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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 AP PA MA CE TO MT MS SP MG ES RS SC Geração Transmissão Distribuição + Transmissão Geração + Distribuição + Transmissão Serviços de Energia 1) Incluindo a Capacidade Instalada das UG01, 02 e 03 de São Manoel; 2) Grupo Privado

4

5 MEMBROS INDICADOS PELO ACIONISTA CONTROLADOR MEMBROS INDEPENDENTES PRESIDENTE VICE-PRESIDENTE CEO do Grupo EDP Presidente do Comitê de Remuneração Membro do Comitê de Sustentabilidade Membro do Comitê de Gov. Corporativa e Partes Relacionadas CEO do Grupo EDP Membro do Comitê de Auditoria Membro do Comitê de Remuneração Membro do Conselho Executivo do Grupo EDP Presidente do Comitê de Auditoria Membro do Comitê de Governança Corporativa e Partes Relacionadas Presidente do Comitê de Governança Corporativa e Partes Relacionadas Membro do Comitê de Sustentabilidade Membro do Comitê de Remuneração CEO & IRO EDP Brasil Membro do Conselho Executivo do Grupo EDP CFO VP de Geração, Comercialização e Transmissão VP de Distribuição VP de Serviços de Energia e Novos Negócios

6 [B³] BEST EM PERFORMERS

7

8 6 Geradoras 16 Geradoras 3 Distribuidoras 2 Distribuidoras Em construção a.a. 1) Incluindo a Capacidade Instalada das UG 01, 02 e 03 de São Manoel /12/2017

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10 24% STO. ANTONIO DO JARI 393 MW (50%) CACHOEIRA CALDEIRÃO 219 MW (50%) AP PECÉM I 720 MW (100%) 4% 72% HPP UHE SHP PCH TPP UTE PA CE LAJEADO ENERPEIXE SÃO MANOEL MW (33%) MT TO 903 MW (73%) 499 MW (60%) COSTA RICA MS ES ENERGEST SANTA FÉ EDP PCH 16 MW (51%) 198 MW (100%) 29 MW (100%) 102 MW (100%) GERAÇÃO HÍDRICA 1) Capacidade Instalada 2) Data base: Dez/2017 3) 3 das 4 UGs já em operação comercial GERAÇÃO TÉRMICA

11 3,5 MESES DE ANTECIPAÇÃO 8 MESES DE ANTECIPAÇÃO 4 MESES DE ANTECIPAÇÃO Capacidade: 393 MW Capex: R$ 1,1 bilhão ¹ Financiamento: R$ 716 milhões do BNDES 1) Capex Nominal Capacidade: 219 MW Capex: R$ 1,2 bilhão ¹ Financiamento: R$ 504 milhões do BNDES + R$ 156,5 milhões de debêntures de infraestrutura Capacidade: 700 MW Capex: R$ 3,3 bilhão ¹ Financiamento: R$ 1,3 bilhão do BNDES + R$ 280 milhões de debêntures 1) Nominal Capex.

12 18% 16% 11% 11% E MCSD + Redução bilateral de contratos 2019 Hedge Adicional Hedge Natural Impacto de GSF/PLD Repactuação Receita Hedge Natural Receita Hedge Adicional Margem Bruta Comercializadora Impacto Líquido do GSF

13 321,4 64% 76% 88% 89% 92% 84,9 23,5 14,3 12,5 5, Melhora da disponibilidade da usina Aumento da eficiência da logística de carvão Otimização do consumo de agua Redução do consumo de eletricidade por equipamento Pré pagamento da Dívida (IDB) Melhora das limitações de caixa e redução dos aportes de capital Hedge da exposição a Dólar, Carvão e PLD Substituição da obrigação de constituir a Conta Reserva do Serviço da Dívida Repasse do encargo hídrico Isenção de responsabilidade em caso de falta de fornecimento de água

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15 1) Em ) Energia Distribuída

16 305 54% 13% 23% 10% +107% +18% % % % 44% 24% 24% 24% 16% 19% 13% 14% 15% % 15% E Expansão de Rede Melhoria de Rede Combate as Perdas Outros 12,15% 17,90% 10,43% 10,60% 9,97% 9,98% 9,55% 9,57% 9,19% 9,27% 14,89% 13,50% 11,94% 7,87% 11,45% 11,45% dez-14 dez-15 dez-16 dez-17 EDP SP Meta Aneel dez-14 dez-15 dez-16 dez-17 EDP ES Meta Aneel 1) Quota de Reintegração para EDP São Paulo e EDP Espírito Santo 2) 1)Calculo com base em Perdas Totais

17 Reforço do novo ciclo de crescimento, com ênfase nos segmentos regulados Geração Distribuição de Gás Natural Transmissão Água e Saneamento Experiência de Turnaround em Distribuição OUTRAS UNIDADES DE NEGÓCIO Participação na Governança da Companhia através de posição acionária qualificada Ampliação da presença no Estado de Santa Catarina > classificada como uma das regiões com maior potencial de desenvolvimento 1 do país - iniciada com a parceria no Lote 21 do Leilão de Transmissão de Abr/17 SC Municípios atendidos pela Celesc Aquisição de 33,1% das ONs (capital votante) + 1,9% de PNs, rrepresentando: 14,5% do Capital Social da CELESC Realização de OPA Voluntária para aquisição de até 32% das PNs da CELESC Resultando em uma participação total até 33,6% no Capital Social da CELESC * E 1 município no Paraná 1) Florianópolis como 2ª melhor cidade com potencial de desenvolvimento do país 2) Data Base: Dez/17

18

19 Fase de Licenciamento Linha MA - Leilão Abr/ Extensão: 121 km 2 - Extensão : 203 km MA Construção Iniciada Linha ES - Leilão Out/16 Extensão : 113 km Licença de Construção Fase de Licenciamento SP MG ES Linha SP/MG - Leilão Abr/17 Extensão : 375 km Fase de Licenciamento SC Linha SC - Leilão Abr/17 Extensão : 485 km 1) Data Base: Outubro/16 para os Lote 24; Abril/2017 para os Lotes 7, 11, 18 e 21

20

21 Geração Gestão de Portfólio Operações Estruturadas Trading Submercado EBITDA ,0 97,7 42,7 6,

22 24,1 5,8 14,5 9,1 PROJETO FINALIZADO PROJETO EM EXECUÇÃO PROJETO EM OPERAÇÃO GRANDES PROJETOS DE ILUMINAÇÃO RETROFIT

23 24,4 42,1 10,3 Hídrica Eólica Solar Térmica 198,4 0,3 1, Contracted Contratado Projeto fotovoltaico implementado no Shopping Mall Canoas / RS. Considerado um dos maiores telhados na América Latina, totalizando 1,3 MWp de capacidade instalada. Com capacidade de geração de 1,9 GWh/ano

24

25 R$ 569,7 milhões R$ 367,1 milhões 60% de payout R$ 1,1 bilhão 2 R$ 1,3 bilhão Dívida de R$ 864 milhões na Holding (otimização fiscal) 2,0x Div. Líq/EBITDA 1) Excluindo efeitos não recorrentes: Atualização do ativo financeiro indenizável (VNR), Provisão ressarcimento do encargo hídrico, venda Pantanal Energética, ressarcimento do seguro de Pecém; 2) Com PDD e contingências;

26 % % 150% 130% 110% 90% 70% % 25% 50% 30% 50 10% % Em 2014 e 2015, a Companhia aplicou a política do Novo Mercado da B3: pagamento mínimo de 25% do lucro líquido, devido aos impacto macro econômico, as condições climáticas e ajustes do quadro regulatório (MP 579) e efeitos não caixa no resultado ,41 0,64 0,54 0, Net Atualização Income do Ativo Financeiro Indenizável (VNR) Sale Venda of Pantanal Energética Update Lucro Líquido of the indemnifying financial asset (VNR) Provision Ressarcimento for reimbursement do Seguro UTE of water Pecémcharges Reimbursement Provisão ressarcimento of Pecém encargo TPP Insurance hídrico

27 Benchmarking interno de quantidades e preços entre áreas (excluindo outliers) Vínculo eficaz entre o plano estratégico, orçamento e o acompanhamento Iniciativas de redução de custos concebidas em reuniões de desafio orçamentário Foco nas principais alavancas da Distribuição: Gestão de Equipes de Campo Gestão do BackOffice Canais de Atendimento Combate à inadimplência Strategic Sourcing (MSO) Produtividade de Pessoal (Macroprocessos Transversais) Rateio de Custos (PMSO, Funções Transversais)

28 Pessoal Personal Material, Serviços e Outros Material, Third-party Services and Others ) PMSO sem PDD e contingências; 2) PMSO atualizado pela inflação; 3) Desconsidera Jari, Cachoeira, Pecém, APS e Pantanal

29 3% 6% 16% 8% 34% 35% 20% 14% 37% 30% Hydro Geração Generation Hídrica Termal Geração Generation Térmica Distribution Distribuição Transmission Transmissão Commercialization Comercialização SolarPhotovoltaic

30 12,9% 13,1% 13,5% 13,7% 14,5% 14,1% 13,5% 12,3% 3,4 3,2 3,4 11,1% 3,3 3,0 2,8 2,8 2,7 2,8 1,7 1,4 1,3 1,2 1,5 1,8 1,7 1,9 2,0 dez/15 mar/16 jun/16 set/16 dez/16 mar/17 jun/17 set/17 dez/17 Average Prazo Médio Term Net DL/EBITDA Debt/EBITDA 12m 12m Pre-tax Custo Médio Average Cost 24% 21% 30,0% 25,0% EDP SP EDP ES ENERPEIXE LAJEADO EDP PCH 14% 20,0% 15,0% Abr/17 Jul/ ,0% Nov/ ,0% Dez/ dez/15 dez/16 dez/17 0,0%

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