Apresentação APIMEC Agosto de 2011

Apresentação APIMEC Agosto de 2011

Disclaimer 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

EDP Energias do Brasil Overview 3

Compromisso da EDP com o Brasil Empresa Investimento em Aquisição da Lajeado Iven (Escelsa e Enersul) Aquisição da Bandeirante Aquisição da Peixe Angical (parceria com Furnas) IPO da EDP Energias do Brasil na BOVESPA Investimento em Energia Eólica Permuta de Ativos (Enersul por Lajeado) Leilão A-5 da termoelétrica de Pecém Oferta Secundária de Ações Aquisição Jari Macro Crise Asiática Crise Russa Desvalorização do Real Racionamento de Energia no Brasil Bolha da Internet Crise Argentina Crise dos Novo Modelo Crise de Mercados do Setor Crédito na Emergentes Investment Grade Energético Europa da Moody s Brasileiro Crise Eleição do Lula Crise Subprime Econômica 1º mandato Global 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 EMBI Brazil (JP Morgan) 4

Setor de Energia Elétrica no Brasil Consumo de Energia Elétrica Mercado Total (TWh) Consumo de Energia Elétrica Mercado Livre (TWh) 321 335 348 378 393 388 419 70 70 86 93 102 93 113 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Fonte: CCEE e ANEEL Capacidade Instalada (1) Capacidade Instalada por Fonte de Geração (1) (GW) CAGR: 89-99: 2,7% 99-09: 4,3% 09-19: 4,9% 167 (MW) 2010 = 107,7 GW (2) 2019e = 167,1 GW (2) 104 108 78% 74% 52 68 1% 4% 1989 1999 2009 2010 2019E Fonte: EPE Notas: (1) Capacidade do Sistema Interligado Nacional (2) Números sujeitos a mudanças 5 19% 20% 2% 2% Hidro Térmica Eólica Nuclear

EDP Energias do Brasil em Destaque Geração Distribuição Comercialização Consolidado Concessões de Geração Hídrica em Operações 1.790,1 MW Concessões com Prazos até: 2025-2036 Sto Antônio do Jari 373 MW Início da Construção: 3T11 Concessão: 2044 Receita Líquida 2T11¹ (R$ milhões) EBITDA Ajustado 2T11¹ (R$ milhões) Participação no EBITDA 2T11¹ 265 995 216 1.341 199 218 11 415 47% 51% 2% 100% Porto Pecém 360 MW Em Construção 5ª maior geradora privada em capacidade instalada 4ª maior distribuidora privada do setor elétrico brasileiro em energia vendida 3ª maior comercializadora privada do setor elétrico brasileiro em energia comercializada Cultura de Parcerias: EDP Renováveis MPX Furnas Eletrobras Elevados padrões de sustentabilidade (ISE, GRI) Notas: (1) Valores em Reais e percentuais não consideram as eliminações intra-grupo. CENAEEL 6.3 MW Concession: 2032 Elebras 31.5 MW Starting Operations 6 Geração Hídrica Geração Térmica Geração Eólica Distribuição Escelsa 11 estado em relação ao PIB: 2,3% do total nacional 1,2 MM clientes in 41.2 K km² Concessão: 2025 Bandeirante SP 1 em relação ao PIB: ~33% do total nacional 1,5MM clientes in 9.6 K Km 2 Concessão: 2028

Execução dos Compromissos do IPO Compromissos Conquistas Operacionais Conquistas Financeiras 1 Expandir o portfólio de Ativos de geração (2004 vs Junho 2011) 1 Capacidade instalada (MW) 1.828 +245% 530 (2004 vs U12M Junho 2011) 5.336 Receita Líquida +44% (R$MM) 3.703 2 Melhorar a eficiência operacional 2 2004 Atual Produtividade de distribuição (MWh/empregado) 6.723 +79% 12.045 EBITDA (R$MM) 2004 Atual +107% 1.607 775 3 Desenvolver a comercialização 3 2004 Atual Energia comercializada nos últimos 12 meses (GWh) +92% 4.849 9.358 2004 Atual Margem EBITDA (%) +1000 bps 31% 21% 2004 Atual 4 Consolidar a posição no setor de energia elétrica no Brasil 2004 Atual 4 Ranking entre as empresas privadas Comercialização Distribuição de energia elétrica 3 º 4 º Lucro Líquido (R$MM) 107 +451% 590 Capacidade Instalada 5 º 2004 Atual 7

Tese de Investimento 8

Por quê EDP Energias do Brasil? Portfólio Integrado de Ativos de Alta Qualidade Crescimento Consistente de Dividendos PPAs e Concessões de Longo Prazo, Protegidos contra Inflação Solidez Financeira Desempenho Operacional Crescente Crescimento em Geração com Disciplina de Capital 9

Portfólio Integrado de Ativos de Alta Qualidade Portfólio Equilibrado Fatores de Diversificação de Riscos (EBITDA 2T11) Distribuição Geração Distribuição 51% 47% Geração Tarifas Reguladas Contínuo Crescimento orgânico Geração sólida de fluxo de caixa livre PPAs de longo prazo indexados à inflação Diversificação de fontes com o início de Pecém Comercialização 2% Diversificação geográfica: Escelsa: região de alto crescimento Bandeirante: base industrial diversificada Concessões de longo prazo Potencial de novos projetos Qualidade de serviço Forte base de clientes Sinergias Operacionais e Financeiras Geração Dividendos e Investimentos de Equity (R$ Milhões) 2009 2010 473 178 490 182 Outros Escelsa 296 (1) Outros Escelsa 353 (1) Comercialização Distribuição Bandeirante Bandeirante Estratégia de Retenção de Clientes Dividendos Recebidos Aportes de Equity em Geração Dividendos Pagos Dividendos Recebidos Aportes de Equity em Geração Dividendos Pagos Notas: (1) Diferença se refere a despesas operacionais, impostos e variação de caixa na controladora

PPAs e Concessões de Longo Prazo com Proteção contra a Inflação Modernas Usinas de Geração Concessões de Longo Prazo Idade média das Usinas Datas de vencimento das concessões 6-10 Years Escelsa Distribuidora (1) Jul 2025 60% Bandeirante Distribuidora (1) Oct 2028 Baixos Custos e Investimentos UHE Mascarenhas (IC: 180,5MW) Jul 2025 23% 0-5 Years 2% 15% 50+ Years 11-50 Years UHE Suiça (IC: 34.5 MW) PCH Rio Bonito (IC: 22.5 MW) PCH Mimoso (IC: 29.5 MW) Jul 2025 Jul 2025 Dec 2027 PCH São João (IC: 25 MW) May 2029 Cobertura de Contrato e Proteção contra a Inflação PCH Paraíso I (IC: 21,6 MW) Dec 2029 Energia Contratada (MW médios) PCH Costa Rica (IC: 16 MW) Nov 2031 905 217 1132 1093 1089 443 418 418 1228 569 957 907 569 551 Preço Médio de R$125/MWh (1) 577 PCH Francisco Gros (IC: 29 MW) EOL Tramandaí (IC: 70 MW) UHE Lajeado (IC: 902,5 MW) Nov 2031 Aug 2032 Jan 2033 221 689 689 676 672 659 233 183 388 356 356 221 171 12 12 2011 2012 2013 2014 2015 2020 2025 2030 2035 2040 UHE Peixe Angical (IC: 452 MW) UTE Porto do Pecém (IC: 360 MW) UHE Sto Antônio do Jari (IC: 373 MW) Nov 2036 Jul 2043 Dec 2044 Indexado ao IGP-M Indexado ao IPCA Notes: (1) Primeiro Período de concessão sujeito à renovação Notes: (1) Média das UHEs. Não inclui Jari 11

Desempenho Operacional Crescente Evolução de Despesas Operacionais (1) Perdas Técnicas e Comerciais (R$ Milhões) 07-10 Opex CAGR: (7.9%) 07-10 IPCA CAGR: +5.1% (em %) 45,9% 952 37,8% 827 33,3% 32,4% 31,8% 32,1% 746 743 10,4% 11,2% 11,1% 10,7% 15,6% 6,8% 14,0% 13,6% 5,7% 5,4% 13,3% 378 414 6,0% 5,6% 5,2% 5,2% 5,5% 5,5% 8,8% 8,3% 8,2% 2007 2008 2009 2010 6M10 6M11 Geração Distribuição Outros % Despesas Gerenciáveis sobre Margem Bruta Band 2009 Band 2010 Band 2T11 Escelsa 2009 Escelsa 2010 Técnicas Comerciais Meta ANEEL Escelsa 2T11 Maior Crescimento de Margem EBITDA Reportada (Aumento em pontos percentuais, 2007-2010) 1 º. 5,9% 2,2% 2,7% 2,2% 3,1% 0,2% 0,4% (4,4%) (7,7%) Média (2,2%) (1,3%) (4,7%) (16,0%) (14,8%) ED P B R Integrada 1 Integrada 2 Integrada 3 Integrada 4 Gerado ra 1 Gerado ra 2 Gerado ra 3 Gerado ra 4 D istrib.1 D istrib.2 D istrib.3 D istrib.4 Fonte: Relatórios das companhias Notas: (1) Despesas operacionais incluem despesas com pessoal, materiais, serviços terceirizados e outros, sem depreciação e amortização. Considera efeito do IFRS a partir de 2009. 12

Crescimento em Geração com Disciplina de Capital Capacidade Instalada (MW) Energia Vendida por Usinas de Geração (GWh) 4.758 5.568 6.411 7.985 8.309 2.352 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Destaques de Pecém Usina termoelétrica a carvão Capacidade instalada: 720 MW 92,9% construída no 2T11 Lance vencedor no leilão A-5 em 2007 Obrigação de entregar energia em janeiro de 2012 Notas: (1) 50% de participação na EDP Energias do Brasil (2) Considerando expansão de capacidade de 73,4MW Preço fixado em R$125,95 (outubro 2007), prazo de 15 anos Financiamento pelo BNDES e BID 75% Dívida / 25% Capital Próprio Project Finance ganhou prêmio de melhor transação de energia do ano (Euromoney 2009) 13

Solidez Financeira Perfil da Dívida Composição da Dívida Bruta (2T11) Dívida Bruta (2T11): R$3,3 Bn IGP-M 1,1% Renda Fixa 17,7% 48,3% TJLP CDI 32,9% Exposição a CDI (%) 33% ENBR 55% (2) Média de Empresas Integradas Aumentando Prazo e Reduzindo Custo da Dívida Vencimento Médio (Anos) e Custo da Dívida 12,0% 12,4% 12,2% 11,9% 11,4% 10,0% 9,8% 8,9% 8,8% 9,1% 5,1 5,3 3,8 4,3 3,0 2007 2008 2009 2010 Jun-11 Vencimento Médio em Anos Custo da Dívida (%) Selic Média (%) Melhora Consistente nos Níveis de Alavancagem (1) Dívida Líquida / EBITDA U12M (x) Dívida Líquida (2T11): R$ 2,5Bn EBITDA LTM / Despesas Líquidas com Juros U12M 1,7x 1,8x 1,4x 1,5x 1,4x 1,5x 3,7x 4,2x 5,8x 6,8x 7,1x 7,1x 2007 2008 2009 2010 Mar-11 Jun-11 2007 2008 2009 2010 Mar-11 Jun-11 Notas: (1) Inclui principal + juros + resultado de hedge (2) Inclui CPFL, Light, Cemig e Copel 14

Crescimento Consistente de Dividendos Desde o IPO (julho 2005): Investimentos de R$ 5,1 bilhões R$1,4 bilhão em dividendos pagos Mantida capacidade para endividamento (atualmente em 1,5x Dív.Líq. / EBITDA) Mais de 50% do preço do IPO retornado em dividendos CAGR de Dividendos por Ação no Setor de Energia 2005-2010 19,0% 15,0% 10,0% 7,0% 3,0% (1,0%) (1,0%) (5,0%) EDP BR Integrada 1 Geradora 1 Integrada 2 Dist rib.1 Integrada 3 Distrib.2 Geradora 2 Dividendos por Ação (R$ / Ação) Dividendos Totais (R$ Milhões) Mínimo Payout de 50% 0,92 1,03 1,27 1,66 1,87 2,22 151 170 207 237 296 353 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Fonte: Empresa Retorno Total ao Acionista de 177% desde o IPO (R$38,71 no fim de 2010) 15

Destaques Financeiros 16

Destaques Financeiros ENBR Consolidado Receita Líquida (1) (R$ Milhões) 4.622 66% 15% 19% +9% Custos Gerenciáveis e Despesas Operacionais/Margem Bruta (R$ Milhões) 5.034 68% 13% 18% 2009 2010 2.425 70% 6M10 Geração Distribuição Comercialização +12% 2.726 67% 13% 15% 17% 18% 6M11 EBITDA e Margem EBITDA (1) (R$ Milhões) 33,0% 1.524 1.523 52% 2% 1% 46% 2009 2010 Lucro Líquido (1) (R$ Milhões) 33,5% 30,2% 32,1% 53% 46% 812 58% 3% 3% 39% 6M10 Geração Distribuição Comercialização 875 55% 42% 6M11 33,3% 32,4% 746 743 84% 82% 3% 16% 15% 2% 31,8% 32,1% 378 414 84% 85% 2% 14% 13% 3% 696-16% 583 49% 54% 2% 48% 44% 3% 309 68% 4% 4% 28% 317 55% 41% 2009 2010 6M10 6M11 2009 2010 6M10 6M11 Geração Distribuição Comercialização Geração Distribuição Comercialização Notas: (1) Percentuais dos segmentos não incluem eliminação intra-grupo. Valores totais pós-eliminação 17

Destaques Financeiros ENBR Consolidado Investimentos Realizados (R$ 000) Dívida Bruta (R$ Milhões) 2009 2010 6M10 6M11 Distribuição 368.996 419.034 124.768 145.621 Geração 409.307 622.610 170.454 136.627 3.386 3.251 Energest 67.348 60.788 11.402 15.049 3.193 Pecém 266.753 504.777 126.048 118.905 Outros 75.206 57.045 33.004 2.673 2.838 Outros 7.471 13.013 8.449 906 2009 2010 6M10 6M11 Total 785.774 1.054.657 303.671 283.154 Projeção de Investimentos Projetos em Andamento Dívida Líquida (R$ Bilhões) 1,1 1,1 (R$ Milhões) 2.496 30% 0,8 0,8 40% 47% 24% 26% 12% 27% 19% 29% 34% 48% 42% 18% 2009 2010 2011(e) 2012 (e) 4% 2.260 2.091 2009 2010 2.211 6M10 6M11 Pecém 19% Jari 12% Outros 34% Distribuição 18