14 de Dezembro de 2017

Mauro Arce – Presidente

Almir Martins – Diretor Financeiro e de RI

Mituo Hirota – Diretor de Geração

Marcio Rea – Diretor Administrativo

Reunião Pública Anual com

Analistas e Investidores 2017

1. Setor de Energia

• O Mercado em 2017

• Perspectivas de Geração

2. CESP

• Situação Operacional

• Situação Financeira

• Privatização

2

Sumário

3. Usinas

• Ativos para Reversão

• Processos Judiciais

4. Perguntas e Respostas

1. Setor de Energia

3

• O Mercado em 2017

• Perspectivas de Geração

Outros*= Consumo Rural; Serviço Público; Iluminação Pública

4Fonte: EPE - Empresa de Pesquisa Energética

2013 2014 2015 2016 2017(jan-out)

125 132 131 133 111

185 179 168 164138

84 90 91 88

73

70 74 74 76

63

Residencial Industrial Comercial Outros *

475 464 460463

385

Consumo Nacional por Classe

(TWh)

Consumo Nacional por Classe

111 138

73 63

385

110 137

73 63

383

10M17 10M16

Residencial Industrial Comercial Outros* Total

Outros*= Consumo Rural; Serviço Público; Iluminação Pública

+0,7%+0,8%

+0,8%(-)

+0,6%

5Fonte: EPE - Empresa de Pesquisa Energética

(TWh)

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

J/16 F M A M J J A S O N D J/17 F M A M J J A S O N D

MW médio

Hidráulica Térmica Eólica Carga Prevista (ONS) Carga

6Fonte: ONS

Geração x Carga 2016 e 2017Dados até 10/12/2017

Geração TérmicaDados até 10/12/2017

9.917 9.417

11.440

13.836 14.533

13.133

16.058

18.868 18.697 19.289

15.716

12.460

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

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

MW médio

2016 2017

7Fonte: ONS

10

20

30

40

50

60

70

80

90

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

2015 2016 2017

20,3%

Nível dos Reservatórios

Subsistema Sudeste / Centro Oeste

(70% do armazenamento do país)Dados até 10/12/2017

Fonte: ONS 8

Energia Natural Afluente - SIN

81% MLT

18.000

38.000

58.000

78.000

98.000

118.000

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

MW médio

2017* 2016 2001 MLT Previsão ONS **

(*) Valor verificado até 10/12/17

(**) Previsão ONS para o final do mês

9Fonte: ONS

Garantia Física X Produção Hidráulica

0,78

0,910,94 0,93

0,890,85 0,85 0,83

0,80 0,82 0,85

0,96 1,06

1,171,08

0,95

0,80 0,78

0,640,60 0,61 0,62

0

0

0

1

1

1

1

1

-

10

20

30

40

50

60

70

80

Garantia Física Produção Hidráulica GSF

GW médio

Fonte: CCEE 10

66,4

68,4

70,6

73,1

76,4

66,1

68,0

70,2

72,8

76,0

79,3

60

65

70

75

80

85

2017 2018 2019 2020 2021 2022

3ª Revisão Quad. 2017 - 2021 Planejamento Anual 2017 - 2026

Carga de Energia - SIN

11Fonte: ONS / EPE/CCEE

GW médio

2013 2014 2015 2016 1T17 2T17 3T17 Out Nov 1aS.Dez

2aS.Dez

3aS.Dez

263,06

688,89

287,20

94,10

156,26

303,75

435,27

533,82

425,17

208,53 220,16

214,51

Preço Médio PLD - R$/MWh

Subsistema Sudeste / Centro Oeste

Média Anual Media Trimestral Média mensal / semanal

Fonte: CCEE 12

Projeção do PLD – SE/CO

Fonte: CCEE13

2016 2017 2018

2. CESP

14

• Situação Operacional

• Situação Financeira

• Privatização

A CESP tem a concessão de 3 Usinas Hidrelétricas que operam no regime de preço.

A capacidade instalada total é de 1.654,6 MW.

15

Usinas

UHE Eng. Sérgio Motta

(Porto Primavera)

1.540 MW

UHE Jaguari

27,6 MW

UHE Paraibuna

85 MW

16

CAPACIDADE

INSTALADA

14 1.540,0 1.017,0 23/Jan/99 11/Jul /28

2 87,0 50,0 20/Abr/78 09/Mar/21

2 27,6 14,0 05/Mai/72 20/Mai/20

BACIAS/USINAS

Nº DE

UNIDADESGARANTIA FÍSICA

MW/MÉDIOS

INÍCIO

DA

OPERAÇÃO

VENCIMENTO

DA

CONCESSÃO

PORTO PRIMAVERA

PARAIBUNA

JAGUARI

18 1.654,6 1.081,0 - -TOTAL

A partir de 22 de dezembro de 2016, a garantia física da UHE Porto Primavera foi reduzida de 1.017 para 992,6 MWmédios. A Companhia ingressou com ação judicial contra a União, e continua envidando esforços para reverter estaredução.

A Portaria Nº 178/2017 reduziu, a partir de janeiro de 2018, a garantia física da UHE Porto Primavera para 941,8 MWmédios, da UHE Paraibuna para 47,5 MW médios, e da UHE Jaguari para 13,3 MW médios. Desta forma, a garantiafísica total será de 1.002,6 MW médios.

2013 2014 2015 2016 2017

0,925 0,931 0,920 0,941 0,938

0,898

Fonte: ONS

0,0101

0,00880,0160

0,00430,0053

2013 2014 2015 2016 2017

Taxa Equivalente de Indisponibilidade Forçada

TEIFa *

0,0248

17

Padrão de DesempenhoDados até Outubro de 2017

Performance Operacional

2012 2013 2014 2015 2016 9M17

42.353

35.946

29.171 24.067

9.459*7.054

9.469

6.923

Produção de Energia X Garantia Física (GWh)

34.304

* Sem considerar o Sistema de cotas de Ilha Solteira e Jupiá até 30/junho

18

32.39934.304

33.871

19

Portfólio de Clientes

(MWmédios)

Energia Contratada

230 230 230 230 230 230 230

825 816 839 824 819646

330

Distribuidores Mercado Livre

22% 22% 22% 22% 26%22%

78% 78% 78% 78% 78% 74%

59%

41%

Preços R$/MWh (Base: Novembro 2017)

20

Preço de Contratos

222,55 227,46 228,82 228,82 228,82 228,82 228,82

171,57180,40 180,05 179,99 180,29

193,78

171,89

Distribuidores Mercado Livre

2012 2013 2014 2015 2016 9M17

3.819 4.360

5.400

3.196

2.110 1.290

60

71

321

385

-

Regime de Preços Regime de Cotas

3.819

4.420

5.471

3.517

2.495

1.290

-

92,29134,90 189,25 164,93 178,15 180,75

R$ milhões

R$/MWh21

Receita Bruta x Preço Médio

Preço Médio

* Inclui despesas de Ilha Solteira e Jupiá até 30/06/2016. 22

Custos e Despesas Operacionais

R$ milhões

2012 2013 2014 2015 2016* 9M17

2.223

1.694 1.7011.868

1.2951.119

2012 2013 2014 2015 2016 9M17

380 391

309

213

9953

Inclui Variações Monetárias - Sem Variação Cambial

23

Despesas Financeiras Ajustadas

R$ milhões

EBITDA AjustadoR$ milhões

Margem EBITDA Ajustado(%)

Situação Financeira

2012 2013 2014 2015 2016 9M17

2.086

3.063

4.017

1.740

912

359

2012 2013 2014 2015 2016 9M17

62,2

78,485,5

58,954,6

33,1

24

2012 2013 2014 2015 2016 9M17

Moeda Estrangeira Moeda Nacional

Evolução da Dívida por Moeda

3,7

3,0

1,7 1,1 0,7 1,0 0,9 1,1*

2,8

66%75% 74%

34%

25%

26%

51%

32%

1,7

75%

25%

0,8

últimos 12 meses

Relação Dívida / EBITDA

25

R$ bilhões

49% 68%

0,6

ELETROBRAS R$ 11; 2%

Fundação CESP R$ 128; 23%

Outros R$ 1; 1%

BNDES BRADY R$ 425; 74%

Dívida por Credor

26

Posição: 30/09/2017 - R$ 565 milhões

Dívida em Moeda Estrangeira

US$ 135 milhões (R$ 426 milhões)

4T17 2018 2019 Após 2019

75

Vencimento da Dívida Financeira

27

Posição: 30/09/2017 - R$ 565 milhões

Moeda Nacional

208

185

97

18% 8% 9%

1%

82%

92%

91%

99%

2013 2014 2015 2016 9M17

51

3022

13 5

35

2

53

Modernizações e Melhorias Desapropriação

Investimentos de Capital

28

13

86

32

75

5

R$ milhões

Evolução da Cotação CESP6

Fonte: AE Broadcast

IEE – Índice de Energia Elétrica IBOV – Índice Bovespa

Período: 31/12/2016 a 30/11/2017

11,00

12,00

13,00

14,00

15,00

16,00

17,00

18,00

19,00

20,00

21,00

R$ 13,36*

R$ 12,27

CESP6: -8,2 %

IEE: + 7,1 %

IBOV: + 20,0 %

29

* Valor nominal

30

Privatização

• Leilão previsto para 26 de setembro de 2017 – Adiado

• Expectativa de novo período de concessão

( 30 anos a partir do novo Controlador)

• Pagamento à União de um Bônus pela nova outorga

• Cronograma: meados do 1º semestre de 2018

31

3. Usinas

• Ativos para Reversão

• Processos Judiciais

32

Ativos para Reversão

(R$ milhões)Base: setembro/2017

UsinasTrês

IrmãosIlha

SolteiraJupiá Total

Saldos Contábeis após IFRS 3.529 2.166 642 6.337

Provisões -1.812 -2.037 -539 -4.387

Saldo- Ativos Disponíveis p/ Reversão 1.717 129 103 1.950

Valores em Disputa na Justiça 6.690 915 647 8.252

Data Base dos Valores em Disputa Abr-13 Jun-15 Jun-15

Processos Judiciais

33

Base: Setembro/2017

Probabilidade

de Perda

Processos Processos Relevantes

Quantidade R$ Bilhões Quantidade R$ Bilhões

Provável 1.008 2,9 28 2,4

Possível 1.951 3,4 29 2,7

Remota 566 6,0 14 5,9

Total 3.605 12,3 71 11,0

34

4. Perguntas e Respostas

35

Relações com Investidores

Site: http://ri.cesp.com.br

email: ricesp@cesp.com.br

+55 (11) 5613-3626