Apresentação de Resultados 2T15

1 Apresentação de Resultados 2T15

Aviso importante 2 Este material 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 Tractebel Energia, de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico, nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Tractebel Energia. 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 Tractebel Energia, 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 e outros fatores. Em razão desses fatores, os resultados reais da Tractebel Energia 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 Tractebel Energia 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 Tractebel Energia. 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 Destaques, Controle Acionário, Market Share, Ativos e Vendas

Destaques 4 Principais indicadores financeiros e operacionais: (valores em R$ milhões) 2T15 2T14 Var. 6M15 6M14 Var. Receita Líquida de Vendas (RLV) 544,9 364,8 13,2% 162,8 007,8 5,2% Resultado do Serviço (EBIT) 437,0 152,5 186,6% 080,1 698,9 54,5% EBITDA (1) 586,0 301,5 94,4% 375,8 995,6 38,2% EBITDA / RLV - (%) (1) 37,9 22,1 15,8 p.p. 43,5 33,1 10,4 p.p. Lucro Líquido 209,3 73,7 183,8% 554,0 363,0 52,6% Dívida Líquida (2) 079,1 409,0-13,7% 079,1 409,0-13,7% Produção de Energia Elétrica (MW médios) (3) 279 104-16,2% 122 413-5,4% Energia Vendida (MW médios) 086 158-1,7% 165 191-0,6% Preço Líquido Médio de Venda (R$/MWh) (4) 170,1 148,2 14,8% 168,7 146,4 15,3% Número de Empregados 174 125 4,4% 174 125 4,4% Notas: 1 EBITDA representa: lucro líquido + imposto de renda e contribuição social + despesas financeiras, líquidas + depreciação e amortização. 2 Valor ajustado, líquido de ganhos de operações de hedge. 3 Produção total bruta das usinas operadas pela Tractebel Energia. 4 Líquido de exportações e impostos sobre a venda.

Destaques (continuação) 5 A GDF SUEZ passou a adotar a marca corporativa ENGIE, uma resposta à transição energética que se acelera e às mudanças no setor elétrico mundial. A Aneel autorizou a entrada em operação comercial do turbogerador 5 da Usina Termelétrica Ferrari, elevando em 15 MW a capacidade instalada da Companhia. A Tractebel passou a fazer parte do índice Euronext-Vigeo EM 70, que engloba empresas que possuem o mais alto desempenho em responsabilidade corporativa em países em desenvolvimento. O Ibama emitiu a Licença de Instalação para a UTE Pampa Sul.

Destaques (continuação) eventos subsequentes 6 A Apine, da qual a Tractebel Energia faz parte, obteve decisão liminar relativo ao GSF que determinou à Aneel que até o trânsito em julgado da presente ação, abstenha-se de proceder ao ajuste do MRE, em relação às associadas da Apine ora substituídas, caso haja geração total do MRE em montante inferior à garantia física desse mesmo conjunto. Ainda com relação ao GSF, a audiência pública realizada pela Aneel foi encerrada e uma solução está prevista para os próximos meses. Aprovada pelo CA a distribuição de dividendos intercalares no valor de R$ 311,3 milhões (R$ 0,4769 por ação). O montante corresponde a 55% do lucro líquido ajustado do 1S1

Controle acionário da Tractebel Energia 7 99,12% ENGIE SA Energy International 99,99% Energy Latin America Participações Ltda. 40,00% 68,71% 91,55% 99,99% 48,75% 99,99% 99,99% 99,99% Energy Brasil 99,99% Companhia Energética Estreito Pampa Sul Miroel Wolowski Tractebel Energias Complementares Lages Bioenergética Tractebel Comercializadora 40,07% 99,99% 99,99% 99,99% 99,99% 99,99% Tupan Areia Branca Beberibe Ferrari 95,00% 99,99% 99,99% 99,99% 99,99% Campo Largo Ibitiúva Bioenergética Hidropower Pedra do Sal Energias Eólicas do Nordeste Santa Mônica Estrutura simplificada

Portfólio balanceado de ativos, com localização estratégica 8 Capacidade instalada própria de 7.044,3 MW em 28 usinas operadas pela Companhia em um portfólio balanceado 1 28 usinas Capacidade Instalada Própria em Operação Nota: ¹ A ENGIE detém 40,0% da UHE Jirau, sendo prevista a transferência dessa participação para a Tractebel Energia. 7.044 Legenda Hidrelétrica Termelétrica Complementar Em Construção 431 472 094 188 890 918 918 918 918 908 909 965 7.027 16% 5% 846 036 79% 719 719 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Hidrelétricas Complementares Termelétricas

Liderança entre os geradores privados de energia 9 A Tractebel Energia é a maior geradora privada do setor elétrico brasileiro Setor Privado Capacidade Instalada 1 (GW) Brasil Capacidade Instalada Existente 2,3 9,3 2,3 4 7,0 3,3 2,7 2,9 2,2 2,3 0,2 4 0,6 4 2,5 4 1,9 3,1 0,8 4 2,7 0,5 2,3 2,2 4 1,5 1,4 1,4 Tractebel CPFL AES Tietê EDP Duke Energy Enel Neoenergia Eneva Fonte: Aneel, websites das empresas e estudos internos. Notas: ¹ Aparentes erros de soma são efeitos de arredondamento das parcelas. 2 Valor correspondente ao SIN - Sistema Interligado Nacional. 3 Inclui somente a parcela nacional de Itaipu. 4 Capacidade instalada em construção com base em informações da Aneel, ONS e estudo interno. Para a Tractebel, foram consideradas as usinas em construção conforme slide 38 desta apresentação. e está bem posicionada para capturar oportunidades de negócio. 3,9 Tractebel 5,6% AES Duke Tietê Energy CPFL Copel 2,1% 1,7% 2,5% 3,8% Petrobras 5,2% CESP 5,3% Itaipu 5,5% Cemig 6,2% Outros 34,2% Eletrobrás 27,9%

Portfólio balanceado entre distribuidoras, clientes livres e comercializadoras 10 Energia Contratada por Tipo de Cliente 1 Pioneirismo no atendimento sistemático ao mercado livre 34% 38% 46% 50% 50% 11% 9% 6% 3% 5% 55% 53% 48% 47% 45% Flexibilidade (preços, prazos e condições) Contratos de oportunidade (compra/venda) Maximiza a eficiência do portfólio Estruturação de produtos 2012 2013 2014 2015E 2016E Distribuidoras Comercializadoras Clientes Livres Maior mercado consumidor Contratos regulados e livres Maior previsibilidade do fluxo de caixa de longo prazo visando a minimizar riscos e maximizar a eficiência do portfólio de clientes. Nota: ¹ Os valores foram reclassificados. A Companhia, a partir do 3T12, passou a apresentar as vendas para comercializadoras que destinam a energia comprada exclusivamente para as suas unidades produtoras como vendas para consumidores livres, e não mais como para comercializadoras.

Diversificação também no portfólio de clientes livres 11 A diversificação dos setores dos clientes livres, somada a um rigoroso processo de análise de crédito, traduz-se em um nível zero de inadimplência. Volume total de venda para clientes livres para 2015: 071 MW médios 15,2% 11,4% 12,3% 8,5% 8,2% 8,0% 6,5% 6,3% 5,9% 4,5% 3,9% 3,3% 3,2% 2,8% Fonte: Estudo interno da Tractebel Energia baseado em classificação do IBGE.

12 Mercado de Energia no Brasil

Revisão da demanda proporciona melhoria no balanço de curto prazo, porém fundamentos do setor indicam preços crescentes no longo prazo 13 A redistribuição de renda, o aumento da participação de termelétricas na matriz energética e do despacho termelétrico, o atraso na implantação de projetos, a preferência pela construção de hidrelétricas a fio d água e a adoção de procedimentos de aversão a risco como a mudança de cálculo do PLD vêm pressionando os preços futuros de energia, que deverão permanecer em elevação, apesar da momentânea retração do consumo. Mercado de Energia Distribuição da Oferta por Fonte Diferença entre Oferta e Demanda (MW med) 10.000 8.000 000 000 000 0-000 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15E 16E 17E 18E 19E Oferta - Demanda (líquido) (GW med) 85 80 75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 1415E 16E 17E 18E 19E Energia de Reserva Termelétricas Pequenas Usinas Hidrelétricas Demanda Oficial PLD Médio Submercado SE 800 700 600 500 400 300 200 100 0 (R$/MWh) Fonte: Estudo interno da Tractebel Energia baseado no Plano Mensal de Operação (PMO) de julho de 201 Fonte: Estudo interno com base em informações da Aneel e do ONS.

14 Estratégia de Comercialização

Estratégia de comercialização gradativa de disponibilidade futura 15 Com o passar do tempo e consequente maior previsibilidade do mercado, a Companhia refina a disponibilidade que permanecerá descontratada nos anos seguintes. Energia descontratada da Tractebel Energia 1 (MW médio) 2,8% 123 398 403 8,9% 10,1% 796 19,8% 211 27,3% 615 38,3% Tractebel: Energia descontratada em relação à disponibilidade de um dado ano 31/12/2011 31/12/2012 31/12/2013 31/12/2014 13% 12% 2% 2% 28% 26% 12% 9% 42% 40% 27% 12% 52% 50% 42% 22% 57% 56% 51% 28% 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Nota: ¹ Percentual dos recursos totais. 2015 2016 2017 2018 2019

Balanço de energia 16 Posição em 30/06/2015 (em MW médio) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Recursos Próprios 529 524 549 561 017 006 Preço Bruto Data de Preço Bruto Corrigido + Compras para Revenda 812 936 455 465 420 210 no Leilão Referência p/ 30/06/2015 = Recursos Totais (A) 341 460 004 026 437 216 (R$/MWh) (R$/MWh) Vendas Leilões do Governo* 819 676 323 323 710 557 2005-EE-2008-08 143 - - - - - 81,6 abr-05 134,8 2005-EE-2009-08 353 353 - - - - 94,0 out-05 151,4 2005-EN-2010-30 200 200 200 200 200 200 115,1 dez-05 184,7 2006-EN-2009-30 493 493 493 493 493 493 128,4 jun-06 203,4 2006-EN-2011-30 148 148 148 148 148 148 135,0 nov-06 211,0 2007-EN-2012-30 256 256 256 256 256 256 126,6 jun-07 190,8 2014-EE-2014-06 150 150 150 150 150-270,7 mai-14 292,8 Proinfa 44 44 44 44 44 44 147,8 jun-04 276,7 1º Leilão de Reserva 14 14 14 14 14 14 158,1 ago-08 230,5 Mix de leilões (Energia Nova / Reserva / GD) 18 18 18 18 17 14 - - 212,3 2014-EN-2019-25 - - - - 295 295 202,0 nov-14 202,0 2014-EN-2019-25 - - - - 10 10 202,0 nov-14 202,0 2014-EN-2019-20 - - - - 83 83 135,5 nov-14 135,5 + Vendas Bilaterais 399 386 278 907 516 044 = Vendas Totais (B) 218 062 601 230 226 601 Saldo (A - B) 123 398 403 796 211 615 Preço médio de venda (R$/MWh) (líquido) *1 : 171,1 160,4 157,3 Preço médio de compra (R$/MWh) (líquido) *2 : 206,2 181,1 187,8 * XXXX-YY-WWWW-ZZ, onde: XXXX -> ano de realização do leilão YY -> EE = energia existente ou EN = energia nova WWWW -> ano de início de fornecimento ZZ -> duração do fornecimento (em anos) *1: Preço de venda líquido de ICMS e impostos sobre a receita (PIS/Cofins, P&D), referido a 30/06/15, ou seja, não considera a inflação futura. *2: Preço de aquisição líquido, considerando os benefícios de crédito do PIS/Cofins, referido a 30/06/15, ou seja, não considera a inflação futura. Notas: - O balanço está referenciado ao centro de gravidade. - Os preços médios são meramente estimativos, elaborados com base em revisões do planejamento financeiro, não captando a variação das quantidades contratadas, que são atualizadas trimestralmente.

17 Expansão

Projeto hidrelétrico em construção: Jirau atualização do projeto 18 ESBR - estrutura acionária 750 MW, dos quais 40,0% pertencentes à ENGIE 50 unidades x 75 MW cada energia assegurada: 185 MWm 73% da energia contratada por meio de PPAs de 30 anos - indexados pela inflação Saldo de energia disponível será comercializado pelos acionistas Decisão da Aneel aprovou 52 dias de excludente de responsabilidade e sincronização com a linha de transmissão de alta voltagem Decisão judicial emitida em 1ª Instância (reconhecimento de 535 dias de excludente de responsabilidade) Condições do financiamento total do financiamento do BNDES: R$ 9,5 bilhões (inicial de R$ 7,2 bilhões + R$ 2,3 bilhões): taxa de juros: TJLP + spread amortização: 20 anos spread: entre 2,1% e 2,6% 100% da dívida financiada pelo BNDES, dos quais 50% são financiados indiretamente por meio de um sindicato de bancos 20% Portfólio de contratos da ESBR visão em 2016 (MWm) 323 209 20% 108 55 108 Primeiro PPA de 30 anos PPA ENGIE PPA Eletrobrás Eletrosul 20% 40% 383 Segundo PPA de 30 anos PPA Chesf Energia descontratada

Projeto hidrelétrico em construção: Jirau atualização do projeto 19 Status do projeto 32 unidades em operação comercial e mais 2 unidades sincronizadas ao Sistema Interligado Nacional - SIN 2 unidades adicionais em comissionamento e 9 unidades em fase de montagem energia assegurada total atingida com a entrada em operação comercial da 33ª unidade, a ser aprovada nas próximas semanas ao atingir a energia assegurada total, Jirau passa a cumprir plenamente com as obrigações no mercado regulado, independentemente da resolução final acerca do excludente de responsabilidade Jirau é atualmente responsável por 10% da demanda de eletricidade no Sudeste do Brasil (maior mercado consumidor) Opções para criar valor adicional energia assegurada adicional (ex.: revisão das perdas hidráulicas etc.) operação do reservatório em cota constante incentivos fiscais adicionais de longo prazo na região Vista geral da Usina Hidrelétrica Jirau jun/2015 Casa de força da margem direita Vertedouro Vertedouro de troncos Casa de força da margem esquerda 1 a fase Casa de força da margem esquerda 2ª fase

Projeto hidrelétrico em construção: Jirau atualização do projeto 20 Casa de força da margem esquerda 2ª fase vista de jusante (mar/14) Casa de força da margem esquerda 2ª fase vista de jusante (jun/15) Casa de força da margem esquerda (1ª e 2ª fases) vista de jusante (out/14) Casa de força da margem esquerda (1ª e 2ª fases) vista de jusante (jun/15)

Projeto termelétrico em construção: UTE Pampa Sul 21 Após comercializar em Leilão A-5 294,5 MW médios ao valor de R$ 201,98/MWh, pelo prazo de 25 anos, a partir de 1º de janeiro de 2019, a Companhia iniciou a construção da UTE Pampa Sul em Candiota (RS). A Usina utilizará como combustível carvão mineral da jazida também situada em Candiota e será conectada ao Sistema Interligado Nacional (SIN) por meio de uma linha de transmissão já existente. Descrição do projeto UTE Pampa Sul RS Capacidade Instalada: 340,0 MW Capacidade Comercial: 294,5 MWm Investimento (R$mm) 1 : 800 Início da construção: 2015 Início da operação: 2019 EPCista: SDEPCI Receita Fixa Anual (R$mm): ~ 473,3 Licença de Instalação: 19 de junho de 2015 Foto ilustrativa, projeção em 3D do projeto UTE Pampa Sul. Nota: ¹ Valor aproximado.

Projeto eólico em construção: Complexo Eólico Campo Largo 22 Em Leilão A-5, foram comercializados 82,6 MW médios ao valor de R$ 135,47/MWh, pelo prazo de 20 anos, a partir de 1º de janeiro de 2019. Essa capacidade comercial virá de seis parques que somam 178,2 MW de potência. Paralelamente, visando à contratação no mercado livre, serão construídos outros cinco parques, adicionando 148,5 MW (~70 MWm), assim totalizando 326,7 MW (~150 MWm). Total 11 parques Descrição do projeto Foto ilustrativa do projeto CE Campo Largo. CE Campo Largo - BA Capacidade Instalada: 326,7 MW Capacidade Comercial 1 : 150 MWm Investimento (R$mm) 1 : 700 Início da construção: 2015 Início da operação: 2019 Nº de aerogeradores: 121 (2,7 MW cada) Fabricante dos aerogeradores: Alstom Receita Fixa Anual (R$mm): ~ 95,8 Nota: ¹ Valor atualizado aproximado. A Companhia investirá aproximadamente R$ 1,7 bilhão no Complexo, que tem entrada em operação prevista para 2019.

Projeto eólico em construção: Complexo Eólico Santa Mônica 23 A Tractebel Energia está construindo, ao lado do Complexo Eólico Trairi (CE), o Complexo Eólico Santa Mônica. O empreendimento, composto por quatro parques eólicos, ampliará a energia renovável não convencional no parque gerador da Companhia. Total 4 parques Descrição do projeto Estrela (29,7 MW) 11 aerogeradores Ouro Verde (29,7 MW) 11 aerogeradores Cacimbas (18,9 MW) 7 aerogeradores Complexo Eólico Trairi Santa Mônica (18,9 MW) 7 aerogeradores CE Santa Mônica CE Capacidade Instalada: 97,2 MW Capacidade Comercial 1 : 47,8 MWm Investimento (R$mm) 1 : 460,0 Início da construção: 2014 Início da operação: 2016 Fabricante dos aerogeradores: Alstom Nota: ¹ Valor aproximado.

Projetos em desenvolvimento 24 Atualmente, a Companhia tem em seu portfólio diversos projetos em desenvolvimento. Abaixo estão alguns deles. Descrição do projetos CE Sto. Agostinho RN Capacidade Instalada: 600 MW Capacidade Comercial 1 : 300 MWm CE Campo Largo BA (Fase II) Capacidade Instalada 1 : 300 MW Capacidade Comercial 1 : 140 MWm UTE Norte Catarinense SC Capacidade Instalada: 600 MW Capacidade Comercial 1 : 400 MWm Combustível: gás natural Nota: ¹ Valor aproximado.

25 Desempenho Financeiro

Sólido desempenho financeiro 26 A eficiência na administração do portfólio de clientes e o foco em estratégias de contratação têm possibilitado o crescimento da receita. Entretanto, a turbulência por que vem passando o setor elétrico tem inibido o mesmo comportamento no EBITDA e lucro líquido. Receita Líquida (R$ milhões) EBITDA (R$ milhões) Lucro Líquido (R$ milhões) 912 569 472 100 1 043 895 491 1 437 383 365 545 301 586 74 209 2012 2013 2014 2T14 2T15 2012 2013 2014 2T14 2T15 2012 2013 2014 2T14 2T15 Nota: ¹ Ajuste decorrente de mudança de prática contábil.

Evolução da receita líquida de vendas (R$ milhões) 27 Evolução da receita líquida de vendas (R$ milhões) 472 100 27% 26% 24% 23% 327 25% 27% 24% 24% 912 26% 27% 24% 23% 569 27% 25% 23% 25% 27% 27% 21% 25% 163 49% 51% 4º Trimestre 3º Trimestre 2º Trimestre 1º Trimestre % da receita líquida de vendas anual acumulada 2010 2011 2012 2013 2014 2015 199 11 (27) (3) 545 365 RLV 2T14 Preço médio de venda Curto prazo/ CCEE Volume de vendas Outros RLV 2T15

Evolução do EBITDA (R$ milhões) 28 Evolução do EBITDA (R$ milhões) 611 27% 26% 24% 910 26% 25% 25% 100 1 25% 27% 25% 043 895 21% 31% 27% 35% 24% 10% 376 43% 4º Trimestre 3º Trimestre 2º Trimestre 1º Trimestre % do EBITDA anual acumulado 23% 24% 23% 28% 24% 57% 2010 2011 2012 2013 2014 2015 238 172 (55) (55) (15) 586 301 EBITDA 2T14 Curto prazo/ CCEE 2 Elevação receita líquida Energia comprada para revenda Passivos prescritos Outros EBITDA 2T15 Notas: 1 Ajuste decorrente de mudança de prática contábil. 2 Considera o efeito combinado de variações de receita e despesa.

Evolução do lucro líquido (R$ milhões) 29 Evolução do lucro líquido (R$ milhões) 448 491 1 437 383 212 31% 29% 20% 35% 31% 28% 23% 26% 27% 22% 39% 554 25% 23% 22% 38% 5% 20% 21% 22% 30% 21% 62% 2010 2011 2012 2013 2014 2015 4º Trimestre 3º Trimestre 2º Trimestre 1º Trimestre % do lucro líquido anual acumulado 187 13 (65) 209 74 Lucro líquido 2T14 EBITDA, líquido de impostos IR e CS sobre JCP Resultado financeiro Lucro líquido 2T15 Nota: 1 Ajuste decorrente de mudança de prática contábil.

Endividamento limitado e com baixa exposição cambial 30 O baixo nível de endividamento da Companhia possibilita o aproveitamento das oportunidades de crescimento. Overview da Dívida (R$ milhões) (R$ milhões) 535 495 0,75 94% 0,73 96% 1,1x 0,8x 1,1x 0,7x 6% 4% 989 1 990 1 100% 100% 1,4x 1,3x 0,48 0,8x 0,63 0,7x 744 167 079 Dívida Total / EBITDA 3 2012 2013 2014 2T15 Caixa 2T15 Depósitos vinculados Dívida líquida 2T15 % Dívida em Moeda Local FFO 2 / Dívida Total Dívida Total / LTM EBITDA 3 Dívida Líquida / LTM EBITDA 3 % Dívida em Moeda Estrangeira Notas: 1 Dívida líquida de ganhos com operações de hedge. 2 Funds from Operations. 3 EBITDA nos últimos 12 meses.

Evolução da dívida líquida (R$ milhões) 31 Evolução da dívida líquida (R$ milhões) 147 78 77 51 17 14 10 (41) (48) (621) 229 171 (5) 079 Dívida líquida 31/03/2015 Dividendos e JCP Investimentos Operações de hedge 2 IR e CSLL Juros Aquisições Parcelas de pagos apropriados 1,2 concessões pagas Juros capitalizados Variação monetária e cambial, líquida 1,2 Variação Atividades do capital operacionais de giro Notas: 1 Os valores de juros e variação monetária referem-se apenas à dívida financeira da Companhia (empréstimos, financiamentos e debêntures). 2 Não produz efeito no caixa da Companhia. Outros Dívida líquida 30/06/2015

Dívidas de médio e longo prazos, com baixo custo e indexadores defensivos 32 Perfil da dívida e forte geração de caixa reduzem o risco de refinanciamento futuro. Cronograma de Vencimento da Dívida (R$ milhões) Composição do Endividamento TJLP 61% Fixo 1% 345 195 267 262 260 241 003 417 IPCA 9% CDI 29% 2015 2016 2017 2018 2019 2020 de 2021 até 2025 de 2026 até 2029 Custo nominal da dívida: 10,3%

Plano de expansão e investimentos em manutenção são suportados por uma sólida geração de caixa 33 Investimentos realizados/orçados e respectivas fontes de financiamento (R$ milhões) EBITDA Lucro Líquido 910 100 1 043 895 Financiados com capital próprio, incluindo aquisições Financiados com dívida, incluindo dívidas assumidas nas aquisições Lucros retidos de 2010 destinados à aquisição da UHE Jirau 049 448 491 1 437 383 511 429 988 791 914 685 619 152 656 320 354 343 747 64 245 533 515 256 276 332 109 2011 2012 2013 2014 2015E 2016E 2017E Notas: 1 Ajuste decorrente de mudança de prática contábil. 2 Não considera juros incorridos sobre a construção.

Política de dividendos 34 Dividendo mínimo estatutário de 30% do lucro líquido ajustado. Compromisso da Administração: payout mínimo de 55% do lucro líquido ajustado. 3 proventos por ano: dividendos semestrais e juros sobre capital próprio (anual). Dividendos (calculados sobre o lucro líquido distribuível) 2,19 2,37 2,26 1,52 1,34 1,43 1,16 100% 100% 100% 0,96 1,02 72% 12,4% 58% 55% 8,6% 6,8% 5,7% 5,0% 4,5% 100% 100% 1,19 100% 8,2% 7,1% 6,3% 55% 0,48 55% 3,5% 1,4% 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 6M15 Dividendo por Ação (R$) Payout Dividend Yield Notas: 1 Considera o lucro líquido ajustado do exercício. 2 Baseado no preço de fechamento ponderado por volume das ações ON no período.

Vantagens competitivas 35 EXCELENTE CLASSIFICAÇÃO DE RISCO O rating corporativo e das debêntures é braaa pela S&P e AAA(bra) pela Fitch, ambos em escala nacional Em escala global, o rating da Companhia é BBB(bra) pela Fitch SETOR ESTRATÉGICO Perfil defensivo em tempos de crise Financiamento em condições atrativas LIDERANÇA NO SETOR Maior gerador privado de energia no Brasil Valor de mercado: R$ 22,3 bilhões em 30/06/2015 Controlada pela ENGIE, líder mundial em energia ALTO PADRÃO DE GOVERNANÇA CORPORATIVA E SUSTENTABILIDADE Executivos experientes Comprovada disciplina nas decisões de investimento, baseadas nas dimensões econômicofinanceiras, social e ambiental Controlador de primeira linha CLARA ESTRATÉGIA COMERCIAL Alta contratação nos próximos anos Portfólio balanceado entre clientes livres (em diferentes setores) e regulados (distribuidoras) Aproveitamento de janelas de oportunidade DESEMPENHO FINANCEIRO ESTÁVEL Forte geração de caixa Margem EBITDA média elevada Lucro líquido consistente Ausência de exposição cambial Ativa gestão financeira ALTO DESEMPENHO OPERACIONAL Índices de disponibilidade de referência mundial Usinas certificadas segundo a ISO 9001 (gestão da qualidade), 14001 (gestão do meio ambiente) e OHSAS 18001 (gestão da saúde e segurança no trabalho) PREVISIBILIDADE DO FLUXO DE CAIXA Contratos indexados à inflação Base hídrica, mas com diversificação em térmicas e eólicas Estratégia de contratação de longo prazo

Contatos 36 Tractebel Energia: Eduardo Sattamini Diretor Financeiro e de Relações com Investidores sattamini@tractebelenergia.com.br Antonio Previtali Jr. Gerente de Relações com Investidores previtali@tractebelenergia.com.br (48) 3221 7221 www.tractebelenergia.com.br ENGIE Energy Latin America (projetos pré-transferência): Anamélia Medeiros Gerente de Relações com o Mercado anamelia.medeiros@gdfsuezla.com (21) 3974 5400

37 Material de Apoio

Portfólio balanceado de ativos, com localização estratégica 38 Capacidade instalada de 7.044,3 MW em 28 usinas operadas pela Companhia: 79% hidrelétricas, 16% termelétricas e 5% complementares. Essa capacidade representa uma expansão de 89% desde 1998. Usinas Hidrelétricas Capacidade Instalada (MW) Capacidade Comercial (MWm) 1 1 Salto Santiago 420,0 723,0 2 Itá 126,9 2 544,2 2 3 Salto Osório 078,0 522,0 4 Cana Brava 450,0 273,5 5 Estreito 435,6 2 256,9 2 6 Machadinho 403,9 2 147,2 2 7 São Salvador 243,2 151,1 8 Passo Fundo 226,0 119,0 9 Ponte de Pedra 176,1 131,6 Total 559,7 868,5 Usinas Termelétricas Capacidade Instalada (MW) Capacidade Comercial (MWm) 1 10 Complexo Jorge Lacerda 3 857,0 649,9 11 William Arjona 190,0 136,1 12 Charqueadas 72,0 45,7 Total 119,0 831,7 Usinas Complementares Capacidade Instalada (MW) Capacidade Comercial (MWm) 1 13 Complexo Trairi 4 115,4 63,9 14 Ferrari (Biomassa) 80,5 35,6 15 Lages (Biomassa) 28,0 25,0 16 Rondonópolis (PCH) 26,6 10,1 17 Beberibe (Eólica) 25,6 7,8 18 José G. da Rocha (PCH) 23,7 9,2 19 Ibitiúva (Biomassa) 22,9 2 13,9 2 20 Areia Branca (PCH) 19,8 10,4 21 Pedra do Sal (Eólica) 18,0 5,7 22 Cidade Azul (Solar) 3,0 n/a 23 Tubarão P&D (Eólica) 2,1 n/a Total 365,6 181,6 24 Legenda Hidrelétrica Termelétrica Complementar Em Construção Usinas em Construção 16 18 9 3 1 22 8 2 15 23 6 10 12 25 Capacidade Instalada (MW) Capacidade Comercial (MWm) 1 24 Jirau (Hidro) 5 500,0 873,8 25 Pampa Sul (Térmica) 340,0 293,3 26 Campo Largo (Eólica) 326,7 150,0 27 Santa Mônica (Eólica) 97,2 47,8 Total 263,9 364,9 Notas: 1 Valores segundo legislação específica. 2 Parte da Tractebel Energia. 3 Complexo composto por 3 usinas. 4 Considera os Parques Eólicos Trairi, Guajiru, Fleixeiras I e Mundaú. 5 A parcela da Controladora (40% de 750 MW) poderá ser transferida para a Tractebel. 11 7 4 5 19 14 21 13 27 17 20 26

Indicadores de sustentabilidade 39 Indicadores de Sustentabilidade 1 Qualidade 2 Meio Ambiente Saúde e Segurança no Trabalho Investimentos no Programa de Responsabilidade Social (R$ milhões) Indicador 2T15 2T14 Variação 1S15 1S14 Variação Número de usinas em operação 28 25 3 28 25 3 Capacidade instalada total (MW) 8.765 8.745 0,2% 8.765 8.745 0,2% Número de usinas certificadas 14 14-14 14 - Capacidade instalada certificada (MW) 7.330 7.330 0,0% 7.330 7.330 0,0% Capacidade instalada certificada em relação à total 83,63% 83,82% -0,2 p.p. 83,63% 83,82% -0,2 p.p. Capacidade instalada proveniente de fontes renováveis 7.646 7.626 0,3% 7.646 7.626 0,3% Capacidade instalada proveniente de fontes renováveis em relação à total 87,23% 87,20% 0,03 p.p. 87,23% 87,20% 0,03 p.p. Geração de energia total (GWh) 9.344 1147-16,2% 2248 2515-5,4% Geração de energia certificada 7.628 9.433-19,1% 18.859 19.692-4,2% Geração certificada em relação à total 81,6% 84,6% -3,0 p.p. 84,8% 83,7% 1,0 p.p. Geração de energia proveniente de fontes renováveis (GWh) 7.508 9.506-21,0% 18.767 19.959-6,0% Geração proveniente de fontes renováveis em relação à total 80,4% 85,3% -4,9 p.p. 84,4% 84,9% -0,5 p.p. Disponibilidade do parque gerador, descontadas as paradas programadas 97,9% 96,4% 1,5 p.p. 97,0% 97,2% -0,3 p.p. Disponibilidade do parque gerador, consideradas as paradas programadas 87,7% 84,0% 3,7 p.p. 87,3% 88,7% -1,4 p.p. Usinas em operação licenciadas 100% 100% - 100% 100% - Doação e plantio de mudas (somatório de plantadas e doadas) 3 57.112 7264-22,0% 108.047 118.529-8,8% Número de visitantes às usinas 3 37.332 2664 45,5% 48.374 3571 36,0% Emissões de CO2 (usinas a combustíveis fósseis) (t/mwh) 0,974 0,977-0,3% 0,979 0,985-0,6% Emissões de CO2 do parque gerador da Tractebel Energia (t/mwh) 0,191 0,144 33,1% 0,153 0,149 2,7% Nº médio de empregados 139 125 1,2% 141 126 1,3% Taxa de Frequência (TF), não incluindo terceirizadas 4 0,000 1,910 0,000 2,970 Taxa de Gravidade (TG), não incluindo terceirizadas 5 0,000 0,128 0,000 0,096 Taxa de Frequência (TF), incluindo terceirizadas 4 0,750 3,540 0,390 3,170 Taxa de Gravidade (TG), incluindo terceirizadas 5 0,000 0,000-0,000 0,038 Investimentos não incentivados 118,23 487,43-24,8% 098,41 473,71-15,2% Investimentos pelo Fundo da Infância e Adolescência 798,43 275,14 190,2% 852,23 039,14-18,0% Investimentos pela Lei de Incentivo à Cultura 027,83 544,05 31,3% 7.115,26 548,01 100,5% Investimentos pela Lei do Esporte 0,00 0,00-350,00 50,00 600,0% Outros investimentos incentivados (saúde e outros) 86,30 0,00 786,30 0,00 Notas: 1 Mais indicadores encontram-se disponíveis no ITR (website da Companhia / Investidor / informações financeiras). 2 Indicadores não consideram a Usina Termelétrica Alegrete, que está em processo de devolução à União desde 201 3 Sem considerar as do Ceste. 4 TF = nº de acidentes do trabalho ocorridos em cada milhão de horas de exposição ao risco. 5 TG = nº de dias perdidos com os acidentes de trabalho ocorridos em cada mil horas de exposição ao risco.

Geração termelétrica e exposição aos preços spot 40 375 MW médios + 375 MW médios (exposição = máxima) 750 MW médios Despacho mínimo por inflexibilidade esperado (baseado na compra de aproximadamente 230 mil t de carvão por mês) Energia de substituição termelétrica compra no mercado spot Garantia física estimada (base anual) Notas: 1 A Tractebel Energia está totalmente contratada compra de energia de substituição termelétrica. 2 Em base mensal, variações na inflexibilidade podem ocorrer. 3 Os valores estão referenciados ao Centro de Gravidade da CCEE.

Sazonalização de energia 41 Como a alocação de recursos na CCEE ao longo dos meses interfere nos resultados trimestrais de uma geradora? Recursos anuais Nível total de contratos Vendedor na CCEE Alocação mensal ao longo do ano x 1 (decisão tomada em dez do ano x 0 ) Jan Mar Mai Out Dez Comprador na CCEE Geradores podem sazonalizar seus recursos ao longo dos meses do ano seguinte; Flutuações mensais nas vendas também impactam a exposição ao preço spot; As diferenças mensais de energia são liquidadas ao preço spot (ou PLD - Preço de Liquidação das Diferenças); Como agentes com insuficiência de lastro nos últimos 12 meses sofrem penalidades na CCEE, um mercado de fechamento de mês está disponível para aqueles que precisam cobrir sua exposição; Os preços nesse mercado de fechamento de mês são fortemente relacionados ao preço spot.

Mecanismos para mitigar exposição de origem termelétrica 42 Como consequência dos temas abordados nas duas lâminas anteriores, uma sazonalização adequada dos recursos pode mitigar a exposição da energia de substituição termelétrica, a ser comprada a PLD. Segue um exemplo: Nível total de contratos Exposição térmica Exposição térmica Exposição hidráulica Recursos Contratos de compra Inflexibilidade térmica mês 1 = mês 2 = mês 3 mês 1 mês 2 mês 3 Nota: As caixas de exposição estão fora de escala.

Despesas: impacto da estratégia de sazonalização (2007 a 2014) 43 000 MBRL 900 800 700 600 500 400 300 200 100 - (100) (200) (300) (400) (500) (600) (700) (800) (900) 89,2 Exposição ao PLD considerando a sazonalização média do MRE (R$ milhões) Exposição ao PLD considerando a estratégia de sazonalização (R$ milhões) PLD final PLD (R$) 291,9 Ruptura do equilíbrio estrutural do setor elétrico em função da crise do gás e suspensão da importação da Argentina. 261,6 141,6 180,2 (177,0) Nível de segurança mínimo dos reservatórios do sistema é violado. 79,9 44,9 A crise econômica global, associada à segunda maior sequência histórica de afluências no segundo semestre, leva o PLD ao seu valor mínimo a partir de agosto. (82,0) (210,0) 2,711,9 1,8 (198,0) 106,3 59,6 Os reservatórios do sistema atingem o menor nível dos últimos anos. CNPE 03 (delta PLD) 503,1 CNPE 03 (CVAR) 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 226,4 4ª pior estação de chuvas verificada em 84 anos.

Principais drivers e curva de distribuição dos preços spot 44 Nível de armazenamento dos reservatórios das usinas hidrelétricas; Regime de chuvas; Evolução prevista da demanda de energia; Disponibilidade atual e futura de usinas e linhas de transmissão de energia elétrica; Disponibilidade de gás natural. Curva de Permanência 1 PLD Mensal (R$/MWh) Notas: 1 Ocorrências ordenadas de forma crescente. Valores corrigidos pelo IPCA. 2 A MP 579 foi publicada em 11 de setembro de 201 Valores corrigidos pelo IPCA. Média PLD (em R$) Desvio Padrão PLD (em R$) PLD Mensal > R$ 100,00 PLD Mensal > R$ 200,00 Ocorrências 2 mai/2003 - Ocorrências set/2012 out/2012 - jun/15 94,15 489,28 98,13 236,99 33% 100% 9% 94%

Correlação entre nível de reservatórios e preço spot 45 Submercado SUL 100 900 90 800 Nível dos Reservatórios (%) 80 70 60 50 40 30 20 10 700 600 500 400 300 200 100 Preço Spot (R$/MWh) 0 0 Submercado Sudoeste/Centro-Oeste 100 Preço spot mensal (R$/MWh) Nível dos reservatórios (% EARmax) 900 Nível dos Reservatórios (%) 90 80 70 60 50 40 30 20 10 800 700 600 500 400 300 200 100 Preço Spot (R$/MWh) 0 0 45

Eletricidade: mercado com grande potencial de crescimento 46 Consumo de Eletricidade (per capita no ano) 18.000 Consumo de Energia per Capita (kwh) 1000 1000 1000 10.000 8.000 000 000 000 0 Índia Mundo China Brasil Rússia México Chile Argentina Espanha 000 10.000 1000 20.000 2000 30.000 3000 40.000 PIB per Capita PPC (US$) Itália OECD Japão França Alemanha Reino Unido Canadá Austrália Estados Unidos Fonte: MME, ago/12 (dados consolidados para 2009)