Resultados 3T17Novembro, 2017

2

HIDROLOGIA

• Rebaixamento de 38% no SIN² e PLD³ médio de R$ 435/MWh no SE/CO

no 3T17, reflexo da performance hidrológica

CRESCIMENTO E DIVERSIFICAÇÃO DE PORTFÓLIO

• Conclusão da aquisição de Alto Sertão II (eólico) e Boa Hora (solar)

• Assinatura de acordo de investimentos do Complexo Solar Bauru

• Autorização da ANEEL para a transferência de Boa Hora para São Paulo

DISTRIBUIÇÃO DE PROVENTOS

• Distribuição de R$ 42 milhões no 3T17

ESTRATÉGIA DE COMERCIALIZAÇÃO

• Nível de contratação do ano de 2017 reduzido de 88% para 79%

• R$ 130 milhões de custos evitados com a estratégia de mitigação do GSF¹

PLATAFORMA OPERACIONAL CENTRALIZADA

• Inauguração do novo Centro de Operações e de monitoramento e

pesquisa de novas tecnologias

Destaques 3T17

1 – Generation Scaling Factor (“GSF” ou “risco hidrológico” ou “ajuste MRE”); 2 – Sistema Interligado Nacional; 3 – Preço de Liquidação das

Diferenças 2

3

DESEMPENHO OPERACIONAL E FINANCEIRO

4

36 30 38 49 76 61 83116

149200

166122 121 128

216

371411

125

281

506 522

Nível dos Reservatórios Brasileiros (%)

▪ Redução do nível dos reservatórios do SIN em 15 p.p. (23% no 3T17 vs. 38% no 3T16), resultado da menor afluência

(59% da MLT1 no 3T17 vs. 87% da MLT no 3T16)

▪ PLD médio de R$ 435/MWh no SE/CO no 3T17, aumento de 276% vs. ao 3T16, associado à hidrologia e geração térmica

entre períodos

21 2330

35 37 38

4136

3229 28

29

42

5057 56 55 53

4944

3834 31 32

3538

3940

42 42

3732

23

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Historical since 2001 2015 2016 2017

3

Evolução do PLD - SE/CO (R$/MWh)

35 62 116 163 304156

2T171T174T161T16 2T16 3T16

PLD Médio (R$/MWh)89% 87% 74%

2015 2016 2017²

Afluência Anual - SIN:

1 – Média de longo termo; 2 – Data base: jan – set /2017; 3 – Dado preliminar referente à set/2017

435

3T17

Hidrologia em 60% da média histórica no 3T17

Histórico desde 2001

4

5

Carga SIN (GWm)¹

VARIAÇÃO 3T16 x 3T17 (+0,7%)

65646362636665636163

SetembroJulho3T Agosto 9M

2016 2017

1 – Valores obtidos a partir da geração de energia das usinas programadas e despachadas pelo ONS somado às usinas não monitoradas pelo

ONS (Fonte: ONS)

▪ Despacho térmico de 15,1 GWm no trimestre (vs. 11,4 GWm no 3T16) como resultado da hidrologia

▪ Aumento de 0,7% da carga na comparação trimestral

Rebaixamento médio de 38% no MRE no trimestre

36,039,7 38,5

19,916,515,2

ago/16jul/16 set/16 ago/17 set/17jul/17

Rebaixamento 3T16 x 3T17 (%)

REBAIXAMENTO 3T16 (17,2%) REBAIXAMENTO 3T17 (38,1%)

5

6

Agilidade nas ações comerciais com a antecipação do risco

hidrológico evitou a exposição ao mercado spot

▪ R$ 130 milhões de custos evitados até 3T17 com ações comerciais visando à mitigação do risco hidrológico

▪ Estratégia comercial focada na compra de energia no MCP¹ e na descontratação no mercado regulado (leilão A-1 de

2015)

1 – Mercado de curto prazo (ou “mercado spot”); 2 – Generation Scaling Factor (“GSF” ou “risco hidrológico” ou “ajuste MRE”)

Contratação de Energia 2017

80%83%88%

79%

Posição contratual

por trimestre:

89% 86% 67% 72%

90%94%

85%82%

110%

84%

62%

1T17 2T17 3T17 4T17

Nível de contratação atual Redução da exposição no MCP

Nível de contratação início 2017 GSF²

6

7

983

84

182

Estratégia de comercialização focada na gestão do portfólio

visando à maximização da margem comercial

1 – Considera energia convencional e incentivada, excluindo perdas e consumo interno; 2 – Valores reais com base em setembro de 2017; 3 – Não

considera PPA de Alto Sertão II devido MCSD realizado e energia contratada por contrato bilateral.

▪ Inteligência comercial com objetivo de maximizar ganhos de acordo com a tendência do PLD e compra de energia

▪ Elevação do volume de energia vendida e preço médio de venda com integração dos projetos eólico e solares

Preço Médio² (R$/MWh) 168 162162 160

946 742

562

207

219

219

219

219

274 477

658

1.013

2018 2019 2020 2021

Energia Hidráulica ContratadaEnergia Disponível para Venda PPA de Longo Prazo

Nível de contratação Hidro 78% 61% 46% 17%

162

79%

2017³

Compra para mitigação do risco hidrológico

Montantes contratados e Disponibilidade para venda¹ (MWm)

7

8

▪ Aumento de compra de energia para mitigação do risco hidrológico e do PMSO devido a custos relacionados à aquisição

de novos ativos

Receita Líquida (R$ milhões) Custos e Despesas Operacionais³ (R$ milhões)

1 – Considera o resultado de ago/17 e set/17, devido ao closing da operação; 2 – Considera receita líquida da AES Tietê Energia controladora e uma de

suas subsidiárias integrais; 3 – Exclui Depreciação e Amortização

399

402459

60

3T16 3T17

+14%

Fonte Hidráulica²Fonte Eólica¹

60 67

84

183

4944

3T17

59%

299

3T16

188

Compra de Energia Taxas e Encargos SetoriaisPMSO

144 137

160 198

12%

9M17

295

9M16

630

562

258

1.202

1.198 60

9M16

1.262

+5%

9M17

Alto Sertão II e performance hidrológica influenciam resultados

8

9

Distribuição de R$ 42 milhões de proventos

▪ EBITDA e Lucro Líquido refletem estratégias de crescimento, com entrada de Alto Sertão II, e mitigação do risco

hidrológico

EBITDA (R$ milhões) Lucro Líquido (R$ milhões)

1 – Considera o resultado de ago/17 e set/17, devido ao closing da operação; 2 – Considera lucro líquido da AES Tietê Energia controladora e uma de suas

subsidiárias integrais

215

109

51

-25%

3T17

160

35%

3T16

53%

581

635

0%

9M17

632

51

50%

9M16

53%

28

98

109,8%

3T16

99,6%

-61%

3T17

3810

245

275

-7%

110,9%

10

108,8%

9M16

255

9M17

Fonte Hidráulica²Fonte Eólica¹Margem EBITDA Fonte Hidráulica²Fonte Eólica¹Pay Out

9

10

0,94x

2,72x²

1,0

0,8

1,8

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Capacidade de financiamento suporta estratégia de crescimento

e diversificação do portfólio

3T16 3T17

Dívida Líquida / EBITDA Ajustado¹

1 – Relacionado ao serviço da dívida; 2 – EBITDA ajustado do 3T17 considera EBITDA do Alto Sertão II dos últimos 12 meses; 3 – No caso de aquisição de

ativos, durante 36 meses ou até o final da respectiva emissão, o que vier primeiro; 4 – Fluxo composto por amortização de montante principal

▪ Conclusão da renegociação dos índices de alavancagem e cobertura de juros dos contratos de dívida

▪ Aumento do endividamento é resultado de R$ 687 milhões de aquisições dos novos ativos mais R$ 1,1 bilhão de dívida

assumida de Alto Sertão II

17

959

58

417

2.098

2017 2018 2019 2020 2021-2031

Dívida LíquidaPerfil da Dívida 3T16 3T17

▪ Taxa efetiva 13,8% 10,0%

▪ Prazo médio (anos) 2,2 4,1

▪ Custo médio (% CDI) 110% 121%

Covenants:

▪ Dívida Líquida / EBITDA Ajustado < 3,85x³

▪ EBITDA Ajustado / Despesas Financeiras > 1,5x

Endividamento Líquido (R$ bilhões) Cronograma de Amortização4 (R$ milhões)

Novas aquisições

2,6

10

ESTRATÉGIA CORPORATIVA

Estratégia de crescimento e diversificação do portfólio

Energias

Renováveis: solar e eólica

Geração

Distribuída

Solar

Armazenamento

de energia:baterias

Soluções

Integradas

Complementação

entre fontes

Complexo Eólico Alto Sertão IIClosing da aquisição

386,1 MW capacidade instalada

Caetité – Bahialocalização do ativo

▪ Conclusão aquisição no dia 03 de agosto

▪ Ativo já operado pelo nosso Centro de

Operações (“COGE”) remotamente

▪ Dois parques do Complexo bateram

recorde no fator de capacidade em

período de hidrologia crítica

▪ Aumento de disponibilidade resultado da

performance operacional

Complexo Solar Boa Hora

91 MWp (75 MWac)

capacidade instalada

▪ LER 2015 (até 2035) – R$ 318,65/MWh

▪ Valor da Aquisição: R$ 75 milhões

▪ Diferencial: ganhos com sinergia

▪ Transferência para São Paulo aprovada em nov/17

▪ Próximos passos:

▪ Início da obra planejado para dez/17

▪ Operação comercial prevista para nov/18

Ouroeste - SPlocalização do ativo

15

Complexo Solar Bauru

180 MWp (150 MWac)

capacidade instalada

Guaimbê - SPlocalização do ativo

▪ LER 2014 (até 2037) – R$ 265,43/MWh

▪ Acordo de investimento: R$ 650 milhões

▪ Diferencial: ganhos com sinergia

▪ Obra realizada pela Cobra do Brasil

▪ 35% de avanço físico

▪ Próximos passos:

▪ Operação comercial prevista para mai/18

16

▪ Localização: Bauru, São Paulo

▪ Centro de monitoramento e

pesquisa de novas tecnologias

▪ Eficiência operacional: operação de

todos os ativos e eclusas

remotamente de forma centralizada

▪ +R$ 20 milhões de investimento em

tecnologias

Novo Centro de Operações

17

ESTRATÉGIA DE COMERCIALIZAÇÃO

DISTRIBUIÇÃO DE PROVENTOS

HIDROLOGIA

PLATAFORMA OPERACIONAL CENTRALIZADA

Destaques 3T17

CRESCIMENTO E DIVERSIFICAÇÃO DE

PORTFÓLIO

17

Declarações contidas neste documento, relativas à perspectiva dos

negócios, às projeções de resultados operacionais e financeiros e ao

potencial de crescimento das Empresas, constituem-se em meras

previsões e foram baseadas nas expectativas da administração em

relação ao futuro das Empresas. Essas expectativas são altamente

dependentes de mudanças no mercado, do desempenho econômico do

Brasil, do setor elétrico e do mercado internacional, estando, portanto,

sujeitas a mudanças.

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Telefone: + 55 11 2195-7048

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