3 a. 4 o. 6 o 51% 49% EDP Energias de Portugal. Free Float. Energias do Brasil. Comercializadora privada (volume de energia) 9% de market share

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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 Geração EDP Energias de Portugal Free Float 51% 49% Energias do Brasil 16% do EBITDA do Grupo 1 3 a Comercializadora privada (volume de energia) 9% de market share (1, 2) 4 o 6 o Maior grupo de geração privado (capacidade instalada) (1,3) 2,2 GW de capacidade instalada e 1,4 GW médios de energia assegurada 1,5 GW em construção (participação proporcional: 635 MW) Concessões e PPAs de longo prazo Parceria com companhias locais e estrangeiras Grupo de distribuição privado (energia distribuída) (4) 3,1 milhões de clientes atendidos por meio de duas empresas de distribuição (1) Em 2013; (2) Fonte: CCEE; (3) Fonte: Aneel. (4) Em Fonte: Companhias. 3

4 Geração (1) Distribuição (1) Presente em 10 estados UHE: 76%, PCH: 6%, UTE: 16% e EOL: 2% Energest 67 MW Sto. Antônio do Jari 373 MW (50%) São Manoel 700 MW (33,3%) Cachoeira Caldeirão 219 MW (50%) Pecém I 720 MW (50%) Energest 329 MW Aventura 116 MW (45%) Baixa do Feijão 120 MW (45%) Lajeado 903 MW (73%) Enerpeixe 499 MW (60%) EDP Bandeirante 28 cidades no estado de São Paulo 1,7 milhões de clientes Concessão até 2028 EDP Escelsa 70 cidades no estado do Espírito Santo 1,4 milhões de clientes Concessão até 2025 Hidrelétrica Eólica Térmica (1) CENAEEL 14 MW (45%) Elebrás 70 MW (45%) Em operação Em construção/comprometida 4

5 Investimento em Lajeado Aquisição da Bandeirante Aquisição da Iven (Escelsa e Enersul) Aquisição de Peixe Angical (Parceria com Furnas) Investimento em Geração de Energia Eólica Swap de ativos (Enersul por Lajeado) Oferta de Follow on Início operação UHE Jari UG I e UG II Venda 50% UHE Jari e UHE Cachoeira Caldeirão para CTG Leilão A-5 (UHE São Manoel) Início Operação UTE Pecém I (unid. II) Parceria com a CTG IPO da EDP Energias do Brasil na BM&FBOVESPA Leilão A-5 (UTE Pecém I) Oferta de Follow on Aquisição da UHE Jari ENBR3 integra Índice Ibovespa Leilão A-5 (Cachoeira Caldeirão) Inicio operação UTE Pecém I (unid. I) Crise na Rússia Crise dos Mercados Emergentes Venda da Evrecy Crise na Ásia Desvalorização do Real 1º mandato do Presidente Lula Racionamento de Energia Novo Modelo do Setor de Energia Elétrica Crise Subprime Investment Grade Crise de Crédito na Europa Reeleição da presidente Dilma Rousseff Bolha da Internet Crise na Argentina Crise Econômica Mundial Companhia Macro EMBI Brazil (JP Morgan) 5

6 1 Cenário Energético ) Cenário Energético : Hidrologia desfavorável e baixo nível dos reservatórios; GSF médio de 84,5% 3 ; PLD médio de R$ 677/MWh 1 ; Aportes da Conta-ACR/CDE para as distribuidoras 2 : R$ 273,8 milhões no 3T14 e R$ 864,6 milhões nos 9M14; Reajuste tarifário da EDP Escelsa em agosto/2014 (26,54%) e da EDP Bandeirante em outubro/ (22,34%) Central Térmica 4. Prioridades 2014 Custo e Caixa 3. 2) Custo e Caixa Excluindo os efeitos da venda de imóveis no 3T13 (R$ 52,6 milhões), os gastos diminuiriam 15,5%. No acumulado do ano a descida é de 7,4%; Captações de R$ 1,8 bilhões para reforço do fluxo de caixa e investimentos nos 9M14; Divida Liquida/ EBITDA em 1,4x. Cliente 1) Fonte: CCEE. 2) Fonte: Aneel. 3) Fonte: CCEE. Crescimento 3) Crescimento UHE Santo Antônio do Jari: antecipação da entrada em operação comercial da UG I com 3,5 meses de antecedência e UG II com 1,5 mês de antecedência. 98,1% de evolução da obra em Setembro de 2014; UHE Cachoeira Caldeirão: evolução da obra 50,5% em Setembro de 2014; UHE São Manoel: inicio de construção em agosto. 6

7 Central Térmica 5. 1 Cenário Energético 2. Custo e Caixa 4) Cliente Manutenção dos indicadores de qualidade de serviço (DEC e FEC) das duas distribuidoras e abaixo da meta regulatória; Satisfação do cliente acima de 80% nas duas distribuidoras de acordo com o Prêmio ABRADEE (2014) 1 ; Incentivo à melhoria da qualidade (componente q do Fator X): Reajuste tarifário da EDP Bandeirante (Xq: -0,64%) Reajuste tarifário da EDP Escelsa: (Xq: -0,33%) 4. Cliente Prioridades 2014 Crescimento 3. 5) Central Térmica Pecém I Aneel aprova pleito da companhia para suspensão do cálculo dos custos por indisponibilidade em base horária e determina o cálculo com base na média móvel de 60 meses com contabilização de R$ 250 milhões 2 ; Desligamento intempestivo da UG I devido à queima do estator. Reparos em andamento e expectativa de retorno da operação comercial até dezembro/2014; UG II atingiu índice de disponibilidade médio de 88,3% no 3T14. Em outubro 2 atingiu 98% e em setembro 97%. 1) Índice de satisfação da qualidade percebida. 2) 100% do projeto. 7

8 Chuva / Energia Natural Afluente 1 Sudeste (2014 vs. 2013) GW médio GSF (Generation Scalling Factor) 2014 (%) Sistema Interligado Nacional (SIN) 2 96,3% 98,3% 93,8% 98,7% 93,6% 89,1% 86,1% 85,3% 86,5%3 0 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out 82,1% Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Despacho térmico 1 Sistema Interligado Nacional (SIN) (GW médio) PLD (Submercado Sudeste) 2 (R$/MWh) 12,0 15,5 822,8 807,0 709,5 592,5 729,0 776,9 8,0 378,2 412, (média) 2013 (média) 9M14 (média) 1) Fonte: ONS 2) Fonte: CCEE 3)Preliminar Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out 8

9 Distribuição Gastos não gerenciáveis 1 (R$ milhões) EDP Bandeirante Energia comprada para revenda Aportes Conta-ACR/CDE Energia comprada líquida dos aportes 73,4 438,8 365,5 3T ,9 277,1 9M ,8 Geração Gastos não gerenciáveis (R$ milhões) GSF EDP Energias do Brasil Distribuição Gastos não gerenciáveis (R$ milhões) EDP Escelsa 375,5 200,5 3T14 175, ,8 587,4 9M14 875,4 319,5 198,6 57,0 63,9 1T14 2T14 3T14 9M14 1) Considera energia comprada para revenda em moeda nacional. Não considera Itaipu e encargos. 9

10 Tarifa média de cobertura (R$) EDP Bandeirante EDP Escelsa PLD T14 2T14 Jul Ago Set Out EBITDA Ajuste de ativos e passivos regulatórios 9M14 (R$ mil) EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição EBITDA (IFRS) Variação de Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios EBITDA + Saldo de Ativos e Passivos Regulatórios PMSO Consolidado (R$ milhões) 1 EDP Bandeirante +0,1% 298,6 103,5 +5,6% 109,4 9,2 +1,5% 9,4 97,5 +6,2% 103,6 36,1-19,8% 29,0 52,2-8,7% 47,7 9M13 298,9 9M14 Outros Provisões Serv. Terceiros Material Pessoal 1) Outros: Não considera a venda do COC da EDP Escelsa no 3T13 no valor de R$ 52,6 milhões EDP Escelsa -16,8% 290,0 241,3 92,7-6,5% 8,3 86,7 +0,8% 101,7 8,4-2,3% 99,3 56,6-57,9% 23,8 30,7-25,0% 23,1 9M13 9M14 Outros Provisões Serv. Terceiros Material Pessoal 10

11 PMSO Consolidado (R$ milhões) 3T14 vs. 3T13-15,9% 52,6 260,4-9,5-0,9 +5,9% 1,0-17,8-13,1 207,8 220,1 PMSO 3T13 Venda de Imoveis PMSO 3T13 ajustado Pessoal Material Terceiros Provisões Outros PMSO 3T14 PMSO Consolidado (R$ milhões) 9M14 vs. 9M13 1-7,4% 764,1 707,6 PMSO por unidade de negócio (R$ milhões) 9M14 vs. 9M13-8,3% 9M13 9M14 262,6 +2,0% 268,0 22,4-2,9% 21,7 276,8-1,8% 271,9 95,5-52,5% 45,3 106,8-5,7% 100,7 9M13 9M14 Outros Provisões Serv. Terceiros Material Pessoal 1) Outros: Não considera a venda do COC da EDP Escelsa no 3T13 no valor de R$ 52,6 milhões 588,6 540,2 +1,0% -8,6% 82,1 83,0 12,4 11,4 Distribuição Geração Comercialização 11

12 Endividamento: dez/2013 vs. set/ Dívida líquida Disponibilidades Dívida bruta ,5% ,2% ,0% Dívida Líquida/EBITDA Dívida Líquida 1,5x 1,3x 1,4x Div. Líq./EBITDA 1,4x 1,2x dez/13 set/14 set/13 dez/13 mar/14 jun/14 set/14 Refinanciamento/capital de giro 2014 (YTD) Empresa Fonte Data Vencimento Custo Comparativo* R$ milhões Custo Efetivo Holding Debêntures fev/14 ago/15 CDI +0,72% 300,0 CDI + 0,72% EDP Bandeirante Crédito Rural fev/14 jul/15 CDI +0,12% 98,6 101,15% do CDI EDP Bandeirante Debêntures abr/14 abr/19 CDI +1,39% 300,0 CDI + 1,39% EDP Escelsa Crédito Rural fev/14 jul/15 CDI +0,12% 110,6 101,15% do CDI EDP Escelsa Cédula Cambiária mai/14 mai/18 CDI -0,49% 200,0 85% do CDI + 1,0625% EDP Escelsa Debêntures ago/14 ago/20 CDI +1,50% 176,8 CDI + 1,50% Total Custo CDI+ com data base em 30/09/ ) Não considera o endividamento das UHEs Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão, São Manoel e da UTE Pecém I (critério de consolidação). 12

13 Evolução da capacidade instalada 1 (MW) 2, , , UG I UHE Santo Antônio do Jari (50%) 3T14 Projetos hídricos em construção e comprometidos UG II e UG III HPP Santo Antônio do Jari (50%) 2015 EOL Baixa do Feijão (45%) 2016 UHE Cachoeira UHE São Caldeirão (50%) Manoel (33,3%) EOL Aventura (45%) UHE Particiapação da EDP Brasil (1) Capacidade (100%) (MW) Energia contratada (MW Médios) Capex(e) (R$bi) Dív/Equity Início da operação comercial Stº Antônio do Jari 50% ,7 1,1 67%/33% Jan,2015 Cachoeira Caldeirão 50% ,7 1,2 52%/48% Jan,2017 São Manoel 33% ,5 2,7 68%/32% Mai,2018 (1) Critério de consolidação proporcional 13

14 UHE Santo Antônio do Jari 1 373,4 MW 217,7 MW médios Entrada em operação comercial UG I: Início de fornecimento ao SIN em 26/ago/2014 (teste); DCO 2 em 17/set/2014; Antecipação de 3,5 meses; Entrada em operação comercial UG II: Início de fornecimento ao SIN em 31/out/2014 (teste); DCO 2 em 14/nov/2014; Antecipação de 1,5 mês; Capex(e): R$ 1.2 bilhão 93,4% realizado até setembro/2014 1) Considera 100% do empreendimento. 2) Declaração Comercial de Operação.

15 Vista geral da casa de força UG I em operação comercial UG II em operação comercial UG III Descida da Árvore Kaplan

16 Vista geral do vertedouro UHE Cachoeira Caldeirão MW 129,7 MW médios Entrada em operação comercial: jan/2017(e): Atividades em andamento: i) Concretagem das estruturas da Casa de Força, Vertedouro Controlado e da área de montagem; ii) Fabricação dos equipamentos eletromecânicos; ente outras. Financiamentos: Curto prazo: empréstimo-ponte: R$ 648 milhões Longo prazo: em estruturação Capex(e): R$ 1,2 bilhão 38% realizado até setembro/2014 Nota: 1) Considera considera 100% 100% do do empreendimento. 1) Declaração comercial de operação

17 Vista geral da ensecadeira Atividades recentes: UHE São Manoel MW MW médios Início da construção do canteiro central; Início da execução da terraplanagem para a construção da ensecadeira. Atividades anteriores: Assinatura do Contrato de Concessão com 134 dias de antecedência ao período previsto; Obtenção do REIDI com 56 dias de antecedência; Obtenção da DUP3 do canteiro de obras em 83 dias (abaixo da média de 155 dias para o processo de aprovação); Captação de debêntures (empréstimoponte) no valor de R$ 532 milhões. 1) Considera 100% do empreendimento. 17

18 Índice de disponibilidade (%) 1 por unidade geradora 2014 UG I UG II 95% 98% 99% 88% 91% 90% 97% 98% 1 80% 82% 81% 82% 84% 77% 76% 67% 62% 54% Parada da UG I em ago/14 jan fev mar abr mai jun jul ago set out Taxa de falhas (últimos 12 meses) por unidade geradora 2014 UG I UG II jan fev mar abr mai jun jul ago set out Índice de disponibilidade (%) 1 consolidado Taxa de falhas (últimos 12 meses) consolidado % 82% 80% 83% 49% 71% T14 2T14 jul ago set 3T14 1) Considera disponibilidade até 28/10/2014 (sujeito à alterações) jan fev mar abr mai jun jul ago set out 18

19 17,2% 15,5% 13,8% 14,6% 13,2% 11,8% 11,8% 10,4% Evolução do DEC (horas) Perdas não técnicas baixa tensão EDP Bandeirante EDP Bandeirante EDP Escelsa Realizado Meta Aneel 8,08 9,67 9,81 9,61 9,94 7,54 7,41 7,30 20,3% 20,2% 19,9% 18,0% 16,1% 16,1% 15,3% 13,9% 13,1% 4T13 1T14 2T14 3T14 Evolução do FEC (vezes) T Perdas não técnicas baixa tensão EDP Escelsa EDP Bandeirante EDP Escelsa 5,51 5,78 5,55 6,22 5,33 6,10 6,35 5,17 19,6% 18,1% 17,1% 18,4% 15,9% 17,4% 4T13 1T14 2T14 3T14 Incentivo à melhoria da qualidade (componente q do Fator X): 12,1% 10,5% 9,3% 9,3% 7,9% Reajuste tarifário da EDP Bandeirante (Xq: -0,64%) Reajuste tarifário da EDP Escelsa: (Xq: -0,33%) T

20 Maytê Souza Dantas de Albuquerque Marília Barbosa Nogueira Thiago Piffer Anna Luisa Rego Bacellar Rodrigo Tassone Telephone: +55 (11)