Apresentação Corporativa
1
Aviso Legal
Esta apresentação contém algumas afirmações e informações prospectivas relacionadas a Companhia que refletem a atual visão
e/ou expectativas da Companhia e de sua administração a respeito de seu plano de negócios. Afirmações prospectivas incluem,
entre outras, todas as afirmações que denotam previsão, projeção, indicam ou implicam resultados, performance ou realizações
futuras, podendo conter palavras como “acreditar”, “prover”, “esperar”, “contemplar”, “provavelmente resultará” ou outras
palavras ou expressões de acepção semelhante.
Tais afirmações estão sujeitas a uma série de expressivos riscos, incertezas e premissas. Advertimos que diversos fatores
importantes podem fazer com que os resultados reais divirjam de maneira relevante dos planos, objetivos, expectativas,
estimativas e intenções expressos nesta apresentação.
Em nenhuma hipótese a Companhia ou sua subsidiárias, seus conselheiros, diretores, representantes ou empregados serão
responsáveis perante quaisquer terceiros (inclusive investidores) por decisões ou atos de investimento ou negócios tomados com
base nas informações e afirmações constantes desta apresentação, e tampouco por danos consequentes indiretos ou semelhantes.
A Companhia não tem intenção de fornecer aos eventuais detentores de ações uma revisão das afirmações prospectivas ou análise
das diferenças entre afirmações prospectivas e os resultados reais.
Esta apresentação e seu teor constituem informação de propriedade da Companhia, não podendo ser reproduzidos ou divulgados
no todo ou em parte sem a sua prévia anuência por escrito.
2
Estrutura Acionária e Governança Corporativa
Sólida estrutura de governança
6%
6%
23%
27%
38%
Outros
(314.990.499 ações)
11Estrutura Acionária após a oferta pública de ações – 20/10/2017
➢
Listada no Novo Mercado, segmento com o
maior nível de governança corporativa da B3
▪
100% ações ordinárias
▪
100% tag along
➢
Controle pulverizado, sem acordo de acionistas
▪
Free float 100%
Eneva 09/10/2017 -30/11/2017
10.000.000 20.000.000 30.000.000 40.000.000 50.000.000 60.000.0009-out 16-out 23-out 30-out 6-nov 13-nov 20-nov 27-nov
ADTV
3
Visão Geral da Companhia
4
Visão Geral da Companhia
Ativos 100% operacionais, representando 11% da capacidade térmica a gás do Brasil
Fonte: Companhia
1 Receita fixa anualizada - data base Novembro de 2016 2 50% ENEVA/50% Uniper.
3 Inclui 50% de Pecém II
4 Não inclui Pecém II (Ebitda 2016: R$ 185,9 MM)
2,2 GW
de capacidade instalada, 100% operacional desde Julho de 2016R$ 1,7 bi/ano
3Receita fixa garantida – Contratos de longo prazo indexados à inflação
R$ 1,2 bi
4 EBITDA ajustado em 2016Benefícios fiscais
Todos os ativos elegíveis para o benefício fiscal da SUDENE CE MA Itaqui – 360MW ▪ Receita fixa¹: R$401MM▪ Usina a carvão estrategicamente localizada em área portuária, aproveitando as vantagens logisticas
Pecém II2– 365MW ▪ Receita Fixa¹: R$360MM ▪ Usina a carvão, aproveitando
sinergias com Pecém I (EDP)
Parnaíba I - 676MW
▪ Receita Fixa¹: R$561MM ▪ Operando desde 2013
Parnaíba II - 519MW
▪ Receita fixa¹: R$472MM ▪ Operando desde Jul/2016
Parnaíba III - 176MW ▪ Receita Fixa¹: R$123MM ▪ Operando desde 2013 Parnaíba IV - 56MW ▪ Mercado Livre ▪ Operando desde 2013 Bacia de Parnaíba: ▪ 7 campos ▪ 201km gasodutos
▪ Instalações de coleta e tratamento de gás natural
▪ 17,7 bcm de reservas certificadas remanescentes em Set/2017
▪ Capacidade de produção: 8,4 mm m3/dia
▪ Infraestrutura de abastecimento de combustível proprietária e dedicada
Única geradora no setor privado no Brasil
com expertise em E&P e acesso a gás
onshore
Usinas à
5
Visão Geral do Mercado de Energia no Brasil
Potencial crescimento de 15GW na capacidade de geração térmica / atendimento ao
pico
1
liderado pela expansão planejada de usinas térmicas a gás
Matriz de Geração- Expansão Indicativa
(GW)
Fonte: PSR, Plano de Expansão de Energia Decenal 2026 (PDE2016) - Empresa de Planejamento Energético (EPE) -http://www.epe.gov.br/PDE/Documents/Arquivos/PDE2026/PDE2026_versao_para_ConsultaPublica.pdf
1A oferta máxima considera as usinas térmicas de ciclo aberto, as usinas de energia reversíveis, a motorização adicional das usinas hidrelétricas e o gerenciamento da demanda.
2Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural, Junho 2017 – Ministério de Minas e Energia (MME)
-http://www.mme.gov.br/web/guest/secretarias/petroleo-gas-natural-e-combustiveis-renovaveis/publicacoes/boletim-mensal-de-acompanhamento-da-industria-de-gas-natural/2017
3PEMAT 2022 – EPE - http://www.epe.gov.br/PEMAT/Forms/PEMAT.aspx
59 70 153 2016 2021 2026
Gás Onshore (Parnaíba)
USD 2,62 / MM BTU
Gás Natural Liquefeito (LNG)
2USD 6,31 / MM BTU
Gás Offshore (Pre-sal, modulo 1)
3USD 7,70 / MM BTU
Competitividade do Combustível
GW Novo 22 28 36 46 60 60 64 69 2026 100 114 2030 82 2017 2021 88 UTE\Vento\Solar Demanda HidrelétricaOferta e Demanda de Energia
(GWmédio)
Consumo de Gás Natural – Geração de Energia
(MM m3/dia)
!
!
Oferta
6
360 Dias em retrospecto: Maiores realizações
Foco em execução, alocação de capital e excelência operacional
18,5 bcm de reservas certificadas ▪ Fornecimento de “de-risking” do gás para as usinas do Complexo de Parnaíba Plano de Remuneração
▪Plano de Incentivo por Desempenho
▪Novo Programa de Stock Option
Fusão ENEVA & PGN
▪Única empresa do setor privado de geração de energia com expertise em E&P e acesso a gás onshore
Gestão responsável– 1asiniciativas
▪Parnaíba II – extensão do prazo de vencimento da dívida de jan/17 para jan/19 (custo mantido @ CDI +3%)
▪PGN – Amortização de dívida
R$ 165,4 MM (Fev 2017)
Outubro 2016 Janeiro 2017 Abril 2017
Estrutura organizacional simplificada Melhoria de Eficiência
▪Itaqui: limpeza de condensador ▪Pecém II: Correia transportadora Junho – Novembro/2017 EBITDA ajust. 3T17 (R$ MM) 371,3 Dívida Líquida/EBITDA 3,5x Caixa (R$ MM) 689,7 FCO 3T17 (R$ MM) 93,0 EBITDA ajust. 4T16 (R$ MM) 425,6 Dívida Líquida/EBITDA 3,6x Caixa (R$ MM) 622,5 FCO 4T16 (R$ MM) 340,2 EBITDA ajust. 3T17-LTM (R$ MM) 1.236,5 EBITDA ajust. 2016 (R$ MM) 1.176 4T2016 3T2017 EBITDA ajust. 3T16 (R$ MM) 320,0 Dívida Líquida/EBITDA 4,4x Caixa (R$ MM) 564,0 FCO 3T16 (R$ MM) 184,2 3T2016 Reestruturação financeira ▪ Emissão primária de 75.862.069 ações ▪Novos recursos: R$ 834,5 MM ▪Pré-pagamento da dívida de Parnaíba II - R$ 391 milhões
14ª Rodada – ANP e E&P
▪Aquisição de 5 blocos na Bacia de Parnaíba
▪Aquisição do Campo Terrestre de Azulão
7 Fonte: Companhia PARNAÍBA II PARNAÍBA I PARNAÍBA III PARNAÍBA IV Unidade de Tratamento de Gás Usinas de geração Gasoduto localizado de 1km a 70 km de distância Linhas de Transmissão
COMPLEXO DO PARNAÍBA
Óleo & Gás (E&P)
2ºmaior produtor privado de gás
onshore
Geração de Energia
Líder do setor privado no mercado de energia
térmica brasileira
Reservoir-to-Wire – R2W
Modelo de negócio integrado: O&G e geração de energia
Modelo integrado de geração de energia
Competências internas para desenvolver e operar o modelo R2W
Pioneira no desenvolvimento e operação
do modelo R2W no Brasil:
8 Parnaíba I Parnaíba II Parnaíba III Parnaíba IV
Capacidade (MW) 675 519 178 56
Receita Fixa1 (R$ MM/ano) 560 476 124 ND
Receita Variável2 (R$/MWh) - CVU2 112,9 74,9 203,0 ND
Receita Var. Índex Henry Hub IPCA IPCA ND
Consumo Máximo de Gás (MM m3/dia)3 4,6 2,3 1,2 0,3
PPA – Vencimento Dez, 2027 Abr, 2036 Dez, 2027 Dez, 2018
Participação Eneva 100% 100% 100% 100%
Turbinas GE 7FA – turbinas a gás GE 7FA - turbinas a gás + GE turbina a
vapor GE 7FA - turbina a gás
Wartsilla - motor a gás
Projetos Greenfield
Expansão sem consumo adicional de gás Parnaíba I OCGT CCGTParnaíba V (377 MW) - Parnaíba III OCGT CCGTParnaíba VI (94 MW)
-1,4 GW TOTALMENTE OPERACIONAL+ 2,1 GW GREENFIELD LICENCIADO
1Receitas fixas atualizadas anualmente pelo IPCA - Nov 2016); 2Posição de setembro de 2017 ; 3Consumo de gás considerando 100% de despacho 2Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) -
https://www.ccee.org.br/portal/faces/pages_publico/o-que-fazemos/como_ccee_atua/receita_vendas?_afrLoop=26403501706041#!%40%40%3F_afrLoop%3D26403501706041%26_adf.ctrl-state%3Dfb1rkvuxu_4(Posição Setembro 2017)
Parnaíba I Parnaíba III
Parnaíba IV Parnaíba II – Ciclo Combinado
Visão Geral das Usinas - Gás Natural
9
Complexo de Parnaíba: Histórico de Despacho
96 36 59 60 38 23 38 67 57 39 31 1T17 69 3T17 2T17 4T16 2T15 100 67 3T16 57 1T15 4 4T15 2T16 44 45 9 5 1T16 3T15 98 82 99 Parnaíba I (%) Parnaíba II (%) Parnaíba III (%)
Altos níveis de despacho histórico e o retorno ao comportamento sazonal em 2017
98 73 89 100 38 66 92 14 24 55 76 1T17 2 2T17 3T17 17 3 9 4T16 92 6 3T16 90 3T15 2 75 2T16 1T15 93 1T16 4T15 77 89 100 2T15 1 2 100 99 26 2T16 3T16 4T16 3T17 1T15 3T15 4T15 35 9 2T17 53 1T17 100 100 1T16 2T15 100 Despacho - Garantia Energ.
Despacho por Mérito
Despacho- Garantia Energ. Despacho por Mérito
Despacho- Garantia Energ. Despacho por Mérito
10 Estação Chuvosa
Interrupção na construção de linhas de
transmissão, com atraso esperado de 5-6 anos
Sistema Interligado Nacional (SIN)
Gargalo na rede como resultado do atraso na
construção de linhas de transmissão
Geração no Subsistema Norte (MWm)
Subsistema Norte: Maior capacidade de geração hidrelétrica combinada com atrasos
de transmissão deve fornecer previsibilidade de despacho
N NE S SE Nó de Xingú HP Itaipu Ivaiporã Nó de Imperatriz Colinas e Miracema LTs Abengoa 1ste 2nd Bipolos HPs Madeira UHE Teles Pires HP Belo Monte
Ramp-up da Hidrelétrica de Belo Monte (MWmédio)
Região Norte – Escoamento total da geração hidrelétrica
Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)
4T15 4.684 2.495 2.189 3T15 6.226 4.155 912 4T16 5.620 2.979 660 1.981 3T16 2T17 8.799 2.500 574 1.709 1T16 6.912 5.178 1.734 4.748 2.466 219 2.063 2T16 6.978 4.695 5.445 2.303 1.051 1T17 8.753 5.675 2.166 2.071 2T15 9.299 7.507 1.792 1T15 3T17 6.132 3.178 454 8.405 6.199 2.206
Hidro s/ Belo Monte Belo Monte
11
6,8 bi m3 22,8 bi m3
Produção Cumulativa desde 2013 Reservas 2P
Fonte: Reservas: Gaffney, Cline & Associates. Produção Cumulativa: Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) Os relatórios de reservas estão disponíveis para download em nosso site: ri.eneva.com.br
25,5 bi m3 Março 2016
Junho 2014 Abril 2017
Novo relatório
Evolução das Reservas (bi m
3)
Reservas de Gás Natural
i. GCA Reservas Certificadas em 30 de junho, 2014. i. GCA Reservas Certificadas em 31 de março, 2016. i. GCA Reservas Certificadas em 30 de abril, 2017.
17,5 -2,5 4,3 -7,0 18,5 -5,3
17,7 bi m
3de reservas
remanescentes em set/17
Equipe de geocientistas com
vasta experiência nas bacias
sedimentares brasileiras
Modelo geológico reconhecido
pela ANP como padrão para
futuras rodadas de licitação
25,5 bilhões de m³ certificados no primeiro ciclo exploratório
4x reservas
21 meses
+16 bi m3
13 meses
12
Portfólio de Desenvolvimento da Produção
Custo de Desenvolvimento (R$/m3)
Composição da Reserva –18,5 bi m3 2
Campo produtor
Campo a ser desenvolvido
Gasoduto em operação Gasoduto em construção
GAVIÃO PRETO
O processo de melhoria contínua através
de campanhas de desenvolvimento
anteriores levou a uma redução do capex
de forma consistente
9,9 bi m
3de reservas já
desenvolvidas e 5,5 bi m
3de
reservas em desenvolvimento
em 2017
Adicional de 3,1 bi m
3de
reserva a ser desenvolvida e
conectada em 2020 – 2022
10,11
0,05
0,10
2014 2016 20173,1
Reserva a ser desenvolvida9,9
5,5
Reservas desenvolvidas Reserva em desenvolvimento Capacidade de Produção (MM m3/dia)OPEX1(R$/m3) +71%
4,9
8,4
2015 20160,034
0,022
2015 2016 -24%Garantia de abastecimento de gás ao complexo de Parnaíba
1 Condicionado ao nível de despacho
2Relatório Gaffney Cline
Total
13
0,13
0,05
2016 2014Portfólio de Exploração
TPPs
Plano de Avaliação de Descoberta Bloco - R13 Linhas de Transmissão CampoProjeto Araguaína
2
ºCiclo de Exploração:
Extensão do ciclo de vida do complexo de Parnaíba6 PAD & 3 blocos da 13ª Rodada
1 PAD & 2 Blocos da 13ª Rodada
▪Primeiro poço de avaliação perfurado e testado (agosto de 2016) com resultados
promissores
▪Final da campanha de avaliação com ultimo poço de avaliação (1T18)
▪Declaração de comercialidade esperada no início de 2018 ▪PADs com volumes
prospectivos riscados2
▪13ª Rodada - Sísmicas contratadas e aquisição em andamento
▪Proteção adicional para altos níveis de despacho ou potencial upside
Garantindo suprimento futuro de gás
Complexo de Parnaíba
17,7 bi m3de reservas certificadas remanescentes
Custo de Descoberta
(R$ / m³)-54%
7 planos de avaliação de
exploração nos blocos da
9ª Rodada - ANP
37% de sucesso dos
poços wildcat
exploratória: 40.166 km
Área total da concessão
2 1 Fonte: Concessões da Bacia de Parnaíba, ANPOs ativos de E&P da ENEVA são operados pelas subsidiárias integradas Parnaíba Gás Natural.
2 Considera probabilidade de sucesso
14
Track-record comprovado de execução de novos projetos
4,9mm m³/dia Jan-2015 Jul-2016 + 71% em 18 meses 1 Campo 9 clusters 23 produtores 58 km of gasoduto 8,4mm m³/dia Melhoria significativa no tempo de execução das atividade de E&P
7 15 2014 2016 -53% 1.963 1.651 10,5 7,2 Poços: Tempo Médio de
Perfuração (dias)
Poços: Custo de Perfuração (R$ mm/poço)
Gasodutos: custos incorridos (R$/m)
Cluster: Custo por Unidade (R$ mm)
Foco em drivers de custos e entrega em tempo e com qualidade
-44%
3 novos
campos 8 novos clusters 23 novos produtores De gasodutos95 km
-16%
15
Visão Geral das Usinas a Carvão
Pecém II
1›
Localização: Estado do Ceará
›
Subsistema: Nordeste
›
Capacidade: 365MW
›
LEN: A-5/2008
›
Receita Fixa
2: R$338MM /ano
›
Rec. Variável (CVU)
3: 168,3 R$/MWh
›
Rec. Variável Índex:
CIF ARA (API #2)›
PPA- Prazo: Dez/27
Melhoria na Eficiência logística –
Renovação da cinta transportadora de
carvão
▪
Redução dos custos com demurrage
▪
Redução com transporte por caminhão
Tarifa Emergencial de água
▪
Injunção garantindo a transferência de
custos adicionais para CVU e isenção
de futuras sanções em caso de
escassez de abastecimento de água
Itaqui
›
Localização: Estado do Maranhão
›
Subsistema: Norte
›
Capacidade: 360MW
›
LEN: A-5/2007
›
Receita Fixa
2: R$401MM/ano
›
Rec. Variável (CVU)
3: 163,2 R$/MWh
›
Rec. Variável Índex:
CIF ARA (API #2)›
PPA- Prazo: Dez/26
Visão Geral da Melhoria de
Eficiência:
▪
HP6
▪
Torres de Refrigeração
▪
Retrofit dos Moinhos
▪
Melhoria do vedante do aquecedor de
pressão do ar
▪
Limpeza de condensador
▪
Remoção de cinza
Investimentos no curto prazo para aumentar eficiência
1Pecém II é 50/50 de participação entre Eneva e Uniper.
2Receita fixa referente ao ano fiscal de 2016 e atualizado anualmente pelo índice de inflação IPCA
3Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) -
16
Despacho das Usinas a Carvão
Aumento da capacidade de geração
hidrelétrica no subsistema Norte e
atraso nas linhas de transmissão
reduzem o despacho de Itaqui no 1S17
Baixo nível de geração hidrelétrica no
subsistema Nordeste mantém alto o
nível de despacho de Pecém II
Histórico do Despacho das Usinas
Itaqui (%) Pecém II (%) 66 47 66 24 35 18 37 17 13 16 99 84 31 51 1T15 2T17 83 3T17 2T15 3T15 91 3T16 100 1T16 2T16 100 86 4T16 99 97 1T17 4T15 96 60 93 93 43 69 13 14 99 13 46 54 14 82 97 2T15 3 1T15 2T16 3T17 4 3T16 68 1T16 1T17 71 99 4 97 4T16 16 89 2T17 6 3T15 4T15 74 1
Despacho por Mérito Despacho - Garantia Energética Despacho - Garantia Energética Despacho por Mérito
17
Performance Financeira
18
Destaques 3T17
EBITDA ajustado de R$ 371 milhões no 3T17, crescimento de 16% em relação ao
3T16
100%
88%
+12 p.p.Receita Líquida (R$ MM)¹
Margem
EBITDA
ajustado
51%
43%
-8 p.p.858
486
625
+37%
3T16
2T17
3T17
+77%371
216
320
+16%
2T17
3T17
3T16
+72%EBITDA Ajustado(R$ MM)¹
Principais fatores para o aumento do EBITDA
▪
Crescimento das vendas de gás
▪
Ampliação das margens da comercializadora
▪
Recontratação de Parnaíba II (MCSD)
▪
Estratégia bem-sucedida de hedge ADOMP
Despacho
Médio
(1) Números proforma consolidados no 3T16 e 3T17, considerando a participação de 100% na Parnaíba Gás Natural e Pecém II apresentada por Equivalência Patrimonial.
(2) Receita Líquida e EBITDA Ajustado de forma a excluir eventos não recorrentes, conforme Release de Resultados do 3T17. O resultado de Pecém II é apresentado por Equivalência Patrimonial. (3) Média de despacho ponderado por capacidade considerando o portfólio de geração, com exceção de Pecém II.
19
Destaques 3T17
(1) EBITDA Ajustado, excluindo eventos não recorrentes, de acordo com os Resultados do 3T17. Os resultados do Pecém II são apresentados pelo método da equivalência patrimonial. Dados Pro forma consolidados do 3T16, considerando a participação de 100% na Parnaíba Gás Natural e Pecém II pelo método da equivalência patrimonial.
EBITDA Ajustado por segmento¹ (R$ MM)
▪
Complexo Parnaíba:
upstream positivamente impactado pelo crescimento das vendas de gás com maior despacho
▪
UTEs Carvão:
estratégia bem-sucedida de hedge ADOMP
▪
Comercializadora:
aumento de volume comercializado e margem de comercialização
28,8
12,4
31,0
UTEs Carvão Ajustes
Não-Recorrentes
-5,5
+16%
EBITDA 3T16320,0
371,3
2,4
Holding e outrosComplexo Parnaíba EBITDA 3T17
11,0
Comercializadora
2,2
20
Investimentos
Investimentos cresceram 27% em relação ao 3T16, impulsionados pelo
desenvolvimento dos campos de gás
Destaque dos Investimentos no 3T17
Geração
▪
Programas de eficiência destinados a
aumentar a disponibilidade operacional
▪
Aquisição de estoque de peças
sobressalentes para atividades de
manutenção em Itaqui
Complexo Parnaíba
▪
Desenvolvimento dos campos de Gavião
Caboclo e Gavião Azul
▪
Campanha de perfuração nos PADs de
Morada Nova, Angical e Araguaína
▪
Implantação do sistema de captação e
tratamento de água do Rio Mearim
Investimentos (R$ MM)
Investimentos no 3T17: ~21% Geração e ~79% E&P
83,5
+27%
3T16
78,7
3T17
2T17
62,0
(1) Números consolidados no 3T17 e Pecém II apresentada por Equivalência Patrimonial
21
Endividamento
Contínuo fortalecimento da estrutura de capital
Dívida Líquida Consolidada (R$ Bi)
3T16
3T17
3,5
-1%
4,3
4,5
2T17
Pós-Oferta
-5%
4,3
3T17
3,5
2T17
3,7
3T16
4,4
-20%
-5%
Pós-Oferta
2,8
4,3
2T17
3T16
5,6
3T17
5,0
TJLP
IPCA
32%
3%
Pre
4%
7%
55%
Libor
CDI
14,1%
3T17
3T16
11,8%
2T17
11,9%
Custo Médio
Prazo Médio
Perfil da
Dívida Bruta
22
Reestruturação Financeira
23
Reestruturação da
Dívida
Maximização do
uso de prejuízos
fiscais
Reorganização da
Estrutura Corporativa
1
3
2
Principais Objetivos da Companhia
Desbloquear alavancas de valor e aumentar rentabilidade, permitindo capturar
oportunidades de crescimento
24
▪
Investimentos em UTEs existentes
▪
Leilões de energia nova
▪
M&A
Crescimento a Longo Prazo
▪
Foco nas empresas operacionais
mais alavancadas
▪
Meta de alavancagem para
empresa consolidada
▪
Eliminar “traps” de caixa para
aumentar distribuição de
dividendos
“Traps” de caixa
Diminuição Geral de Alavancagem
▪
Redução do número de SPEs
Simplificação Corporativa
▪
Pagamento antecipado das
dívidas mais caras e garantias
Redução do Custo Médio da Dívida
▪
Aumentar o resultado
líquido no curto prazo
para acelerar o uso de
prejuízos fiscais
Uso de NOLs
25
Endividamento por SPE
Em R$ MM em dezembro de 2016Parnaíba I Parnaíba II Parnaíba III Parnaíba IV
Dívida Total 607 1.051 104 0 Caixa 126 143 107 1 Dívida Líquida 481 908 (4) (1) EBITDA 214 167 83 22 NL / EBITDA 2,2x 5,4x (0,0x) (0,0x) NOL 0 296 0 38
Composição total da dívida por SPE
Em R$ MMFonte: Plano de negócios e apresentações da Eneva. (1) Inclui PGN e BPMB. (2) Inclui apenas entidades com alavancagem líquida, com exceção da Eneva S.A., pois é a holding.
Dívida Líquida/ EBITDA LTM por SPE
(2)Visão geral da estrutura de capital da Eneva
Upstream(1) Itaqui Pecém II Eneva S.A.
Dívida Total 799 1.325 1.083 1.229 Caixa 148 60 51 108 Dívida Líquida 651 1.265 1.032 1.121 EBITDA 573 150 187 0 DL / EBITDA 1,1x 8,5x 5,5x ND NOL 158 648 272 1.439 10% 17% 2% 17% 21% 13% 20% Parnaíba I Parnaíba II Parnaíba III Parnaíba IV Pecém II Itaqui Upstream Eneva S.A.
2,2x
5,4x
1,1x
8,5x
5,5x
3,9x
26 SPE / Holding Banco (Set 2017)Saldo Vencimento Custo CDI+equivalente6
Itaqui BNDES 796 Junho 26 TJLP + 2,78% CDI + 0%
BNB 197 Dezembro 26 10%2 CDI–1,2%
Bradesco 79 Junho 26 TJLP + 4,80% CDI+1,9%
Votorantim1 4 79 Junho 26 TJLP + 4,80% CDI+1,9%
Votorantim1 4 71 Julho 26 IPCA + TR (7,33%) + 4,8% CDI+6,9%
Bradesco 71 Julho 26 IPCA + TR (7,33%) + 4,8% CDI+6,9%
Pecém II BNDES5 601 Dezembro 27 TJLP + 3,14% + 3,50% CDI+2,7%
BNDES5 233 Dezembro 27 IPCA + TR (7,45%) + 3,14% + 3,50% CDI+7,9%
BNB 224 Janeiro 28 10%2 CDI-0,9%
Parnaíba I BNDES 367 Junho 27 TJLP + 3,77% + 3,50%3 CDI+1,1%
BNDES 194 Junho 27 IPCA + TR (2,90%) + 3,77% + 3,50%3 CDI+1,7%
Parnaíba II
CEF4 394 Janeiro 19 CDI + 3,00% CDI+3,0%
Bradesco 343 Janeiro 19 CDI + 3,00% CDI+3,0%
Itaú1 255 Junho 27 TJLP + 5,15% CDI+2,1%
Bradesco 40 Janeiro 19 CDI + 2,50% CDI + 2,50%
Parnaíba III Bradesco 103 Julho 18 CDI + 4,00% CDI+4,0%
Upstream Bradesco / Citi 501 Fevereiro 20 123% CDI CDI+2,0%
Cambuhy 51 Fevereiro 18 123% CDI CDI+2,6%
BTGI LLC 52 Junho 18 CDI + 3,50% CDI+3,5%
ENEVA Itaú, BTG, Bullseye FIDC 1.217 Maio 28 CDI + 2,75% CDI+2,7%
Bullseye LLC, Credit Suisse 124 Maio 28 Libor 6M CDI-7,1%
Resumo da Dívida
(1) Repasse BNDES (2) Bônus por pagamento em dia (1,5%)(3) Carta de garantia apenas para 30% do saldo (4) Parcelas da dívida a serem totalmente quitadas com os recursos da oferta (5) Parcelas da dívida a serem parcialmente quitadas com os recursos do Re-IPO (6) Estimativa em junho de 2017 com base no yield e curva Brasil (B3) e inflação implícita
Em R$ MM
Uso de Recursos da Oferta
27
Cronograma de Amortização da Dívida
Melhora do perfil de amortização
690
53
516
1,076
381
259
2,283
1% 11% 24% 8% 6% 50% Posição de Caixa 2017 2018 2019 2020 2021 > 2021Cronograma de Amortização da Dívida (pre-oferta)
R$ Milhão - Setembro 2017
1,105
48
483
726
381
259
2,283
1% 12% 17% 9% 6% 55% Posição de Caixa 2017 2018 2019 2020 2021 > 2021-24%
Cronograma de Amortização da Dívida (pós-oferta)
R$ Milhão – Setembro 2017
▪
Entrada de recursos primários da oferta, liquidada em
11/out, no valor líquido de R$ 806 milhões
▪
Liquidação antecipada da dívida de Parnaíba II junto a
CEF, em 11/out, no valor de R$ 391 milhões
(1) A posição de caixa ajustada de forma a incluir os recursos líquidos da oferta primária e o pagamento antecipado da dívida da Parnaíba II com a CEF (2) Dívida de Pecém II não está incluída nos valores consolidados
28
Opções de Crescimento
Operações Atuais
Pipeline de
Projetos de Curto
Prazo
Conclusão dos PADs R9
Outros Projetos
(não exaustivo)
Operação dos atuais
contratos de Parnaíba
Operação de plantas
de carvão até 2026/27
Extensão das
operações de Parnaíba
até 2043
Fechamento do Ciclo
Parnaíba I
Novo Araguaína UTE
Ventos
Novos blocos da R14
Conclusão do PAD Araguaína (R9) e exploração de PN-T
101 & 103(R13)
Desenvolvimento e Produção de GVC,
GVA e GVP
Exploração, desenvolvimento e produção dos blocos da R13
(PN-T 69, 84, 87)
M&A (Reservas)
M&A (Geração)
Exploração
Desenvolvimento
Produção
Geração
Aproveitando oportunidades para replicar o modelo R2W
Novas UTEs
Fechamento do Ciclo
Parnaíba III
29
Considerações Finais
30
Posicionamento da Eneva
Plataforma pioneira de energia no Brasil, totalmente integrada
Robusto portfólio de ativos operacionais localizados em
regiões com benefícios fiscais
PPAs de longo prazo, receitas atreladas à inflação e forte
fluxo de caixa operacional
Plataforma para oportunidades brownfield, greenfield e M&A
Histórico comprovado no desenvolvimento e execução
eficiente de novos projetos
Única geradora integrada de energia privada no Brasil com
expertise em E&P e acesso a gás on shore
31
Apêndice
32
História da Eneva
Transformação de sucesso, com perspectivas de crescimento e criação de valor
▪ IPO de R$ 2 bi ▪ Contratado 1,1GW no leilão A-5 ▪Aquisição de interesse em 7 blocos exploratórios terrestres na bacia de Parnaíba ▪Fundado OGX Maranhão para operar atividades na bacia de Parnaíba ▪Início da Campanha de Exploração
2009
▪ Início da Campanha de Perfuração ▪ Aquisição de participação de 50% no bloco PNT-102 (2010/2011) ▪ Primeira descoberta de gás2012
▪OGX Maranhão subsidiária da OGX▪Investimento primário da Cambuhy na OGX Maranhão ▪Empresa renomeada para Parnaíba Gás Natural (PGN) ▪Primeira produção de gás comercial
2014
▪ 6 blocos de exploração adquiridos na ANP 13ª Rodada ▪ Declaração de Comercialidade para 4 novos campos▪ Início das obras para expansão da capacidade de produção ▪ Investimento Adicional da Cambuhy (R$350mm)
2016
Fonte: Companhia1TAC significa "Termo de Compromisso de Ajuste de Conduta" assinado com Aneel em 21 de novembro de 2014 32
▪Gavião Real 1º campo para comissionamento de turbinas (24 meses desde o wildcat até a produção) ▪Novo Conselho e Diretoria Executiva PGN/ENEVA Fusão
2007
2010
▪Participação com a E.ON (R$850mm de investimento através de JV) ▪Aquisição de projetos de eólica - greenfield (Ventos) ▪COD Pecém I usina2013
▪Venda de 50% de Pecém II para E.ON por R$ 408 mm▪Acordo de Parnaíba II com a ANEEL para adiar PPA até 2016 (TAC2)
▪Venda de 50% de Pecém I para EDP por R$ 300mm ▪Apresentação de Recuperação Judicial
2015
▪ Injeção de capital de R$ 3 bi por meio de contribuição de ativos ▪ Mudanças significativas na estrutura acionária ▪ 1 bloco de exploração adquirido na ANP 13ª Rodada ▪18,5 bcm de reservas comprovadas certificadas (2P) ▪Capacidade alcançada de produção de 8,4 mm m3/d ▪Início da operação comercial de Parnaíba II ▪A ENEVA finaliza com sucesso a Recuperação Judicial em 1,5 anos ▪ Aquisição do Campo Terrestre de Azulão2017
▪ Oferta Primária de R$ 835 MM + Oferta Secundária de R$ 42 MM33
Convertendo Recursos em Reservas
O Processo de Exploração
Prospecto
Descoberta
Delineação
Desenvolvimento
Exploração
Produção
Perfuração de Wildcat
Aquisição da Sísmica
Perfuração de poços de
avaliação
Perfuração de poços de
produção
Recursos Prospectivos
P90 P50 P10
Recursos Contingentes
1C 2C 3C
1P 2P 3P
Reservas
Declaração de
Comercialidade
Fonte: Companhia e GCA
Plano de
Avaliação de
34
Exposição de Capital de Risco Exploratório
Fonte: Companhia
Poços - Comparação de custos: Operações em Águas Onshore, Rasas e Profundas (US$MM/poço)
Perfil de risco significativamente menor que os outros concorrentes de E&P
Águas Rasas
Águas Profundas
Portfolio Onshore da
Bacia do Parnaíba
30 - 50
+100
35
Histórico de Pressão do Reservatório
GVR Volume Recuperável(2P): 9,4 Bcm
GVB Volume Recuperável(2P): 3,9 Bcm
GVV Volume Recuperável(2P): 2,1 Bcm
36
Histórico
100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 5/15/2016 8/23/2016 12/1/2016 3/11/2017 6/19/2017 9/27/2017Pr
ess
ão
(
Bar
ra)
Actual Field Data 1P - 1.87Bm³ 2P - 1.91Bm³ 3P - 1.979Bm³
Histórico - GBSE
37
Histórico
110 115 120 125 130 135 140 145 5/1/2016 8/9/2016 11/17/2016 2/25/2017 6/5/2017 9/13/2017 12/22/2017Pr
ess
ão
(
Bar
ra)
Actual Field Data 1P - 4.713Bm³ 2P - 4.97Bm³ 3P - 5.034 Bm³
38
Histórico
40 60 80 100 120 140 160 180 1/1/2013 7/20/2013 2/5/2014 8/24/2014 3/12/2015 9/28/2015 4/15/2016 11/1/2016 5/20/2017 12/6/2017Pr
ess
ão
(
Bar
ra)
Actual Field Data 1P - 10.23Bm³ 2P - 10.23Bm³ 3P - 10.775Bm³
39
Histórico
110 120 130 140 150 160 170 12/1/2015 3/10/2016 6/18/2016 9/26/2016 1/4/2017 4/14/2017 7/23/2017 10/31/2017Pr
ess
ão
(
Bar
ra)
Actual Field Data 1P - 2.47Bm³ 2P - 2.5Bm³ 3P - 2.62Bm³
40