Apresentação dos Resultados 3T19 · Esta apresentação pode conter estimativas e projeções....

Apresentação dosResultados 2T20

Esta apresentação pode conter

estimativas e projeções que não

são declarações de fatos corridos

no passado mas refletem crenças e

expectativas de nossa

administração e podem constituir

estimativas e projeções sobre

eventos futuros de acordo com

Seção 27A do Securities Act de

1933, conforme alterado, e Seção

21E do Securities and Exchange Act

de 1934, conforme alterado.

As palavras “acredita”, “poderá”,

“pode”, “estima”, “continua”,

“antecipa”, “pretende”, “espera” e

similares têm por objetivo identificar

estimativas que necessariamente

envolvem riscos e incertezas,

conhecidos ou não.

Riscos e incertezas conhecidos

incluem, mas não se limitam a:

condições econômicas,

regulatórias, políticas e

comerciais gerais no Brasil e no

exterior, variações nas taxas de

juros, inflação e valor do Real,

mudanças nos volumes e padrão

de uso de energia elétrica pelo

consumidor, condições

competitivas, nosso nível de

endividamento, a possibilidade de

recebermos pagamentos

relacionados a nossos recebíveis,

mudanças nos níveis de chuvas e

de água nos reservatórios usados

para operar nossas hidrelétricas,

nossos planos de financiamento e

investimento de capital,

regulamentações governamentais

existentes e futuras, e outros riscos

descritos em nosso relatório anual e

outros documentos registrados

perante CVM e SEC.

Estimativas e projeções referem-se

apenas à data em que foram

expressas e não assumimos

nenhuma obrigação de atualizar

quaisquer dessas estimativas ou

projeções em razão da ocorrência

de nova informação ou eventos

futuros. Os resultados futuros das

operações e iniciativas das

Companhias podem diferir das

expectativas atuais e o investidor

não deve se basear

exclusivamente nas informações

aqui contidas.

Este material contém cálculos que

podem não refletir resultados

precisos devido a

arredondamentos realizados.

Disclaimer

2Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide disclaimer.

Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide disclaimer.

Covid-19


Disclaimer: Devido ao cenário atípico e de características

potencialmente imprevisíveis, não é possível prever com

exatidão os cenários que poderão se materializar nos

próximos meses nas operações da companhia.

Eletrobras frente ao Coronavírus (Covid-19)

12.552*

*Não inclui empregados da Itaipu Binacional

Agente de promoção de medidas de segurança frente à pandemia da Covid-19

58% dos empregados em teletrabalho

36.399 testes de Covid-19, 70,9% de empregados testados, privilegiando aqueles em unidades operacionais

Retorno ao trabalho administrativo presencial

Holding 3 ondas (previsão) Início em agosto (previsão)

Cepel4 ondas (previsão) Início em 6 de julho, demais ondas a partir de

27 de julho, 17 de agosto e 8 de set.

CGT Eletrosul3 ondas (previsão) Início em 6 de julho, demais ondas a partir de

17 de agosto e sem data definida

Chesf4 ondas (previsão) Início em 15 de julho, demais ondas a partir

de 3 de agosto e sem data definida

Eletronorte 3 ondas (previsão) Início em 17 agosto (previsão)

Eletronuclear3 ondas (previsão) Início em 3 de agosto, demais ondas a partir

de setembro sem data definida

Furnas 3 ondas (previsão) Inicio em 11 de agosto

Situação dos empregados das empresas Eletrobras

13%

22%

58%

7%

0% 0%Nas operações

Nos escritórios

Em teletrabalho

Em férias/licença

Em tratamento deCovid-19

Casos supeitos deCovid-19

4


R$ 23,7 milhões para doações em todo o país, com foco nos municípios

e estados onde operam seus ativos estratégicos de Geração e Transmissão.

Doações das empresas Eletrobras frente à pandemia

5

R$ 19,8 milhões à campanha Salvando Vidas, com doações de EPIs e materiais de saúde para

109 hospitais do SUS em 102 municípios de 24 estados e do Distrito Federal.

A campanha é capitaneada pelo BNDES, que dobra o valor doado.

R$ 2 milhões serão investidos na aquisição de 2 ambulâncias e 1 tomógrafo para o Hospital Regional de Tucuruí, no Pará.

R$ 875 mil em equipamentos de saúde para comunidades indígenas e associações comunitárias na Amazônia.

R$ 455 mil em mais de 8.000 cestas básicas para comunidades do entorno de suas instalações.

2.600 testes de Covid-19 foram doados para o SUS em Angra dos Reis, Paraty e Rio Claro.

R$ 100 mil à campanha Máscaras + Renda, capitaneada pela Vale, para confecção e distribuição gratuita de

27.000 máscaras para comunidades no entorno da escritório central da Eletrobras.

Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide disclaimer.6

Mercado de Energia na Pandemia

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

70.000

75.000

80.000

1/1 8/1 15/1 22/1 29/1 5/2 12/2 19/2 26/2 4/3 11/3 18/3 25/3 1/4 8/4 15/4 22/4 29/4 6/5 13/5 20/5 27/5 3/6 10/6 17/6 24/6 1/7 8/7 15/7 22/7 29/7 5/8

MWméd

io

Carga Diária de Energia 2020 Carga Diária de Energia 2019

Quarentena Flexibilização

Fonte: CCEE - InfoMercado Dados Gerais 2019 e InfoMercadoDados Gerais 2020. Dados prévios da CCEE de 1 a 17 de julho

Carga Diária de Energia no Brasil (2020 vs. 2019)

Consumo de Energia Elétrica em MW médio (2020 vs. 2019)

67.84666.540

63.916 63.59762.024

59.25260.066

62.632

65.054 64.73763.130

65.356 65.611

63.151

55.880 55.272

57.406 58.052

jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez

2019

2020

Geração da Eletrobras

Desde o inicio da Pandemia

40%Da geração brasileira no auge da pandemia

31%Da geração brasileira em agosto de 2020

Julho -2%

2020 58.052

2019 59.252

10/5 -27%

2020: 48.607 carga mínima

2019: 66.418


Impactos da Pandemia na Geração

Ambiente Regulado

66% da energia contratada

▪ Conta Covid

Mecanismos para manter a capacidade de pagamento das distribuidoras,

com efeito positivo nos atuais baixos níveis de inadimplência

▪ Distribuidoras inadimplente são impossibilitadas de realizar reajustes tarifários

Ambiente de Contratação Livre (ACL)

30% da energia contratada

▪ Principal risco: aumento da inadimplência ordinária

Sem ocorrência até junho de 2020

▪ Empresas Eletrobras têm analisado os pedidos de renegociação visando à

prevenção de inadimplência e judicialização

▪ Todas as renegociações foram realizadas sem impacto econômico para as

Empresas Eletrobras

▪ 0% de judicialização

Balanço Energético 2020

Receita Total de Geração 2T20

Base: junho

Gráfico líquido de Hedge GSF

69%

ACR

+ Cotas GF

+ Nuclear

30%

ACL

R$ 4,9bilhões

1%

Outros

CCEE + Importação

+ Receita Construção

+ Eliminação

17GWmed

30%

ACL

4%

Energia descontratada

13%

ACR

53%

Cotas GF

+ Nuclear

7


Impactos da Pandemia na Transmissão

R$ 12,5bilhões

Receita

bruta total

2T20

Transmissão

28% da receita total, excluída a receita não recorrente de R$ 5,5 bilhões

▪ Sistema de pagamento baseado em 3 pilares:

▪ Contratos de disponibilidade, sem impacto em caso de oscilação no volume de

carga do sistema

▪ Pulverização dos pagamentos entre todos os agentes do sistema

▪ Multas e penalidades regulatórias e instrumentos de garantias contratuais

▪ A Conta Covid exige adimplência com os Encargos de Uso do Sistema de

Transmissão (EUST)

▪ Impacto no 2T20:

− R$ 218 milhões

na receita da Eletrobras pela

antecipação da Parcela de Ajuste (PA),

que ocorreria de qualquer forma no

próximo ciclo tarifário anual 2020/2021

Inadimplência

< 0,5%Média

histórica

0,19%Junho

0,17%Estimativa

Julho

8

R$ 5,5 bilhõesTransmissão

Não Recorrente

R$ 6,9 bilhõesReceita Recorrente

R$ 2,0 bilhões

Transmissão 28%

R$ 4,8 bilhões

Geração 69%

R$ 0,1 bilhão

Outras Receitas 2%

DestaquesEmpresariais

Destaques Empresariais


PDNG

Revisão de

Transmissão Privatização

Projeto OBZ

Economia em 2020:

R$ 97 milhões R$ 282 milhões

realizada até 2T20 estimada

+ R$ 3 bilhões (+26%)

aumento da RAP regulatória para os

contratos prorrogados no ciclo 20/21

a partir de julho/2020

+ R$ 4,7 bilhões

efeito contábil positivo no 2T20

de remensuração de RBSE

R$ 44,5 bilhões

recebíveis da RBSE relativos às

concessões renovadas a ser

recebido até 2028, sendo

+ R$ 6,6 bilhões

pela RTP

Ofício do MME para previsão

orçamentária de 2021 de

R$ 4 bilhões para criação de

empresa estatal que ficará

responsável pelos ativos não

privatizáveis (participação acionária

de Itaipu Binacional, Eletronuclear,

bens da União sob administração da

Eletrobras e programas de governo).

Venda de SPEs

Pessoal

− 454 empregados R$ 130 milhões

a partir de set-20, atingindo Custo estimado

12.088 empregados (out-20)

Economia estimada:

R$ 62,9 milhões R$ 251,8 milhões

em 2020 a partir de 2021R$ 434 milhões

Santa Vitória do Palmar

R$ 134 milhões

Hermenegildos

AGE de aprovação convocada para

2/9/20

Angra 3

R$ 1,9 bilhão

Aprovação para

capitalização Junho/20

R$ 3,5 bilhões

AFAC em 2020 e 2021

para retomada das obras

Destaques Empresariais


AGO/AGE ESG

Dívida Líquida

/ EBITDA

1ª assembleia 100% virtual

Conselho de Administração

Eleição de Lucia Casasanta pelo controlador

Conselho Fiscal

Eleitos pelo Controlador

Hailton Madureira de Almeida

Ricardo Takemitsu Simabuku (suplente)

Eduardo Coutinho Guerra

Marcelo Senna Valle Pioto (suplente)

Eleito pelo Preferencialista

Antônio Emílio Bastos de Aguiar Freire (suplente)

R$ 2,5 bilhões

Dividendos declarados,

a serem pagos até 31 de dezembro de 2020

45% membros independentes no CA

Holding, superior ao requisito legal de 25%

e de 30% exigido pelo Estatuto Social

Presença feminina

Em todos os CAs das Empresas Eletrobras

− 3%

Redução das emissões de gases de efeitos

estufa em 2019, mesmo gerando mais

energia que em 2018

Modelo de Criação de Valor

das empresas Eletrobras em 2019

1º lugar no ASG Rating 2019

entre 49 empresas do setor “Eletricidade e

Gás” em mercados emergentes,

alcançando o nível "Advanced",

o mais alto na escala da Vigeo Eiris.

1,5Dívida líquida /

EBITDA ajustado LTM

2,0Sem a RBSE

Evolução de

Nossos Negócios

Hidráulica46.259 MW

Geração

Eletronuclear

+ Itaipu

8.990 MW

+950 MWno Brasil em

relação ao 1T20

123 MW (12%)com participação da Eletrobras

172.706 MW

total do país

96%

Energia limpa

Térmica1.865 MW

Nuclear1.990 MW

Eólica1.187 MW

4%

4%

2%

90%

Eletrobras

51.301 MWCapacidade Instalada

30%

5%

134 Usinas

58 Corporativas

76 SPES

13

Destaques 2T20

+ 123 MWAgregação líquida

Complexo Eólico Fortim,

do total de

+ 163 MW no 1S20

+ 1.582 MWem construção, sendo

+ 1.405 MWda UTN Angra 3


14

Retomada Angra III

Segregação

de Riscos

Equacionamentos

Financeiros

Parceiro EPCista

Parceiro Financeiro

▪ A prescindibilidade do sócio privado na Eletronuclear estava prevista no relatório do BNDES de fev/2020.

▪ Embora não seja condição mandatória, o modelo não veda a participação de sócio privado

▪ O CPPI ratificou o relatório do Comitê Interministerial, bem como o estudo do BNDES, finalizando a etapa 1.

▪ O acompanhamento do projeto volta a ser realizado pelo CNPE, responsável pela supervisão

do Comitê Interministerial e dos trabalhos do BNDES na etapa 2”.

1ª Etapa Definição do modelo de conclusão da obra

Consiste na contratação de consultorias pelo BNDES para

realização de due diligence e estruturação do

funding (2ª etapa)

Maximização do

valor do ativo e maior

retorno para os sócios


15

Retomada Angra III

Compliance

Programa Independente

para acompanhamento e monitoramento de orçamento,

pagamentos e contratos, execução de obras e avaliação da

integridade de fornecedores.

2020 2023

Objetivos

Atender ao caminho crítico do Projeto

Concluir superestrutura dos edifícios nucleares

Aumentar frente de trabalho para o EPCista

Escopo

Avançar sobre as obras civis e montagem eletromecânica com empresas

contratadas pela Eletronuclear, além de manter os fornecimentos

considerados críticos

Recursos

Aprovação AFACs

R$ 1,052 bilhão em 2020 e de

R$ 2,447 bilhões em 2021

Plano de Aceleração do Caminho Crítico de 2020 a 2023

Ações visando o equacionamento financeiro e a viabilização de contratos para retomada da obra.


16

Retomada Angra III

2ª Etapa BNDES: Detalhamento do Modelo de Negócio

Em paralelo ao plano de aceleração do caminho crítico

Contratações de Owners e finalização dos Projetos de

Engenharia

Renegociações de contratos de fornecimentos nacionais

Viabilização dos processos de contratação de obras

civis e montagens

Equacionamento de dívidas e novos fornecimentos

Assinatura dos contratos de

obras civis e montagem

eletromecânica

Início da concretagem e

montagens

Março de 2021

• Contratações de Owners e finalização dos Projetos de

Engenharia

• Renegociações de contratos de fornecimentos nacionais

• Viabilização dos processos de contratação de obras civis

e montagens

• Equacionamento de dívidas e novos fornecimentos

Assinatura dos contratos de

obras civis e montagem

eletromecânica

Início da concretagem e

montagens

Maio/2021

Junho/2021

Outubro/2021

Plano de Aceleração do Caminho Crítico

Nov/20 Mar/21 Ago/21 Dez/21 Mar/22

Contratação de Consultores

para os estudos

(Due Dilligence)

Conclusão de todos os

estudos (Due Dilligence)

Publicação do edital (EPC) Assinatura dos contratos

de obras civis e montagem

eletromecânica (EPCista)

Início das Obras (EPCista)


71.503 kmtotal de linhas de

transmissão Eletrobras

sendo 65.466 km ≥ 230 kV

A maior transmissora do Brasil

Transmissão

44,7%

do Brasil

− 19,7 km

Desagregação líquida no 2T20

+ R$ 40,8 milhões

RAP total adicional nas empresas Eletrobras no 2T20,

com destaque para Chesf com R$ 36 milhões

(inclui incorporação da TDG)

LT Empresas Eletrobras

LT Empresas Eletrobras

com parcerias

LT Outras Eletrobras

Existente Futuro

2T20


-212 km

Linhas corporativas transferidas

de Furnas para a EDP

Res Normativa Aneel 758/17

+192 km

Linhas de SPEs agregadas

proporcional à participação Eletrobras

125km Mata de Santa Genebra

18

Resultado Operacional da Transmissão

Melhora dos principais indicadores operacionais da transmissãoMelhores resultados históricos para um primeiro semestre

2,08%Parcela variável

− R$ 21,6 milhões melhor que 1S19,

solidificando a tendência de redução dos

descontos das empresas Eletrobras

Perturbações no Sistema Eletrobras

Nenhum desligamento com corte de carga superior a

500MW (médio porte) no 1S20

Há três anos sem desligamento de grande porte

(>1000MW) originado nas empresas Eletrobras

–24,7%

Disponibilidade Operacional de LT

99,97% - Melhor resultado em 1º Semestre desde 2015

Desligamentos por 100km de Linha de Transmissão

0,56 - Melhor resultado em 1º Semestre desde 2015


99,88%

99,80%

99,95%

99,87%

99,96% 99,97%

1S15 1S16 1S17 1S18 1S19 1S20

0,560,59

0,660,71

0,580,56

1S15 1S16 1S17 1S18 1S19 1S20

19

Revisão Tarifária de Transmissão – RAP Ciclo 20/21

R$ 14,5 bilhões** RAP Total Homologada para o Ciclo 2020 – 2021

R$ 44,5 bilhões de recebível RBSE até 2028

RTP

• Novo Wacc Regulatório: 6,64% para 7,61%

• Revisão Base Blindada: RBSE: +5,25%

• Base Incremental (RBNI): 16,51%, devido a

reforços e melhorias expressivos de 2013 a 2018

• Inclusão Ke

RTP = revisão tarifária periódica das LTs prorrogadas* Parcela de remuneração prevista no artigo 1º, parágrafo terceiro, da Portaria MME 120/2016.** Não considera novas agregações

PA total = R$ 1.435 milhões

9.374

10.65111.550

14.586

1.277899

683918

1.175391

-131

RAP ProrrogadasCiclo 18-19

ReH 2.408/18

RAP LicitadasCiclo 18 - 19

ReH 2.408/18

RAP TotalCiclo 18-19

ReH 2.408/18

Reajuste RAP TotalCiclo 19-20

ReH 2.565/19

Reajuste + RTP RTPReinclusão Ke*

PA RTPRetroativo Ke*(08/17 a 07/20)

PA RTPretroativo (07/18 a

07/20)

PA Licitadas RAP TotalCiclo 20-21

ReH 2.725/20

R$ 3 bilhões adicionais

+26% no ciclo, considerando tanto os contratos

prorrogados quanto os licitados


Potencial Agregação de RAP

20

11.550 +1.691

+1.435 14.676 -11,1 +72 14.737 -13,7 +43 14.766 -71,7 -1.511 13.183

RAP Ciclo2019/20

RevisãoTarifária +

Reajustes +Agregações

Parcela deAjuste - PA

RAP Ciclo2020/2021 +

PA

TérminocontratoEletrosul

Agregações EstimativaCiclo

2021/2022

Perfil degrau50%


2022/2023

Perfil degrau50%


2023/2024

As agregações estimadas de RAP são em reforços e melhorias de grande porte já autorizadas, não inclui demais obras em andamento.Slide não considera PA e venda de ativos.


+R$ 1.175 mi

Retroativo Ke(até 2023)

+R$ 103 mi Agregação RAP-R$ 31 mi Trajetória Rev. Tarifária

+R$ 74 mi Agregação RAP-R$ 31 mi Trajetória Rev. Tarifária

Revisão Tarifária e Reajustes + R$ 1.691 milhões / ano

RAP adicional a partir de julho de 2020, considerando os efeitos da RTP

LTs renovadas (WACC, PMSO e BRR), reinclusão do Ke, e reajuste dos

contratos não renovados + AgregaçõesParcelas de Ajuste – PA + 1.435 milhões / ano

R$ 1.566 mi retroativos da RTP das LTs renovadas, incluindo Ke

retroativo (a serem pagos até 2023), e demais ajustes dos contratos

licitados.

90 obras corporativas

de grande porte em construção

com potencial receita de + R$ 322 milhões

R$ 2,21 bilhõesInvestimento associado

15%RAP / Investimento

+R$ 55 mi Agregação RAP-R$ 1.566 mi Fim da PA (retroativos ke e RTP)+Nova revisão tarifária

+ 14% RAP

+ R$ 1.633 Milhões+R$ 918 mi

Reinclusão Ke(até 2025)+R$ 90 mi

Agregação RAP

/~]

DesempenhoFinanceiro 2T20

Valores em R$ milhões IFRS Recorrente

2T19 2T20 Var. 2T19 2T20 Var.

Receita Bruta 8.016 12.518 56% 7.799 6.985 -10%

Deduções da Receita -1.415 -1.420 0% -1.415 -1.420 0%

ROL 6.601 11.098 68% 6.384 5.564 -13%

(-) PMSO -2.268 -1.676 -26% -2.071 -1.687 -19%

(-) Custos operacionais -1.575 -1.439 -9% -1.393 -1.428 3%

(-) Provisões operacionais -1.506 -559 -63% -25 -400 1491%

(+) Participações societárias 102 364 257% 102 364 257%

(+) Outras Receitas e Despesas -17 0 -100% 0 0 -

Ebitda 1.336 7.787 483% 2.996 2.413 -19%

Depreciação e Amortização -445 -463 4% -445 -463 4%

Resultado financeiro 425 -1.331 -413% 502 -529 -205%

IR e Contribuição Social -1.016 -1.396 37% -1.016 30 -103%

Result. das oper. descontinuadas 5.260 0 -100% -

Resultado Líquido 5.561 4.597 -17% 2.037 1.452 -29%


Resultado Financeiro Recorrente − R$ 1.031 milhões

− R$ 1.896 milhões Ajuste a valor justo, excluído AVJ RBSE RTP

− R$ 195 milhões Variação cambial

Não recorrentes Atualização monet. Compulsório, Receita de mútuo de

distribuidoras privatiz., prêmio rolagem bônus + Comissão FID, AVJ RBSE RTP

PMSO Recorrente - R$ 384 milhões

- R$ 233 milhões MSO – OBZ e pandemia Covid-19

- R$ 152 milhões Pessoal - PDC

Não recorrentes: PDC, INEPAR, outros

Receita Bruta Recorrente -R$ 785 milhões

Geração - R$ 474 milhões

-R$ 703 milhões Eletronorte e Furnas: término de contratos ACR

-R$ 102 milhões

- R$ 155 milhões

Repasse Itaipu – inflação americana

Energia curto prazo - queda PLD

+R$ 297 milhões Reajuste Usinas cotas e rec. fixa Eletronuclear,

Candiota e Amaz GT

+R$ 141 milhões Maior contratação ACL (Furnas e Chesf)

Transmissão - R$ 346 milhões

- R$ 218 milhões

- R$ 126 milhões

- R$ 94 milhões

Antecipação de PA

Amortização RBSE - IFRS

Amortização LTs renovadas IFRS (Chesf e

Eletronorte)

Não recorrentes: RTP RBSE Ke e PA Retroativa, Construção Geração

e Alienação SPE 2T19

Demonstrativo de Resultados 2T20

Despesas Operacionais Recorrentes + R$ 35 milhões

+ R$ 147 milhões Combustível: menor subsídio CCC pela Amz GT

- R$ 106 milhões Energia comprada para revenda, destaque Amz GT

22

8.0167.799 6.985

12.518

-217 -564 90 -203 15 -126 -31 6

5.533

Receita BrutaIFRS 2T19

ConstruçãoGeração e

Ganhos SPEs

Receita BrutaRecorrente

2T19

Geração -Regime deExploração

Geração -Regime de

O&M

Transmissão -Receita deoperação emanutenção

Transmissão -Receita deconstrução

Transmissão -RBSE

Transmissão -Receita

Contratual

OutrasReceitas

Receita BrutaRecorrente

2T20

RBSE RTPretroativa e

Construção G

Receita BrutaIFRS 2T20

+11%-13%

-20% -15%

Receita Bruta 2T20(em R$ milhões)

23

+ 56,2% IFRS

+ R$ 4.502 milhões

- 10,4% Recorrente

- R$ 814 milhões

Não Recorrente: vide Release da Companhia

Geração - R$474 milhões Transmissão - R$ 346 milhões Outros + R$ 6 milhões

- R$ 406 milhões

Eletronorte: ACR: 447 MWmed para 73 MWmed de energia

comercializada e preço médio reduziu 28% (R$ 175,00/MWh no 2T20

e R$ 242,28/MWh no 2T19)- R$ 297 milhões

Furnas, destaque para término de contratos (-317MWméd)

– R$ 102 milhões

Repasse de Itaipu – variação da inflação americana de +2,74% para

-0,96% e

– R$ 155 milhões queda PLD

+ R$ 297 milhões Reajuste Usinas cotas e rec. fixa Eletronuclear,

Candiota e Amaz GT e

+ R$ 141 milhões Maior contratação ACL (Furnas e Chesf)

- R$ 218 milhões

Antecipação Parcela de Ajuste ciclo 20-21 – medida Aneel

contra pandemia Covid-19

- R$ 126 milhões

Amortização ativo RBSE (efeito IFRS) excluído efeito da

Revisão de R$5.522 milhões. Recebido caixa RBSE R$ 3,1

bilhões no 2T20 de RBSE.

- R$ 94 milhões

Amortização Ativo contratual LTs renovadas Efeito IFRS

(Chesf e Eletronorte)

+ R$ 7 milhões

Holding: receita de direito de uso UTE

Uruguai

Esta

apre

senta

ção p

ode c

onte

r estim

ativas e

pro

jeções. V

ide d

iscla

imer.

+12% -13% +4%

+R$ 218 milhões

Angra I e II: aumento na Receita Fixa: + R$ 68 milhões

Candiota III: após Overhaul: + R$ 54 milhões

Amazonas GT: + R$ 85 milhões

- R$ 455 milhões

Furnas (-R$ 246 milhões) e Eletronorte (-R$ 209 milhões): término

contratos

Eletronorte, Furnas e Chesf : reajuste anual da RAG e variações

de CFURH

Variações nas liquidações e

queda no PLD

ACR Contrato Regulado -R$ 230 milhões

ACR O&M +R$ 90 milhões

ACL – Contratos Bilaterais -R$ 21 milhões

CCEE -R$ 155 milhões

24

Valores de Energia em MWmed 2T19 2T20 Var.

Garantia Física 2 3 10.555 10.543 -0,1% -

Energia Gerada 2 3 8.483 8.569 1,0% ↑

Energia Vendida ACR Contrato Regulado 4.167 3.566 -14,4% ↓

Energia Cotas ACR O&M 7.451 7.451 0,0% -

Energia Vendida ACL Bilateral 2 4.042 4.725 16,9% ↑


Mercado 2T19 2T20 Var.

GSF (%) 89,35 91,52 2,1p.p

PLD SE (R$/MWh) 131,37 75,47 -42,6%

PLD S (R$/MWh) 131,37 75,47 -42,6%

PLD NE (R$/MWh) 57,27 49,40 -13,7%

PLD N (R$/MWh) 57,27 49,59 -13,4%1 Importação, Receitas de Construção e Eliminação (ajustes contábeis - vendas internas).

2 Inclui os empreendimento afetados pela Lei 13.182 de 2015.3 Não inclui os empreendimento com concessão renovada pela Lei 12.783 de 2013 (Regime de O&M).

Receita de Geração por Ambiente

Valores de Receita em R$ milhões 2T19 2T20 Var.

ACR

(Mercado Regulado)

Contrato Regulado 2.668 2.438 -8,6%

O&M Lei 12.783 844 934 10,7%

ACL

(Mercado Livre)

Contrato Bilateral 2 1.502 1.481 -1,4%

CCEE 280 125 -55,3%

Outros 1 (23) (77) -243,0%

Receita de Geração 5.271 4.900 -7,0%

+R$ 141 milhões

Furnas: novos contratos de fornecimento: + R$

107 milhões Chesf: novos contratos em 2020:

+ R$ 34 milhões

- R$ 178 milhões

Furnas: redução suprimento: - R$ 153 milhões;

Eletronorte: redução preço contratos fornecimento

(redução preço do alumínio versus aumento do câmbio:

- R$ 25 milhões

2.2682.071

1.687 1.676-197 -152 -19 -64 -150

-11

PMSO IFRS 2019 Itens NãoRecorrentes

PMSO Recorrentes2019

Pessoal Material Serviços Outros PMSO Recorrentes2020

Itens NãoRecorrentes

PMSO IFRS 2020

Pessoal - 152 milhões Material - 19 milhões Serviços -64 milhões Outros - 150 milhões

PDC e OBZ, parcialmente compensado por:

+R$ 21,4 milhões

Reajuste salarial (3,55%) e adicionalpor tempo de serviço (1%)

+R$ 26 milhões

Menor apropriação em Investimentos (Chesf

e CGT Eletrosul)

+R$ 10,2 milhões

Maior Provisionamento antecipação de férias

na pandemia Covid-19

Medidas OBZ e Pandemia COVID-19

- R$ 65,5 milhões

Furnas: Redução dos colaboradores

terceirizados (R$ 58,8 milhões).

Medidas OBZ:

- R$ 77,8 milhões

Am GT: Ajustes realizados no SAP em 2019.

- R$ 53,6 milhões

Furnas: Redução em alugueis.

- R$ 42,8 milhões

Eletronorte: Redução de custas judiciais.

PMSO 2T20

25

-27% -13%-50%

-13%

(em R$ milhões)

Intercompany: (-) R$ 47 milhões

Serviços: (-) R$ 93 milhões

Outros: (-) R$ 57 milhões

FGTS e INSS Abril: (-) 23 milhões

PDC: (-) R$4 milhões

Inepar: (+) R$ 16 milhões

- 26% IFRS

- R$ 592 milhões

- 19% Recorrente

- R$ 384 milhões


1.575

1.393 1.4281.439-182

-106-10

147 411

CustosOperacionais

IFRS 2019


CustosOperacionaisRecorrentes

2019

Energiacomprada para

revenda

Encargos sobreuso da rede

elétrica

Combustívelpara produção

de energiaelétrica

ConstruçãoTransmissão

CustosOperacionaisRecorrentes

2020


CustosOperacionais

IFRS 2020

Custos Operacionais 2T20

26

Energia comprada para revenda - R$ 106

milhões

Combustível + R$ 147

milhões

- R$ 47 milhões Holding: sem importação de energia da UTE Uruguai

devido a menor demanda dada à pandemia covid-19.

- R$ 45 milhões Amazonas GT: ajuste SAP 2019 e lançamento de R$ 22

milhões de faturamento de PIEs no 2T19 estornado no 3T19.

+ R$ 174 milhões Amazonas GT: Menor subsídio de CCC devido à

transferência de locadoras (PIEs) e mudança de contrato da UTE

Aparecida de CCVEE para CCEAR com redução de inflexibilidade.

Não Recorrente: vide Release da Companhia

- 8,6% IFRS

- R$ 136 milhões

+ 2,5% Recorrente

+ R$ 35 milhões


-2,4% +38,6%

+2,7%-22,7%

-235

528 559

176

295

65

22416 31

Contingências Emp.Compulsório PCLD Inflexibilidade UsinaCandiota III

Parcela de ajusteRAP

Provisão ANEEL -CCC

Outras Provisões Provisões 2T20

PCLD CPC 48 (risco prospectivo estimado) Financiamento Amazonas D reversão de R$39 milhõesPCLD Energia Amazonas D R$ 193 milhõesChesf: R$ 28 milhões

R$238 milhões: Reversão de provisões diversas em Furnas

Provisões Operacionais 2T20

2T20

2T19

27

(em R$ milhões)

Reversão

Constituição 369

1.506

40 1410 0

921

115

Contingências Emp.Compulsório PCLD Inflexibilidade UsinaCandiota III

Parcela de ajusteRAP

Provisão ANEEL -CCC

Outras Provisões Provisões 2T19

Garantias R$ 5 milhõesOutras R$ 26 milhões

Garantias R$ 58 milhõesOutras R$ 57 milhões


1.336

2.996

2.413

7.787

1.660 820262 35 384 375

5.374

EBITDA IFRS2T19


EBITDARecorrente

2T19

Rol recorrente ParticipaçõesSocietáriasrecorrente

CustosOperacionaisrecorrentes

PMSOrecorrente

ProvisõesOperacionais

recorrente

EBITDARecorrente

2T20


EBITDA IFRS2T20

-19% +1491%+3%+257%-13%

EBITDA 2T20(em R$ milhões)

+483%

+ R$ 6.451 milhões

- 19%

- R$ 583 milhões

ROL

Recorrente

Part. Societárias

Recorrentes

+ R$ 262

milhões

PMSO e Custos

Recorrentes

Prov. Operac. Recorrentes -R$ 375 milhões

-R$ 814 milhões

Vide slide 23

+ R$ 111 milhões - Melhor resultado SPE

Madeira Energia (Furnas).

+ R$ 302 milhões – Melhor resultado coligadas

- R$ 89 milhões – Belo Monte

- R$ 172 milhões - SPE Interligação Elétrica do

Madeira (Furnas/Chesf)

-R$ 384 milhões

PMSO

+ 35 milhões Custos

Vide slides 24 e 25

+R$ 337 milhões PCLD Recorrente, sendo R$ 193 milhões

inadimplência contratos de energia Amazonas D;

-R$53 milhões de Garantias

-R$9 milhões Provisão Gag Melhoria28

Provisão Aneel CC: R$921 milhões

Caducidade Concessão R$387 milhões

Provisões Contingências R$329 milhões

Venda de SPEs –R$35 milhões

Outros R$58 milhões

RBSE Retroativa: R$5.522 milhões

PCLD CPC 48 Discos -R$39 milhões

Provisão parcela RAP: -R$224 milhões

Outros -R$28 milhões

-- -

5.561

2.0371.452

4.597

-3.524

583 -1.048 1.046

3.146

Lucro Líquido IFRS2T19


Lucro Recorrente2T19

EBITDA Recorrente Result. FinanceiroRecorrente e D & A

Imposto de Renda Lucro Recorrente2T20


Lucro Líquido IFRS2T20

29

-1.837% -103%

-19%

29 #DFR2019

Lucro Líquido 2T20(em R$ milhões)

- 17%

- R$ 964 milhões

-29%

- R$ 586 milhões

Resultado financeiro recorrente – R$ 1.031 milhões Itens não recorrentes 2T20

-R$ 1.896 milhões alteração da taxa de desconto de NTNB para WACC, de 4,1% para 6,64%;

-R$ 195 milhões variação cambial – Covid 19

+ R$ 84 milhões de receita financeira pelo aumento de disponibilidade de caixa, destaque para

aumento de capital em Dez/19

-R$ 485 milhões: menor encargos de dívidas devido ao liability management e redução de taxas e

indicadores.

-R$ 330 milhões de despesa financeira por recomposição passivo RGR no 2T19.

Ajustes Ebitda = slide 28;

+R$ 1.426 milhões ajuste no IR diferido da RBSE Retroativa

+R$ 854 milhões ajuste a Fair Value impacto da RBSE Retroativa

devido a RTP

+R$ 53 milhões Atualização Monetária Emp. Compulsório no 2T20 e

R$123 milhões no 2T19

-R$ 105 milhões Receita de Mútuo de Distribuidoras

Privatizadas no 2T20 e R$ 47 milhões no 2T19

-Sem efeito caixa


23,4

20,3

26,4 25,7

23,522,1

21,0 21,019,6

3,6 1,9 2,1 2,2 2,0 1,8 1,6 1,6 1,5

6,1

3,7 3,1 3,0 2,6 2,3 2,2 2,2 2,0

dez/16 dez/17 dez/18 mar/19 jun/19 set/19 dez/19 mar/20 jun/20

(em R$ bilhões)

Disciplina Financeira(+) Dívida de Curto Prazo (Passivo Circulante) 8.811

(+) Dívida de Longo Prazo 41.743

Dívida Bruta 50.555

(-) Repasse RGR para CCEE (1) 1.063

= Dívida Bruta Recorrente 49.492

(-) (Caixa e Equivalente de caixa + Títulos e Valores Mobiliários) 14.724

(-) Financiamentos a Receber 14.033

(+) Repasse RGR para CCEE (1) 1.063

(-) Saldo líquido do Ativo Financeiro de Itaipu 2.198

Dívida Líquida 19.599

(1) Vide Nota Explicativa 9 e 22 da demonstrações financeiras de 2019

6,6 10,5 12,5 11,5 11,6 12,3 13,2 13,3 12,8EBTIDA c/

RBSE (LTM)

META

Dívida Líquida

EBITDA Ajustado

< 2,5

Privatização

Distribuidoras

2T20

30

Dívida Líquida Dívida Líquida/EBITDA com RBSE Dívida Líquida/EBITDA sem RBSE

Dívida Líquida/Ebitda

*A partir de 2019, são considerados apenas os títulos e valores mobiliários do ativo circulante, então a Dívida líquida de 2018 foi alterada para efeitos de comparação.


Perfil Dívida e Recebíveis

R$ 49,5 bilhões

Dívida Bruta sem RGR de terceiros 2020

R$ 13,5 bilhõesEmp. e Financiamentos a receber*

*Não inclui: recebível do ativo financeiro de Itaipu de R$ 2,1 bilhões,

recebíveis da RGR devidos por empresas do Sistema e não pertencentes à

Eletrobras, PCLD de R$ 556 milhões e encargos de terceiros.

31

Não inclui encargos

70%

25%

5%

Real (R$)

Moedaestrangeira

RGR(controladas)

35%

5%

21%

11%

17%

12% CDI

IPCA

Selic

Sem Indexação

TJLP

Outros

54%

46%

Real (R$)

Moedaestrangeira

37%

15%2%

46%

CDI/Selic

IPCA

IGPM

Itaipu

Composição do Endividamento 2020

Composição dos Saldos dos Recebíveis 2020

4,6

10,1

6,24,2

5,54,1

14,8

2020 2021 2022 2023 2024 2025 Após 2025

1,97

5,07

2,131,69

1,220,73 0,68

2020 2021 2022 2023 2024 2025 após 2025

Itaipu: taxa fixa de 4% ou 7,5% a depender do contrato


32

Disclaimer: Devido ao cenário atípico e de características potencialmente imprevisíveis, não é possível prever com exatidão os cenários que poderão se materializar

nos próximos meses nas operações da companhia.

*No saldo dos Bônus 2030 e 2025 há efeito contábil sobre o diferimento de despesas com recompra do bônus 2021 por conta da operação realizada em fevereiro

2020 2021 2022 2023 2024 2025 Após 2025 TOTAL

Ativo (US$ Milhões) 430,19 876,44 199,96 29,13 0,00 0,00 0,00 1.535,73

Passivo (US$ Milhões) 87,10 706,12 45,68 46,12 19,57 513,61 839,13 2.257,33

Exposição Cambial 343,09 170,31 154,29 -16,98 -19,57 -513,61 -839,13 -721,60

Ativo US$ milhões %

Recebíveis Empréstimos Itaipu 1.134.308 74%

Ativo Financeiro Itaipu 401.419 26%

TOTAL 1.535.727 100%

Exposição Cambial

Passivo* US$ milhões %

Bônus 2021 - Eletrobras 632.098 28%



Outros 376.979 17%

TOTAL 2.257.328 100%

▪ Recebíveis em dólar no curto prazo superiores aos passivos: mitigam o impacto de desvalorização cambial sobre o fluxo de caixa

▪ Exposição cambial passiva relevante no fluxo de caixa somente a partir de 2025

▪ 83% da dívida em moeda estrangeira com quitação em bullets, concentrados em 3 vencimentos, em 2021, 2025 e 2030

Exposição Cambial em 30/06/20

−721,60Exposição cambial

Esta

apre

senta

ção p

ode c

onte

r estim

ativas e

pro

jeções. V

ide d

iscla

imer.


(em R$ milhões)Investimentos 2T20

*Qualidade Ambiental, Infraestrutura, Desenvolvimento Tecnológico. 33


Investimento

(Corporativo +

Parcerias)

Investido 1T20 Investido 2T20 Investido 1S20Orçado PDNG

1S20%

Geração Corporativo 89 155 245 1.083 22,6%

Implantação 45 94 139 749 18,6%

Angra 3 31 27 59 526 11,2%

Santa Cruz 9 58 67 186 36,0%

Casa Nova 4 4 8 31 25,8%

Outros 1 5 6 6 100,0%

Manutenção 45 61 106 334 31,7%

Transmissão Corp. 148 169 317 766 41,4%

Ampliação 31 48 79 193 40,9%

Reforços e Melhorias 58 55 113 404 28,0%

Manutenção 60 65 125 169 74,0%

Infraestrutura e

Outros* 37 36 74

155 47,7%

SPES 53 20

73 512

14,3%

Total 328 380 709 2.516 28,2%

Geração

Transmissão

Angra 3 R$ 58,5 milhões

Angra 1 e 2 R$ 53,8 milhões

UTE Santa Cruz R$ 67,1 milhões

SPE Brasil Ventos R$ 22,0 milhões

Chesf R$ 159,0 milhões

Furnas R$ 78,0 milhões

CGT Eletrosul R$ 50,9 milhões

Eletronorte R$ 29,0 milhões

SPE Mata S Gen. R$ 25,2 milhões

(em R$ milhões)

Investimentos Não Realizados 2T20

GERAÇÃO: -R$ 427 milhões

-R$ 236 milhões de Angra 3: aguardando detalhamento do modelo de negócio

COVID-19: -R$ 151 milhões

-R$ 81 milhões manutenção Angra 1 e 2: atraso de fornecedores

-R$ 70 milhões Santa Cruz: atraso entrega equip. importados

Investimentos R$ Milhões

Total Realizado (a) 380

(+) Não realizado por motivos alheios à Eletrobras (b) 795

(=) Sub Total 1.175

Total Orçado 2T20 1.360

(%) Orçado 2T20 86%


-R$ 980 milhões de não realização de investimentos, sendo R$ 795 milhões alheios à Eletrobras

TRANSMISSÃO: -R$ 243 milhões

17% COVID-19

33% atraso em licitações pela pandemia devido a aumento de preços de

equipamentos (variação cambial e incertezas de mercado) e fornecedores

17% comissionamento de obras

SPES -R$ 284 milhões

-R$ 42 milhões ESBR Jirau Standstill COVID e melhor performance – investimento evitado

-R$ 91 milhões Hermenegildos: aguardando Aneel sobre ressarcimento de energia não gerada

-R$ 69 milhões Chapada do Piauí: suspensão de cobrança dos ressarcimentos por geração menor pela Aneel

-R$ 39 milhões Teles Pires: melhor performance

OUTROS -R$ 26 milhões

Destinação dos Resultados 2019

ClasseTotal

Por Ação

31.12.2019

PNA 330 2,24

PNB 489.880 1,74

ON 2.050.357 1,59

Total 2.540.567

Distribuição do Lucro da Controladora 10.697.124

(-) Reserva Legal (534.856)

(=) Lucro Liquido Ajustado (a) 10.162.268

(-)Dividendo Obrigatório (25% LLA) (b) 2.540.567

Dividendo Ações Preferenciais 490.209

Dividendo Ações Ordinárias 2.050.357

(=) Saldo LLA após Dividendo Obrigatório (a) - (b) 7.621.701

(-) Ajuste de Controladas / Coligadas (157.205)

(-) Reserva Estatutária para investimentos (50% do LL) (5.348.562)

(-) Reserva Estatutária de estudos e projetos (1% do LL) (106.971)

(-) Reserva para Orçamento de Capital (art. 196, LSA) (2.008.963)

(=) Saldo após Distribuição 0

Esta apresentação pode conter estimativas e projeções. Vide disclaimer.35


PLANO

ESTRATÉGICO

ELETROBRAS

2020-2035


O desafio que se pretende superar com este plano

2020-2035 - A Transformação Estratégica da Eletrobras

37

Aonde queremos chegar

Mais competitividade,

menos custos

Gestão ativa dos riscos

Criação de valor

Gestão leve

e ágil

Cultura de alta

performance

Capacidade de

investimento

Onde

estamos

Ser uma empresa

inovadora, de energia limpa,

reconhecida pela excelência

e sustentabilidade

Visão

PLANEJAMENTO ESTRATÉGICO DA ELETROBRAS 2020-2035 |

Organização digital

37


Ser uma empresa

inovadora, de energia limpa,

reconhecida pela excelência e

sustentabilidade

Cultura e

Pessoas

Governança

Inovação

e Transformação

Digital

GestãoEficiência

de G&T

Expansão

de G&T

Comercia

-lização

Novos

Negócios

Valor e

Investimento

Colocamos toda

nossa energia para

o desenvolvimento

sustentável da

sociedade

PROPÓSITO

Respeito às pessoas e à vida

Ética e transparência

Excelência

Inovação

Colaboração e

reconhecimento

DIRETRIZES

DE DESEMPENHO

E NEGÓCIOS

DIRETRIZES

DE GESTÃO

VISÃO DE

FUTURO

VALORES

38


Estratégia e públicos de interesse

Estratégia 2020-2035

Investidores, acionistas e analistas de mercado

Comunidade

Parceiros, patrocinadores e fornecedores

Clientes

Governo, parlamentares e

órgãos reguladores

Imprensa e formadores de opinião

Sociedade

Força de trabalho e familiares


VALORES

DIRETRIZES DE DESEMPENHO E NEGÓCIOS OBJETIVOS ESTRATÉGICOSPROPÓSITO

Multiplicar a criação de valor e ampliar a

capacidade de investimento da empresa

Criar valor pelo aumento da eficiência dos ativos

em G&T

Consolidar a liderança em G&T, com foco em

energia limpa

Alcançar a liderança na comercialização, com

margens atrativas e eficiência na gestão de riscos

Investir em novos negócios, com foco em energia,

participando da consolidação do setor (M&A)

DIRETRIZES DE GESTÃO

Desenvolver a cultura de alta performance

e a excelência na gestão de pessoas, com

meritocracia

Atingir a excelência em Governança, Gestão de

Riscos e Controles Internos (GRC)

Focar a gestão da empresa em criação de valor

e aumento de competitividade

Ter protagonismo em inovação e promover a

transformação digital dos processos de negócios

e de gestão

Colocamos toda nossa energia

para o desenvolvimento

sustentável da sociedade

• Respeito às pessoas e à vida

• Ética e transparência

• Excelência

• Inovação

• Colaboração e

reconhecimento

Ser uma empresa inovadora,

de energia limpa, reconhecida

pela excelência e

sustentabilidade

VISÃO DE FUTURO

Ampliar a capacidade de investimento da Empresa

Otimizar a estrutura de capital do grupo Eletrobras

Otimizar o desempenho econômico-financeiro dos ativos de G&T

Alcançar níveis elevados de confiabilidade dos ativos de G&T

Elevar a eficácia regulatória com atuação ativa junto ao regulador

Expandir a geração, priorizando energia limpas e oportunidades de térmicas a gás

Expandir a transmissão, com foco na criação de valor

Diversificar a carteira de clientes, ampliando a atuação no varejo de energia

Desenvolver o segmento de trading de energia

Ampliar a receita oriunda dos negócios de venda de serviços, transmissão de dados e outras

oportunidades sinérgicas

Valorizar a meritocracia com sistema de incentivos e consequências

Desenvolver a liderança, o trabalho em equipe e a gestão do conhecimento para sustentar as

competências críticas da empresa

Adquirir e desenvolver competência robusta em gestão de riscos

Alcançar e manter padrões de governança corporativa e integridade empresarial de acordo com os

benchmarks internacionais

Promover a articulação institucional ativa e a transparência no relacionamento com os stakeholders

Fortalecer a disciplina de execução, com agilidade e otimização dos recursos

Acelerar a digitalização e a automação dos processos de negócios e de gestão

Investir em pesquisa e inovação, criando um ecossistema inovador a partir das capacidades

internas e com a parceria de startups

Garantir a segurança e a satisfação dos empregados

Mapa Estratégico 2020-2035 PLANEJAMENTO ESTRATÉGICO DA ELETROBRAS 2020-2035 |

39


Fontes: Gráfico 1: 2011-2019: Boletim Mensal de Monitoramento do Sistema Elétrico Brasileiro – Dez/2019; 2020-2024: PDNG 2020-2024 e

Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE) 2029

Gráfico 2: projeção PDNG 2020-2024.

Neste período a empresa perdeu market share, com poucas participações em leilões, e gerou menos resultados para os seus acionistas.

No momento, o desafio que se coloca é o de elevar a sua capacidade de investimento e criar mais valor para os acionistas.

Investimento previsto 2020-2024

Em R$ bi1

Capacidade Instalada em Geração de EE (GW)

E Transmissão (mil Km)

42 42 43 44 45 47 48 50 51 51 51 51 51 51

117 120 126 134 141 150 158 163 170 176 178 179 187 195

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Eletrobras Brasil Participação relativa

52%39%

36%

30%

26%

4,2 4,1 4,0 3,4 2,8

1,12,6 3,4

3,53,4

2020 2021 2022 2023 2024

Corporativo + SPEs Angra 3

5,3

6,77,4 6,9

6,2

Média anual 2020-2024, excl. Angra 3: R$ 3,7 bi

Média anual 2020-2024: R$ 6,5 bi

32%

56 55 57 61 61 63 65 65 65 66 66 66 66 66

100 106 115126 130 135 133 137 144 148 154 160 167 173

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

45%47%

O desafio da relevância e da criação de valor

40



Investimento total em expansão G&T

Total 2020-2035: R$ 201,88 bilhões

Ao ano: R$ 12,62 bilhões

Investimento total em expansão G&T¹

Total 2020-2035: R$ 95,3 bilhões

Ao ano: R$ 6,0 bilhões

Considerando a manutenção do regime de cotas para as

usinas prorrogadas pela Lei 12.783/2013

Mantendo a disciplina financeira da Companhia com o

indicador Dívida Líquida / EBITDA < 2,5

INVESTIMENTO NO CENÁRIO SEM CAPITALIZAÇÃO INVESTIMENTO NO CENÁRIO COM CAPITALIZAÇÃO

Considerando a descotização das usinas prorrogadas pela Lei

12.783/2013 e a celebração de novos contratos de concessão

de geração de energia elétrica de produtor independente,

geraria um aumento no EBITDA da Companhia.

Mantendo a disciplina financeira da Companhia com o

indicador Dívida Líquida / EBITDA < 2,5

Notas: 1: Inclui Angra 3


Investimento em Geração e Transmissão

41

Investimento total em Outros

Total 2020- 2035: R$ 10,9 bilhões

Ao ano: R$ 0,6 bilhão

Investimento total em Outros

Total 2020- 2035: R$ 20,5 bilhões

Ao ano: R$ 1,2 bilhão


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Apresentação dos Resultados 3T19 · Esta apresentação pode conter estimativas e projeções....

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