Excelência em Execução

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2 Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análises feitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico e nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégia de negócios da Companhia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de suas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultados reais da Companhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros. As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhuma decisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos assessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta apresentação. Este material inclui declarações sobre eventos futuros sujeitas a riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas e projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações incluem projeções de crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva, ambiente regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam.

3 Excelência em Execução Operador Integrado/ Otimização do Portfólio Eficiência Operacional Controle dos Fatores de Risco Geração: Entrega antecipada de Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel Transmissão: Inicio das obras da Linha do Espírito Santo com 17 meses de antecipação Distribuição: Aumento do Investimento acima da QRR Transmissão: Início do Investimento Pecém: Aquisição dos 50% remanescentes com mais valia Aquisição/Alienação: Compra da APS Eficiência Energética e Venda da EDP Renováveis e da Pantanal Energética DEC/FEC: Indicadores de Qualidade de Serviço abaixo do limite regulatório Perdas: Convergência da trajetória para limite regulatório Controle de custos/obz: Crescimento do PMSO abaixo da inflação Serviços Partilhados: Consolidação do CSP Crédito: Redução da PECLD e Inadimplência Energético: Repactuação do GSF e Gestão do risco hidrológico Financeiro: Dívida Líquida/EBITDA de 2,0x em 2017 Consolidação do Turnaround de Pecém I Operacional: Consolidação da Disponibilidade acima da meta regulatória Regulatório: Decisão favorável para pleitos regulatórios com impacto positivo Econômico-financeiro: EBITDA acima de R$ 450 milhões a partir de 2015 Governança Corporativa Conselho de Administração: Equilíbrio entre membros independentes e indicados pelo controlador Comitês de Assessoramento: Presididos por membros independentes Compliance: Implementação do Novo Programa de Compliance

4 Pecém São Manoel Hedge Hidrológico Energia Distribuída Disponibilidade de 97,5% UG02: 19/01 UG03: 02/03 UG04: 26/04 16% de energia descontratada +2,3% no trimestre Celesc Realização da OPA Perdas Totais Combate à PECLD 1 Energia Comercializada Linha de Transmissão Espírito Santo -0,19 p.p. na EDP SP e -0,18 p.p. na EDP ES vs dez/17 0,9% PECLD/Receita Bruta no trimestre Volume de GWh Obras Iniciadas 1) Provisão Estimada para Créditos de Liquidação Duvidosa

5 Capacidade: 393 MW Capacidade: 700 MW Venda de Energia 1T18 MCSD A4+ De 2018 a 2047 Alocados para hedge 30 MW méd. Contratados pelos acionistas 1 90 MW méd. Capacidade: 219 MW 1) Realizado 1) Nominal de Capex. acordo com a participação societária de cada acionista.

6 Obra Iniciada Fase de Licenciamento Fase de Licenciamento 1) Estudo de Impacto Ambiental/Relatório de Impacto Ambiental ( EIA_RIMA ) no órgão ambiental de Santa Catarina- Fundação do Meio Ambiente ( FATMA ), exigido na fase de Licença Prévia.

7 33,1% 10,5% Investimento na 1ª Fase: R$ 244 milhões Investimento na 2ª Fase: R$ 54 milhões Nomeação de 3 dos 11 membros do Conselho de Administração na AGO de 30 de Abril/18 José Luiz Alquéres Membro Reeleito Luiz Otávio VP de Geração, Comercialização e Transmissão Michel Itkes VP de Distribuição Santa Catarina

8 Lucro Líquido R$ 214,1 milhões EBITDA R$ 644,8 milhões PMSO 1 R$ 298,5 milhões Pecém Comercialização R$ 44,4 milhões Lucro Líquido R$ 34,8 milhões EBITDA 1) Com PECLD e contingências.

9 PMSO 1T18 (R$ Milhões) -0,3% -3,4% T17 Pessoal 1T18 1T17 1T18 Material, Serviços e Outros Sourcing Estratégico (MSO) Produtividade de Pessoal (Macroprocessos Transversais) 314-5,1% 299 Redução e Rateio de Custos (PMSO, Funções Transversais) PMSO 1T17 1T18

10 Variação: 2015 a ,0% 12,9% 13,1% 13,5% 13,7% 14,5% 14,1% 5,5 13,5% 12,3% 14,0% 5 11,1% 12,0% 4,5 9,7% 4 10,0% 3,4 3,4 3,2 3,3 3,5 3,0 8,0% 2,8 2,8 2,7 2,8 3 2,7 6,0% 2,5 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 4,0% 2 1,7 1,4 1,5 1,3 1,5 1,2 2,0% 1 0,0% dez/15 dez/16 dez/17 mar/18 Prazo Médio DL/EBITDA 12m Custo Médio Captações realizadas no 1T18 (R$ milhões) EDP SP EDP ES INVESTCO Jan/18 Fev/18 Mar/18 Total ,6 38,3 40,0-49,8-136,6 188,1 40 1) Considerando os efeitos sobre o principal, excluindo as movimentações de juro

11 EDP São Paulo (R$ milhões) +41,0 (+46,0%) EBITDA Regulatório¹ Perdas Var. de Mercado Sobre (105%) OPEX PECLD² VNR Outras Receitas Outros EBITDA Societário EDP Espírito Santo (R$ milhões) ,9 (+8,9%) EBITDA Regulatório¹ Perdas Var. de Mercado Sobre (105%) OPEX PECLD² VNR Outras Receitas Outros EBITDA Societário 1) EBITDA Regulatório = Remuneração do Capital + Quota de Reintegração (QRR) Informações de 2017, consolidado EDP São Paulo e EDP Espírito Santo. EBITDA Regulatório ajustado pela Parcela B dos últimos reajustes tarifários, refletindo o crescimento do mercado no período; 2) Provisão Estimada para Créditos de Liquidação Duvidosa: redução de R$ 4,2 milhões no 1T18 vs 1T17, conforme página 21 do Release 1T18.

12 Capex Distribuição (R$ milhões) % Expansão de Rede Melhoria de Rede Combate as Perdas Outros 18% 11% 25% 1T17 47% 27% 11% 1T18 15% E Perdas Não Técnicas BT EDP São Paulo Perdas Não Técnicas BT EDP Espírito Santo 9,60% 9,75% 9,63% 9,57% 13,08% 12,74% 9,55% 9,55% 9,55% 9,19% 9,19% 8,94% 12,14% 11,94% 11,92% 11,45% 11,45% 11,45% 11,45% 11,45% Mar-17 Jun-17 Set-17 Dez-17 Mar-18 EDP SP Meta Aneel Mar-17 Jun-17 Set-17 Dez-17 Mar-18 EDP ES Meta Aneel 1) Quota de Reintegração para EDP São Paulo e EDP Espírito Santo; 2) Calculo com base em Perdas Totais.

13 Lucro (R$ milhões) Para T17 1T18 Disponibilidade (%) 88% 89% 92% 98% 64% 54% 75% 76% 62% 90% 86% 91% 88% 92% 89% 93% 98% 97% T18 UG01 UG02 Média da Usina

14 18% 16% MCSD + Redução bilateral de contratos Hedge Adicional Hedge Natural E GSF Receita Gastos Não- Gerenciáveis MB Antes do Hedge Ressarc. Repactuação Margem Operações Compra e Venda Margem de Hedge Natural MB Final

15 Volume Comercializado 1T18 (GWh) T17 1T18 EBITDA Comercializadora (R$ Milhões) Margem Bruta Grid (R$ Milhões) 21,9 34,8 7,6 10,2 1T17 1T18 1T17 1T18

16 Ciclo de Crescimento em Transmissão Reforço do Investimento em Distribuição (Orgânico e Inorgânico) Ampliação dos Serviços de Eficiência Energética e Solar Distribuído Reciclagem de Capital/Otimização de Portfólio Disciplina na Alocação de Capital Orçamento Base Zero e Aumento da Eficiência Otimização da Estrutura de Capital Continuidade da Agenda de Digitalização e Robotização 8% 35% 20% 3% 5% 15% 34% 14% 37% 29% Gestão do Risco Hidrológico Redução da PECLD e Inadimplência Controle do Nível de Alavancagem Geração Hídrica Geração Térmica Distrib. Comerc. Transm. Solar 1) CAGR Nominal

17 Relações com Investidores Telefone: +55 (11)

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19 This presentation may include forward-looking statements of future events or results according to regulations of the Brazilian and international securities and exchange commissions. These statements are based on certain assumptions and analysis by the company that reflect its experience, the economic environment and future market conditions and expected events, many of which are beyond the control of the company. Important factors that may lead to significant differences between the actual results and the statements of expectations about future events or results include the company s business strategy, Brazilian and international economic conditions, technology, financial strategy, public service industry developments, hydrological conditions, financial market conditions, uncertainty of the results of future operations, plans, objectives, expectations and intentions, among others. Considering these factors, the actual results of the company may be significantly different from those shown or implicit in the statement of expectations about future events or results. The information and opinions contained in this presentation should not be understood as a recommendation to potential investors and no investment decision is to be based on the veracity, current events or completeness of this information or these opinions. No advisors to the company or parties related to them or their representatives shall have any responsibility for whatever losses that may result from the use or contents of this presentation. This material includes forward-looking statements subject to risks and uncertainties, which are based on current expectations and projections about future events and trends that may affect the company s business. These statements include projections of economic growth and energy demand and supply, as well as information about the competitive position, the regulatory environment, potential opportunities for growth and other matters. Several factors may adversely affect the estimates and assumptions on which these statements are based.

20 1) Regulatory Reintegration Quota; 2) DEC: Equivalent Duration of Interruption per Consumer Unit, FEC: Equivalent Frequency of Interruption per Consumer Unit; 3) Provision for Doubtful Receivables Execution Excellence Generation: Delivery of Jari, Cachoeira Caldeirão and São Manoel HPPs ahead of schedule Transmission: Beginning of construction works for Espírito Santo Transmission Line 17 months ahead of schedule Integrated Operator/ Portfolio Optimization Operational Efficiency Risk Factors Control Distribution: Investment levels above QRR¹ Transmission: Investment Disbursement Pecém: Acquisition of the 50% additional stake with capital gain Acquisition/Sale: APS Eficiência Energética Acquisition and Sale of EDP Renováveis and Pantanal Energética with capital gain DEC/FEC 2 : Quality Indicators below regulatory limit Losses: Losses trajectory converging to regulatory limit Cost Control/ZBB: PMTO growth below inflation Shared Services: Consolidation of the Shared Services Center (CSP) Credit: Reduction of Bad Debt and Delinquency Energetic: Renegotiation of the GSF and Hydrological Risk Management Financial: Net Debt/EBITDA of 2.0x in 2017 Pecém I Turnaround Consolidation Operational: Availability above the regulatory target Regulatory: Favorable decision for regulatory pleas with positive effect Economic-Financial: EBITDA above R$ 450 Million from 2015 on Corporate Governance Well Balanced Board of Directors: 4 from controlling shareholder and 4 independent members Advisory Committees: Headed by Independent members Compliance: New Compliance Program Implemented

21 Pecém São Manoel Hydrological Hedge Distributed Energy Availability of 97.5% GU02: 01/19 GU03: 03/02 GU04: 04/26 16% of Uncontracted Energy +2.3% in the Quarter Celesc Total Losses Bad Debt Control Voluntary Public Tender Offer p.p. at EDP SP and p.p. at EDP ES vs Dec/17 0.9% PECLD/Gross Revenue in the Quarter Energy Traded Espírito Santo s Transmission Line Volume of 4,086 GWh Construction Work Initiated

22 Installed Capacity: 393 MW Installed Capacity: 700 MW Energy Sales 1Q18 MCSD¹ A4+ From 2018 to 2047 Hedged allocation 30 average MW Contracted by Shareholders ² 90 average MW Installed Capacity: 219 MW 1) Nominal Capex. 1) Excess and Deficits Compensation Mechanism; 2)According to the proportion of each shareholder.

23 Construction Initiated Licensing Phase Licensing Phase 1) Environmental Impact Study Environmental Impact Report ( EIA-RIMA ) filed with the state of Santa Catarina Environmental Protection Agency ( FATMA ), required for the Preliminary License

24 33.1% 10.5% 1 st Phase Investment: R$ 244 Million 2 nd Phase Investment: R$ 54 Million Appointment of 3 from 11 members of the Board of Directors at the General Shareholders' Meeting held on April 30, 2018 José Luiz Alquéres Reelected Member 1) Voluntary Public Tender Offer; 2) ON - Common Shares; PN - Preferred Shares Luiz Otávio VP of Generation, Commercialization and Transmission Michel Itkes VP of Distribution Santa Catarina

25 Net Income R$ Million EBITDA R$ Million PMTO 1 R$ Million Pecém Commercialization R$ 44.4 Million Net Income R$ 34.8 Million EBITDA 1) With Bad Debt and Contingencies.

26 PMTO 1Q18 (R$ Million) -0.3% -3.4% Q17 Personnel 1Q18 1Q17 1Q18 Material, Services and Others Strategic Sourcing (MTO) % 299 Productivity of Personnel (Macro Processes) Cost Reduction and Apportionment (PMTO, Transverse Functions) PMTO 1Q17 1Q18

27 Variation: 2015 to ,0% 12,9% 13,1% 13,5% 13,7% 14,5% 14,1% 5,5 13,5% 12.9% 13.1% 13.5% 13.7% 14.5% 14.1% 13.5% 12.3% 12,3% 14,0% 5 11,1% 11.1% 12,0% 4,5 9,7% 9.7% 4 10,0% 3.4 3,4 3,4 3,2 3,3 3, , ,0% 2, ,8 2,7 2, , ,0% 2,5 1,7 1,8 1,9 2, ,1 4,0% , , ,5 1, , ,2 2,0% 1 0,0% dez/15 Dec/15 Dec/16 dez/16 Dec/17 dez/17 Mar/18 Average Prazo Médio DL/EBITDA Net Debt/EBITDA Pre-tax 12m Custo Médio Debt Term 12m Average Cost 1Q18 New Financial Resources (R$ Million) EDP SP EDP ES INVESTCO Jan/18 Feb/18 Mar/18 Total ) Considering the effects on the principal amount, excluding interest movements

28 EDP São Paulo (R$ Million) (+46.0%) Regulatory EBITDA¹ Losses Market Variation Over Cont. (105%) OPEX PECLD² VNR³ Other Revenues Others EBITDA EDP Espírito Santo (R$ Million) +8.9 (+8.9%) Regulatory EBITDA¹ Losses Market Over Cont. OPEX PECLD² VNR³ Other Variation (105%) Revenues Others EBITDA 1) Regulatory EBITDA = Capital Remuneration + Reintegration Quota (QRR). Information for 2017 for EDP São Paulo and EDP Espírito Santo. Regulatory EBITDA adjusted by Component B from last tariff readjustments, reflecting the Market growth in the period; 2) Bad Debt/Provision for Doubtful Receivables; 3) Indemnifying Financial Asset.

29 Distribution Capex (R$ Million) % 104 Network Expansion Network Improvement Losses Combat Others 18% 11% 25% 1T17 47% 27% 11% 1T18 15% E Non-Technical Losses Low Voltage EDP São Paulo Non-Technical Losses Low Voltage EDP Espírito Santo 9.60% 9.75% 9.63% 9.57% 13.08% 12.74% 9.55% 9.55% 9.55% 9.19% 9.19% 8.94% 12.14% 11.94% 11.92% 11.45% 11.45% 11.45% 11.45% 11.45% Mar/17 Mar-17 Jun/17 Jun-17 Sep/17 Set-17 Dec/17 Dez-17 Mar/17 Mar-18 Mar-17 Mar/17 Jun-17 Jun/17 Sep/17 Set-17 Dez-17 Dec/17 Mar-18 Mar/17 EDP SP Meta Regulatory EDP SP Aneel Regulatory EDP EDP ES ES Meta Aneel Target Target 1) Consolidated Depreciation Level (EDP São Paulo and EDP Espírito Santo); 2) Based on Total Losses.

30 Income (R$ Million) For Q17 1Q18 Availability (%) 88% 89% 92% 98% 64% 54% 75% 76% 62% 90% 86% 91% 88% 92% 89% 93% 98% 97% T18 1T18 1Q18 UG01 GU01 UG02 GU02 Média Average da Usina of the TPP ¹ Dispatch by Order of Merit by Adjusted Price

31 18% 16% MCSD¹ + Bilateral reduction of contracts Additional Hedge Natural Hedge E GSF Revenues Non-Manageable Expenditures GM Before Hedge Reimb. from GSF Renegotiation Margin from Sales and Purchases Natural Hedge Margin Final Gross Margin 1) Excess and Deficits Compensation Mechanism; 2) Optimization Energy Tariff, for those participating in the MRE - Energy Reallocation Mechanism; 3)Price for the Settlement of Differences

32 Traded Volume 1Q18 (GWh) 3,131 4,086 1Q17 1Q18 EBITDA Commercialization (R$ Million) Gross Margin Grid (R$ Million) Q17 1Q18 1Q17 1Q18

33 Transmission Growth Cycle Reinforcement of Distribution Investment Energy Efficiency and Distributed Solar Services Expansion Capital Allocation Discipline / Portfolio Optimization Capital Recycling Zero Base Budget and Enhanced Efficiency Capital Structure Optimization Digitalization and Robotization Agenda Hydrological Risk Management Bad Debt and Delinquency Reduction Leverage Control Hydro Gener. Therm. Gener. Distrib. Commer. Transm. Solar Photov. 1) Nominal CAGR

34 Investor Relations Phone: +55 (11)