaíba I: Fechamento do ciclo (1)

Expansão altamente competitiva no site existente

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