Companhia elétrica integrada privada de energia com operações nos segmentos de geração, distribuição, comercialização e serviços de energia

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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. 2

3 Companhia elétrica integrada privada de energia com operações nos segmentos de geração, distribuição, comercialização e serviços de energia EDP Energias de Portugal Free Float 51,2% 48,7%* 22% do EBITDA do grupo (2015) Energias do Brasil *O restantes das ações são mantidas na tesouraria 4ª Maior comercializadora privada (vendas) (2) 10,6 TWh de energia vendida 3% Geração 5º Maior grupo privado de geração (capacidade instalada) (3,4) 2,7 GW de capacidade instalada e 1,8 MW médio de energia assegurada Contratos de concessão de longo prazo Parceria com empresas nacionais e estrangeiras 41% 56% Distribuição Comercialização 6º Maior grupo privado de distribuição (energia distribuída) (5) 3,3 milhões de clientes atendidos por duas distribuidoras 1) Fonte: CCEE (2015); 2) Em Fonte: Aneel. 3) Critério de consolidação. 4) Fonte: Abrade

4 Operação em 8 estados brasileiros GERAÇÃO UHE: 70%, PCH: 4% e UTE: 26% Presença em 7 estados Sto. Antônio do Jari 373 MW (50%) Cachoeira Caldeirão 219 MW (50%) Pecém I 720 MW (100%) DISTRIBUIÇÃO EDP Bandeirante 28 cidades no estado de São Paulo 1,8 milhão de clientes Vencimento da Concessão: 2028 Período Tarifário: Outubro UHE Térmica Costa Rica 16 MW Transmissão* São Manoel 700 MW (33,3%) Lajeado 903 MW (73%) Enerpeixe 499 MW (60%) Energest 198 MW EDP PCH 102 MW Santa Fé 29 MW EDP Escelsa 70 cidades no estado do Espírito Santo 1,5 milhão de clientes Vencimento da Concessão: 2025 Período tarifário: Agosto Em operação Em construção 1) Lote 24, com 113 km de extensão, adquirido na 2ª Etapa do Leilão de Transmissão 013/2015, em 28 de outubro de

5 Extensão: 113 km; Potência: 150 MVA; Prazo: 32 meses; Investimento total estimado: R$ 116 milhões; RAP: R$ 20,7 milhões. São Mateus Linhares 5

6 PROJETOS PROPÓSITO METAS COM PROPÓSITO ESTRATÉGIA 1. Reshape Simplificar e otimizar a estrutura organizacional de todas as Uns, CC e CSP 2. OBZ Implementar programa de medidas para ganho de eficiência global 3. Financeiro Otimizar o resultado financeiro e aumentar a eficiência tributária 4. Gestão Única de Clientes Encantar o Cliente e geri-lo de forma unificada 5. Investimento Realizar investimento na Distribuição e Geração On Time e On Cost 6. Gestão de Fornecedores Fortalecer relação de parceria com Fornecedores 7. Cultura EDP Internalizar a nova cultura EDP para 100% de Colaboradores e terceiros 8. Líder EDP Desenvolver a equipe de Liderança EDP no quadro da nova cultura 9. Redesign RH Redesenhar processos de RH para encantar colaborador com Employee Experience 10. Compliance Implementar programa difundindo os princípios de uma cultura Ética 11. ISE Melhorar o desempenho nas dimensões Ambiental, Climática e Social 12. PNQ Implementar Modelo de Excelência da Gestão do FNQ 13. Portfolio Otimizar portfolio reciclando capital desinvestido em ativos non core e encontrando novas oportunidades de crescimento 14. Solar Lançar oferta de Geração Solar Distribuída 15. Digital Capturar potencial digital nos principais processos de Negócio PRODUTIVIDADE INTEGRAÇÃO PROPÓSITO EXCELÊNCIA INOVAÇÃO 18

7 o Equilíbrio no Conselho de Administração: 4 indicados pela controladora e 4 independentes; o Comitês de assessoramento presididos por membros independentes; o Implementação do programa de compliance; o Programa de remuneração com ações. o Aquisição de 50% da UTE Pecém I; o Aquisição da APS Soluções S.A; o Venda da EDP Renováveis e da Pantanal Energética. o Conclusão da UHE Jari com 3,5 meses de antecipação; o Conclusão da UHE Cachoeira Caldeirão com 8 meses de antecipação; o Evolução de 78% da UHE São Manoel. o Regulatório: decisão favorável de pleitos regulatórios com efeito positivo nos últimos anos; o Operacional: disponibilidade acumulada em 2016 de 88%; o Econômico: EBITDA acima de R$ 400 milhões; o Pré-pagamento da dívida de Pecém com o BID. 8

8 o Redução do GAP de Perdas Não Técnicas em BT (0,44 p.p. na EDP Bandeirante e 5,78 p.p. na EDP Escelsa); o Controle de custos (5,9% abaixo da inflação), com implementação do Programa OBZ; o Revisão Tarifária da EDP Escelsa com incremento de mais de R$ 100 milhões no EBITDA Regulatório; o 4º ciclo tarifário com redução das glosas (de 14% para 1,3% na EDP Escelsa e 15% para 3% na EDP Bandeirante); o Criação do Centro de Serviços Compartilhados. o Crédito: gestão da PDD e Inadimplência; o Energético: repactuação do risco hidrológico; o Financeiro: aumento de capital e alavancagem saudável. o Expansão no segmento de transmissão. 9

9 (Base 100: 30/12/2013) IEE IBOV ENBR3 CPFE3 ENGI3 CMIG4 (+61,9%) (+46,7%) (+42,7%) (+26,4%) (+26,0%) (-4,0%) *Cotação até 31 de outubro de

10 Local: Amapá Tamanho: 373,4 MW / 217,7 MW médios Parceria: CTG (50%) Início dos PPAs: janeiro/15 (300 MW) e janeiro/17 (73,4 MW) Capex: R$ 1,1 bilhão Financiamento: BNDES no valor de R$ 716 milhões Local: Amapá Tamanho: 219 MW / 129,7 MW médios Parceria: CTG (50%) Início dos PPAs: janeiro/2017 Capex: R$ 1,3 bilhão Financiamento: BNDES no valor de R$ 504 milhões + debentures de infra estrutura de R$ 156,5 milhões 10

11 Local: divisa entre Mato Grosso e Pará Tamanho: 700 MW / 409,5 MW médios Parceria: CTG (33,3%) e Furnas (33,3%) Início dos PPAs: maio/2018 Capex(e)*: R$ 3,4 bilhões Financiamento: : BNDES no valor de R$ 1,3 bilhão + debenture de R$ 280 milhões *Capex total considerando atualizações monetárias. 11

12 4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 2T16 3T16 Falha/Ano 53% 62% 76% 88% 88% Custo Variável de ~ R$ 100/MWh* out/16 2 Unidades Geradoras de 360 MW Combustível: Carvão mineral Localizada: Estado do Ceará 669 PLD CVU 400,0 300,0 200,0 100, , M16 *Dados de setembro

13 -9,4-5,4-2,1-0,2 0,5 0,8 0,9 0,1 1,8 2,9 4,0 3,2 4,2 3,5 3,7 4,1 3,4 2,5 2,5 4,2 3,7 o Expectativa de recuperação do consumo em 2017 com a recuperação econômica o A redução do consumo industrial com retração da economia e aumentos de tarifas reduziram o consumo de energia elétrica o No Espirito Santo, a redução foi intensificada com a interrupção de um grande consumidor industrial Crescimento (%) da energia distribuída (e) 2017(e) EDP Bandeirante EDP Escelsa Brasil 13

14 EDP Bandeirante Perdas BT 19, ,12 16, ,34 14, ,92 13, ,15 11, ,60 9, ,37 9, mar-16 10,85 9, jun-16 9,71 9, set-16 Fatores que sustentaram os resultados de redução de perdas: Constância de investimentos no combate às perdas desde % de blindagem do consumo AT/MT e BT com carga especial Novas tecnologias (telemedição, redes SMC e blindagem de edifícios populares) Aperfeiçoamento do processo de identificação de fraudes EDP Escelsa Perdas BT 16,96 17,07 18,37 13,79 12,07 15,92 10,51 17,87 9,27 14,89 7,87 14,69 7,87 14,59 7,87 14,27 11,45 Objetivos Internos EDP Bandeirante: Perdas BT: 9,78 EDP Escelsa: Perdas BT: 13, mar-16 jun-16 set-16 Perdas Faturadas GWh BT Perdas Faturadas GWh BT - Meta ANEEL % Perdas BT % Perdas BT - Meta ANEEL 14

15 PDD (R$ milhões) Fatores que contribuíram com os resultados da PDD no 3T: 19,9 18,5 18,2 11,5 12,4 8,7 7,7 7,6 3T15 4T15 1T16 2T16 EDP Bandeirante EDP Escelsa PDD / Receita Bruta [%] 1,62 1,16 0,98 1,11 0,74 0,74 0,59 0,75 3T15 4T15 1T16 2T16 EDP Bandeirante EDP Escelsa Fonte: release trimestral das distribuidoras 10,8 6,9 3T16 0,68 0,66 3T16 implementação da nova régua de cobrança e estratégia do corte; intensificação dos cortes de instalações com acordos de pagamento em atraso aumento de protestos à clientes inadimplentes realização de feirões para renegociação de contas atrasadas PDD realizado (Acumulado até setembro): EDP Bandeirante: R$ 49,1 Milhões EDP Escelsa: R$ 37,5 Milhões PDD / Receita Bruta (Acumulado até setembro): EDP Bandeirante: 0,99% EDP Escelsa: 1,09% Comparativo com outros Players: Distribuidora A: 0,99% Distribuidora B : 0,60% Distribuidora C : 0,99% Distribuidora D : 1,49% 15

16 Condições Destinação de recursos de ações ordinárias R$ 11,50 Até R$1.500 milhões Resultado Montante subscrito (R$ milhões) Fortalecer a estrutura de capital; Reduzir os custos financeiros: o Pré-pagamento da CCB da Holding (R$ 303 milhões); o Pré-pagamento da dívida de Pecém com o BID (R$ 500 milhões de equity) em conjunto com novas captações: Redução de custo entre 200 e 220 bps* ; Atender às necessidades operacionais e de investimento de médio a longo prazo: o Aportes de equity nos ativos. 98,37% 1,56% 0,07% *Considera custos financeiros e operacionais atrelados às dívidas. 1ª etapa 1º rateio de sobras 2º rateio de sobras Total 15

17 Endividamento: dez/2015 vs. set/2016-5,0% +115,4% -32,5% Dívida Líquida/EBITDA 1,6 1,7 1,4 1, Covenant: até 3,5x 1,3 DL/EBITDA (X) Dív. Líquida Dív. Bruta Dez/15 Dív. Bruta Set/16 Caixa Dez/15 Caixa Set/16 Dív. Líq. Dez/15 Dív. Líq. Set/16 Set/15 Dez/15 Mar/16 Jun/16 Set/16 Cronograma de vencimento da dívida (R$ milhões) Breakdown Linha de Negócio (1) Caixa ) Desconsidera eliminações intragrupo Após 2020 Prazo Médio: 3,3 anos Custo Médio: 13,69% 16

18 EBITDA (R$ milhões) EBITDA 9M15 Margem Bruta PMSO Valor justo do Ganho alienação/ Outros EBITDA 9M16 ativo indenizável aquisição de não recorrente investimento Lucro líquido (R$ milhões) Lucro Liquido 9M15 EBITDA Dep & Amort Equivalência Patrimonial Resultado Financeiro IR & CS Participação de minoritários Lucro Líquido 9M16 17

19 o Início de operação de São Manoel; o Mitigação de Riscos em Pecém. o Manutenção da trajetória de redução de Perdas e inadimplência; o Reforço da Base de Remuneração Regulatória com reforço do Programa de Investimentos das distribuidoras. o Expansão dos Serviços de Eficiência Energética; o Recomposição da Margem. o Estruturação de Nova Unidade de Negócios; o Análise de Novas Oportunidades. o Controle dos Custos (OBZ); o Gestão do Risco Energético. 19

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21 EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. 21

22 Relações com Investidores Telefone: +55 (11)