Apresentação para investidores Julho de 2015

Apresentação para investidores Julho de 2015

Perfil corporativo: Companhia elétrica integrada privada de energia com operações nos segmentos de geração, distribuição e comercialização EDP Energias de Portugal Free Float 51% 49% 3ª maior comercializadora privada (vendas) 9% de market share 1 Energias do Brasil 17% do EBITDA do Grupo (2014) 4ª maior grupo privado de geração (capacidade instalada) 2 2,7 GW de capacidade instalada e 1,8 GW médio de energia assegurada 3 Contratos de concessão de longo prazo Parceria com empresas nacionais e estrangeiras 5º maior grupo privado de distribuição (energia distribuída) 4 3,2 milhões de consumidores atendidos por duas distribuidoras (EDP Bandeirante e EDP Escelsa) 1) Fonte: CCEE (2014); 2) Em 2014. Fonte: Aneel. 3) Em junho/2015. 4) Em 2014. Fonte: Companhias. 2

Perfil corporativo: Operação em 11 estados brasileiros GERAÇÃO UHE: 67%, PCH: 5%, Térmica: 26% e Eólica: 1% Presença em 10 estados Cachoeira Caldeirão 219 MW (50%) DISTRIBUIÇÃO EDP Bandeirante 28 cidades no estado de São Paulo 1,8 milhão de clientes Concessão: 2028 Sto. Antônio do Jari 373 MW (50%) Pecém I 720 MW (100%) Aventura 116 MW (45%) 1 Baixa do Feijão 120 MW (45%) 1 São Manoel 700 MW (33,3%) Lajeado 903 MW (73%) Enerpeixe 499 MW (60%) UHE Eólica Térmica Em operação Em construção Energest 67 MW CENAEEL 14 MW (45%) Elebrás 70 MW (45%) Energest 2 329 MW EDP Escelsa 70 cidades no estado do Espírito Santo 1,4 milhão de consumidores Concessão: 2025 1) Venda de 45% da participação para a EDP Renonáveis (EDPR) em dez/2014. 2) Venda Pantal Energética em jul/15. 3

Cenário Energético: Hidrologia desfavorável e baixo nível dos reservatórios Chuva/Energia Natural Afluente Sudeste (2014 vs. 2013) GW médio 60.000 2014 2015 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 - GSF (Generation Scalling Factor) Average (%) Sistema Interligado Nacional (SIN) 96,3% 93,8% 84,5% 87,7% 79,2% 80,8% Despacho térmico Sistema Interligado Nacional (SIN) GW médio 15,9 16,1 12,3 7,8 1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15 PLD (Submercado SE/CO e N) (R$/MWh) 388,5 388,5 388,5 388,5 387,2 372,7 240,1 2012 (média) 2013 (média) 2014 (média) 2015 (média) Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul 4

Posicionamento estratégico 1 2 3 4 5 6 Governança Corporativa Equilíbrio no Conselho de Administração: 4 indicados pela controladora e 4 independentes; Top Management alinhado e totalmente comprometido com a estratégia da Companhia; Definição de um plano de remuneração de ações. Operador integrado com foco hidrotérmico e reforço em serviços de energia Conclusão no 2T15 da aquisição de 50% da UTE Pecém I (impacto de R$ 885 milhões no EBITDA); aquisição da APS Soluções no valor de R$ 27,2 milhões; Venda da EDP Renováveis no valor de R$ 190 milhões (R$ 88 milhões já recebidos) e da Pantanal Energética no valor de R$ 390 milhões. Compromisso com a Execução Antecipação da UHE Jari; Conclusão de 85% da UHE C. Caldeirão; Conclusão de 15% da UHE São Manoel. Turnaround da UTE Pecém I Operacional: disponibilidade acumulada em junho de 2015 de 87,5%; Financeiro: EBITDA acumulado de 2015 de R$ 142 milhões; Regulatório: decisão favorável de pleitos regulatórios com efeito positivo em 2015. Melhoria da Eficiência Operacional Redução das perdas Não Técnicas em Baixa Tensão: EDP Bandeirante -1,18 p.p e EDP Escelsa -1,45 p.p no 2T15 Vs 1T15; DEC e FEC dentro das metas regulatórias; Expansão na comercialização e EDP Grid. Mitigação de Fatores de Risco Crédito: gestão da PDD e Inadimplência; Energético: descontratação de Enerpeixe; Financeiro: Recebimento de R$ 88 milhões referente ao adiantamento da venda da EDP Renováveis; Desembolso total de R$ 771,5 milhões da Holding e Distribuidoras; Dívida Líquida/EBITDA: 1,8X. 5

Governança Corporativa: Reforço e equilíbrio 1 Conselho de Administração Membros Membros Independentes 4 4 Antonio Mexia Presidente do Conselho CEO EDP Grupo Presidente do Comitê de Remuneração Membro do CAE Miguel Setas Vice Presidente do Conselho CEO EDP Brasil Membro do CAE Nuno Alves CFO EDP Grupo Membro do CAE João Marques da Cruz Membro do CAE Pedro Sampaio Malan Membro do Comitê de Remuneração Modesto Souza Barros Carvalhosa Presidente do Comitê de Governança e Partes Relacionadas Francisco Carlos Coutinho Pitella Presidente do Comitê de Auditoria Interna José Luiz Alqueres Presidente do Comitê de Sustentabilidade Equilíbrio Diretoria CEO e DRI CFO VP Geração VP Distribuição Miguel Setas Henrique Freire Luis Otavio Henriques Michel Itkes VP Comercialização e Novos Negócios Carlos Andrade 6

Operador integrado com foco hidrotérmico e reforço em serviço de energia: Compra e venda de ativos recentes 2 Aquisição de 50% da UTE Pecém I Capacidade instalada adquirida: 360 MW; Valor da aquisição: R$ 300 milhões; Impacto de R$ 885 milhões (EBITDA). Venda da EDP Renováveis Capacidade Instalada vendida: Operação: 84 MW Construção: 236 MW Valor da venda: R$ 190 milhões; Conclusão (e): final de 2015. Venda da Pantanal Energética UHE Mimoso e PCH Paraíso; Capacidade instalada: 51 MW; Valor da venda: R$ 390 milhões; Conclusão (e): início de 2016. Aquisição da APS Soluções Valor da aquisição: R$ 27 milhões; 23 anos de experiência e atuação no mercado de eficiência energética; Faturamento 2014: R$ 19 milhões; # Clientes: mais de 600 em diversos setores; Diferenciais: 21 prêmios nacionais de conservação de energia (Premiações PROCEL); Executora dos Programas de Eficiência Energética de 11 Concessionárias; Conclusão (e): final de 2015. 7

Compromisso com a Execução: UHE Jari Entrada em operação com antecedência em relação ao CCEAR 3 UHE Santo Antônio do Jari 373,4 MW / 217,7 MW médios Localização: Divisa do Pará e Amapá Inicio dos PPAs: jan/2015 Impacto da antecipação da entrada em operação comercial EBITDA de R$ 85 milhões em 2014 1 Capex(e): 97% realizado até junho/2015 Dados financeiros 1 : ROL 1S15 R$ 50,4 milhões EBITDA 1S15 R$ 17,0 milhões Impacto do GSF 1S15 R$ 27,5 milhões Prejuízo 1S15 - R$ 1,3 milhão Vista superior do Vertedouro Controlado 1) Valores correspondem a participação da EPD Energias do Brasil. 8

Compromisso com a Execução: UHE Cachoeira Caldeirão e São Manoel Evolução dos projetos em construção 3 UHE Cachoeira Caldeirão 219 MW / 129,7 MW médios Localização: Amapá Inicio dos PPAs: jan/2017 Capex(e): 74% realizado até junho/2015 UHE São Manoel 700 MW / 409,5 MW médios Localização: Mato Grosso Início dos PPAs: mai/2018 Capex(e): 19% realizado até junho/2015 No 2T15 prosseguimos com o forte ritmo na construção das novas usinas Vista superior do Vertedouro Controlado Vista geral 85% 15% EVOLUÇÃO FÍSICA EVOLUÇÃO FÍSICA 9

Compromissos com a execução: Aumento de 577 MW entre 2014 e 2018(e) 3 Evolução da capacidade instalada pro forma 1.665 187 2.381 360 2.742 38 51 110 233 2.958 530 2005 (IPO) 2013 UHE Santo Antônio do Jari (50%) 2014 Aquisição de 50% de Pecém I mai/2015 Closing de Pecém Venda 45% EDP Renováveis Brasil (em operação) Venda Pantanal Energética (em operação) UHE Cachoeira Caldeirão (50%) 2017 UHE São Manoel (33,34%) 2018 2018 Matriz de geração de energia 26% 1% UHE 24% UHE 6% Jun/15 67% PCH UTE EOL 4% 2018(e) 72% PCH UTE 10

Turnaround da UTE Pecém I: Visão geral da Usina 4 11

Turnaround da UTE Pecém I: Índice de disponibilidade de 88%, EBITDA de 142 milhões e decisão favorável de pleitos regulatórios 4 Operacional Índice de disponibilidade (%) Financeiro Evolução do EBITDA (R$ milhões) Regulatório Decisão favorável de pleitos regulatórios 62% 76% 88% 81 142 ADOMP retroativo (penalidade horária) Período: dez/12 à nov/13 Valor: R$ 237 milhões (3T14) Despacho 302/2015 (cálculo do Fator de Disponibilidade na base 700 MW) Período: efeito retroativo a partir dez/13 2013 2014 1S15-207 1S13 1S14 1S15 Despacho 686/2015 (Exclusão do período de teste no cálculo do Consumo Interno) Período: efeito retroativo a partir dez/12 No acumulado de 2015, a Usina apresenta disponibilidade de 88%, próximo a meta regulatória de 90,14%. A Usina apresenta evolução expressiva do EBITDA desde a entrada em operação comercial. Aumento da garantia física De 631,0 MW médios para 645,3 MW médios (Potência de 700 MW para 720 MW) 12

Melhoria da Eficiência Operacional: DEC e FEC dentro das metas regulatórias e quedas nas perdas Não Técnicas de Baixa Tensão Evolução do DEC (horas) 9,67 EDP Bandeirante 10,37 9,62 EDP Escelsa Meta Anual Regulatória Aneel 9,28 10,28 Perdas não técnicas em baixa tensão EDP Bandeirante 20,29% 20,19% Realizado Meta Aneel -1.18 p.p. 5 8,08 7,62 7,65 7,40 8,78 16,12% 15,34% 19,85% 13,92% 17,99% 12,15% 11,80% 16,12% 10,62% 14,63% 13,23% 11,83% 10,43% 10,43% 2013 2014 1T15 2T15 Evolução do FEC (vezes) EDP Bandeirante 6,45 5,78 5,60 EDP Escelsa Meta Anual Regulatória Aneel 7,98 5,44 5,51 5,34 7,23 5,14 4,98 2009 2010 2011 2012 2013 2014 1T15 2T15 Perdas não técnicas em baixa tensão EDP Escelsa -1.45 p.p. Realizado Meta Aneel 19,56% 18,10% 17,07% 18,37% 17,87% 15,92% 16,74% 15,29% 17,24% 15,52% 13,79% 12,07% 10,67% 9,27% 9,27% 9,27% 2013 2014 1T15 2T15 2009 2010 2011 2012 2013 2014 1T15 2T15 13

Melhoria da eficiência operacional: Expansão na Comercialização e EDP Grid 5 EDP Comercialização e EDP Grid 3 ª maior companhia em termos de transação 9% de market share 149 clientes (3,5% de crescimento comparado à 2014) Evolução do EBITDA (R$ milhões) 103 69 54 47 92% de clientes satisfeitos 6% do EBITDA do grupo em 2014 2012 2013 2014 1S15 Estratégia Relacionamento -Análise de mercado -Procura de clientes alvo Inteligência de Mercado Antecipação de tendências Evolução do Volume Comercializado (GWh) 12.391 13.052 11.254 5.209 Risco Gestão de riscos operacionais 2012 2013 2014 1S15 14

Mitigação dos fatores de risco (Crédito): Gestão efetiva no combate de PDD e Inadimplência 6 Ações de cobrança PDD/Receita Bruta 0,97% Reformulação da cobrança; 0,83% Protesto e Cejusc; 0,75% 0,60% Restrição de crédito; Estratégia de corte; 0,47% 0,38% Negociação com grandes clientes. 2013 2014 1S15 EDP Bandeirante EDP Escelsa 15

Mitigação dos fatores de risco (Financeiro): Desembolso de R$ 771,5 milhões no 2T15 da Holding e Distribuidoras para reforço de fluxo de caixa e investimentos Endividamento: dez/2014 vs. junho/2015 3.358 +94% 6.512 827 +98% 1.635 2.531 +93% 4.877 Dívida Líquida/EBITDA 1,5x Dívida Líquida 1,2x 2.451 2.031 2.008 Div. Líq./EBITDA 1,4x 1,3x 1,2x 2.531 2345 1,8x 4.877 6 Dív. Bruta Dez/14 Dív. Bruta Jun/15 Caixa Dez/14 Desembolso Holding e Distribuidoras Holding Emissão CCB de R$ 300 Milhões; Distribuidoras Emissão Cédula de Câmbio de R$ 250,0 Milhões; Linha de crédito disponível pelo BNDES em dez/14: R$ 570 milhões: 1º Desembolso fev/15: R$ 170 milhões; 2º desembolso abr/15: R$ 221,5 milhões. Desembolso Projetos em andamento Caixa Jun/15 Div. Liq Dez/14 Div. Liq. Jun/15 mar/14 jun/14 set/14 dez/14 mar/15 jun/15 UHE Cachoeira Caldeirão - Contrato dez/14: Debêntures de Infra-Estrutura de R$ 156,5 milhões (desembolso em fev/15); UHE São Manoel - Contrato maio/15: Desembolso de financiamento do BNDES de R$ 265 milhões (desembolso em jun/15). 16

Mitigação de fatores de risco (Energético): Risco energético mitigado com a descontratação de Enerpeixe 6 Energia descontratada Geradoras (MW médio) 19% 20% 17% 21% 21% % de descontratação 339 343 212 189 249 211 279 211 271 271 7 16 7 31 61 61 70 7 7 2 2016 2017 2018 2019 2020 Enerpeixe Energest Lajeado 17

4º ciclo da Revisão Tarifária Períodica Números Preliminares da EDP Bandeirante Evolução da parcela B 773-20% 621 706 765-3% 824 798 Base de Remuneração Regulatória - BRR R$ milhões BRR Bruta BRR Líquida 3º ciclo Out/11 4º ciclo Out/15 3.000 3.361 1.545 1.680 2010 RTP 2011 2012 2013 2014 RTP 2015 Composição da Parcela B RTP 2015 136 41 10 3 32 798 415 28 217 Custos Operacionais Receitas Irrecuperáveis Remuneração do Capital Quota de Reintegração Regulatória CAIMI Índice de Produtividade Mecanismo de Incentivo à Qualidade Outras Receitas Parcela B CAIMI = Custo anual das instalações móveis e imóveis GSF - Generation Scaling Factor fator de redução da geração hidrelétrica das usinas que compartilham risco hidrológico no MRE 18

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