Compromissos de Investimentos Entregues Antecipação da UHE Jari; Evolução da UHE Cachoeira Caldeirão; Inicio da construção da UHE São Manoel.

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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 1 Foco Estratégico como Operador Hidrotérmico Concretização da parceria com a CTG; Alienação da participação na EDP Renováveis Brasil (MoU); Aquisição dos 50% remanescentes da UTE Pecém I (em curso). 2 Compromissos de Investimentos Entregues Antecipação da UHE Jari; Evolução da UHE Cachoeira Caldeirão; Inicio da construção da UHE São Manoel. 3 Resultados Operacionais Consistentes Controle rigoroso de Custos; Qualidade dos serviços na distribuição; Nível de disponibilidade das Usinas em operação; Expansão na comercialização. 4 Mitigação de Fatores de Risco Posição de caixa prudente; Nível de alavancagem conservador; Contingência e hedge (parcial) para cenário energético. 3

4 Central Térmica 4. Cliente 1 Cenário Energético Prioridades 2014 Crescimento Custo e Caixa 1) Fonte: ONS. 2) Fonte: CCEE. 3) Conta-ACR líquida dos aportes da Coner. 4) Fonte: Aneel. 5) De acordo com o aditamento do Contrato de Concessão das distribuidoras e OCPC 08. 6) Considera atualização financeira. 7) Em dezembro de ) Cenário Energético e Regulatório: Hidrologia desfavorável e baixo nível dos reservatórios (SE: 19,36% em 31/dez/2014); Despacho térmico médio de 15,9 GW médios (vs. 12,0 GW médios em 2013) 1 ; GSF médio de 90,6% 2 ; PLD médio de R$ 690,0/MWh 2 ; Aportes da Conta-ACR 3,4 /CDE de R$ 936,8 milhões; Contabilização dos ativos regulatórios das distribuidoras 5 : R$ 601,5 milhões 6 ; Reajuste tarifário da EDP Escelsa em agosto/2014 (26,54%) e da EDP Bandeirante em outubro/2014 (22,34%). 2) Custo e Caixa Redução de 2,8% em PMSO; Captações de R$ 2,4 bilhões (R$ 1,2 bilhão na Holding e distribuidoras e R$ 1,2 bilhão para os projetos em construção (não consolidado); Divida Liquida/EBITDA em 1,3x. 3) Crescimento Aumento da capacidade instalada de 2,2 GW em 2013 para 2,4 GW em 2014; UHE Sto. Antônio do Jari: antecipação da entrada em operação em 3,5 meses da UG01 e das demais UGs até 31/12/2014; UHE Cachoeira Caldeirão: evolução da obra atingiu 68,7% 7 ; UHE São Manoel: dentro do previsto. 4

5 Central Térmica 4. Cliente 1 Cenário Energético Prioridades 2014 Crescimento Custo e Caixa 3. 4) Cliente Aumento de 100 mil clientes na base; Manutenção dos indicadores de qualidade de serviço (DEC e FEC) das duas distribuidoras dentro da meta Aneel; Satisfação dos clientes acima de 80%; Projeto Centro de serviços da Distribuição: integração das atividades técnico-comerciais com aumento de produtividade e redução de serviços terceirizados. 5) Central Térmica Pecém I Retomada da operação da UG01, em 20/nov, após o desligamento intempestivo; Disponibilidade de 76,4% em Em 2015, a disponibilidade acumulada é de 95,8% 1 ; Aprovação do pleito da Companhia para cálculo da penalidade com base na média móvel de 60 meses; Assinatura de acordo para a aquisição da participação de 50% remanescente da UTE Pecém I. Já em 2015, aprovação do pleito para cálculo do ressarcimento de energia com base na potência instalada constante nos CCEARs 2 (700 MW); 1) Disponibilidade de fevereiro preliminar. 2) Despacho Aneel nº 302 (fevereiro de 2015). 5

6 EDP Bandeirante 2014 (R$ milhões) Margem sem o efeito dos AR e Aportes Margem com o efeito dos AR e Aportes Receita Líquida Gastos Não Gerenciáveis EDP Escelsa 2014 (R$ milhões) Margem Bruta Receita Líquida Ativos Regulatórios Gastos Não Gerenciáveis Aportes Margem Bruta Margem sem o efeito dos AR e Aportes Margem com o efeito dos AR e Aportes Receita Líquida Gastos Não Gerenciáveis -110 Margem Bruta Receita Líquida Ativos Regulatórios Gastos Não Gerenciáveis Aportes Margem Bruta 1) AR = Ativos Regulatórios 6

7 Geração 2014 (R$ milhões) Margem sem o efeito do GSF Margem com o efeito do GSF Receita Líquida Gastos Não Gerenciáveis Margem Bruta Receita Líquida Gastos Não Gerenciáveis Nota: não contempla o efeito positivo de hedge GSF Margem Bruta Comercialização 2013 (R$ milhões) Comercialização 2014 (R$ milhões) Receita Líquida Gastos Não Gerenciáveis Margem Bruta Receita Líquida Gastos Não Gerenciáveis Margem Bruta 7

8 Margem bruta (R$ milhões) D % 2014: -2,7% Receita: 62% com crescimento nas 3 UN s 83% na Comercializadora, 68% na Distribuição e 15% na Geração; T14: +111,3% GNG: 41% em função da exposição involuntária das distribuidoras, do GSF (87,7%) nas geradoras e maior volume de energia transacionada na Comercializadora. 4T13 4T PMSO (R$ milhões) T13 4T : -2,8% 4T14: +9,3% Distribuidoras: 13,7% (R$ 27,4 milhões) Controle de custos realizado ao longo do ano; Geração: 24,2% (R$ 6,9 milhões); Efeito positivo no 4T13 (não-recorrente) de R$ 10 milhões quando da aquisição da ECE Participações; Comercialização: (R$ 0,8 milhão) Holding: R$ 45,2 milhões inclui a provisão de R$ 33,2 milhões à EDP Portugal devido à prestação de serviços retroativos a EBITDA (R$ milhões) T13 4T : +15,6% 4T14: +223,8% Margem Bruta: + R$ 566 Milhões vs. 4T13 (- R$ 71 Milhões no ano); Gastos com PMSO: + R$ 24 Milhões vs. 4T13 (- R$ 28 Milhões no ano); Outros Resultados: + R$ 17 Milhões vs. 4T13 (+ R$ 335 Milhões no ano devido à alienação de 50% de Jari e Cachoeria à CTG). 8

9 Lucro líquido (R$ milhões) Lucro líquido 4T13 EBITDA Dep. & Amort. UTE Pecém I UHE Jari Outras Resultado financeiro IR/CS Participação de minoritários Lucro líquido 4T14 Lucro líquido UTE Pecém I (50%) (R$ milhões) Lucro líquido UHE Jari (50%) (R$ milhões) T13 4T T

10 Endividamento: dez/2013 vs. dez/ Dívida bruta Dívida líquida Disponibilidade ,0% ,5% 827 Dívida Líquida/EBITDA Dívida Líquida 1,5x 1,2x Div. Líq./EBITDA 1,4x 1,3x ,4% dez/13 Captações Distribuidoras e Holding dez/14 mar/14 jun/14 set/14 dez/14 Captações Empreendimentos em construção Custo R$ Empresa Fonte Comparativo* milhões Holding Debêntures CDI +0,72% 300,0 EDP Bandeirante Crédito Rural CDI +0,12% 98,6 EDP Bandeirante Debêntures CDI +1,39% 300,0 EDP Escelsa Crédito Rural CDI +0,12% 110,6 EDP Escelsa Cédula Cambiária CDI -0,56% 200,0 EDP Escelsa Debêntures CDI +1,50% 176,8 * custo em CDI + com data base em 31/12/ Empresa Fonte Custo Comparativo* R$ milhões UHE São Manoel Cédula de Crédito Bancário CDI +0,90% 45,0 UHE São Manoel Debêntures CDI +1,24% 532,0 UHE Cachoeira Caldeirão Nota Promissória CDI +1,00% 295,0 UHE Cachoeira Caldeirão BNDES FINEM CDI -3,69% 300,0 * custo em CDI + com data base em 31/12/

11 Índice de disponibilidade (%) por unidade geradora 2014 UG01 UG02 95% 98% 98% 88% 91% 99% 80% 82% 90% 97% 99% 67% 81% 76% 98% 96% 82% 84% 77% 62% 54% 34% jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez Índice de disponibilidade (%) 1 consolidado Parada da UG I em ago/14 Eventos recentes Desligamento intempestivo da UG01 I (25/ago/2014) Retomada da operação em 20 de novembro de 2014 após o desligamento em 25 de agosto de 2014; Disponibilidade atingiu 96% em dezembro; Contabilização da provisão de ressarcimento por indisponibilidade conforme CPC 25 (próximos 60 meses) R$ mil Penalidade ( ) ( ) Recuperação de Penalidades passadas Provisão Ressarcimento (Projeção 60 meses) - ( ) 49% 66% 97% 76% 98% 94% out nov dez 2014 Jan Fev Ressarcimento por indisponibilidade ( ) ( ) Nota: Valores referem-se à 50% de participação Acordo de Compra de 50% remanescente da UTE Pecém I Valor da transação(e): R$ 300 milhões; A conclusão da transação depende da aprovação de órgão competentes. Estimado: 1º semestre de Aneel aprova pleito para cálculo do ressarcimento de energia Aneel proferiu decisão favorável ao pedido de reconsideração do cálculo de ressarcimento por indisponibilidade. O cálculo considerava o Fator de Indisponibilidade ( FID ) com base na capacidade instalada de 720 MW e passa a ser calculado para a potência de 700 MW (CCEAR). O recálculo será retroativo desde a entrada em operação comercial da UG01 em dez/2012 e UG02 em mai/ ) Disponibilidade de Fevereiro preliminar. 11

12 UHE Santo Antônio do Jari 373,4 MW / 217,7 MW médios Vista da casa de força Receita bruta (antecipação) (UHE em operação) em 2014: R$ 215,8 milhões; Contabilização de redução do imobilizado (antecipação) (UHE em teste) em 2014: R$54,7 milhões. Capex(e): R$ 1,2 bilhão Realizado até dez: R$ milhões (88,1%) considera 100% do empreendimento Energia gerada (GWh) 3T14 4T Em teste 50,9 25,2 76,0 Em operação comercial 41,3 114,0 155,3 Total 92,1 139,2 231,3 12

13 UHE Cachoeira Caldeirão 219 MW / 129,7 MW médios Vista da casa de força e desvio do rio UHE São Manoel 700 MW / 409,5 MW médios Vista geral Inicio dos PPAs: jan/2017 Status da obra (dez/14): 68,7% Atividades em andamento: Evolução da concretagem das estruturas da Casa de Força, Vertedouro Controlado, Vertedouro Soleira Livre, Muro Ensecadeira e Área de Montagem; Emissão das Licenças Ambientais e da Linha de Transmissão. Financiamentos de longo prazo: i) Desembolso do financiamento do BNDES em dez/14 no valor de R$ 300 milhões (valor total: R$ 504,1 milhões). ii) Emissão de debêntures de infraestrutura (liquidação do valor total de R$ 157 milhões em fev/15) Capex(e): R$ 1,2 bilhão 55% realizado até dez/2014 Início dos PPAs: mai/2018 Atividades em andamento: Conclusão do desvio do rio com o fechamento das ensecadeiras de primeira fase; Evolução da escavação das estruturas da Casa de Força e Vertedouro. Financiamento de curto prazo: empréstimo-ponte no valor de R$ 532 milhões; Financiamento de longo prazo em andamento Capex(e): R$ 2,7 bilhões R$ 83,6 milhões realizado até dez/ considera 33,34% de participação

14 Evolução do DEC (horas) Perdas não técnicas baixa tensão EDP Bandeirante EDP Bandeirante EDP Escelsa Realizado Meta Aneel 9,81 9,61 9,94 10,37 7,54 7,41 7,30 7,62 20,3% 20,2% 19,9% 18,0% 16,1% 14,6% 16,1% 15,3% 13,9% 12,2% 13,2% 11,8% 10,4% 1T14 2T14 3T14 4T14 Evolução do FEC (vezes) Meta regulatória a ser atingida em outubro de 2015, data da próxima RT = 10,4% Perdas não técnicas baixa tensão EDP Escelsa EDP Bandeirante EDP Escelsa 5,55 6,22 5,33 6,10 6,35 6,45 5,17 5,34 19,6% 18,1% 17,1% 18,4% 15,9% 17,9% 1T14 2T14 3T14 4T14 Meta Anual Regulatória ANEEL: EDP Bandeirante: DEC 9,05 / FEC: 7,55 EDP Escelsa: DEC: 10,38 / FEC: 8,11 17,2% 15,5% 13,8% 12,1% 10,7% 9,3% 7,9% Meta regulatória a ser atingida em agosto de 2016, data dá próxima RT = 7,9% 14

15 1 Cenário Energético Cenário energético: acompanhar e monitorar a evolução do cenário energético e do plano de contingência estabelecido; Cenário Regulatório: contribuir para a evolução do quadro regulatório. 2 Custo e Caixa Prosseguir com a otimização da estrutura de custos; Assegurar a gestão prudente do caixa. 3 Crescimento Continuar a construção das UHEs Cachoeira Caldeirão e São Manoel no prazo e custo previstos; Alienar a participação na EDP Renováveis Brasil. 4 Cliente Acentuar a convergência das trajetórias de Perdas, em especial na Escelsa; Assegurar a melhoria contínua dos indicadores operacionais e do nível de satisfação dos clientes. 5 Central Térmica Concluir a aquisição de 50% remanescente da UTE Pecém I; Consolidar o desempenho operacional e financeiro. 15

16 Maytê Souza Dantas de Albuquerque Marília Barbosa Nogueira Thiago Piffer Anna Luisa Rego Bacellar Amanda Cerchiaro Pecorari Telefone: +55 (11)