Apresentação para Investidores

Apresentação para Investidores EDP Escelsa Serra, 24 de março 2015

I A EDP Escelsa II Programa de combate às perdas não técnicas III Projetos de combate às perdas não técnicas 2

A unidade do Espírito Santo cobre 90% do estado e compreende uma grande área rural Área de Concessão Água Doce do norte Mantenópolis Barra de São Francisco Ecoporanga Mucurici Ponto Belo Vila Pavão Nova Venecia Sooterama Montanha Pinheiros Boa Esperança Rio Bananal Pedro Canário Linhares Conceição da Barra INFORMAÇÃO GERAL Área de Consessão 41,2 mil Km 2 Número de cidades atendidas 70 População atendida 3,3 milhões Número de consumidores 1,43 milhões Colaboradores 870 Energia distribuída 11,0 TWh Ibitrama Divino de São Lourenço Dores do Rio Preto Guaçuí Ibatida Irupi Conceição Iuna do Castelo São José do Calcado Bom Jesus do Norte Laranja da Terra Afonso Claudio Brejetuba Jerônimo Monteiro Baixo Guandu Muniz Freire Castelo Alegre Cachoeiro de Itapemirim Muqui Atílio Apiaca Vivacqua Mimoso do Sul Santa Maria de Jetiba Itaguaçu Domingos Martins Vitória Cariacica Venda Nova Viana Vilha Velha do Imigrante Marechal Floriano Vargem Alta Guarapari Alfredo Chaves Iconha Anchieta Piuma Rio Novo do Sul Itapemirim Presidente Kennedy Santa Teresa Marataizes Santa Leopoldina João Neiva Aracruz Ibiraçu Fundão Serra INFORMAÇÃO DA REDE Potência (MVA) Quantidade de Subestações Km de rede Transformadores Número de postes 3.559 89 61.412 99.833 646.823 3

e com crescimento da energia distribuida ao longo dos anos ENERGIA DISTRIBUÍDA (GWh) +12% 10.13010.54510.992 9.818 2011 2012 2013 Outros Comercial 13% Industrial 2014 Rural 11% 11% 7% 20% 37% 1.286 2011 CONSUMO POR CLASSE DE CONSUMIDORES (%) NÚMERO DE CONSUMIDORES (milhares) Residencial Livres 1.332 2012 +11% 1.352 2013 1.426 2014 ENERGIA CONSUMIDA POR MUNICÍPIO (GWh) Vitória Anchieta Serra Vila Velha Cachoeiro de Itapemirim Aracruz Cariacica Linhares Guarapari São Mateus Viana Nova Venécia Barra de São Francisco Castelo Jaguaré Santa Maria de Jetibá Itapemirim Domingos Martins Vargem Alta Sooretama Marataizes Baixo Guandu Pinheiros Venda Nova do Imigrante Rio Bananal Alegre Atilio Vivacqua Demais Municípios (42) 1.174 1.035 888 732 674 652 434 203 171 112 98 94 85 75 61 58 55 55 53 46 43 43 42 40 38 36 807 2.599 4

alguns dos nossos grandes clientes 5

entretanto, o mapa da violência e a complexidade social.. 6

possuem relação com às perdas não técnicas Planalto Serrano Jacaraípe SERRA Vila Nova de Colares Feu Rosa VITÓRIA Santo Antônio Cabral Ilha do Príncipe 20 a 30% - Amarelo > 30% - Vermelho 7

Agenda I A EDP Escelsa II Programa de combate às perdas não técnicas III Projetos de combate às perdas não técnicas 8

Programa de Combate às Perdas Não Técnicas 2015 2017 Serra, 24 de março 2015

Perdas não técnicas PNT/BT evolução histórica % GWh 10

Energia em medidores cálculo do não faturado Realizar o ajuste no cálculo mensal das perdas comercias considerando a energia distribuída e o faturamento em períodos correspondentes ao mês civil, evitando distorções causadas pelo cronograma de faturamento e por variações súbitas de carga. Energia distribuída Já adequada ao mês civil Energia faturada Necessita de ajustes A energia faturada segue o ciclo de faturamento dos diversos lotes de leitura, que diferem do mês civil. Torna-se necessário ajustar o valor faturado ao mês civil, podendo assim ser comparável com a energia distribuída, obtendo-se valores de perdas mais próximos ao real. Ciclo de faturamento Mês civil Lotes de leitura tempo 11

Histórico financeiro R$ MM R$ x MM Nota: PEE Programa de Eficiência Energética 12

Diagnóstico Matriz de Perdas Distribuição das Perdas IP Erros na Medição Fraude 4% 5% 13% 29% Linhares; 8,8% Nova Venécia; 13,0% Cachoeiro; 6,7% Manipulação Clandestinos 49% Guarapari; 12,1% Grande Vitória; 59,4% Consumo Blindado (60,6%) AT 67 0,05% 41% MT 3.596 0,24% 17% 100% % de Clientes 100% Nº de Clientes % do Consumo Total Base jan/14 BT indireto ~13.285 0,91% 8,4% BT ~1.437.000 98,8% 33,6% 31% 1% 13

Situação do mercado e conceito do programa Mercado Telemedição e Monitoramento do Mercado UC s GWh/ mês Mercado % % acum. Status AT 67 420,2 41 41 67 100% Blindado MT 3.596 174,5 17 58 3.596 100% Blindado BT ind 13.285 87,0 8 66 4.092 30,8% Blind. (em exec.) BT Convencional 1.437.036 348,4 34 100 13.376 0,93% Blind. (em exec.) Total 1.453.984 1.030,1 100 21.131 Pilares e Ações do Programa Necessidade (fazer conta caber no bolso): Tarifa Social Eficiência Energética (lâmpadas e geladeiras) Inspeção de Consumo Sustentável Facilidade (dificultar acesso): Telemedição Exteriorização da Medição Rede SMC-BTZero Consumo por classe Jan/2015 60,6% do mercado blindado em Jan/2015 Base mercado Jan/15 Impunidade (agir imediatamente): Centro Integrado de Medição Gestão de alarmes Corte/Religa remoto (sem acúmulo de débitos) 17% 7% 7% 48% 22% RESIDENCIAL INDUSTRIAL COMERCIAL RURAL OUTROS Base mercado acum. 12 meses Jan/15 14

Programa de combate às perdas 2015 Ações Plano Original Plano Ajustado Fev/15 Plano com Incremento (a) Qt GWh Qt GWh Qt GWh Inspeção BT Terceiro 107.453 7,7 112.545 8,1 183.545 13,2 Inspeção Próprio 15.000 7,2 15.000 7,2 15.000 7,2 Substituição medidor 11.997 2,7 23.012 5,1 38.012 8,4 Inspeção TL11 (imp. Leitura) 5.727 2,3 12.455 5,1 12.455 5,1 Instalação de TAD 1.264 0,5 1.900 0,7 1.900 0,7 Instalação de remota 1.796 (12m) 11,2 2.245 (5m) 14,0 9.245 39,6 Retirada de clandestinos 36.930 0,6 72.000 1,2 102.000 1,7 Regularização de clandestinos 16.800 (12m) 22,0 16.800 (9m) 19,5 22.800 26,5 BTZero 11.131 14,2 11.131 14,2 11.131 14,2 Boa energia na Irrigação 336 0,7 4.779 4,6 4.779 4,6 Iluminação Pública 0 0 16.997 7,8 16.997 7,8 Total 208.434 69,1 288.864 86,5 417.864 129,0 Equivalência em p.p. 1,6 2,0 2,9 (a) Plano de combate as PNT : Racionalização 15

Principais projetos e ações (2015 ajustado) 1 Boa Energia na Irrigação 2 SMC-BTZero 3 Telemedição (BT Indireta) Situação Ucs %R. acum. TIR R. acum. 14 1.527 10% Prev.15 4.779* 42% 32% Universo 15.000 100% Situação Ucs %R. acum. TIR R. acum. 14 15.512 16% Prev.15 11.131 27% 28% Universo 100.000 100% Situação Ucs %R. acum. TIR R. acum. 14 4.037 30% Prev.15 2.245 * 47% 28% Universo 13.285 100% * 600 instalações Compulsórias até junho * Realizar até maio 4 Retirada de clandestinos 5 Agentes da Boa 6 Energia Inspeções Situação Ucs % MWh/R$mil Real 14 5.962 7% Prev.15 72.000 90% 1,3 Universo 80.000 100% Situação Ucs %R. acum.mwh/r$mil R. acum. 14 20.998 17% Prev.15 16.800 31% 3,0 Universo 120.000 100% Situação Ucs % MWh/R$mil Real 14 132.710 9% Prev.15 140.000 10% 2,3 Universo 1.434.107 100% 16

Agenda I A EDP Escelsa II Programa de combate às perdas não técnicas III Projetos de combate às perdas não técnicas 17

Causas das perdas ligações clandestinas Ligações clandestinas são as gambiarras conectadas na rede de baixa tensão da distribuidora. 18

Causas das perdas ligações clandestinas Antes Projeto Depois SMC BTZero Retirada de ligações clandestinas 19

Causas das perdas ligações clandestinas Antes Projeto Depois Doação de Kits e Padrão Agente da Boa Energia 20

Causas das perdas manipulação da medição A manipulação da medição refere-se a fraudes não passíveis de autuação. Estas fraudes são manipulações intermitentes da medição como por exemplo, colocar o medidor fora de posição normal de funcionamento, impedindo que o consumo de energia real seja registrado. 21

Causas das perdas manipulação da medição Antes Projeto Depois SMC BTZero Comparação eletromecânico com eletrônico Resultado das inspeções de campo 33% 63% 67% Furtam 37% Não Furtam Furtos Autuáveis Manipulação A manipulação foi comprovada na implantação do sistema de medição centralizada (SMC). Deixados em série para comparação de consumo (SMC e medidor convencional), 33% apontaram significativa diferença de consumo, mas somente 37% foram passíveis de autuação pelos eletricistas no ato das inspeções. 22

Causas das perdas fraudes Fraudes são formas de obter energia sem o devido registro pelo equipamento de medição. Fraude unidade inativa sem medidor Fraude medidor eletrônico Fraude na alvenaria Fraude unidade inativa com medidor 23

Causas das perdas fraudes Antes Projeto Depois Fraude ligação direta com medidor Inspeções direcionadas Boa Energia na Irrigação Fraude dentro da alvenaria 24

Causas das perdas fraudes Antes Projeto Depois Remotas Conjuntos BT/MT 25

Causas das perdas outros motivos Antes Projeto Depois Impedimento de leitura (TL11) TAD-e P&D IP / Inspeção IP Iluminação Pública 26

Centro Integrado de Medição

Atividades do Centro Integrado de Medição Integração com Planejamento Integração com COD PLANEJAMENTO DE COMBATE ÀS PERDAS CENTRO INTEGRADO DE MEDIÇÃO CENTRO DE OPERAÇÕES MWh AT MT MWh BT indireto BT Medição de Fronteira Telemedição das grandes cargas Redes de Medição exteriorizada (SMC BT ZERO) Projetos do Programa de Combate as Perdas 28

Estratégia de Implantação da Telemedição e Blindagem da Rede Ex: Mercado Industrial do Granito, Rural, Complexidade Social (BT) 29

Tecnologia Utilizada na blindagem maiores cargas Telemedição URC e Sensores 30

Tecnologia Utilizada na blindagem maiores cargas Telemedição + Exteriorização Medição Encapsulada- Relevante para Faturamento Medição Convencional Desativada, instalado display remoto 31

Blindagem de rede SMC ( Exteriorização de Medição BT) Irrigação e complexidade social Reduzir a conta de energia -73% irrigante, -65% tarifa social Consumidor não fica sem energia ( é como o ar.. ) NECESSIDADE FACILIDADE Rede e medição facilitam o furto IMPUNIDADE Sem ação imediata furto se perpetua e contagia Exteriorização da medição individual Blindagem da BT SMC BTZero Centro Integrado de Medição 32

Tecnologia utilizada na blindagem da rede em áreas rurais (Irrigação) Exteriorização da medição, relé de corte/religa e TAD-E alarme. Região não dispõe de rede de celular. 33

Tecnologia utilizada na blindagem da rede em áreas complexas (SMC BTzero) Ramal de Ligação Rede Convencional Rede baixa tensão Rede média tensão Transformador Rede BT ZERO Rede média tensão Transformador Ramal de Ligação medidos Medidores Medidor Display 34

Tecnologia utilizada na blindagem da rede em áreas complexas (SMC BTzero) Blindagem Trafo - SMC Controle da IP PCM Posto Concentrado de Medição Sensor abertura e retorno potencial Sensor Presença e alarme local 35

Funcionalidades Rede Convencional x SMC BTzero Rede Convencional Leitura local Corte local Religação local Consumo com base em leitura visual Vários pontos vulneráveis ao gato Teleleitura Corte remoto Rede Nova Religação remota Melhor controle do consumo Assistência consumo sustentável Rede protegida contra gatos Menor chance de falta de energia Se faltar energia o retorno é mais rápido Sensores de Monitoramento 36

Publico Alvo do Projeto BTzero Minha casa Minha Vida Regularização de Núcleos Clandestinos Rede Existente com PNT > 40% 37

Premissas e Indicadores do CIM Análise Monitoramento Índice de Acerto das Inspeções Tempo da Anomalia Execução do Corte Auto Religação Integridade de Faturamento Telemedição Regras de Validação Faturamento Automático Redução de Custos Qualidade Atendimento Comercial Qualidade Atendimento Técnico Resultados Clientes Fraudes e Falhas Instalação de Equipamentos Redução Risco Consumo Sustentavel Satisfação + Antecipação Defeito na rede 38

O Processo de Analise 1 2 Faturamento CCS/ Dados Comerciais Parque de Medidores Alarmes Físicos Alarmes lógicos Memória de Massa Página Fiscal 3 UC s Alvo de inspeção Regras e Lógicas Uc salvos para CM s manipulação; Dados das Inspeções Estudos carregamento de Traformadores; Balanço energético; Inspeções de Consumo sustentável; Manutenção nas medições; 39

Case de Fraude 1 2 3 40

Case de Fraude Manipulação da medição realizada em finais de semana, feriados e fora do horário comercial. 41

Fotos de fraudes Circuito eletrônico instalado na placa do medidor. Fraude no Medidor. 42

Resultados Alcançados Blindagem Maiores Cargas MWh Energia Recuperada (GWh) 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 - Blindagem MT Blindagem BT ind - 30% (60,6% do Mercado) 56 38 30 32 12 12 18 3 6 17 até 2010 2011 2012 2013 2014 Energia Recuperada (MWh) Energia Acumulada MWh 60 50 40 30 20 10-100,0% 80,0% 60,0% Índice de Acerto - Inspeções Direcionadas CIM 78,7% 40,0% 20,0% 0,0% 33,5% 22,3% 13,1% 9,2% 4,4% 7,4% 3,4% 3,4% 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 43

Resultados Alcançados SMC BT ZERO Descrição Antes do Após Projeto Projeto Clientes na Base 6.166 12.418 Clandestinos / Uc fora da base 4.842 0 TOTAL 11.008 12.418 Energia Requerida GWh/Ano 23,8 18,6 Energia Faturada GWh/Ano 7,9 18,6 PNT - GWh/Ano 15,91 0,00 PNT - (%) 67% 0% 15.000 10.000 5.000 0 Clientes +101 % 12.418 6.166 4.842 0 Antes do Projeto Após Projeto Clientes na Base Clandestinos / Uc fora da base Energia Faturada 25,0-22 % 20,0 +135 % 15,0 10,0 5,0 0,0 23,8 7,9 15,91 18,6 18,6 0,00 Antes do Projeto Após Projeto Energia Requerida GWh/Ano Energia Faturada GWh/Ano PNT - GWh/Ano 44

Resultados Alcançados SMC BT ZERO (Jabaeté) Região da obra (iniciada em Out/13) Diagnóstico: PNT: 43% (Dez/12) * - Apurado através de conjunto de medição no trecho do alimentador, compreendendo a região da obra e 5 transformadores de região adjacente onde a rede não foi transformada. Trafos/UC BTzero: 76 / 1.806 (1,26 kva/uc) Trafos/UC Convencionais: 5 / 218 (1,17 kva/uc) 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 52% 30,2% 8,9% 43% Situação das Perdas 20,8% 29% 8,9% 20% -2 GWh / Ano 13% 8,9% dez/12 dez/13 dez/14 4% 17,5% Perda Não técnica Perda técnica Perda total (conjunto) PNT da SE 35,0% 30,0% 25,0% 20,0% 15,0% 10,0% 5,0% 0,0% * Perda técnica EDP ESCELSA - SIG ABRADEE 45

A Evolução... (integração Trafo + sistema de medição) Desenvolvimento em P&D de dispositivo único (integrando medição e transformador de rede) Trafo BT0 Módulo de medição concentrada RF 1 2 35 36 Display 46

Plano de Melhoria da Qualidade de Serviço EDP ESCELSA - 2015

Histórico Diagnóstico do DEC Aporte Financeiro (Incremento da Manutenção 2013) 250 mil podas/ano 2013 DEC > 10,48 h Estratégia integrada de Manutenção Implantação dos modos de Operação Condições climáticas adversas em dez/2013 e jan/2014 DEC < 9,67 h (2013) >10,37 h (2014) 2011 2013/2014 2

17 15 13 11 9 7 13,97 11,70 11,44 Histórico Evolução do DEC e FEC 12,46 11,4910,72 11,18 9,16 16,45 11,43 10,78 10,42 10,38 10,48 9,88 9,67 10,37 11,28 11,32 2009 2010 2011 2012 2013 2014 jan/15 10,17 10,28 DEC_CHEIO DEC_ANEEL DEC OFICIAL 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 9,69 9,12 8,14 8,98 8,51 8,11 7,70 7,85 6,87 7,17 7,14 7,62 7,03 6,89 6,91 6,35 6,38 6,37 6,44 5,78 6,43 2009 2010 2011 2012 2013 2014 jan/15 FEC Cheio FEC_ANEEL FEC Oficial 3

Contribuição Alimentadores CSD Alim. % DEC ITARANA SMJ04 1,68% GUARAPARI ITM02 1,55% CENTRO NORTE PRI03 1,34% LINHARES LIN16 1,32% CENTRO NORTE SSE10 1,26% LINHARES SMA03 1,20% CENTRO SUL IBE11 1,06% VENDA NOVA MFL01 1,02% GUARAPARI ITM04 1,01% GUARAPARI PKE04 0,94% CENTRO NORTE SSE12 0,93% GUARAPARI MRT03 0,92% ITARANA JNE05 0,87% LINHARES LIN06 0,80% CACHOEIRO MSU01 0,80% LINHARES PCA03 0,79% ITARANA BSA02 0,76% NOVA VENÉCIA NVE04 0,74% VENDA NOVA MFL02 0,74% GUARAPARI PIU07 0,73% VENDA NOVA MFL07 0,71% ITARANA STR04 0,69% CENTRO SUL CRC12 0,68% CENTRO NORTE JAC02 0,67% CENTRO SUL CEA21 0,66% GUARAPARI MRT04 0,65% GUARAPARI PIU03 0,64% ITARANA SMJ05 0,63% GUARAPARI PIU02 0,62% ITARANA FUN02 0,62% CONTRIBUIÇÃO NO DEC 2ºSem.2014 Causas gerenciáveis pela manutenção: 27% 34% 39% Top 30 Top100-Top30 Demais Total de 412 Alimentadores Realizado estudo nos alimentadores e priorizados considerando o impacto no DEC, FEC e número de clientes afetados, gerando uma lista TOP 100 alimentadores (24% dos 412 alimentadores) que contribuíram com 61% do DEC das causas gerenciáveis no segundo semestre/14. 4

Contribuição Blocos Do total de 37.316 pontos de interrupção (2ºSem. 2014), temos: Contribuição no DEC Gerenciável Manutenção (2º Sem.2014) BF 5.789 (16%) BR 370 (1%) RL 326 (1%) CF 296 (1%) SZ 57 (0%) 6.838 (18,4%) dos pontos de interrupção 64% 38% BF RL CF BR SZ BF chave fusível BR chave fusível religadora RL religador de rede - 844 un instaladas CF chave faca - 6.126 un instaladas SZ seccionalizador - 116 un instaladas 19.224 unid. instaladas na rede 2% 19% 3% 2% TOP 500 BLOCOS Definidos 500 blocos prioritários com maior contribuição no DEC gerenciável pela manutenção (38%); 70% dos alimentadores TOP30 estão relacionados nos 500 blocos; OS TOP 500 blocos representam 1,8% das chaves instaladas na rede (26.310); Revisitar amostra trimestralmente 5

Estratégia de atuação Situação Atual Reduzir ocorrência Reforçar a manutenção preventiva Priorizar circuitos críticos Tratar as reincidências Objetivo Proposto DEC 10,28 h FEC 6,43 (jan/2015) Limitar Impacto Ampliar automação da rede Ampliar seccionamento da rede Aumentar a flexibilidade operativa DEC 9,13h (Aneel 10,17h) FEC 5,30 (Aneel 7,85) (dez/2015) Restabelecer Rápido Otimizar recursos de campo Otimizar despacho Ampliar lógicas de recomposição automática Elevar a disponibilidade da comunicação 2015 (fev.) 2015 (4 Tri) 6

Ações propostas (2015) Reduzir ocorrências + Podas Limitar Impacto + Religadores Restabelecer rápido Ampliar lógicas de recomposição de redes, linhas e subestações + Spacer + Multiplex + Bases fusíveis Migração comunicação de telefonia móvel para radio + Linha viva + Flexibilidade Localizar falha ferramenta computacional Interplan + Inspeção especializada Iniciativa DEC programado Deslocamento improcedente + Tratamento das reincidências + Estudo proteção 7