Your SlideShare is downloading. ×

DYN

192

Published on

Published in: Business, Technology
0 Comments
0 Likes
Statistics
Notes
  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

No Downloads
Views
Total Views
192
On Slideshare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
0
Actions
Shares
0
Downloads
3
Comments
0
Likes
0
Embeds 0
No embeds

Report content
Flagged as inappropriate Flag as inappropriate
Flag as inappropriate

Select your reason for flagging this presentation as inappropriate.

Cancel
No notes for slide

Transcript

  • 1. B k fA Bank of America | M ill L h Bank of America | Merrill Lynch i 2010 Megawatt Roundup April 7, 2010 Investor Relations | Norelle Lundy, Vice President  | Laura Hrehor, Senior Director |  713‐507‐6466  |  ir@dynegy.com 
  • 2. Forward‐looking Statements Forward‐looking Statements • This presentation contains statements reflecting assumptions, expectations, projections, intentions or beliefs  about future events that are intended as “forward‐looking statements.” You can identify these statements,  including those relating to Dynegy’s 2010 financial estimates, by the fact that they do not relate strictly to  historical or current facts. Management cautions that any or all of Dynegy’s forward‐looking statements may  turn out to be wrong. Please read Dynegy’s annual, quarterly and current reports under the Securities  Exchange Act of 1934, including its 2009 Form 10‐K for additional information about the risks, uncertainties  and other factors affecting these forward‐looking statements and Dynegy generally. Dynegy’s actual future  results may vary materially from those expressed or implied in any forward‐looking statements. All of  Dynegy’s forward‐looking statements, whether written or oral, are expressly qualified by these cautionary  statements and any other cautionary statements that may accompany such forward‐looking statements. In  addition, Dynegy disclaims any obligation to update any forward‐looking statements to reflect events or  dditi D di l i bli ti t d t f d l ki t t t t fl t t circumstances after the date hereof. • Non‐GAAP Financial Measures:  This presentation contains non‐GAAP financial measures including EBITDA,  Adjusted EBITDA, Adjusted Cash Flow from Operations, Adjusted Free Cash Flow, Net Debt and Adjusted  Gross Margin. Reconciliations of these measures to the most directly comparable GAAP measures to the  extent available without unreasonable effort are contained herein. To the extent required, statements  disclosing the utility and purposes of these measures are set forth in Item 2.02 to our Current Report on  Form 8‐K filed with the SEC on February 25, 2010, which is available on our website free of charge,  www.dynegy.com. 2
  • 3. Dynegy at a Glance  Dynegy at a Glance  Dynegy provides wholesale power, capacity and  ancillary services to utilities,  cooperatives, municipalities and other energy companies in key U.S. regions  Generation Capacity ~12,500 MW 2010 Adjusted EBITDA (2) $ 425 – 550 MM 2010 Adjusted Cash Flow from Ops (2) j p $( ) $ (15) – 110 MM 2010 Adjusted Free Cash Flow (2) $ (360) – (235) MM Market Cap (1) ~$ 785 MM Shares outstanding  Shares outstanding ~600 MM 600 MM (1) As of March 30, 2010, using $1.31 closing share price. (2) Forecasted estimates provided on November 5, 2009.  3
  • 4. We Believe Long Term Industry  Fundamentals Remain Strong Power generation remains cyclical – the recent downward trend is  expected to reverse over time as supply/demand tightens  expected to reverse over time as supply/demand tightens • Near term, Dynegy will continue to focus on operating and commercializing well  and on maintaining ample liquidity • Longer term, Dynegy’s ability to harvest value will center around capitalizing on  expected stronger power prices and demand Near Term Expectations Long Term Expectations Power prices remain weak Power markets should tighten Natural gas prices remain volatile Natural gas prices should rise, increasing  New power generation will come online  power prices at a slower rate due to barriers to entry  at a slower rate due to barriers to entry Newer, more efficient units could push  N ffi i t it ld h such as:  older generation into retirement – Depressed capital markets Development trends point to emphasis  – Uncertainty around Cap & Trade and other  on renewables – however, cost is high  environmental regulation & legislation  environmental regulation & legislation and grid infrastructure remains an issue and grid infrastructure remains an issue – Low power prices, making it difficult to  justify returns Industry consolidation could provide  synergies leading to shareholder value 4
  • 5. Market Challenges If you are worried about… • Depressed power prices & spark spreads • Rising coal prices • Impact of potential environmental regulations • Liquidity …we believe Dynegy is positioned to meet these  challenges with our diverse operating portfolio 5
  • 6. Regional Overview Dynegy’s ~12,500 MW portfolio is focused in 3 regions Midwest 5,575 MW Primarily low‐cost baseload coal and efficient CCGTs  10 facilities well‐positioned in generation dispatch order  West 3,696 MW Primarily natural gas‐fired facilities Primarily natural gas‐fired facilities 5 facilities Northeast 3,282 MW Diverse fuels and dispatch type 4 facilities Adjusted EBITDA by Region Adjusted EBITDA by Fuel Type West Gas  Gas ~20% ~45% Midwest Northeast Coal ~65% ~15% ~50% Other ~5% Dynegy’s Midwest region represents    While coal contributes about half of Adjusted  ~40% of generation capacity, but   EBITDA, natural gas becomes a larger  contributes ~65% of Adjusted EBITDA contributor in a low gas price environment 6
  • 7. Midwest – Well‐ Midwest – Well‐Positioned Baseload Coal & Efficient CCGTs Regional Performance Drivers $/MWh MISO Dispatch Order $240 Price: • CIN Hub power price for MISO fleet CIN Hub power price for MISO fleet 220 Dynegy MISO facilities by unit  y gy y 200 • Spark spreads for Kendall and Ontelaunee 180 Min. Load Avg. Load Peak Load 160 • Coal generally has been setting the  140 228 MW marginal price of power in MISO ~80‐85%  120 of the time in a low natural gas  of the time in a low natural gas 100 271 MW 271 MW environment and reduced demand 80 2,241 MW 903 MW 60 • Natural gas sets the marginal price of  40 power in PJM 20 Source: Energy Velocity as of 4/13/09 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 Cost: C t •LLow cost PRB coal and rail contracts 100%  t PRB l d il t t 100% Cumulative Capacity GW contracted/ priced for 2010 Hydro Nuclear Coal Renewables Gas Oil • 2010 Average Delivered PRB to Baldwin is  $1.49/MMBtu •OOperating expense incorporates impact  ti i t i t of investing in pollution control  equipment Watch: • Track CIN Hub to IL Hub basis differentials  • Capacity markets in MISO  • New environmental regulations/  enforcement Baldwin Facility: 1,800 MW 7
  • 8. West – West – Primarily Natural Gas Regional Performance Drivers $/MWh $180 Cal‐ISO Dispatch Order Price: • ~70% of Adjusted Gross Margin is 70% of Adjusted Gross Margin is   160 60 Dynegy Cal‐ISO facilities by unit derived through tolling agreements in   140 Min. Load Avg. Load Peak Load the near‐term 120 • Regional spark spreads 100 80 • Natural gas sets the marginal price of Natural gas sets the marginal price of  3,179 MW 3 179 MW 706 MW 706 MW 60 power 40 Cost: • Tolling counterparties take financial and  20 delivery risk for fuel during tolled periods 0 Source: Energy Velocity as of 4/13/09 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40 44 48 52 56 60 64 • Fuel is purchased as needed at index Fuel is purchased as needed at index  Cumulative Capacity GW related prices Hydro Nuclear Coal Renewables Gas Oil Watch: • Operational performance since the  majority of the plants operate under  j y p p tolling contracts • Weather can affect volumes of  uncontracted CCGT fleet p y g y • Spread variability mitigated by toll  contracts • New environmental regulations/  enforcement Moss Landing Facility: 2,529 MW 8
  • 9. Northeast – Northeast – Diverse Fuel and Dispatch Type Regional Performance Drivers $/MWh $180 NY‐ISO Dispatch Order Price: • New York Zone G power price for  p p 160 60 Dynegy NY‐ISO facilities by unit  Peak Load Peak Load Danskammer and New York Zone G   140 123 MW Min. Load Avg. Load spark spread for Roseton 120 1,185 MW • Spark spreads for New York Zone C        100 for Independence and Mass Hub for  80 1,974 MW 1 974 MW Casco Bay C B 60 • Natural gas sets the marginal price of  40 power 20 Source: Energy Velocity as of 4/13/09 0 Cost: • 2010 delivered South American coal    2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 80% contracted/ priced at $3.55/MMBtu Cumulative Capacity GW • Natural gas purchased as needed Hydro Nuclear Coal Renewables Gas Oil • RGGI allowance cost at market rates Watch: • Weather can affect volumes of  uncontracted CCGT fleet and Roseton facility • Coal delivery • New environmental regulations/  enforcement Independence Facility: 1,064 MW 9
  • 10. Why Invest in Dynegy?  Why Invest in Dynegy?  If you are  worried about… … consider Dynegy’s belief … and Dynegy’s advantages • Dynegy is well positioned to capture demand growth in 3  • Longer‐term prices and spreads  economic regions with a diverse portfolio of assets Depressed power  should increase as demand grows  • Dynegy’s gas‐fired fleet becomes a larger contributor in a low  prices & spark  and economic conditions improve natural gas prices environment spreads • Supply/demand should tighten as  pp y g • Dynegy’s commercial strategy increases predictability of Dynegy s commercial strategy increases predictability of  older assets are retired earnings and cash flow in near term, while maintaining  potential for upside as markets improve in the longer term • Dynegy’s Midwest fleet burns 100% regionally‐driven Powder  • Eastern Coal prices are volatile due  River Basin coal which is not exposed to global forces Rising coal prices to global demand g • Dynegy’s coal and rail contracts continue to provide stability • Dynegy remains committed to environmental investments  and has spent ~$550 MM of ~$960 MM program in Illinois Impact of potential  • Air, water and solid waste  • Current spending is anticipated to lessen impact of future  regulations are pending and could  environmental  environmental result in a significant impact to the  lt i i ifi t i t t th regulations g regulations power industry • Dynegy’s Midwest fleet operates in a region where coal sets  the marginal price of power 50‐65% of the time – and as  much as 65‐85% when natural gas prices are low g • Prolonged decline in commodity  y prices and potential environmental  • Dynegy has significantly reduced near term debt maturities  Liquidity regulations could result in lower  and adequate liquidity to commercialize positions earnings and increased costs 10
  • 11. Dynegy Expects Demand to Rise Long‐Term Dynegy Expects Demand to Rise Long‐ U.S. Electricity demand is projected to increase by ~2% in 2010 (1) 110,000  U.S. Electric Generation (GWh)  ( ) • 2009 U.S. electric demand was down ~4%, but  100,000  remained within the 5 year average range 90,000  • 2010 may continue to be a challenging business    80,000  , environment with commodity prices     environment with commodity prices 70,000  remaining volatile  60,000  • Weather spikes, as seen this winter, continue to  2010 YTD 2009 5 Year Avg 50,000  represent opportunities to capture    Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec incremental value incremental value • U.S. electricity demand is projected to increase  $70 Natural Gas & Power Prices  $14 by 1.5% in 2011(1) $60 $12 • Despite ongoing volatility, commodity prices   CIN Hub On‐Peak ($/MWh) CIN Hub On‐Peak  ($/MWh) $50 $10 b i i t t d are beginning to trend upward d $40 $8 $30 Natural Gas ($/MMBtu) $6 Dynegy believes commodities  $20 $4 will remain volatile and  will remain volatile and $10 Source: Brokered market indicators $2 demand will increase over time $0 $0 2009 Bal 10 2011 2012 2013 Note: Generation as of 2/13/10 from EEI. Pricing as of 3/8/10, reflects actual day ahead on‐peak settlement prices and quoted forward on‐peak monthly prices. (1) EIA Short‐term Energy Outlook, March 2010 11
  • 12. Dynegy’s Commercial Strategy Reflects Long Term Industry Fundamentals  Contracted Percentage of Expected  Commercial Strategy G Generation Volumes (% of MWh, as of 1/26/10) ti V l 100% >95% Near to intermediate term view:  >95% •Dynegy is focused on capturing  75% ~85% gp y extrinsic value, increasing predictability  of earnings and cash flow  and also  protecting against downside risk 50% ~50% Long term view:  25% •Dynegy is relatively uncontracted in  ~15% outer years to provide opportunities to  capture value in a fundamentally rising  ~5% 0% p price environment as supply/demand  pp y 2010 2011 2012 tightens Uncontracted Contracted Level as of 11/5/09 Maintaining long term market upside potential  M i t i i l t k t id t ti l while protecting against downside risks 12
  • 13. Midwest Coal Fleet is Competitively Advantaged with Key Contracts Coal Price Outlook 2008‐09 Coal Prices ($/MMBtu) $6  $6 • South American and Central  S. American Appalachian coal prices are volatile due  $5  to global demand and weather cycles • Dynegy’s Midwest rail is contracted  $4  through 2013 with no fuel price  escalators Central App $3  $3 • Dynegy’s Midwest coal fleet burns  100% Powder River Basin coal and coal  supply is 100% priced through 2010 $2  Baldwin PRB $1 39 Delivered Price $1.39 Delivered Price $1.49 $1  $0.81 Dynegy’s coal and rail contracts  $0.62 continue to provide stability $0  $ Powder River Basin  1Q08 2Q08 3Q08 4Q08 1Q09 2Q09 3Q09 4Q09 1Q10  (1) Sources:  Historical prompt month coal pricing from: PRB – Platts, CAPP – NYMEX;  SA – Argus (1) 1Q10 represents 1/1/10– 3/8/10 13
  • 14. Midwest Coal Fleet is Competitively Advantaged with Environmental Upgrades Environmental Spending Outlook $600  Significant Cash Investment ($MM) • Consent Decree spending and  $545 associated controls should lessen  $500  impact of potential changes in air  regulations     $400  $400 • Remaining spend of ~$415 million for   a total investment of $960 million to  $300  upgrade pollution control equipment  to further reduce certain emissions     by ~90% $200  $185 $140 • Annual spending declines through  2013 and cash‐on‐hand of ~$746  $100  $75 million as of February 19 in excess of  o as o eb ua y 9 e cess o $15 CapEx requirements $0  2005‐2009 2010 2011 2012 2013 Dynegy’s environmental investments demonstrate  Dynegy’s environmental investments demonstrate ongoing commitment to meet regulatory standards 14
  • 15. Dynegy’s Capital Structure  Complements Our Commercial Strategy Debt Maturity Profile  (As of 12/31/09, $MM)   Non‐recourse Plum Point debt (2) Term LC facility (1) Other balance sheet debt  1,500 Total balance sheet debt = ~$5.6 B T lb l h d b $5 6 B 1,250 $1,054 $1,112 $1,064 $1,003 1,000 $790 750 500 250 $166 $186 $148 $63 $4 $9 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020+ • Liquidity of ~$1.94 billion at 12/31/09, with no significant bond maturities until 2015 • $744 million of debt associated with the Plum Point construction project(2) has been  accounted for as current but continues to be non recourse to Dynegy accounted for as current, but continues to be non‐recourse to Dynegy  –Dynegy’s maximum liability is $15 million (3) Dynegy has significantly reduced near‐term debt maturities  y gy g y and adequate liquidity to commercialize positions (1) Term Letter of Credit facility is supported by $850 million of restricted cash. (2) Dynegy is a minority shareholder in Plum Point Energy Associates, LLC (PPEA). Total debt for PPEA of ~$744 million has been  reclassified to current debt due to the uncertainty surrounding PPEA’s ability to meet certain 2010 credit agreement covenants. This debt is non‐recourse to Dynegy. (3) Dynegy’s maximum liability associated with  Plum Point is a $15 million letter of credit supporting its contingent equity commitment. 15
  • 16. What Makes a Long‐Term Value Play?   What Makes a Long‐ Operate & Operate & Prudent Strategic Commercialize Financial Management Positioning Well Ability to manage risk  Abilit t ik Continuing to pro‐actively  C ti i t ti l Simplified capital  Si lifi d it l through geographic and  manage capital structure  structure provides  dispatch diversity to facilitate execution of   strategic flexibility commercial strategy Continuing to maximize  Simplified stock structure  cash flows by maintaining  cash flows by maintaining Maintaining simple,  Maintaining simple, in which all outstanding  in which all outstanding a low‐cost, reliable  flexible capital structure equity is publicly held  operating platform No significant bond  Commercial strategy  maturities until 2015 remaining open to  h t l l harvest value as supply  Driving down costs with Driving down costs with  and demand tighten over  multi‐year cost savings  the longer term program Dynegy believes it is positioned to capture value  as markets improve over the longer term 16
  • 17. Q & A
  • 18. Appendix 
  • 19. Dynegy’s Diversified Asset Portfolio  Geographic Diversity Fuel Diversity Dispatch Diversity Northeast Combined Cycle Peaking Baseload Midwest 26% 36% 35% 30% 44% Peaking P ki Fuel Oil 21% 14% Total Gas‐fired Coal West 57% 29% Intermediate 30% 35% 12,434 MW Note: Plum Point is currently under construction. 19
  • 20. 2010 Guidance Range  2010 Guidance Range  ($MM) 2/25/2010 Guidance(1) Adjusted EBITDA $       425 – 550  Interest payments  (380) Other (2) (60) Adjusted cash flow from operations $      (15) – 110        Maintenance capital expenditures (120) Environmental capital expenditures (200) Capitalized Interest (25) Adjusted free cash flow $  (360) – (235) Table above is not intended as a GAAP reconciliation; reconciliation located in the Appendix. 2010 Guidance – GAAP Measures  ($MM) Net loss $ (215) – (140) Net cash provided by (used in) operating activities $ (15) – 110 Net cash used in investing activities $ (400) Net cash provided by financing activities $ 15 Note: Guidance estimates are forward‐looking in nature; actual results may vary materially from these estimates. (1) Based on 2010 forward natural gas prices of $5.72/MMBtu as of 1/26/10.  (2) “Other” includes working capital, non‐cash adjustments and cash taxes.  20
  • 21. Adjusted 2010 EBITDA Sensitivities Adjusted 2010 EBITDA Sensitivities Anticipated Range for 2010 Adjusted EBITDA ($MM)) j ($ $600 •Expected range of Adjusted EBITDA         for 2010 continues to be sensitive to         $550 MM several factors  $550 •The horizontal X‐axis represents possible  p p changes in natural gas prices  $500 – As percentage of expected generation  contracted goes up, sensitivity decreases •The vertical Y‐axis represents the possible  p p $450 impacts of various other factors: – Volatility of commodity prices  $425 MM $400 – Basis differentials – Capacity prices Capacity prices $5.72 Gas – Unplanned outages Nat. Gas 12‐Mo Avg ($/MMBtu) $5.00 Gas $6.00 Gas $7.00 Gas •Often events and variables are  interrelated and individual sensitivities   CIN Hub On‐Peak CIN Hub On Peak $35.00 $42.00 $49.00 are not always additive are not always additive ($/MWh) Note: Sensitivities reflect >95% of expected generation contracted on a consolidated basis.  2/25/10 guidance ranges based on 2010 forward natural gas prices of $5.72/MMBtu as of 01/26/10. 21
  • 22. As presented November 5, 2009 2010 Commodity Pricing Assumptions 2010 Commodity Pricing Assumptions 2010E* Natural Gas – Henry Hub Natural Gas Henry Hub ($/MMBtu) $ 6.15 $ 6 15 On‐Peak Power ($/MWh) Facilities NI Hub / ComEd $42.95 Kendall PJM West $59.25 Ontelaunee Cinergy $44.32 Midwest Coal NY – Zone C $53.62 Independence NY – Zone G $71.24 Roseton, Danskammer NE – Mass Hub $66.11 Casco Bay NP‐15 – California $60.65 Moss Landing, Morro Bay, Oakland SP‐15 – California  $58.90 South Bay Coal ($/MMBtu) Powder River Basin (PRB) delivered $1.49 Baldwin South American delivered to Northeast $3.55 Danskammer Fuel Oil #6 delivered to Northeast ($/MMBtu) $10.97 Roseton * Represents annual average based on 10/6/09 pricing. 22
  • 23. As presented November 5, 2009 Tax and Other Assumptions  Tax and Other Assumptions  Tax Assumptions Other Assumptions – Tax expense accrues at ~40%; expect to  – Commodity pricing assumes  pay state cash tax payments of ~$2 million $6.15/MMBtu natural gas – Dynegy not expected to become a  – ~$50 million annual amortization  significant cash tax payer until well into  significant cash tax payer until well into expense included in Northeast Adjusted  expense included in Northeast Adjusted the future EBITDA through 2014 related to ConEd contract; annual capacity payment  received of ~$100 million – Shares outstanding ~595 MM 23
  • 24. As presented November 5, 2009 Natural Gas Sensitivity Primarily Impacts Baseload Coal Adjusted EBITDA Sensitivity ($MM) Change in Cost of Natural Gas  ($/MMBtu) 2010 >95% Contracted Longer Term Uncontracted + $2.00 + $2 00 $ 30 $ 30 $ 340 $ 340 + $1.00 $ 15 $ 165 ‐ $1.00 $ (15) $ (165) •Sensitivities based on full‐year estimates and assume natural gas price change  occurs for the entire year and entire portfolio – On‐peak power prices are adjusted by holding the spark spread constant to a  7,000 Btu/KWh heat rate – Off Off‐peak prices are adjusted holding the market implied heat rate constant  k i dj t d h ldi th k t i li d h t t t t Note: Uncontracted portfolio for longer term assumed for illustrative purposes only.   24
  • 25. As presented November 5, 2009 Market Implied Heat Rate Sensitivities Impact Entire Fleet 2010 with >95% Contracted Longer‐Term: Uncontracted Market Implied  Generation Adjusted EBITDA Sensitivity  Market Implied  Generation Adjusted EBITDA Sensitivity  Heat Rate  ($MM) Heat Rate  ($MM) Movement  Movement  (Btu/KWh) Coal/Fuel Oil Natural Gas TOTAL (Btu/KWh) Coal/Fuel Oil Natural Gas TOTAL + 1,000 $‐ $20 $20 + 1,000 $15 $120 $135 + 500 $‐ $10 $10 + 500 $5 $60 $65 ‐ 500 $‐ $ $(5) $( ) $(5) $( ) ‐ 500 $(5) $( ) $(55) $( ) $(60) $( ) •Sensitivities based on “on‐peak” power price changes and full‐year estimates  p p p g y •Assumes constant natural gas price of ~$6.15/MMBtu and heat rate changes are for a full year •Increased run‐time will result in increased maintenance costs, which are not included in sensitivities Note: Spark spread value changes depend on natural gas price assumptions. Uncontracted portfolio for longer term assumed for illustrative purposes only.   25
  • 26. As presented November 5, 2009 Basis Sensitivities • Midwest – 2010 Plan assumes average generation to CIN Hub basis of  $(5.50)/MWh – 2010 Plan assumes Midwest volumes of ~25 MM MWh – +/‐ $1.00/MWh change in basis = +/‐ $25 million impact to Adjusted  EBITDA on a full year basis • Northeast – 2010 Plan assumes average Casco Bay generation to Mass Hub basis of  $(4.50)/MWh on peak and $(2.75)/MWh off peak – 2010 Pl 2010 Plan assumes Casco Bay volumes of ~2 MM MWh C B l f 2 MM MWh – +/‐ $1.00/MWh change in basis = +/‐ $2 million impact to Adjusted  EBITDA on a full year basis 26
  • 27. As presented November 5, 2009 Midwest Capacity Price Sensitivities • 2010 Guidance assumes: – As of 10/6/09, the weighted average unsold MISO capacity of 2,066 MW  g p yp $ / ( g / / p g) – Average capacity price of $0.58/KW‐Mo (using 10/6/09 pricing) – Current value of unsold MISO capacity in 2010 Plan = ~$14 million – Ch Change in price and volumes can alter capacity revenue i i d l l i 27
  • 28. As presented February 25, 2010 Anticipated Capital Expenditures (2010 – 2013) (2010 – ($MM) 2010 2011 2012 2013 Maintenance – Coal facilities $ 85 $ 70 $ 70 $ 65 Maintenance – Gas and other facilities  25 55 20 70 Environmental 200 140 95 50 Corporate 10 10 10 10 Capitalized Interest Capitalized Interest 25 20 10 5 TOTAL Cap Ex $ 345 $ 295 $ 205 $ 200 • “Environmental” primarily consists of Consent Decree and mercury reduction expenditures – 2013 includes ~$15 million related to final Consent Decree expenditures • Coal facility maintenance is relatively stable over time • Maintenance for “Gas and other facilities” is largely a function of run‐time and also includes  expenditures for Roseton 28
  • 29. As presented February 25, 2010 Significant Environmental Progress  On target to further reduce emissions in the Midwest 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Vermilion Hennepin Havana Baldwin 3 Baldwin 1 Cash outflow  continues  Baldwin 2 Projects complete through 2013 Major Assumptions Go Forward  • Estimate of remaining spend is ~$415 million for a total  Cost Composition investment of $960 million investment of $960 million • Approximately 25% of remaining costs are firm Labor Materials • Labor and material prices are assumed to escalate 4%  56% 32% annually • All projects include installing baghouses and scrubbers  with the exception of Hennepin and Vermilion, which  Rental Equipment  have baghouses only & Other 12% 29
  • 30. Commodity Prices 2008 Actual 2009 Actual 2010 Actual/Forward as of 1/26/10(1) CIN Hub/Cinergy ($/MWh) New York Zone G ($/MWh) $160  $160 $160  $160 $140  2008A:  $ 66.84 $140  2008A:  $ 100.86 2009A: $ 34.67 2009A:  $   49.83 $120  $120  2010A/F (Jan):  $   64.97 2010A/F (Jan):  $ 43.54  $100  $100  $80  $80  $60  $ $60  $40  $40  $20  $20  $0  $0  J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D Palo Verde ($/MWh) Natural Gas ($/MMBtu) $160  $16  2008A:  $ 71.82 $14  2008A:  $  8.85 $140  2009A:  $ 34.73 2009A: $  3.92 $120  / ( ) 2010A/F (Jan):  $ $ 51.71 $12  2010A/F (Jan):  $  5.72 $100  $10  $80  $8  $60  $6  $40  $4  $ $20  $2  $0  $0  J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D (1) Pricing as of 1/26/10.  Prices reflect actual day ahead on‐peak settlement prices for 1/1/10 – 1/26/10 and quoted forward on‐peak monthly prices for 1/27/10 – 12/31/10. 30
  • 31. Spark Spreads 2008 Actual 2009 Actual 2010 Actual/Forward as of 1/26/10(1) $50  $50 PJM West ($/MWh) $50  $50 Mass Hub ($/MWh) 2008A:  $ 14.86 2008A:  $ 20.54 $40  $40  2009A:     $ 12.10 2009A: $ 12.19 2010A/F(Jan):  $ 11.67                2010A/F(Jan):  $ 14.14 $30  $30  $20  $20  $10  $10  $0  $0  ($10) ($10) J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D Palo Verde ($/MWh) NP‐15 ($/MWh) $50  $50  2008A:  $ 13.24 2008A:  $ 17.84 $40  2009A:            $   7.23 $40  2009A: $   8.28 2010A/F(Jan):  $ / ( ) $   8.14 2010A/F(Jan):  $ 11.99 2010A/F(Jan): $ 11.99 $30  $30 $30  $30 $20  $20  $10  $10  $0  $0  ($10) ($10) J F M A M J J A S O N D J F M A M J J A S O N D (1) Pricing as of 1/26/10.  Prices reflect actual day ahead on‐peak settlement prices for 1/1/10 – 1/26/10 and quoted forward on‐peak monthly prices for 1/27/10  – 12/31/10. 31
  • 32. As presented February 25, 2010 Collateral  ($MM) 12/31/2008 12/31/2009 2/19/2010 Generation $ 1,064 $ 1,064 $ 638 $ 638 $ 515                             $ 515 Other 189 189 189 Total $ 1,253 $ 827                $ 704                        Cash $ 118 $ 291                  $ 204                              LCs 1,135 536 500                   Total $  1,253 $ 1 253 $ 827                $ 827 $704                    $704 • Decrease in generation collateral: – LC reduction due to $275 million reduction of LC facility for Sandy Creek and lower commodity LC reduction due to $275 million reduction of LC facility for Sandy Creek, and lower commodity  prices, partially offset by  – Cash increase due to initial margin postings resulting from an increase in volume of transactions  executed through our futures clearing manager • Other collateral primarily includes Sithe Debt Service Reserve of $83 million and $101 million related to a Other collateral primarily includes Sithe Debt Service Reserve of $83 million and $101 million related to a  tax‐exempt facility liquidity backstop LC provided by the non‐recourse PPEA credit facility 32
  • 33. Central Hudson Lease – Northeast Segment Central Hudson Lease – Imputed Debt Equivalent at PV (10%) of  future lease payments = $626 MM(1) Central Hudson Cash Payments (remaining as of 12/31/09, $MM) 200 Imputed Interest I dI 175 $179 Imputed Debt Equivalent 150 $48 $142 $143 $143 $16 125 $37 $28 $112 100 $95 $56 $77 75 $60 Accrual Lease Expense   50 $42 $27 25 $5 $35 $56 $131 $105 $115 $127 $22 $35 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017‐ 2035  • Chart represents total cash lease payments, which are included in Operating Cash Flows • Lease expense is approximately $50 million per year and included in Operating Expense Central Hudson treated as Lease                Central Hudson treated as Debt                                                      (as currently shown in GAAP financials): (would require the following adjustments to GAAP financials): • Income Statement – $50 million lease expense included in  •Income Statement – Add back $50 million lease expense to Adjusted EBITDA; add $60  Adjusted EBITDA; no interest expense or depreciation &  million imputed interest expense to Interest Expense; add $23 million estimated  amortization expense depreciation & amortization expense; adjust tax expense for net difference • Cash Flow Statement – $ $95 million cash payment included in  • Depreciation & Amortization calculated using purchase price of $920 million divided by  40 years $ Operating Cash Flows •Cash Flow Statement – Add back $35 million of imputed principal to Operating Cash Flows  • Balance Sheet – lease obligation not included in debt balance • $95 million cash payment split between $60 million imputed interest payment (Operating Cash  Flows) and $35 million imputed principal payment (Financing Cash Flows)  •Balance Sheet – Include $626 million total PV (10%) of future lease payments (1) PV of payments calculated as of 12/31/09 33
  • 34. As presented February 25, 2010 Dynegy’s Financial Position  2,400 Liquidity Profile   ($MM) 1,500 Debt Maturity Profile  (As of 12/31/09, $MM)   $2,253 Total balance sheet debt = ~$5.6 B 2,000 $1,942 1,250 $1,840 $1,112 $1,054 $1,064 1,600 1,000 $1,003 $1,507 $1,147 $790 1,200 $1,471 750 800 500 400 $166 $693 $746 250 $148 $186 $471 $63 $4 $9 0 0 Dec 31 2008 Dec 31 2008 Dec 31 2009 Dec 31 2009 Feb 19 2010 Feb 19 2010 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020+ Non‐recourse Plum Point debt (2) Term LC facility (1) Other balance sheet debt  Availability Cash • Decrease in cash from FY08 to FY09 due to  • Undrawn $1.08 billion revolver due 2012 FY09 operating activities  • $850 million letter of credit facility due 2013 • Increased availability as a result of decreased  • Includes $744 million associated with Plum Point  collateral requirements due to lower  construction commodity prices  – This debt has been reclassified to current, but  continues to be non‐recourse to Dynegy (2) • Increase in cash from year‐end 2009 due to  – Dynegy’s maximum liability associated with Plum Point  cash inflow from collateral clearing broker due  is a $15 million letter of credit to cover construction  is a $15 million letter of credit to cover construction to lower commodities  overruns and defaults, should they occur (1) Term Letter of Credit facility is supported by $850 million of restricted cash. (2) Dynegy is a minority  • Excludes $626 million related to Central Hudson  shareholder in Plum Point Energy Associates, LLC (PPEA). Total debt for PPEA of ~$744 million has been  lease, which is off‐balance sheet reclassified to current debt due to the uncertainty surrounding PPEA’s ability to meet certain 2010 credit  agreement covenants. This debt is non‐recourse to Dynegy.  34
  • 35. As presented February 25, 2010 Capital Structure  Capital Structure  Dynegy Inc. TOTALS  ($ Million) 12/31/09 Debt & Other Obligations as of 12/31/09 Secured $918 Dynegy Holdings Inc. Dynegy Holdings Inc. Secured Non‐Recourse $1,031 $1,080 Million Revolver(1)                  $0 Term L/C Facility $850 Unsecured $3,650 Tranche B Term $68 Lease Obligation $626 Sr. Unsec. Notes/Debentures $3,450 Sub.Cap.Inc.Sec (“SKIS”) $200 Sithe Energies Dynegy Power Corp. Plum Point Energy Assoc. Senior Debentures      $287 Central Hudson(2)  $626 PP 1st Lien $644 Tax Exempt 100 Gross Debt $744 Less: Restricted Cash (19) Total, Net Debt $725  ($ Million) 12/31/09 12/31/08 Total Obligations $6,225 $6,825 Less: Cash on hand & Investments 471 693 (3) (3) Less: Restricted cash  Less: Restricted cash 869 1,154 1 154 Net Debt & Other Obligations $4,885 4,978 Less: Net Non‐recourse Project Debt, under construction  725 586 Net Debt & Other Obligations associated with Operating Assets  $4,160 $4,392 Plus: Net Non‐recourse Project Debt, under construction  725 586 (1) Represents drawn amounts under the revolver; actual amount of revolver was $1 08 Billion as of Represents drawn amounts under the revolver; actual amount of revolver was $1.08 Billion as of  Net Debt & Other Obligations $4,885 $4,978 12/31/09 . (2) Represents PV (10%) of future lease payments. Central Hudson lease payments are  unsecured obligations of Dynegy Inc., but are a secured obligation of an unrelated third party  Less: Central Hudson Lease Obligation 626 700 (“lessor”) under the lease.  DHI has guaranteed the lease payments on a senior unsecured basis.      (3) Restricted cash includes $850MM related to the Term Letter of Credit facility and ~$19MM  Net Debt $4,259 $4,278 related to Plum Point in 12/31/09 and ~$29MM related to Plum Point in 12/31/08. 35
  • 36. Collar Option Example Call Option: Combining Put & Call Options creates a  Dynegy sells a 100 MW on‐peak call option for the 2011  “Collar” Option calendar year at a $65 strike price at a premium of $0.85/MWh • Collars provide earnings certainty and reduce exposure to  • Dynegy receives and realizes a premium payment in current  power price volatility period from buyer for the call option (See Calculation 1) - If market price clears at $70, buyer will strike call option. Maximum  • Option gives buyer right to buy 100 MW on‐peak from Dynegy  revenue on 100 MW will be $27MM versus $29MM had power been  sold at market price (See Calculations 3 & 4) for 2011 calendar year at $65 if buyer strikes the option on the  option expiration date - If market price clears at $30, Dynegy will strike put option. Maximum  revenue on 100 MW will be $14MM versus $12MM had power been  • Buyer will strike option if 2011 calendar prices exceed $65 in  y p p $ sold at market price (See Calculations 5 & 6) sold at market price (See Calculations 5 & 6) order to sell the 100 MW at a higher price • Option impact on Financial Statements: • Commitment sets a potential price on the sale of the 100 MW  - Premium revenue and expenses are realized in period options were  for Dynegy at $65 which is realized during option period if  sold/purchased buyer strikes option - Record liability or asset based on buy or sell of option in future  • If prices are below $65 on the option expiration date, option  option period expires without exercise p - Exercised option value realized during the option period Exercised option value realized during the option period Put Option: Calculations Dynegy buys a 100 MW on‐peak put option for the 2011  Premium Calculations: calendar year at a $35 strike price at a premium of $0.45/MWh • Dynegy pays and realizes a premium expense in current period  1)   4,080 on‐peak hours/year x $0.85/MWh x 100 MW = $346,800 to seller for the put option (See Calculation 2) 2)   4,080 on‐peak hours/year x $0.45/MWh x 100 MW = $183,600 • Option gives Dynegy right to sell 100 MW to seller for 2011  calendar year at $35 if Dynegy strikes the option on the option  Sales Calculations: expiration date 3)   4,080 on‐peak hours/year x $65/MWh x 100 MW = ~$27 MM • Dynegy will strike option if 2011 calendar prices go below $35  in order to sell the 100 MW at a higher price 4) 4,080 on‐peak hours/year x $70/MWh x 100 MW = ~$29 MM • Commitment sets a potential price on the sale of the 100 MW  for Dynegy at $35 which is realized during option period if  Dynegy strikes option 5)   4,080 on‐peak hours/year x $35/MWh x 100 MW = ~$14 MM • If prices are above $35 on the option expiration date, option  expires without exercise 6)   4,080 on‐peak hours/year x $30/MWh x 100 MW = ~$12 MM 36
  • 37. As presented February 25, 2010 Contracted Generation Volumes – Contracted Generation Volumes – 2011 & 2012 2011 Contracted Generation Volumes as of:  Dec 08 Feb 09 May 09 Aug 09 Nov 09 Jan 10 Feb 10 Midwest 5% 5% 5% 15% 50% 75% 75% West 20% 20% 20% 40% 50% >95% >95% Northeast 10% 5% 5% 15% 60% >95% >95% Consolidated 10% 10% 10% 20% 50% 85% 85% 2012 Contracted Generation Volumes as of: Nov 09 Nov 09 Jan 10 Feb 10 Feb 10 Midwest 1% 1% 1% West 15% 50% 50% Northeast N h 10% 10% 15% Consolidated 5% 15% 15% 37
  • 38. Financial Covenant Ratios Covenant ratios are requirements of the DHI Credit Agreement covenants and are calculated based  C t ti i t f th DHI C dit A t t d l l t db d on trailing four quarters 38
  • 39. Dynegy Generation Facilities (as of 1/30/10) Region/Facility(1) Location Net Capacity(2) Primary Fuel Dispatch Type NERC Region NOTES: MIDWEST 1) Dynegy owns 100% of each unit  ) y gy Baldwin Baldwin, IL Baldwin IL 1,800 1 800 Coal Baseload MISO listed except as otherwise  Havana Havana, IL indicated.  For each unit in which  Dynegy owns less than a 100%  Units 1‐5 228 Oil Peaking MISO interest, the Total Net Capacity set  Unit 6 441 Coal Baseload MISO forth in this table includes only  Dynegy’s proportionate share of  Hennepin Hennepin, IL 293 Coal Baseload MISO such unit’s gross generating  Oglesby Oglesby, IL 63 Gas Peaking MISO capacity.  Stallings g Stallings, IL g, 89 Gas Peakingg MISO 2) Unit capabilities are based on Unit capabilities are based on  Vermilion Oakwood, IL winter capacity. Units 1‐2 164 Coal/Gas Baseload MISO 3) Under construction. Represents net  Unit 3 12 Oil Peaking MISO ownership of 21%. Wood River Alton, IL 4) Dynegy entered into a $920 MM  sale‐leaseback transaction for the  Units 4‐5 446 Coal Baseload MISO Roseton facility and units 3 and 4 of  Kendall Minooka, IL 1,200 Gas ‐ CCGT Intermediate PJM the Danskammer facility in 2001.   Cash lease payments extend until  Cash lease payments extend until Ontelaunee O l Ontelaunee Township, PA O l T hi PA 580 Gas ‐ CCGT G Intermediate I di PJM 2029 and include $108 MM in 2007,  Plum Point (3) Osceola, AR 140 Coal Baseload SERC $144 MM in 2008, $141 MM in  2009, $95 MM in 2010 and $112  Midwest TOTAL 5,456 MM in 2011.  GAAP lease payments  are $50.5 MM through 2030 and  NORTHEAST decrease until last GAAP lease  payment in 2035. Independence Scriba, NY 1,064 Gas ‐ CCGT Intermediate NYISO 5) Represents operating capacity of  Roseton (4) Newburgh, NY Newburgh, NY 1,185 Gas/Oil Intermediate NYISO Units 3 & 4. Units 1 & 2, with a  Units 3 & 4 Units 1 & 2 with a Casco Bay Veazie, ME 540 Gas ‐ CCGT Intermediate ISO‐NE combined net generating capacity  of 352 MW, are currently in layup  Danskammer Newburgh, NY status and out of operation. Units 1‐2 123 Gas/Oil Peaking NYISO 6) Represents operating capacity of  Units 3‐4 (4) 370 Coal/Gas Baseload NYISO Units 1 & 2 and CT. Units 3 & 4, with  Northeast TOTAL 3,282 a combined net generating capacity  of 397 MW, did not receive RMR  status from CAISO for 2010 and are  WEST currently out of operation and in  the process of being  Moss Landing Monterey County, CA decommissioned. Units 1‐2 1,020 Gas ‐ CCGT Intermediate CAISO 7) Dynegy owns a 50% interest in this  Units 6‐7 1,509 Gas Peaking CAISO facility and the remaining 50%  Morro Bay (5) Morro Bay, CA 650 Gas Peaking CAISO interest is held by Chevron.   South Bay (6) Chula Vista, CA 309 Gas Peaking CAISO Oakland Oakland, CA Oakland CA 165 Oil Peaking CAISO Black Mountain (7) Las Vegas, NV 43 Gas Baseload WECC West TOTAL 3,696 TOTAL GENERATION 12,434 39
  • 40. Appendix – Appendix – Reg G Reconciliations
  • 41. Debt Definitions Debt Measures: We believe that our debt measures are useful because we consider these  measures as a way to re‐evaluate our progress toward our strategic corporate objective of  y p g g p j reducing our overall indebtedness. In addition, many analysts and investors use these measures  for valuation analysis purposes. The most directly comparable GAAP financial measure to the  below measures is GAAP debt. – “Net Debt” – We define “Net Debt” as total GAAP debt less cash and cash equivalents and restricted cash.  Net Debt We define  Net Debt as total GAAP debt less cash and cash equivalents and restricted cash. Restricted cash in this case consists only of collateral posted for the credit facility at the end of each  period, and cash associated with the Sandy Creek letter of credit, the Sithe debt reserve and Plum Point  debt, at the end of each period where applicable. – “Net Debt and Other Obligations” – We define “Net Debt and Other Obligations” as total GAAP debt plus  certain operating lease commitments less cash and cash equivalents and restricted cash. Restricted cash in  this case consists only of collateral posted for the credit facility at the end of each period, and cash  associated with the Sandy Creek letter of credit and Plum Point debt, at the end of each period where  applicable. – “Net Debt and Other Obligations Associated with Operating Assets” – We believe that this measure is  useful for of the purpose of evaluating our operating assets. We define “Net Debt and Other Obligations  Associated with Operating Assets” as “Net Debt and Other Obligations” less GAAP debt associated with  assets under construction. 41
  • 42. Reg G Reconciliation – 2010 Guidance DYNEGY INC. 2010 EARNINGS ESTIMATES (1) ( ) (IN MILLIONS)   Power Generation GEN ‐ MW GEN ‐ WE GEN ‐ NE Total GEN OTHER  Total Adjusted Gross Margin (2)  $            585 $            680 $            245 $            255 $            225 $            245 $         1,055 $         1,180 $             ‐ $             ‐ $         1,055 $         1,180 Operating Expenses              (215)              (215)              (115)              (115)              (165)              (165)              (495)              (495)                ‐                ‐              (495)              (495) General and Administrative Expense                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐              (150)              (150)              (150)              (150) Other Items, Net                 ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                 15                 15                 15                 15 Adjusted EBITDA (2)  $            370 $            465 $            130 $            140 $              60 $              80 $            560 $            685 $           (135) $           (135) $            425 $            550 2010 CASH FLOW ESTIMATES (1) (3) (IN MILLIONS) GEN OTHER Total Adjusted EBITDA (2)  $            560 $            685 $           (135) $           (135) $            425 $            550 Cash Interest Payments                ‐                ‐              (380)              (380)              (380)              (380) Cash Tax Payments                ‐                ‐                  (5)                  (5)                  (5)                  (5) Working Capital / Other Changes                (60)                (60)                   5                   5                (55)                (55) Adjusted Cash Flow from Operations (4) Adjusted Cash Flow from Operations (4)               500              625             (515)             (515)               (15)              110 Maintenance Capital Expenditures              (110)              (110)                (10)                (10)              (120)              (120) Environmental Capital Expenditures              (200)              (200)                ‐                ‐              (200)              (200) Capitalized Interest                 (25)                (25)                ‐                ‐                (25)                (25) Adjusted Free Cash Flow (4) $            165 $            290 $           (525) $           (525) $           (360) $           (235) Net Cash Used in Investing Activities $           (400) $           (400) Net Cash Provided by Financing Activities $              15 $              15 (1) 2010 estimates are based on quoted forward commodity price curves using a $5.72/MMBtu gas price as of January 26, 2010.  Actual results may vary materially from these estimates based on changes in commodity prices, among  other things, including operational activities, legal settlements, financing or investing activities and other uncertain or unplanned items. Reduced 2010 and forward adjusted EBITDA or free cash flow could result from potential  divestitures of (a) non‐core assets where the earnings potential is limited, or (b) assets where the value that can be captured through a divestiture is believed to outweigh the benefits of continuing to own or operate such assets.  Divestitures could also result in impairment charges.  (2) EBITDA, Adjusted EBITDA and Adjusted Gross Margin are non‐GAAP financial measures.  Please refer to Item 2.02 of our Form 8‐K filed on February 25, 2010, for definitions, utility and uses of such non‐GAAP financial measures.   Reconciliations of consolidated EBITDA and Adjusted EBITDA to Net Loss attributable to Dynegy Inc. and Adjusted Gross Margin to Operating Income (loss) are presented below.  Management does not allocate interest expenses  and income taxes on a segment level and therefore uses Operating Income (loss) as the most directly comparable GAAP measure.  Accordingly, a reconciliation of EBITDA and Adjusted EBITDA to Operating Income (loss) on a  segment level is also presented below.   segment level is also presented below Continued on next page 42
  • 43. Reg G Reconciliation – 2010 Guidance (cont.) Power Generation P G i GEN ‐ MW GEN ‐ WE GEN ‐ NE Total GEN OTHER Total Operating Income (Loss) $              75 $            170 $              70 $              80 $              15 $              35 $            160 $            285 $           (165) $           (165) $               (5) $            120 Noncontrolling Interests                 10                 10                ‐                ‐                ‐                ‐                 10                 10                ‐                ‐                 10                 10 Other Items, Net                 ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                 15                 15                 15                 15 Add: Depreciation and Amortization Expense                245               245                 65                 65                 35                 35               345               345                 15                 15               360               360 EBITDA  $            330 $            425 $            135 $            145 $              50 $              70 $            515 $            640 $           (135) $           (135) $            380 $            505         Plus / (Less):                  Noncontrolling Interests Noncontrolling Interests                (10)               (10)               ‐               ‐               ‐               ‐                (10)               (10)               ‐               ‐               (10)               (10)                  Mark‐to‐Market Losses (Gains)                 50                 50                  (5)                  (5)                 10                 10                 55                 55                ‐                ‐                 55                 55 Adjusted EBITDA  $            370 $            465 $            130 $            140 $              60 $              80 $            560 $            685 $           (135) $           (135) $            425 $            550 Power Generation GEN ‐ MW GEN ‐ WE GEN ‐ NE Total GEN OTHER Total Adjusted Gross Margin  $            585 $            680 $            245 $            255 $            225 $            245 $         1,055 $         1,180 $             ‐ $             ‐ $         1,055 $         1,180 Mark‐to‐Market (Losses) Gains                (50)                (50)                   5                   5                (10)                (10)                (55)                (55)                ‐                ‐                (55)                (55) Operating Expenses              (215)              (215)              (115)              (115)              (165)              (165)              (495)              (495)                ‐                ‐              (495)              (495) Depreciation and Amortization Expense  Depreciation and Amortization Expense              (245)             (245)               (65)               (65)               (35)               (35)              (345)             (345)               (15)               (15)             (360)             (360) General and Administrative Expenses                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐                ‐              (150)              (150)              (150)              (150) Operating Income (Loss) $              75 $            170 $              70 $              80 $              15 $              35 $            160 $            285 $           (165) $           (165) $               (5) $            120 Total Net loss attributable to Dynegy Inc. $           (215) $           (140) Add Back: Income Tax Benefit              (140)                (90) Interest Expense                375              375 Depreciation and Amortization Expense  Depreciation and Amortization Expense               360              360 EBITDA  $            380 $            505         Plus / (Less):                  Noncontrolling Interests                (10)                (10)                  Mark‐to‐Market Losses                 55                 55 Adjusted EBITDA  $            425 $            550 (3) This presentation is not intended to be a reconciliation of non‐GAAP measures pursuant to Regulation G. (4) Adjusted Cash Flow from Operations and Adjusted Free Cash Flow are non GAAP financial measures Please refer to Item 2 02 of our Form 8 K filed on February 25 2010 for definitions utility and uses of such non GAAP financial Adjusted Cash Flow from Operations and Adjusted Free Cash Flow are non‐GAAP financial measures.  Please refer to Item 2.02 of our Form 8‐K filed on February 25, 2010, for definitions, utility and uses of such non‐GAAP financial  measures.  A reconciliation of Adjusted Cash Flow from Operations and Adjusted Free Cash Flow to Cash Flow from Operations is presented below. GEN OTHER Total Cash Flow and Adjusted Cash Flow From  Operations $            500 $            625 $           (515) $           (515) $             (15) $            110 Maintenance Capital Expenditures              (110)              (110)                (10)                (10)              (120)              (120) Environmental Capital Expenditures              (200)              (200)                ‐                ‐              (200)              (200) Capitalized Interest                 (25)                (25)                ‐                ‐                (25)                (25) Adjusted Free Cash Flow  $            165 $            290 $           (525) $           (525) $           (360) $           (235) 43

×