* Inclui uma sub-estação móvel

Aviso Importante 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 baseiamse 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

Programa Detalhado 8:30 Abertura Oficial do Evento 9:00 Distribuição Sérgio Pires Diretor Executivo da Escelsa 9:45 Planejamento Energético Michel Nunes Itkes Diretor de Planejamento Energético 10:00 Regulação José Simões Neto Diretor de Regulação 10:30 Sessão de perguntas e respostas 10:45 Coffee Break 11:00 Comercialização Renato Volponi Lício Diretor de Comercialização e Risco 11:30 Geração Hugo Seabra de Souza Diretor Técnico da Área de Geração 12:00 Apresentação dos Resultados do 2T06 Vasco Barcellos Diretor de Relações com Investidores 12:30 Sessão de perguntas e respostas 13:00 Almoço 1 ano de Novo Mercado Governança Corporativa na ENBR 3 Distribuição

Distribuição Agenda Energias do Brasil no mercado de distribuição de energia Iniciativas em Curso para aumento da eficiência Investimentos Sustentabilidade 5 Distribuição Agenda Energias do Brasil no mercado de distribuição de energia Iniciativas em Curso para aumento da eficiência Investimentos Sustentabilidade 6

Visão Geral 7 Visão Geral Concessão: 30 anos válidos até 2028 9.644 km2 de área 28 municípios 4,4 milhões de população servida Empresa: 1,3 milhão de clientes 1.145 colaboradores R$ 2,7 bilhões Receita Bruta (2005) 12.315 GWh de energia distribuída (2005) 2005 Número de Sub-estações 57 Rede de Distribuição - Própria - Total - Km 25.297 Transformadores de Distribuição Próprio e Terceiros 49.771 Postes em Redes de Distribuição 476.453 8

Visão Geral Concessão: 30 anos válidos até 2025 41.241 km2 de área 70 municípios 3,2 milhões de população servida Empresa: 1 milhão de clientes 1.091 colaboradores R$ 1,8 bilhão Receita Bruta (2005) 7.639 GWh de energia distribuída (2005) 2005 Número de Sub-estações * 70 Rede de Distribuição - Própria - Total - Km 50.152 Transformadores de Distribuição Próprio e Terceiros 92.983 Postes em Redes de Distribuição 480.580 * Inclui uma sub-estação móvel 9 Visão Geral Concessão: 30 anos válidos até 2027 328.316 km2 de área 73 municípios 2,1 milhões de população servida Empresa: 668 mil de clientes 797 colaboradores R$ 1,14 bilhão Receita Bruta (2005) 3.108 GWh de energia distribuída (2005) 2005 Número de Sub-estações * 87 Rede de Distribuição - Própria - Total - Km 49.675 Transformadores de Distribuição Próprio e Terceiros 58.549 Postes em Redes de Distribuição - Total 551.457 * Inclui subestação móvel 10

Distribuição Crescimento na energia distribuída e mudança de mix Energia distribuída (GWh) Energia distribuída por segmento (%) 3,0% 22.394 23.061 3.028 3.108 3,0% 22.396 23.061 1% 1% 7.178 12.189 7.639 12.315 11.488 1.599 3.775 6.114 3,9% 11.938 1.556 4.028 6.354 23% 76% 30% 69% 3,9% 11.488 11.938 1% 1% 28% 36% 71% 63% 2004 2005 1S05 1S06 Bandeirante Escelsa Enersul 2004 2005 1S05 1S06 Cliente Final Energia em Trânsito Outros 11 Distribuição Composição do Mercado 1S06 Energias do Brasil: concessionárias com perfis diversificados Bandeirante Escelsa 17% Receita: R$ 1.015,7 MM 13% 8% 35% 38% 27% Volume: 6.354,1 GWh 7% 11% 20% 24% 16% Receita: R$ 672,6 MM 17% 33% Volume: 4.028,0 GWh 18% 41% 13% 15% 12% 19% 16% Enersul Receita: R$ 461,4 MM Volume: 1.556,1 GWh 5% 12% 21% 39% 30% 24% 24% 14% 12% 20% Energias do Brasil Receita: R$ 2.149,7 MM 13% 13% 35% 19% 20% Volume: 11.938,2 GWh 20% 36% 19% 12% 13% Residencial Industrial Comercial Rural e Outros En. em Trânsito 12

Distribuição Indicadores de Eficiência A combinação dos investimentos e do expertise da Energias do Brasil resultaram numa clara melhoria da qualidade do serviço e da eficiência operacional nos últimos anos. DEC (horas) FEC (vezes) 14,8 14,8 12,6 12,6 18,0 17,0 13,2 13,2 20,2 19,5 17,9 17,0 11,5 9,9 9,7 9,7 14,0 13,4 11,0 10,7 15,7 16,8 15,0 14,8 18,4 18,5 17,9 16,6 15,4 13,011,8 13,7 11,2 11,0 9,2 10,1 10,7 11,0 12,0 9,0 8,7 10,4 8,1 9,2 9,9 6,6 6,0 6,2-45% -54% -35% -56% -60% -40% Bandeirante Escelsa Enersul TMA (minutos) Bandeirante Escelsa Enersul Produtividade (cliente / colaborador) 116 187 160 139 110 112 98 103 79 88 60 64 61% 27% 72 % 1.071 1.143 776 456 151% 654 502 91% 91% 890 957 585 462 762 838 81% Bandeirante Escelsa Enersul Bandeirante Escelsa Enersul 1998 2001 2005 2T06 Ref. Aneel 13 Distribuição Agenda Energias do Brasil no mercado de distribuição de energia Iniciativas em Curso para aumento da eficiência Investimentos Sustentabilidade 14

Distribuição Iniciativas em Curso para Aumento da Eficiência Projeto Vanguarda Programa de Redução de Perdas Otimização da Rede de Atendimento a Clientes 15 Distribuição Eficiência Operacional Programa Vanguarda: Cronograma Módulos 2004 2005 2006 2007 1 Definição Estratégica 2 Desenho e implementação da nova estrutura organizacional 3 Redesenho de processos 4 Projetos de desenvolvimento de RH 5 Adequação de TI 6 Adequação de controle e monitoramento 7 Gestão da Mudança e Implementação Etapas Realizadas 16

Distribuição Eficiência Operacional Programa Vanguarda: Cronograma Módulos 2004 2005 2006 2007 1 Definição Estratégica 2 Desenho e implementação da nova estrutura organizacional 3 Redesenho de processos 4 Projetos de desenvolvimento de RH 5 Adequação de TI 6 Adequação de controle e monitoramento 7 Gestão da Mudança e Implementação Etapas Realizadas 17 Projeto Vanguarda PDV concluído (Programa de Demissão Voluntária) Programa de Demissão Voluntária Custo reconhecido em junho/06: R$ 52 milhões Adesão de 651 colaboradores 19% do quadro de colaboradores Poupanças advindas do PDV (R$ milhões/ano)* 68,4 8,4 28,8 17,2 4,0 2,4 14,8 24,8 40,8 5,2 35,6 60,0 Jun/06 Dez/06 Jun/07 Dez/07 * Moeda corrente Custo Direto de Pessoal Custo Indireto de Pessoal 18

Distribuição Eficiência Operacional Programa Vanguarda: Cronograma Módulos 2004 2005 2006 2007 1 Definição Estratégica Desenho e implementação da nova estrutura 2 organizacional 3 Redesenho de processos 4 Projetos de desenvolvimento de RH 5 Adequação de TI 6 Adequação de controle e monitoramento 7 Gestão da Mudança e Implementação Etapas Realizadas 19 Projeto Vanguarda Iniciativas em TI Os sistemas administrativos, técnicos e comerciais estão sendo unificados para otimizar a eficiência operacional da Área de Distribuição, prevendo investimentos de R$ 100 milhões em 3 anos. Pré-unificação Unificado Cronograma 2005 2006 2007 2008 Aliança SAP R/3 4.6C SIT SAP R/3 4.0B VISION + SOD SAP R/3 4.6C SIT SIT-Brasil IS-U/CCS SIC IS-U/CCS Integração 20

Projeto Aliança Concluído em Janeiro/2006 O Projeto Aliança consiste na unificação do SAP R/3 para suportar o modelo de gestão do Grupo Energias do Brasil Projeto Consultoria Projeto Aliança Data início Data término 21/07/2005 02/01/2006 Súmula Revisão do modelo e padronização da solução técnica para as 14 empresas do grupo. Destacam-se: Bandeirante, Escelsa, Enersul e Energias do Brasil Implementação do ERP e Sistema Recursos Humanos tendo como referência a solução da Bandeirante com a inclusão das diferenças críticas identificadas dos sistemas da Escelsa e Enersul Viabilização da solução técnica para o modelo de Alocação de Custos Treinamento para 1200 colaboradores Go-live em 02/01/2006 Operação assistida pela IBM até 13/02/2006 Desenvolvimentos para implantação do DMS integrado ao processo de compras Extensão do SAP R/3 para a Enerpeixe (go live em 02 de maio/2006) 21 Projeto em curso SITBrasil O SITBrasil permitirá a unificação dos sistemas de informação baseados em geoprocessamento Projeto Projeto SITBrasil Integração dos Sistemas Técnicos Consultoria Data início Data término 17/10/2005 30/04/2007 Súmula Fase 1 - Identificação das diferenças nos processos e procedimentos da área Técnica, objetivando sua prévia padronização (até 31/03/2006) Fase 2 - Implementação nas 3 empresas da solução especificada na fase anterior (SmallWorld seguido do PowerOn) A solução unificada se baseará nos atuais sistemas em uso na Bandeirante O escopo inclui sistemas / módulos para suportar os processos de engenharia da distribuição, incluindo planejamento, projeto e operação da distribuição Go-live do SmallWorld em 01/01/2007; pré-operação do PowerOn a partir de 01/01/2007, com go-live em 01/04/2007. 22

Projetos em curso Integração A unificação dos sistemas comerciais das 3 distribuidoras é um dos pilares para o Modelo de Gestão do Grupo Energias do Brasil Projeto Projeto Integração - Unificação dos Sistemas Comerciais Consultoria Data início Data término 18/04/2006 30/11/2007 Súmula Identificação das diferenças nos processos e procedimentos da área Comercial, objetivando sua prévia padronização nas distribuidoras do Grupo no Brasil Estão incluídos na primeira onda do projeto: O upgrade para as versões mais modernas do SAP (tanto do R3 como do CCS) As melhorias decorrentes do Projeto Excelência da Área Comercial, em curso na Bandeirante A substituição do atual módulo de Atendimento aos clientes pelo equivalente do CRM da SAP, mais interativo e produtivo Na segunda onda, o CCS será implantado na ESCELSA E ENERSUL, com go-live previsto para 01/12/2007. 23 Iniciativas de TI Investimento com custo inferior ao benchmarking Indicador (CAPEX+OPEX)/Receita Líquida (base 100) 103 102 101 100 99 98 97 2005 2006 2007 2008 Indicador (CAPEX+OPEX)/Receita Benchmarking CanalEnergia (min.3,5%) (*) Benchmarking FGV/Eaesp (5,1%) (*) (*) Fonte: relatório final do PDTI junho/2005 (p.168 a 171) (**) Receita de Distribuição 24

Distribuição Iniciativas em Curso para Aumento da Eficiência Projeto Vanguarda Programa de Redução de Perdas Otimização da Rede de Atendimento a Clientes 25 Distribuição Programa de Combate às Perdas No 1S06, total de R$ 20,6 milhões (R$ 10,5 em Gastos e R$ 10,1 em Investimentos Operacionais) aplicados em programas voltados à contenção do crescimento do nível de perdas técnicas e comerciais, visando a uma gradual redução a partir de 2006 Evolução das perdas comerciais (% da energia distribuída nos últimos 12 meses) 2,2 2,4 2,3 6,0 5,2 5,0 5,9 6,3 6,6 Jun/05 Mar/06 Jun/06 Jun/05 Mar/06 Jun/06 Jun/05 Mar/06 Jun/06 4,1 Comerciais 3,9 ~ 335 mil inspeções realizadas no1s06 do total de 625 mil programadas para 2006 3,8 9,3 8,5 9,0 Meta de perda comercial consolidada para Dez/06: 3,6% Técnicas Jun/05 Mar/06 Jun/06 Redução das perdas técnicas: principal fator é o retorno do ponto de medição da Enersul Jun/05 Mar/06 Jun/06 26

Distribuição Programa de Combate às Perdas Previsão para 2006: Nº de inspeções: 625 mi Bandeirante: 158 mil Escelsa: 317 mil Enersul: 150 mil Nº de medidores substituídos: 39,9 mil Nº de clientes com rede protegida: 36,9 mil Telemedição: 1.365 unidades Receita recuperada nos últimos 12 meses: R$ 30,4 milhões Volume de energia recuperada nos últimos 12 meses : 86,6 GWh 27 Distribuição Iniciativas em Curso para Aumento da Eficiência Projeto Vanguarda Programa de Redução de Perdas Otimização da Rede de Atendimento a Clientes 28

Distribuição Relacionamento com cliente Agências de atendimento aos clientes Próprias Terceirizadas Total Bandeirante 7 17 24 Escelsa - Situação Atual 33 0 33 Escelsa - Situação Proposta 8 38 46 Enersul - Situação Atual 10 37 47 Enersul - Situação Proposta 0 55 55 29 Distribuição Agenda Energias do Brasil no mercado de distribuição de energia Iniciativas em Curso para aumento da eficiência Investimentos Sustentabilidade 30

Plano de Investimento * Investimentos por Distribuidora R$MM Direcionamento dos Investimentos R$MM 365 323 239 122 99 2006 Expansão do Sistema 131 57 64 92 139 Modernização de Redes 126 Automação, Telecom. e Informática 73 Outros 36 118 109 127 Total 365 2004 2005 2006E Bandeirante Escelsa Enersul * Excluídos os investimentos do Programa Luz Para Todos 31 Programa Luz Para Todos No 1S06, o Programa Luz Para Todos absorveu R$ 51,0 milhões Total de Investimentos Programados (R$ milhões) Fontes de Financiamento (R$ milhões) Redefinição de Metas 64 126 =51 177 27 CDE / Estado 87 RGR Recursos Próprios Novas Ligações * Realizado até 31/07/2006 8,534 8,430 11,834 9,839 4,008 5,479 3,405 2006E (Anterior) 2006E (Atual) 2,684 461 2,048 2,084 2,792 2004 2005 2006 * Previsão 2006 Bandeirante Escelsa Enersul 32

Distribuição Agenda Energias do Brasil no mercado de distribuição de energia Iniciativas em Curso para aumento da eficiência Investimentos Sustentabilidade 33 Sustentabilidade Responsabilidade Social Apoio social R$ 6,4 milhões foram investidos em 2005, com destaque para a educação Tarifa elétrica social 500 mil clientes beneficiados pela tarifa elétrica social Universalização: Luz para todos ~50.000 unidades elegíveis ao programa (46% conectados em 2005) Cultura Patrocínio de vários projetos culturais nas áreas de atuação e em outras regiões do país 34

Planejamento Energético Planejamento Energético Agenda Foco da Apresentação Contratação no ambiente regulado Estratégia de Contratação da Energias Comentários Finais 36

Planejamento Energético Agenda Foco da Apresentação Contratação no ambiente regulado Estratégia de Contratação da Energias Comentários Finais 37 Contratação de Energia ACR Ambiente de Contratação Regulada Compra e venda de energia elétrica entre agentes vendedores e agentes de distribuição ACL Ambiente de Contratação Livre Compra e venda de energia elétrica através de contratos bilaterais livremente negociados Preços de suprimento resultantes de leilões Vendedores Preços de suprimento livremente negociados Competição plena entre titulares de concessão, permissão ou autorização para poder gerar, importar ou comercializar energia elétrica 38

Planejamento Energético Agenda Foco da Apresentação Contratação no ambiente regulado Estratégia de Contratação da Energias Comentários Finais 39 Contratação no Ambiente Regulado As distribuidoras devem comprovar contratação de 100% de suas cargas de energia... Distribuidora subcontratada: Subcontratação implica penalidade de valor igual ao montante sucontratado, em MWh. Distribuidora sobrecontratada: Repasse integral às tarifas dos custos de compra de energia para até 103% do mercado medido. Incentivo à contratação de longo prazo, com maior antecedência, via repasse à tarifa e mitigação de riscos de penalidade 40

Contratação no Ambiente Regulado Início de Suprimento Duração do Contrato Energia Nova A-5 Em 5 anos De 15 a 30 anos Leilões Energia Nova A-3 Energia Existente A-1 Em 3 anos Ano seguinte De 15 a 30 anos De 5 a 15 anos Energia Existente de Ajuste Em até 4 meses Até 2 anos Chamada Pública Geração Distribuída Definido pela Distribuidora Definido pela Distribuidora Regra de Comerc. Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits - MCSD Redução ou acréscimo contratual a partir do mês seguinte Até o fim da vigência do produto afetado MCSD pode ocorrer para compensar saída de clientes livres, acréscimos de contratos bilaterais, ou variações de mercado limitadas a 4% ao ano. 41 Contratação Ótima Contratação Geral (MWh) situação hipotética Energia, em MWh 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Cenário otimista Cenário base Cenário pessimista 42

Planejamento Energético Agenda Foco da Apresentação Contratação no ambiente regulado Estratégia de Contratação da Energias Comentários Finais 43 Estratégia de Aquisição de Energia das Distribuidoras do Grupo Objetivo: minimizar o pagamento de penalidades e maximizar o repasse dos custos de aquisição às tarifas dos consumidores finais. Entradas: Contratos pré-existentes; Aspectos Regulatórios; Regras de Comercialização; Cenários de Carga das Distribuidoras. Carga Preços Contratos Modelo de Otimização Compra Custos Repasse Penalidade 44

Planejamento Energético Agenda Foco da Apresentação Contratação no ambiente regulado Estratégia de Contratação da Energias Comentários Finais 45 Comentários Finais Gestão eficiente com crescimento de volumes Balanço Energético 2005 (GWh) Geração Própria (asseg) Suprimento 490,6 302,3 Contratos Iniciais + Bilaterais Perdas Transmissão 8.599,0 441,1 Energia Fornecimento #REF! Leilão Perdas de Itaipu 15.884,7 4.923,0 165,0 ( - ) Itaipu Vendas C.Prazo = Requerida Perdas e Diferenças 6.720,9 560,6 3.475,1 C. Prazo + Outras Ajustes C.Prazo 26.536,4 127,9 32,8 Energia 6.874.270 em Trânsito Energia em Trânsito 6.874,3 6.874,3 Energia Vendida Total (GWh) 1,3% 19.425 19.675 2.469 3.812 16.956 15.863 3,4% 9.894 10.228 1.781 2.754 8.113 7.474 2004 2005 1S05 1S06 Clientes Finais Clientes Livres 46

Comentários Finais O Novo Modelo do Setor Elétrico estabeleceu regras para a compra de energia das Distribuidoras. Principais riscos: Penalidade por insuficiência de lastro contratual (contratos menores que a carga de energia) Não repasse à tarifa do consumidor final (contratos superiores a 103% da carga de energia). Nossas distribuidoras desenvolveram internamente modelo de otimização para definir as compras de energia, de forma a mitigar os referidos riscos. 47 Regulação

Ambiente Institucional Resumo Regulatório REGULAÇÃO PLANEJAMENTO POLÍTICA CNPE MME EPE CMSE ANEEL Regulamentação Mínima Forte Regulamentação Regulamentação Mínima Cativos Competição Monopólio Natural Competição Livres 75,5% consumo 2005 24,5% consumo 2005 G T D C CCEE ONS BNDES ELETROBRAS COMERCIALIZAÇÃO FINANCIAMENTO OPERAÇÃO 49 Regulação Setorial Ação Segmento Geradora Transmissora Distribuidora Comercializadora Garantia no suprimento Lastro Multa por indisponibilidade Lastro Lastro Controle de qualidade Fiscalização de indicadores Fiscalização de indicadores Fiscalização de indicadores -x- Controle tarifário Reajuste anual (ACR) Revisão periódica e reajuste anual (novos ativos) Revisão periódica e reajuste anual -x- Competição Receita Permitida Modelos tarifários Preços Máximos com repasse custos exógenos Competição 651 PIEs/Conc Conc. 460 APs 53 Transmissoras 64 Distribuidoras 52 Comerciali- zadoras 50

Regulação Econômica Formação da tarifa Parcela A custos não gerenciáveis + Parcela B custos gerenciáveis Perspectiva do prestador do serviço TARIFA Investimentos prudentes Juros aos credores Dividendos Qualidade e continuidade O&M Eficiente Perspectiva do consumidor modicidade universalização capacidade de pagamento competitividade 51 Regulação Econômica Formação da tarifa Compra de energia Custos de transporte Encargos Parcela A Base de Remuneração Líquida x Taxa de retorno Base de Remuneração Bruta x Taxa de Depreciação Empresa de Referência Remuneração Quota de Reintegração Custos Operacionais Eficientes Parcela B 52

Regulação Econômica Revisão Tarifa de fornecimento T1 T2 Parcela B2 = O&M Parcela B1 = Remuneração T3 Parcela A X=0; infl. =0 X>0; infl. =0 Tempo Revisão 1 Revisão 2 53 Regulação Econômica Cronologia dos mecanismos tarifários Exemplo: Bandeirante Energia Assinatura do contrato Revisão tarifária periódica RA RA RA RA RA RA RA 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Câmbio Cofins RTE Revisão tarifária extraordinária RA = Reajuste Anual 54

Regulação Econômica Reajuste Tarifário Exemplo: Escelsa Decomposição do IRT de 2009 Agosto de 2006 +3,75% Compra de energia Reajuste Tarifário Repasse da Variação das Parcelas A e B +8,23% +4,13% Encargos setoriais +0,10% Encargos de transmissão +0,25% Parcela B Parcela A Parcela B +16,67% Variação nas Contas de Natureza Financeira +8,44% Ajustes financeiros +8,44% 55 Regulação Econômica Segundo ciclo de revisão tarifária Audiência Pública 008/2006: Contribuições: 28 de julho Presencial: 2 de agosto Dez notas técnicas Empresa Início Processo Tarifário Término Escelsa 23/8/2006 7/8/2007 Bandeirante 23/8/2006 23/10/2007 Enersul 23/8/2006 8/4/2008 Publicação da Resolução com Nova Metodologia 56

Regulação Econômica Segundo ciclo de revisão tarifária 47 Contribuições 72 Apresentações Geral Sem ruptura metodológica Maior transparência no processo AVANÇOS Fator X Base de Remuneração Eliminação do Xc Reconhecimento de parte do Juros sobre Obras em Andamento (JOA) Indexação da BRR pelo IGPM Outras receitas Permite o compartilhamento 57 Regulação Econômica Segundo ciclo de revisão tarifária Geral Cronograma Parcela A Remuneração Regulatória Carece de previsibilidade e reprodutibilidade Prazos exíguos Sistematizar Atualização dos parâmetros Manter risco regulatório EOC mais intensiva em K próprio PONTOS DE ATENÇÃO Base de Remuneração Empresa de Referência Fator X Investimento x Qualidade Perdas Elétricas Universalização Reavaliar corretamente antes de blindar Firmar metodologia de apropriação do JOA Desenvolver base de dados de preços Atualizar e aprimorar cálculo custos de O&M Aplicar só Xe Nível tarifário x padrão de qualidade maior Rever limitação de perdas Penalidade exorbitante Manter depreciação 58

Comercialização Comercialização Agenda Foco da Apresentação Características do Mercado Livre Brasileiro Enertrade no Mercado Livre Gestão de Riscos Brasil: Expectativas do Mercado Estratégia Enertrade 60

Comercialização Agenda Foco da Apresentação Características do Mercado Livre Brasileiro Enertrade no Mercado Livre Gestão de Riscos Brasil: Expectativas do Mercado Estratégia Enertrade 61 Contratação de Energia ACR Ambiente de Contratação Regulada Compra e venda de energia elétrica entre agentes vendedores e agentes de distribuição ACL Ambiente de Contratação Livre Compra e venda de energia elétrica através de contratos bilaterais livremente negociados Preços de suprimento resultantes de leilões Vendedores Preços de suprimento livremente negociados Competição plena entre titulares de concessão, permissão ou autorização para poder gerar, importar ou comercializar energia elétrica 62

Comercialização Agenda Foco da Apresentação Características do Mercado Livre Brasileiro Enertrade no Mercado Livre Gestão de Riscos Brasil: Expectativas do Mercado Estratégia Enertrade 63 Evolução da Energia Consumida Sistema Interligado e Mercado Livre Brasileiro Mercado livre em expansão nos últimos 2 anos 64

Evolução do Mercado Brasileiro Número de Consumidores Livres 600 549 500 517 400 300 291 200 120 100 2 49 5 0 jan/01 jul/01 jan/02 jul/02 jan/03 jul/03 jan/04 jul/04 jan/05 jul/05 jan/06 jul/06 Alto crescimento do número de Consumidores Livres 549 em 730 agentes 65 Segmentação de Consumo no ACL Total e Parcialmente Livres Metalurgia é o grande mercado consumidor no ACL 66

Comercialização Agenda Foco da Apresentação Características do Mercado Livre Brasileiro Enertrade no Mercado Livre Gestão de Riscos Brasil: Expectativas do Mercado Estratégia Enertrade 67 Participação das Vendas no Mercado das Comercializadoras (considera também as vendas no ACR) Participação das Vendas na Carga do Mercado Livre (GWh) Participação das Comercializadores Dedicadas 6,5% 6,0% 5,5% 32% 11% 5,0% 4,5% 46% 11% 4,0% 3,5% CPFL BRASIL TRADENER 3,0% ENERTRADE OUTROS jan/05 fev/05 mar/05 abr/05 mai/05 jun/05 jul/05 ago/05 set/05 out/05 nov/05 dez/05 jan/06 fev/06 mar/06 abr/06 mai/06 jun/06 Base: relatório de votos da CCEE Enertrade em segundo lugar no mercado de comercializadores 68

Portfólio da Enertrade Divisão de Venda por ambiente ACR / ACL GWh 1.604 1.575 1.509 1.691 1.657 1.846 921 860 930 1.101 1.354 1.400 683 715 579 590 303 446 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 Empresas do Grupo ENBR Outros Self-dealing Mercado Livre Aumento significativo do Mercado Livre no Portfólio 69 Portfólio da Enertrade Divisão de Venda por segmento Alimento 4% Automotivo 5% Outros 13% Comercializador 29% Siderurgia 9% Alumínio 10% Quimica 11% Mineração 19% Portfólio da Enertrade pulverizado. Maior independência para a empresa. 70

Comercialização Agenda Foco da Apresentação Características do Mercado Livre Brasileiro Enertrade no Mercado Livre Gestão de Riscos Brasil: Expectativas do Mercado Estratégia Enertrade 71 Gestão de riscos Risco comercial Contratos de longo prazo: garantias corporativas ou de bancos de 1ª linha Contratos de curto prazo garantias via procedimento: a energia somente é entregue após pagamento Contratos possuem mecanismo para seu cancelamento em caso de inadimplência 72

Gestão de riscos Risco energético Procedimentos semelhantes aos do mercado financeiro avaliação da posição, cálculo do VaR, PaR, sinalização de ações corretivas para adequação aos limites estabelecidos pelo grupo Acompanhamento freqüente das condições de mercado (bases CCEE e ONS) Adequação da estratégia comercial 73 Comercialização Agenda Foco da Apresentação Características do Mercado Livre Brasileiro Enertrade no Mercado Livre Gestão de Riscos Brasil: Expectativas do Mercado Estratégia Enertrade 74

Brasil: Expectativa de Mercado Cenários de preços R$/MWh 120 dados de agosto/2006 100 80 60 40 20 0 jan-02 jul-02 jan-03 jul-03 jan-04 jul-04 jan-05 jul-05 jan-06 jul-06 Histórico Previsão ONS Perspectiva de aumento de preços no curto prazo 75 Brasil: Expectativa de Mercado Volume GWh médio 26,8 25,7 23,6 24,6 22,7 20,8 21,8 20,0 19,0 15,4 16,1 12,6 13,6 14,2 14,7 10,2 10,9 11,7 27,9 16,8 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Industrial Mercado Livre Crescimento do Mercado Livre acompanha o crescimento industrial 76

Comercialização Agenda Foco da Apresentação Características do Mercado Livre Brasileiro Enertrade no Mercado Livre Gestão de Riscos Brasil: Expectativas do Mercado Estratégia Enertrade 77 Evolução da Estratégia Comercial Mercado em formação: (Formação da carteira de contratos) Mercado consolidado: (Fidelização dos clientes: Parcerias) Captura de Clientes das D s do Grupo Atenção ao movimento de recontratação Oferta de Produtos básicos Sofisticação das operações Venda de serviços agregados Foco na economia para o cliente Cliente cria novas necessidades Equipe tecnicamente capacitada supre desconhecimento do cliente Necessidade de maior capacitação em marketing de serviços Atenção constante aos limites de risco Compartilhamento de riscos com clientes 78

Geração Geração Agenda Foco da Apresentação Brasil: Cenário Atrativo para Investimentos Projetos de Expansão em Curso Sustentabilidade 80

Estratégia Ser uma empresa líder no setor energético brasileiro, com foco na criação de valor Crescimento com ênfase em geração hidrelétrica 81 Geração Agenda Foco da Apresentação Brasil: Cenário Atrativo para Investimentos Projetos de Expansão em Curso Sustentabilidade 82

Consumo de Eletricidade (per capita no ano) 14.000 Consumo per capita (KWh) 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 - Venezuela China Chile Brasil Peru México Argentina Taiwan Coréia do Sul Grécia Portugal Singapura França Espanha Itália Austrália Japão Alemanha Reino Unido Hong Kong Estados Unidos - 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 PIB per capita (US$) Fonte: CIA, The World Factbook, 2003 83 Brasil: Matriz Elétrica - 2005 Carvão 84% 2% 2% 3% 4% 5% Nuclear Outros Derivados Biomassa Gás Natural Hidráulica Fonte: EPE PDEE 2005-16 84

Brasil: Previsão de Crescimento PIB Fonte: EPE PDEE 2005-16 85 Brasil: Previsão de Mercado Carga de Energia (MW médio) Fonte: EPE PDEE 2005-16 86

Brasil: Previsão de Mercado Acréscimos anuais da carga de energia Fonte: EPE PDEE 2005-16 87 Brasil: Demanda de Energia Expansão da Oferta vs. Energia Demandada MW-Médio 62.500 57.500 Oferta Projetada Demanda - Cenário Otimista Demanda - Cenário Base 52.500 Oferta Atual 47.500 42.500 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 88

Setor energético brasileiro Crescimento de demanda e de investimentos Cenário 2005-2015 Geração: Crescimento da capacidade instalada de 94 GW para 135 GW Investimentos: R$ 85 bilhões Transmissão: + 64.000 km Investimentos: R$ 39,5 bilhões Consumo per capita: 34% de crescimento Fonte: Ministério de Minas e Energia e Jornal O Estado de São Paulo 89 Brasil: Geração hidrelétrica Tendência ascendente de preços Preços ainda não têm atraído empresas com políticas de investimento com critérios de retorno mínimo 106,95 114,28 126,77 121,81 57,51 67,33 75,46 83,13 2005-08 2006-08 2007-08 2008-08 2008-H30 2009-H30 2010-H30 2011-H30 Leilões de Energia Velha Leilões de Energia Nova/Botox 90

Geração Agenda Foco da Apresentação Brasil: Cenário Atrativo para Investimentos Projetos de Expansão em Curso Sustentabilidade 91 Geração Capacidade Instalada - MW Mimoso S. João I 29,5 MW 0,66 MW Lajeado Mascarenhas 250 MW 180,50 MW 516 MW Coxim Suiça Alegre 30,06 MW 2,06 MW S. João II 0,40 MW 0,60 MW Jucu Fruteiras 4,84 MW 8,74 MW Costa Rica Paraíso Viçosa Rio Bonito 16 MW 21,6 MW 4,5 MW 16,8 MW 92

Geração Projetos em curso garantem crescimento 1.043 MW EBITDA 2005 516 MW Mg Ebitda 65% 12% 5% Mg Ebitda 11% 83% Geração Distribuição Comercialização Mg Ebitda 19% Distribuição Margem EBITDA Geração de caixa Novos contratos negociados a preços superiores Diluição de risco com equilíbrio do portfólio Geração 93 Geração Projetos em curso 1.043 MW Peixe Angical Mascarenhas São João 94

Geração Investimentos: UHE Peixe Angical Localização: Rio Tocantins - TO Capacidade instalada: 452 MW Energia assegurada anual: 2.374 GWh Área do reservatório: 294 Km² Investimento: R$1,6 Bi (96% realizado) 99% da construção concluída Cronograma: Junho 2006 início operação comercial Julho 2006 início da segunda turbina Outubro 2006 início da terceira turbina Contrato de Compra e Venda de Energia 10 anos, a partir de 2006. Preço: VN Estrutura de Capital R$ 670 milhões (linhas BNDES) 95 Geração Investimentos: UHE Mascarenhas: 4ª Máquina Localização: Rio Doce - ES Capacidade Instalada: 50 MW Energia Assegurada: 23,9 MWh Investimento: R$ 65 milhões Inicio de Operação: 3T06 Contrato de Compra e Venda de Energia Até dez/07: ACL De jan/2008 à dez/ 2037 no leilão à R$ 115,98 (dez/05) 96

Geração Investimentos: PCH São João Localização : Rio Castelo - ES Capacidade Instalada: 25 MW Energia Assegurada: 14,7 MWh Investimento: R$ 88,4 Milhões Conclusão: final de 2006 Contrato de Compra e Venda de Energia Até julho de 2025. Preço: VN 97 Geração Oportunidades de repotenciação UHE Mascarenhas - ES Capacidade instalada atual: 130 MW Potência assegurada: 103 MW Médio Repotenciação em estudo: 17,5 MW UHE Suiça - ES Capacidade instalada atual: 30 MW Potência assegurada: 19 MW Médio Repotenciação em estudo: 12 MW PCH Rio Bonito - ES Capacidade instalada atual: 17 MW Potência assegurada: 8 MW Médio Repotenciação em estudo: 5 MW 98

Geração Novo Projeto: PCH Santa Fé - ES Capacidade instalada atual: 30 MW Potência assegurada: 16 MW Médio Investimento: R$105 milhões Inicio de Operação: Janeiro de 2009 Contrato de Compra e Venda de Energia De Janeiro 2009 a Dezembro 2038 Preço: 124,99 / MWh (Base Junho 2006) 99 Geração Agenda Foco da Apresentação Brasil: Cenário Atrativo para Investimentos Projetos de Expansão em Curso Sustentabilidade 100

Sustentabilidade Responsabilidade Sócio-ambiental Gerenciamento ambiental Investimentos de R$138,1 milhões em 2005, principalmente em Peixe Angical Aprovação de Política Corporativa para Meio Ambiente Implantação em curso de Sistema de Gestão Ambiental (ISO 14000) Adesão ao Pacto Global da ONU Protocolo de Kyoto Iniciativas visando adequação de projetos para habilitação aos benefícios do Clean Development Mechanism (CDM) 101 Desempenho Financeiro 2T06

Receita Líquida Queda reflete eventos de 2005 e novo perfil de mercado Receita Líquida Consolidada (R$MM) 1.087 9% 2% 89% -2,6% 1.059 12% 5% 83% 2.182 9% 2% 89% -0,1% 2.179 10% 5% 85% 2T05 2T06 1S05 1S06 Principais Impactos: IRT de -8,86% da Bandeirante em Out/05; Migração de clientes livres no 1T06 Reconhecimento de R$ 75 milhões no 1T05 na Enersul (R$ 65 milhões anteriores a 2005); Excluindo o efeito da Enersul, a receita no semestre apresentaria um aumento de 3,0% Distribuição Geração Comercialização 103 Custos e Despesas Impactado por Programas de Eficiência em curso Detalhamento dos Custos e Despesas 1-1S06 Detalhamento dos Custos e Despesas Gerenciáveis 1S06 Custos não gerenciáveis R$1.304 milhões (75%) Custos gerenciáveis R$430 milhões (25%) R$ milhões 1S06 1S05 Var.% Pessoal 197 134 47,3% Material 20 19 5,6% Serviços de Terceiros 136 106 28,8% Provisões 37 43-13,9% Outros 40 53-23,8% Total 430 354 21,5% Nota: R$1.734 milhões 1 Exclui depreciação e amortização Gastos Gerenciáveis (Programas Corporativos) Programa de Combate às Perdas R$ 8,7 milhões Serviços de consultoria - R$ 5,5 milhões PDV R$ 51,6 milhões 104

EBITDA 1S06 x 1S05 Variação reflete principalmente eventos de 2005 e PDV Evolução do EBITDA (R$ milhões) 518 65 Efeito da Revisão Tarifária da Enersul Excluindo os impactos da Enersul e do PDV, o EBITDA teria crescido cerca de 10%. +54-10 -4 453-52 -14-18 +45 444 Junho/05 PDV Programas de Eficiência P&D* Mercado Geração Comercialização Distribuidor Outros Junho/06 Margem EBITDA: 23,7% Margem EBITDA: 20,4% * Inclui EPE 105 Resultado Financeiro Variação cambial favoreceu 1S05 Variação na taxa de câmbio de 12,9% no 1S05 Resultado Financeiro R$ milhões Acumulado 1S06 1S05 Var.% Receita Financeira 119 134-10,9% Despesa Financeira (180) (230) -21,9% Resultado Cambial Líquido (26) 109 n.a. SWAP - resultado líquido (73) (81) -9,1% Variação cambial 48 190-74,8% TOTAL (86) 13 n.a. 106

Lucro Líquido Não-recorrentes e variação cambial explicam decréscimo Lucro Líquido antes da participação de minoritários (R$ milhões) Lucro Líquido (R$ milhões) 231 229 198 128 138-73,5% -40,3% -86,8% -45,4% 125 34 26 2T05 2T06 1S05 1S06 2T05 2T06 1S05 1S06 107 Endividamento Alavancagem e exposição cambial em baixos níveis Estrutura de capital fortalecida aumenta capacidade financeira para expansão das operações Endividamento 1S06 (R$ milhões) Dívida bruta por indexador (Jun/06) 3% (447) PDV, CAPEX e Dividendos/JSCP 31% (752) 2,3x * 1,9x * 61% 3.122 5% US$ 1.923 1.731 TJLP Pré-fixado * * Taxas Flutuantes Dívida Bruta Jun.06 (-) Caixa e Valores Mobiliários (-) Ativos Regulatórios Dívida Líquida Jun.06 Dívida Líquida Mar.06 * Rácio: : Dívida D Líquida L / EBITDA 12 meses ** Inclui Selic, CDI, IGP-M M e INPC 108

Endividamento Alongamento a custos competitivos Cronograma de vencimentos da dívida Jun/06 (R$ milhões) Operações Concluídas Emissão de debêntures: Bandeirante (R$250 Milhões, Abril/06) Enersul (R$337,5 Milhões, Junho/06) Benefícios das operações: Redução da dívida de curto prazo Extensão do prazo médio da dívida Redução do custo médio da dívida Escelsa (R$264 Milhões, Jul/06) 883 692 552 447 18% 22% 272 372 351 28% 9% 12% 11% Caixa e Equivalentes Jul-Dez/06 2007 2008 2009 2010 Após 2010 109 Plano de Investimento * Atualização do programa de investimentos de 2006 Abertura dos Investimentos R$ milhões Principais Impactos: Geração: R$ 30 milhões construção de Santa Fé; Distribuição: R$ 22 milhões reforço e ampliação das redes; 525 =52 577 182 212 291 343 365 146 145 2006E (Anterior) 2006E (Atual) 1S06 Distribuição Geração * Excluídos os investimentos do Programa Luz Para Todos 110

Performance ENBR3 Importantes reconhecimentos no 1S06 Reconhecimentos de RI Melhor Cia. Aberta 2005 Menção Honrosa 230 210 190 170 150 130 110 Atualizado até 25 de agosto de 2006 Volume R$mil 70.000 60.000 50.000 +51% 40.000 +50% 30.000 +48% 20.000 +41% 10.000 90 0 12/7/2005 12/8/2005 15/9/2005 19/10/2005 23/11/2005 26/12/2005 30/1/2006 6/3/2006 6/4/2006 12/5/2006 14/6/2006 18/7/2006 18/8/2006 Volume R$ ENBR3 ENBR3 Ibovespa IEE IBX 111 Selo Assiduidade Apimec SP 112

Cobertura de Analistas Instituição Analista 1 Agora Rafael Quintanilha 2 Banco do Brasil Marluce Araujo 3 Banif André Segadilha 4 Bear Stearns F. Rowe Michels 5 BES - 6 Credit Suisse Emerson Leite 7 Deutsche Bank Lucrecia Tam 8 Fator Corretora Renato Pinto 9 Itaú Sergio Tamashiro 10 JP Morgan Lillyanna Yang 11 Lopes Filho & Associados Cristina Garcia 12 Merrill Lynch Frank McGann / Felipe Leal 13 Pactual Pedro Batista 14 Santander - 15 SLW Carlos Nunes 16 UBS Gustavo Gattass 17 Unibanco Márcio Prado 113 Conclusão Importantes Realizações do 1S06 Redução das Perdas Totais Início de Operação de Peixe Angical e Novo Projeto em Geração Conclusão do Programa de Demissão Voluntária Reconhecimento do Mercado Emissão de Debêntures Concluída 114

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