Apresentação Corporativa. Fevereiro, 2018

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)

1

1_{Estrutura 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

3

4

CE MA

CE MA

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 2017 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 2016

R$ 1,8 bi/ano

3

Receita fixa garantida – Contratos de longo prazo indexados à inflação

R$ 1,2 bi

4 EBITDA ajustado em 2016

Benefícios fiscais

Todos os ativos elegíveis para o benefício fiscal da SUDENE Itaqui – 360MW  Receita fixa¹: R$410MM

 Usina a carvão estrategicamente localizada em área portuária, aproveitando as vantagens logísticas

Pecém II2_{– 365MW}

 Receita Fixa¹: R$368MM

 Usina a carvão, aproveitando sinergias com Pecém I (EDP)

Parnaíba I - 676MW

 Receita Fixa¹: R$575MM

 Operando desde 2013

Parnaíba II - 519MW

 Receita fixa¹: R$485MM

 Operando desde Jul/2016

Parnaíba III - 176MW  Receita Fixa¹: R$128MM  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

 18,8 bcm de reservas certificadas remanescentes em Dez/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 gás natural Usinas à carvão Ativos de E&P Azulão:  1 campo  5,2 bcm de reservas certificadas

 Plano de desenvolvimento pendente da aprovação da ANP

5

21 28 36 42 50

60 60

61 67

76

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

1_{A 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.}

2_{Fonte: 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

3_{PEMAT 2022 – EPE - http://www.epe.gov.br/PEMAT/Forms/PEMAT.aspx}

Gás Onshore (Parnaíba)

USD 2,62 / MM BTU

Gás Natural Liquefeito (LNG)

2

USD 6,31 / MM BTU

Gás Offshore (Pré-sal, módulo 1)

3

USD 7,70 / MM BTU

Competitividade do Combustível

GW Novo UTE\Vento\Solar Demanda Hidrelétrica

Oferta e Demanda de Energia

(GWmédio)

Consumo de Gás Natural – Geração de Energia

(MM m3_/dia)

!

!

Oferta máxima

Termoelétrica Biomassa Vento Hidrelétrica PCH Solar

2026 97 109 2030 81 2017 2021 88 2035 126 68 71 86 2016 2021 2026

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– 1as_iniciativas

 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)

2º_{maior 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) 575,5 485 128 ND}

Receita Variável2 _{(R$/MWh) - CVU}2 _{120,6 76,9 208,5 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 V (377 MW)

Parnaíba I OCGT CCGT

-Parnaíba VI (94 MW)

Parnaíba III OCGT CCGT

-1,4 GW TOTALMENTE OPERACIONAL+ 2,1 GW GREENFIELD LICENCIADO

1_{Receitas fixas atualizadas anualmente pelo IPCA - Nov 2017);} 2_{Posição de setembro de 2017 ;} 3_{Consumo de gás considerando 100% de despacho} 2_{Fonte: 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

1T17 2T17 3T17 4T16 2T15 3T16 1T15 3T15 4T15 1T16 2T16 Parnaíba I (%) Parnaíba II (%) Parnaíba III (%)

Altos níveis de despacho histórico e o retorno ao comportamento sazonal em 2017

1T17 2T17 3T17 4T16 3T16 3T15 2T16 1T15 2T15 4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 3T17 1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 1T17 2T17

Despacho Fora da Ordem de Mérito* Despacho por Mérito

Despacho Fora da Ordem de Mérito* Despacho por Mérito

Despacho Fora da Ordem de Mérito* Despacho por Mérito

98 73 89 100 38 66 92 14 24 55 76 100 89 77 90 93 99 17 2 75 2 92 3 9 2 6 100 100 4T17 1

* Inclui: Despacho por Garantia Energética e Despacho por Razão Elétrica

26 35 100 9 100 53 100 4T17 100 96 36 59 60 38 23 38 67 ₅₇ 39 31 45 9 100 57 69 67 98 82 44 99 90 4 5 4T17

10

Sistema Interligado Nacional (SIN)

Geração no Subsistema Norte (MWm)

Subsistema Norte: Maior capacidade de geração hidrelétrica combinada com atrasos

de transmissão deve fornecer previsibilidade de despacho

Ramp-up da Hidrelétrica de Belo Monte (MWmédio)

Região Norte – Escoamento total da geração hidrelétrica

Fonte: Operador Nacional do Sistema (ONS)

N NE S SE Nó de Xingú HP Itaipu Ivaiporã Nó de Imperatriz Colinas e Miracema Leilão 02/2017 HPs Madeira UHE Teles Pires HP Belo Monte

Leilão de transmissão 02/2017: projeto relicitado.

Inicio contratual em mar/23

Gargalo na rede como resultado do atraso na

construção de linhas de transmissão

Nó de Xingú 1º_Bipolo 2º_{Bipolo (Dez/19)} 0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 ja n /1 8 m a r/ 1 8 m a i/ 1 8 ju l/ 1 8 se t/ 1 8 n o v/ 1 8 ja n /1 9 m a r/ 1 9 m a i/ 1 9 ju l/ 1 9 se t/ 1 9 n o v/ 1 9 ja n /2 0 m a r/ 2 0 m a i/ 2 0 ju l/ 2 0 se t/ 2 0 n o v/ 2 0 ja n /2 1 m a r/ 2 1 m a i/ 2 1 ju l/ 2 1 se t/ 2 1 n o v/ 2 1 ja n /2 2 m a r/ 2 2 m a i/ 2 2 ju l/ 2 2 se t/ 2 2 n o v/ 2 2 M W m

Capacidade Instalada Hidro (Norte + B.Monte) Geração Hidro Média (Norte) Máxima Geração do Norte (Dem - Ger Term Inflex + Cap Export)

2º Bipolo Leilão -Linha de Transmissão- Dez 2017 Estação Chuvosa 4.155 7.507 2.495 2.189 9.299 1.734 1T15 4T15 6.199 4.684 8.405 1.792 2.071 2T15 3T15 6.226 5.445 2.303 1.051 1,981 912 2.063 4.748 6.978 574 1.709 3T16 4T16 5.620 5.178 1T16 6.912 2.979 660 4.695 1T17 5.675 2.466 2T16 2.166 219 8.753 6.098 2T17 2.797 454 4T17 2.206 6.132 2.500 8.799 3.178 545 2.756 3T17 Hidro s/ Belo Monte

Belo Monte Geração Térmica

11 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

Evolução das Reservas (bi m

3

₎

Reservas de Gás Natural

GCA Reservas Certificadas

em 30 de junho, 2014 GCA Reservas Certificadas

em 31 de março, 2016 GCA Reservas Certificadas em 30 de abril, 2017

18,8 bi m

3

_{de reservas}

remanescentes em dez/17

Equipe de geocientistas com

vasta experiência nas bacias

sedimentares brasileiras

Modelo geológico reconhecido

pela ANP como padrão para

futuras rodadas de licitação

27,3 bilhões de m³ certificados no primeiro ciclo exploratório

Novo Relatório 17,5 18,8 4,3 18,5 -2,5 -8,5 -7,0 4x reservas 21 meses +16 bi m3 13 meses +2,7 bi m3 6,8 bi m3 8 meses Dez 2017 Abr 2017 Mar 2016 Jun 2014 22,8 bi m3 _{27,3 bi m}3 +1,8 bi m3 -5,3 25,5 bi m3

GCA Reservas Certificadas em 31 de dezembro, 2017

12

0.03

0.10

0.11

Portfólio de Desenvolvimento da Produção

Custo de Desenvolvimento (R$/m3₎

Composição da Reserva –18,8 bi m3 2

Campo produtor

Gasoduto em operação

O processo de melhoria contínua através de campanhas de

desenvolvimento anteriores levou a uma redução do capex

de forma consistente

Adicional de 3,3 bi m

3

_{de reserva a ser}

desenvolvida e conectada em 2020 – 2022

1 2014 2016 2017 Reserva a ser desenvolvida Reservas desenvolvidas

Capacidade de Produção (MM m3_/dia)

OPEX

+71%

4,9

8,4

2015 2016

Garantia de abastecimento de gás ao complexo de Parnaíba

1 Condicionado ao nível de despacho

2_{Relatório Gaffney Cline}

Total Gaveão Preto Méd 0,08

18.8

3.3

15.5

2015 2016 2017

68,0

68,7

63,5

1,6

1,9

1,6

Produção (bi m3) Opex (R$ mm)

15,5

3,3

18,8

0,11

0,10

0,03

13

Portfólio de Exploração

TPPs

Plano de Avaliação de Descoberta Bloco - R13 Linhas de Transmissão Campo

Projeto Araguaína

2

º

_{Ciclo de Exploração:}

_{Extensão do ciclo de vida do complexo de Parnaíba}

6 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 (2T18)

 Declaração de comercialidade esperada no segundo semestre de 2018

 PADs com volumes prospectivos riscados

 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

18,8 bi m3_{de reservas certificadas remanescentes}

Custo de Descoberta

(R$ / m³)

7 planos de avaliação de

exploração nos blocos da

9ª Rodada - ANP

37% de sucesso dos

poços wildcat

Área total da concessão

exploratória: 40.166 km

2

1 _{Fonte: Concessões da Bacia de Parnaíba, ANP}

Os ativos de E&P da ENEVA são operados pelas subsidiárias integradas Parnaíba Gás Natural.

Bloco - R14

0,13

0,05

_0,05

2016 2014 -54% 2017

14 10,50 7,20 8,29 1,96 1,65 1,16

Track-record comprovado de execução de novos projetos

4,9mm m³/dia Jan-2015 Jul-2016 + 71% in 18 meses 1 Campo 7 clusters 23 produtores 56 km de gasodutos 8,4mm m³/dia

Melhoria significativa no tempo de execução das atividade de E&P

15

7 7

2014 2017

-55%

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

2 novos campos 8 novos clusters 23 novos produtores 81 km de gasodutos -41% Dez-2017 8,4mm m³/dia 2 novos campos 8 novos clusters 16 novos produtores 65 km de gasodutos 25 14 14 2014 2017 -43% 2014 2016 2017 2014 2016 2017 Clusters com 1, 2, 3 e 5 poços Clusters com 1 e 2 poços 2016 2016

15

Campo Terrestre de Azulão

Modelo R2W

Obs: O fechamento da aquisição da Azulão está sujeito ao cumprimento de condições precedentes, incluindo a aprovação pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica (CADE).

N

NE

S SE/CO SE/CO



O Campo de Azulão é um campo terrestre de gás natural, localizado na Bacia Amazônica (Aprox.

300 km a leste de Manaus)



Volumes recuperáveis de gás com potencial para implementar projeto integrado de energia



Declaração de Comercialidade realizada pela Petrobras em 2004



Próximo a rede de transmissão



Localizado no Submercado Norte de energia, o mesmo do Complexo de Parnaíba



Elegível para os benefícios fiscais da SUDAM

LINHA DE TRANSMISSÃO

SUBSISTEMA NORTE

16

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$368MM /ano}

›

Rec. Variável (CVU)

3

_{: 187 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$410MM/ano}

›

Rec. Variável (CVU)

3

_{: 181,7 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

1_{Pecém II é 50/50 de participação entre Eneva e Uniper.}

2_{Receita fixa referente ao ano fiscal de 2017 e atualizado anualmente pelo índice de inflação IPCA}

3_{Fonte: Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) -}

17 96 60 93 93 43 69 13 14 99 98 13 46 54 14

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 (%)

1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17

2T15

1T15 3T15 4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17

Despacho por Mérito Despacho Fora da Ordem de Mérito* Despacho Fora da Ordem de Mérito* Despacho por Mérito

* Inclui: Despacho por Garantia Energética e Despacho por Razão Elétrica

66 47 66 24 35 18 37 17 13 16 51 86 100 100 ₉₇ 99 91 99 83 84 31 97 4T17 16 4 71 89 68 97 74 97 82 99 99 1 4 4T17 6 3 1

18

19

Destaques 3T17

EBITDA ajustado de R$ 371 milhões no 3T17, crescimento de 16% em relação ao

3T16

100%

100%

88%

+12 p.p. +12 p.p.

Receita Líquida (R$ MM)¹

Margem

EBITDA

ajustado

51%

43%

43%

-8 p.p. -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.

20

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 3T16

320,0

371,3

2,4

Holding e outros

Complexo Parnaíba EBITDA 3T17

11,0

Comercializadora

2,2

21

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

22

Fluxo de Caixa

Fluxo de caixa operacional impactado por maiores necessidades de capital de giro,

resultantes do aumento do despacho

Fluxo de Caixa Livre (R$ MM)

Posição de Caixa (R$ MM)

2

O Fluxo de Caixa Livre para o

Acionista do 3T17 foi

impactado pela aumento dos

investimentos

3T17

3T16

689,7

564,0

+22%

3T16¹

3T17

(=) EBITDA

328,9

369,0

(-) Var. Capital de Giro

(22,0)

(143,9)

(+) Impostos

8,4

1,1

(=) Fluxo de Caixa Operacional

315,3

226,2

(-) Juros

(131,1)

(133,2)

(=) Fluxo de Caixa Operacional

(Contábil)

184,2

93,0

Fluxo de Caixa de Investimento

(40,7)

(63,4)

Fluxo de Caixa da Dívida

(86,8)

(13,3)

Fluxo de Caixa Livre para o Acionista

56,7

16,3

(1) Números proforma consolidados no 3T16, considerando a participação de 100% na Parnaíba Gás Natural e Pecém II apresentado por Equivalência Patrimonial. (2) Posição de Caixa incluindo os depósitos vinculados.

23

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

24

25

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

26

 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

27

Endividamento por SPE

Em R$ MM em dezembro de 2016

Parnaíba 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$ MM

Fonte: 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

28

SPE / Holding Banco

Saldo

(Nov 2017) Vencimento Custo CDI+equivalente6

Itaqui BNDES 791 Junho 26 TJLP + 2,78% CDI + 0%

BNB 196 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 _{73 Julho 26 IPCA + TR (7,33%) + 4,8% CDI + 6,9%} Bradesco 73 Julho 26 IPCA + TR (7,33%) + 4,8% CDI + 6,9%

Pecém II BNDES5 _{592 Dezembro 27 TJLP + 3,14% + 3,50% CDI + 2,7%}

BNDES5 _{238 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 361 Junho 27 TJLP + 3,77% + 3,50%3 _{CDI + 1,1%}

BNDES 198 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 338 Janeiro 19 CDI + 3,00% CDI + 3,0%

Itaú1 255 Junho 27 TJLP + 5,15% CDI + 2,1%

Bradesco 41 Janeiro 19 CDI + 2,50% CDI + 2,50%

Parnaíba III Bradesco 100 Dezembro 24 CDI + 2.95% CDI + 2.95%

Upstream Bradesco / Citi 508 Fevereiro 20 123% CDI CDI + 2,0%

Icatú 50 Fevereiro 18 123% CDI CDI + 2,6%

BTGI LLC 53 Junho 18 CDI + 3,50% CDI + 3,5%

FINEP 40 Março 25 TJLP + 3,0%7_{+ 3,0%}8 _{CDI + 0,0%}

ENEVA _{Itaú, BTG, Bullseye FIDC 1.237 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 novembro de 2017 com base no yield e curva Brasil (B3) e inflação implícita. (7) Bônus por pagamento em dia (2,0%). (8) Carta de garantia apenas para 100% do saldo .

Em R$ MM

_{Uso de Recursos da Oferta}

29

1,275

33

383

743

398

277

2,339

1% 9% 18% 10% 7% 56% Cash Position 2017 2018 2019 2020 2021 > 2021

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 > 2021

Cronograma de Amortização da Dívida (pre-oferta)

R$ Milhão - Setembro 2017

-30%

Cronograma de Amortização da Dívida (pós-oferta)

R$ Milhão – Novembro 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



Desembolso de R$ 100 MM da 2ª Emissão de Debêntures

da Parnaíba III utilizada para refinanciar o saldo devedor

da 1ª Emissão³

(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

(3) Refinanciamento em Parnaíba III ocorreu em 13 de dezembro de 2017

Posição de Caixa Posição de Caixa

30

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

31

32

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 onshore

33

34

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 gás

2012

 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: Companhia

1_{TAC significa "Termo de Compromisso de Ajuste de Conduta" assinado com Aneel em 21 de novembro de 2014}

34  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 usina

2013

 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 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 18,8 bcm de reservas comprovadas certificadas (2P) Aquisição de 5 blocos terrestres na Bacia de Parnaíba (ANP R14) Aquisição do Campo Terrestre de Azulão

2017

Re-IPO: R$ 0,9bi

35

Diretoria Executiva

Pedro Zinner

CEO

 O ex-CFO da Eneva e CEO da Parnaíba Gás Natural, também atuou como Tesoureiro Global e Chefe de Serviços Fiscais e Compartilhados no Grupo BG e Chefe Global de Tesouraria, Corporação de Finanças e Gestão de Riscos da Vale. Possui MBA da Universidade de Chicago Booth School of Business e é formado em Economia pela PUC-Rio

Lino Cançado

E&P

 O ex-COO da Parnaíba Gás Natural, também atuou como vice-presidente de projetos integrados da Schlumberger South America e diretor de operações da Schlumberger Brasil. Possui Mestrado em Gerenciamento de Projetos de Desenvolvimento de Petróleo e Gás pela Universidade Heriot-Watt (Escócia) e é formado em Engenharia pela PUC-Rio

Laira Sanui

RH & Serv. Corp.  Ex-vice-presidente de Serviços Corporativos da Parnaíba Gás Natural, também atuou como Gerente Geral de Finanças Corporativas da Vale.

36

Conselho Administrativo

Carlos Márcio Ferreira

Presidente

 Mais de 26 anos de experiência nos principais cargos corporativos, dos quais 13 foram no setor elétrico brasileiro. Ex-VP de Distribuição do Grupo Energisa, também atuou em diversas posições de liderança na CPFL, Elektro e International Paper. Formado em Contabilidade pela Faculdade de Administração e Economia de São João da Boa Vista

José Drummond

Membro

 Ex-CEO da Alcoa para a América Latina e anteriormente sócio de uma empresa de private equity independente focada em investimentos na América do Sul, também atuou em diversos cargos de liderança na Whirlpool por 14 anos, incluindo o cargo de Chefe da América Latina, Europa e Oriente Médio (EMEA). Formado em Engenharia Metalúrgica pela Faculdade de Engenharia Industrial (São Paulo) e pós-graduado em Wharton School

Frank Possmeier

Membro  Atualmente VP de M&A e Estratégia da Uniper, anteriormente atuou como Diretor Geral Adjunto da ENEVA e também ocupou diversos cargos _{de gerência seniores na E.ON. Possui Doutorado em Economia e Administração de Empresas pela Universidade de Munster (Alemanha)}

Edwyn Neves

Membro

 Sócio do BTG Pactual, membro da equipe de private equity e membro do conselho da Estapar, B&A e Deep Sea. Anteriormente, trabalhou na divisão bancária de investimento do Credit Suisse no Brasil e foi membro da equipe brasileira de private equity da Advent International. Formado em Administração de Empresas pela FGV-EAESP

Guilherme Bottura

Membro

 Sócio da Cambuhy Investimentos, atuou como membro do conselho da Parnaíba Gás Natural desde 2014. Anteriormente, atuou como superintendente no ABN AMRO, vice-presidente da Goldman Sachs e gerente de portfólio da Lanx Capital

Renato Mazzola

Membro

 Sócio do BTG Pactual, diretor de Private Equity e Infraestrutura, tem longa experiência no mercado financeiro e atuou como gerente de investimento em diversas empresas de infraestrutura no setor de transporte e logística, água, energia e telecomunicações. Também atuou como gerente de investimentos no Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID). Possui formação em Economia pela PUC-SP, MBA da Universidade de São Paulo - USP e pós-graduação em Relações Internacionais da Escola Fletcher (Universidade Tufts)

Marcelo Pereira L. de Medeiros

Membro

 Sócio fundador da Cambuhy Investimentos, Lanx Capital e DLJ South American Partners. Atualmente é membro do conselho da Votorantim S.A., Cia. Hering, Springs Global S.A. e Ideal Invest. Anteriormente foi sócio do Banco Garantia S.A. e membro do comitê executivo para a América Latina do Credit Suisse. Possui diploma de engenharia da Escola Politécnica da Universidade de São Paulo

37

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

Reservas

1P 2P 3P

Declaração de

Comercialidade

Fonte: Companhia e GCA

Plano de

Avaliação de

38

Estimativa de Reserva

39

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

40

Campanha Exploratória (R9)

Considerando R$ 85 milhões referents a G&A, Taxa de Retenção ANP, Licenciamento Ambiental e Sobrecarga

Sísmica

1ª fase

Sísmica

2ª fase

Poços

Exploratórios

Poços de

Avaliação

Leads

Perspectivas

Descobertas

R$ 1,45 Bilhão

R$ 495 MM

(R$ 25 mil / Km)

R$ 396 MM

(R$ 20 mil / Km)

43 poços

R$ 572 MM

Custo Médio: R$ 13

MM/poço

Custos

Históricos

Custos

Históricos

Custos

Atuais

Custos

Atuais

22 poços

R$ 293 MM

Custo Médio: R$ 13

MM/poço

43 poços

R$ 344 MM

Custo Médio: R$ 8

MM/poço

22 poços

R$ 176 MM

Custo Médio: R$ 8

MM/poço

R$ 1 Bilhão

Reservatório

R$ 1,45 bilhões investidos na campanha R9 desde 2011. A custos de exploração

atuais, esse valor seria 31% menor.

41

Histórico de Pressão do Reservatório

GVR Volume Recuperável(2P): 9,6 Bcm

GVB Volume Recuperável(2P): 4,6 Bcm

GVV Volume Recuperável(2P): 2,2 Bcm

GBSE Volume Recuperável(2P): 2,1 Bcm

143,5 120,9 0,487 Bm³ 166,3 122,6 0,745 Bm³ 156,3 74,7 6,219 Bm³ 140,9 0,952 Bm³ 119,2

42

Histórico

43

Histórico

44

Histórico

45

Histórico

46

ENEVA

Relações com Investidores

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