Índice Mercado de Energia Brasil Estrutura Regulatória Visão Geral America LAtina Hidrologia e impacto nos custos - MRE e PDL Custo de Energia – Gerador e Consumidor Estudo de Caso

Brazilian Energy Sector Overview Alarys Brazilian Energy Sector Overview Sérgio Azevedo Rio de Janeiro, November 26th , 2014

Brazil is a unique country – Ordinary Facts Introduction Ice Break

Agenda Brazilian Energy Sector Outlook Regulatory Framework 1 Brazilian Energy Sector Outlook Regulatory Framework Rationing Risk 2 3

The Brazilian grid has continental dimensions Brazilian Energy Sector Outlook Total Capacity – GW 96 129 2007 2013 +34% 83% Ren Private Share 32% Comparison SIN: Europa x Brasil Total Demand- TWh 436 520 2007 2013 +19% Private Share 67% Outra característica singular do SIN é sua dimensão continental que lhe confere uma maior complexidade operacional quando comparado aos sistemas de outros países. Para a visualização desta característica, a figura apresentada a seguir representa, em escala, a inserção da Rede Básica do Sistema Interligado Nacional no continente europeu. Nesta figura podemos observar que a interligação entre os Subsistemas do SIN, tendo-se como referência as cidades de Porto Alegre no Subsistema Sul e Manaus no Subsistema Norte, corresponde à inserção no continente europeu de uma malha de interligação entre as cidades de Lisboa (Portugal) e Estocolmo (Suécia). Transmission – thousands of Km 82 114 2007 2013 +39% Private Share 30% Source: EPE – PDE- 2013-2023

In 2015 18% of the concessions will expire Brazil achieved grid parity Enel Group represents 1% of the country´s installed capacity and 8% of Dx Costumers Brazilian Energy Sector Outlook Generation: Installed Capacity (129 GW) In 2015 18% of the concessions will expire Distribution: Costumers (75 million) Source: BofA Source: Abradee Energy Matrix 17% 87% World Renovables No Renovables Sources of energy (Renewables x No renewables) 83% 13% Brazil Brazil achieved grid parity Source: EPE – PDE- 2013-2023

Enel plays an important role on all electric sector and also into non regulated market Brazilian Energy Sector Outlook Distribution Regulation Level: High Contracting Models: Captive/ Monopoly Free Consumers Operational Dispatch: Self operate. Frequent inspections by regulator for operating compliance Main Players: Global Privates: AES; EDP; Iberdrola; Local Privates: CPFL; Energisa; Equatorial. State Owned: Eletrobras; Cemig; Copel; CEEE; Celesc. Generation Regulation Level: Moderate Contracting Models: Free Market (PPA) Regulated (Auctions) Operational Dispatch: ONS – centralized by government national operator Main Players: Global Privates: GDF; EDF; AES; Eon; Duke; EDP; Iberdrola. Local Privates: CPFL; Energisa; Equatorial. State Owned: Eletrobras; Cemig; Copel; CEEE. Services Regulation Level: Low Business Solutions: Massive/ Retail Corporate Solar Main Players: Massive: Other utilities/telecom service branches; Corporate: Local contractors and engineering Cos. Solar: Engineering/ Architecture Cos; other solar reps and distributors. Transmission Regulation Level: High Contracting Models: Anual Fixed Revenues based on availability. Operational Dispatch: ONS – centralized by government national operator Main Players: Global Privates: State Grid; ISA; Abengoa; Local Privates: Alupar;. State Owned: Eletrobras; Cemig; Copel.

Companies and Location Brazilian Energy Sector Outlook Generación Potencia Instalada: 326 MW Distribución Nº de Clientes: 3,3 millones Energía facturada: 8.970 GWh Nº de Clientes: 2,8 millones 10.223 GWh Conversión y transmisión Capacidad instalada: 2.200 MW Extensión de líneas: 1.000 km Capacidad instalada: 658,0 MW Servicios y Productos Nº de Clientes: Masivos: 617 mil Corporativos: 700 Endesa Brasil 984 MW installed capacity 6 million consumers 21 TWh in distribution sales 2,2 GW in transmission capacity Enel Green Power Brasil 295 MW Installed capacity 203 MW Wind 93 MW Hydro 312 MW Under Construction 198 MW Wind 12 MW Solar 102 MW Hydro

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Institutional Model CNPE CMSE MME CCEE ONS EPE ANEEL Agentes G/T/D/C Regulatory Framework CNPE CMSE MME CNPE Conselho Nacional de Política Energética. Homologação da política energética, em articulação com as demais políticas públicas. MME Ministério de Minas e Energia. Formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes do CNPE. CCEE ONS EPE ANEEL CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico. Monitora as condições de atendimento e recomendação de ações preventivas para garantir a segurança do suprimento. EPE Empresa de Pesquisa Energética. Execução de estudos para definição da Matriz Energética e planejamento da expansão do setor elétrico (geração e transmissão) Agentes G/T/D/C ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica. Regulação e fiscalização, zelando pela qualidade dos serviços prestados, universalização do atendimento e pelo estabelecimento de tarifas para consumidores finais, preservando a viabilidade econômica e financeira dos Agentes de Comercialização. ONS Operador Nacional do Sistema. Coordenação e controle da operação da geração e da transmissão no sistema elétrico interligado. CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Administração de contratos, liquidação do mercado de curto prazo, Leilões de Energia. Atividades de Governo Atividades Regulatórias Atividades Especiais Agentes Econômicos

Main regulatory topics Regulatory Framework Distribution 4th Tariff Review Changes on the Spot Price Capacity Growth

The recovery of energy over costs on Dx is ensured by contract Regulatory Framework * (IGPM – X) Pass through PARCEL A Real costs PARCEL B Regulatory Costs Efficient operational cost Depreciation Return on Capital Reference cost Gross asset base x dep rate Net asset base x WACC ADJUSTMENT REVIEW 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 Adjustment Example of a 4 year revision period Parcel A = Energy costs, electrical sector charges, etc. Parcel B = Company margin The model ensures the pass through of the costs of Parcel A from distribution companies to final consumers, every year. In 2010 it was signed an additive ensuring the neutrality of these costs

The evolution of cost is lower than inflation and regulated tariffs Regulatory Framework Inflation + 44% (IGPM 2008-2014) Productivity increase 37% (2009-2014) FTE/customer Real minimum wage growth +30% (2008-2014) Regulated cost reductions every tariff cycle Permanent efficiency challenge

Reducing the Remuneration rate (WACC) from 7,50% to 7,16% Public hearing to discuss calculus methodology of the 4th Tariffs Review Cycle Dx Regulatory Framework The main important themes originally proposed by ANEEL are: Remuneration rate (WACC): Initial rate of 7.16% real after-tax (today is 7.5%, from 3rd Cycle); Asset Base: benchmarking (additional costs and smaller components). Reducing the Remuneration rate (WACC) from 7,50% to 7,16% Additional costs adjustments for the new investments Operational costs based on benchmarking Productivity Factor (X) Increase Stronger incentive to reduce energy losses

New proposal for Spot prices (PLD) calculation and sharing of System Services Charges (ESS) Regulatory Framework Aneel approved the new PLD limits in order to reduce prices variation and distributor exposure in 2015 Maximum price: from 823 to 388 R$/MWh (decrease) Minimum price: from 16 to 30 R$/MWh (increase) ANEEL stepped back and will not change the rule for division of the ESS regulatory charges, collected to pay the thermal generation cost that will be “out-of-the-merit order”, i.e. After a lot of criticism, the agency decided to keep the current rule of splitting the cost between free and captive customers.

Brazilian installed capacity will be expanded from the current 132 GW to 183 GW Regulatory Framework multi-year plan by energy planning bureau EPE (GW) Growth are granted by government Auctions: New Energy – Auctions for projects to be built within 3 to 5 years (A-3; A-5) Existing Energy – Auctions for expiring contracts of operating power plants Reserve Energy – Auctions to additional reserve capacity. Mainly renewables. Main takeaways from past Auctions - Risks do exist! Fierce competition means tight returns – contenders were competing in an environment of declining prices with progressively-tighter returns Cost of project finance debt may increase – BNDES’ lending capacity is not infinite; Brazilian public accounts have deteriorated; spread between SELIC and TJLP is widening Delays are a must – environmental issues to problems related to labor

Agenda Brazilian Energy Sector Outlook Regulatory Framework 1 Brazilian Energy Sector Outlook Regulatory Framework Rationing Risk 2 3

Hydrological risk What is it? Rationing Risk What is it? Generations must comply with their contracts. If the hydrological generation scenario is not favorable, generators are contractually exposed and must buy at SPOT market in order to ensure contracts, generating a extra cost that is handed to distributors (consumers).

Actual average levels are lower than last energy rationing Reservoir levels Rationing Risk In November, energy rationing risk has reached the maximum tolerated by the government; National System Operator (ONS) states that rationing is out of question. Actual average levels are lower than last energy rationing Installed capacity of thermal plants in 2001 – 12 GW / 2014 – 37 GW

Historical Natural Inflow - ENA Rationing Risk Hydrology (ENA) by Region (Avg. GW)

Strong increase of the share of thermal power generation Rationing Risk Thermal Dispatch (Avg. MW) Avg. Spot Prices (BRL/MWh) and Thermal Dispatch (Avg. MW) El sector eléctrico viene sufriendo los impactos negativos del entorno macro y de la sequía

The electrical sector has been suffering the negative impacts of the drought Rationing Risk Hydraulic generate exposition US10,5 billions in 2014 the use of thermal plants has caused a relevant economic distortion in the system and financial damage to Gx Physical Guarantee Hydraulic generation Generation Scaling Factor GSF El sector eléctrico viene sufriendo los impactos negativos del entorno macro y de la sequía *Fuente:CCEE y ONS

In 2015 the “Tariff flags” will allow a better balance between costs and revenues Rationing Risk Estimated cost of 2014 power crisis Estimated cost of 2015 power crisis Combined cost of 2014-15 power crisis

DisCos’ tariffs are likely to climb ~28% in 2015 Due to drought, there is a financial signaling already noticed by consumers (despite the year of elections) Rationing Risk The recovery of energy costs (Parcel A) occur within 12 months after tariff adjustment; In 2014, all the incurred costs from 2013 have been transferred to final consumers; That has led to significant tariff increases (despite the year of elections). DisCos’ tariffs are likely to climb ~28% in 2015

Brazilian Energy Sector Overview Alarys Brazilian Energy Sector Overview Sérgio Azevedo Rio de Janeiro, November 26th , 2014

O Mercado de Energia Lat Am

Matriz Energética – LatAm A Oferta Interna de Energia (OIE) da América do Sul = 589 Mtep em 2013 (4,2% > 2012) Dados: MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA - MME SECRETARIA DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO

Matriz Energética – LatAm A geração de EE da América do Sul atingiu 1.135 TWh em 2013, com uma taxa de crescimento de 3,9% sobre 2012 Dados: MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA - MME SECRETARIA DE PLANEJAMENTO E DESENVOLVIMENTO ENERGÉTICO

Cenário atual Colombia 66% fontes renováveis e 34% de termelétricas Tarifa subsidiada SIN Crise energética de 1992/93 (grave problema hidrológico ligada ao EL NINO) Alteração da matriz energética desde então (hidro de 80% para atuais 64%) De 1990 a 1995 Modernização do setor e privatização Cenário atual Argentina Importará em 2014 USD2bi em energia Índices de perdas acima da média (problemas no sistema de distribuição) Tarifa controlada ao consumidor residencial Escassez de oferta compensada pelo racionamento à indústria (Daniel Montamat, ex-secretário de Energia) 2004 crescimento do PIB foi 5% devido limitada oferta de energia (analistas apontaram que poderia chegar à 8%)

Chile 4 sistemas independentes, 67% provem de geração termica. SIC - relevantes crises de abastecimento nos invernos secos de 1996, 2006 e 2007 Novos projetos e expasões com forte participação de térmicas. Peru Capacidade instalada balanceada hidro/termo. Geração é 70% hidro. Sistema interligado SEIN Crescimento de consumo: 7% aa Expansão da geração baseada em termelétricas de Gas Natural Até 1990 somente 45% da população tinha acesso a eletricidade, o sistema era deteriorado e deficitário, com perdas de 20%. Mexico Capacidade Instalada: 73% térmica, el 22% hidroeléctrica, el 3% nuclear e 2% geotérmica Interconexão com EUA e Belize (diluição de risco geração x demanda)

O Mercado de Energia Brasil

Repartição da oferta interna de energia.

Matriz Elétrica Brasileira

Fluxo de Energia Elétrica – ano base 2013

Consumo de energia elétrica no Brasil em 2013 Crise energética 2001/2002 (apagão): problema climático associado ao crescimento de consumo x infraestrutura Instalação de várias UTE’s e posterior ociosidade. Crescimento PIB Desemprego 5~6% = ascensão social Produção industrial Expansão Geográfica Programas Sociais “Minha Casa minha Vida” “Luz para todos”

Capacidade Instalada (MW)

Geração Elétrica (GWh)

O Risco e o Seguro

Exposições - GERAÇÃO Eventos com Alta severidade e baixa freqüência Quebra de Máquinas Riscos Ambientais Perda de Receita (Equip. “taylor made”) Exposição Financeira (Investimentos longo prazo) Colocação de Resseguro Complexa

Exposições – Trans. e Dist. Maior freqüência Danos Elétricos e Danos a Trafos Analise de risco considera : Foco em Prevenção e Manutenção Termografia Cromatografia Etc Sinistros Falha de isolamento Deterioração precoce (óleo, utilização, fabricação) Ações externas

Riscos de Engenharia CAR / EAR Lucros Cessantes Previstos (ALOP) Transporte – (DSU + DDR) LER / LEN / Livre

Consumidores 1 - Cogeração própria (ex: celulose, usina A/A, etc.) Quebra de Máquina = exposição à contrato de curto prazo Tempo de reposição elevado Desequilíbrio de custos 2 - Empresas com participação em geradoras (ex. UHE’s) perdas financeiras associadas ao MRE ou Sinistros DM (riscos das geradoras) 3 – Empresas Participante do Mercado Livre = dificuldade com incremento e renovação de contrato

MRE e PLD Custo da Energia

MRE – Geração x Garantia Física

SPOT A CCEE realiza mensalmente o cálculo da média mensal do Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), por submercado. O cálculo considera os preços semanais por patamar de carga - leve, médio e pesado - ponderado pelo número de horas em cada patamar e em cada semana do mês. Para acessar a página principal de Preços:http://goo.gl/5B7n9.

lei nº º 12.783, de 11 de janeiro de 2013 “....concessões de geração de energia hidrelétrica alcançadas pelo art. 19 da Lei nº 9.074, de 7 de julho de 1995 e pela lei  10.848, de 2004, poderão ser prorrogadas, a critério do poder concedente, uma única vez, pelo prazo de até 30 (trinta) anos.... ,.....20 contratos de concessão têm seu vencimento entre 2015 e 2017, totalizando 22.341 MW de potência instalada...”

Sudeste/ Centro-Oeste MERCADO POR RAMO – jan à jul/14 Crescimento Mercado de seguros 2011 x 2013 Garantia Física Usinas Hidroelétricas do MRE 2014 (GWh) Mês Norte Nordeste Sudeste/ Centro-Oeste Sul Total geral (GWh) janeiro 4.074,133 5.480,463 24.844,981 7.224,291 41.623,868 fevereiro 3.486,440 4.758,472 21.897,888 6.006,512 36.149,311 março 3.760,622 5.070,459 23.975,020 5.783,260 38.589,360 abril 3.360,334 4.405,353 21.315,799 5.226,095 34.307,581 maio 3.362,358 4.400,072 21.369,206 5.353,705 34.485,341 junho 3.246,691 4.310,428 20.970,312 5.487,513 34.014,943 julho 3.473,676 4.565,396 22.480,414 5.791,354 36.310,839 agosto 3.586,050 4.602,004 23.069,761 5.767,690 37.025,505 setembro 3.514,448 4.449,141 22.527,612 5.619,703 36.110,904 outubro 3.595,300 4.533,277 23.001,970 5.815,635 36.946,182 novembro 3.505,616 4.348,352 22.264,567 5.398,168 35.516,703 dezembro 3.566,035 4.453,836 22.639,862 5.403,686 36.063,419 * 48

Garantia física e MRGF O Gráfico apresenta a geração e a garantia física das usinas participantes do MRE. Em julho, a geração das usinas participantes do MRE representou 68,8% da geração total e o ajuste de garantia física foi de 13,9%, dado o montante inferior de geração em comparação à garantia física.

PLD Preços válidos de: 25/10/2014 a 31/10/2014 SE/CO S NE N Pesada Simulação: Julho MRE Garantia Física: 37.025,505 GWh Ajuste Garantia Física: 13,6% = 5,35 GWh PLD: R$587 (média SE em Julho) Custo: R$2.996milhões PLD Preços válidos de: 25/10/2014 a 31/10/2014   SE/CO S NE N Pesada 822,83 Media Leve

Estudo de Caso

26 meses Case 1 - Redução da Energia Segurada Tempo de Recuperação Apólice Danos Materiais + Lucros Cessantes PI: 30 meses Sinistro Colapso Parcial Túnel Adução Tempo paralização 30 dias – 100% + 30 dias – 50% Tempo de Recuperação 26 meses

Redução da Energia Segurada CONDIÇÕES GERAIS SEGURO LUCROS CESSANTES ...garantir... indenização pelos prejuízos resultantes da interrupção ou perturbação no giro de negócios do segurado, causada pela ocorrência dos eventos cobertos nos locais mencionados na apólice... Período Indenitário – É o período posterior à data da ocorrência de qualquer evento, coberto por esta apólice, ...esse período não excederá o número de meses consecutivos fixados na presente apólice” Tendências do Negócio e Ajustamentos – ...ajustamentos necessários, considerando-se a tendência de continuidade das atividades do negócio... o resultado que seria alcançado durante o Período Indenitário, se o evento não tivesse ocorrido.

Case 2 - Simulação de Sinistro Cenário UHE Capacidade Instalada: 90MW (3 unid. 30MW) Garantia Física: 70MW PPA: R$120/MWh Sinistro Dano Elétrico Gerador - unidade 3 Tempo paralisado: 60 dias Franquia: 30 dias

Simulação de Sinistro Garantia Física do período: 70MW x 24h x 60 dias = 100.800 MWh R$12.096.000,00 (100,8 x R$120) Energia Gerada: 60MW x 95% x 24h x 60 dias = 82.080MWh Default: 18.720MWh (-18,6%)

Valor Máximo da Energia: Cláusula – Cobertura de Seguro “Ficam garantidos os gastos adicionais incorridos pelo segurado exclusivamente para a compra de energia elétrica no mercado SPOT ....necessária ao atendimento dos contratos de compra e venda de energia (CCVE), celebrados pela planta sinistrada, pelo preço praticado pelo mercado na data de necessidade de cada compra....” CLÁUSULA 2ª RISCOS COBERTOS a) custos líquidos reais sofridos , em decorrência da reposição da energia assegurada... Reavaliar: “Compra de Energia no Mercado SPOT” Não há perda de receita ou Lucros cessantes Cobertura para “x” MWh/mês (ex.: 80% da garantia física); Prêmio deposito e ajustável (VR = valor histórico do PLD). Valor Máximo da Energia: de R$110/MWh a indeterminado

Recuperável (liquido de franquia) Simulação de Sinistro FEV/2012 MRE: R$ 9,58/MWh (Resolução Aneel nº 1.246/2011) SPOT: R$25/Mwh AGO/2012 SPOT: R$150/Mwh FEV/2013 MRE: Indisponível SPOT: R$330/Mwh    Custo Energia Prejuízo Total Recuperável (liquido de franquia) % MRE MRE (R$/MWh) SPOT (R$/MWh) SPOT R$180 SPOT R$250 SPOT Ilimitado Cenário 1 100% 9,58 25,0 179.337,60 89.668,80 Cenário 2 50% 150,0 1.493.668,80 746.834,40 Cenário 3 0% 330,0 6.177.600,00 1.684.800,00 2.340.000,00 3.088.800,00

Conclusão Elevada Exposição Financeira do Setor vendedores do mercado livre com baixo plano de contingencia (para reposição curto prazo) participantes do MRE com perdas associadas à hidrologia Distribuidoras com contenção de repasse ao consumidor Consumidores (mercado cativo e livre) Aumento de custo de energia e impossibilidade de repasse de custo em seu produto Exposição para aumento de consumo e indisponibilidade de oferta de EE Dificuldade em contratos de curto prazo Estudo de revenda de energia (redução industrial) Análise de apólice, PGR, clausulado e coberturas – EXPOSIÇÃO À VOLATILIDADE DO MERCADO

Muito Obrigado! Victor Garibaldi Rua Dr. Fernandes Coelho, 85 – 12º.andar 05423-040 São Paulo - Brasil victor.garibaldi@mdsinsure.com www.mdsbr.com.br