Apresentação para investidoresJulho de 2015

Perfil corporativo: Companhia elétrica integrada privada de energia com operações nos segmentos de geração, distribuição e comercialização

2

Free Float

51% 49%

EDPEnergias de Portugal

Energias do Brasil17% do EBITDA do Grupo (2014)

1) Fonte: CCEE (2014); 2) Em 2014. Fonte: Aneel. 3) Em junho/2015. 4) Em 2014. Fonte: Companhias.

3ª maior comercializadora privada (vendas)9% de market share1

4ª maior grupo privado de geração (capacidade instalada)2

• 2,7 GW de capacidade instalada e 1,8 GW médio de energia assegurada3

• 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)

Perfil corporativo: Operação em 11 estados brasileiros

31) Venda de 45% da participação para a EDP Renonáveis (EDPR) em dez/2014. | 2) Venda Pantal Energética em jul/15.

UHE

Térmica

Eólica

Em operação

Em construção

São Manoel700 MW (33,3%)

CENAEEL14 MW(45%)

Energest67 MW

Elebrás70 MW (45%)

Sto. Antônio do Jari 373 MW (50%)

Cachoeira Caldeirão219 MW (50%)

Aventura116 MW (45%)1

Baixa do Feijão120 MW (45%)1

Pecém I 720 MW(100%)

Lajeado903 MW (73%)Enerpeixe499 MW (60%)

Energest2

329 MW

GERAÇÃO

28 cidades no estado de São Paulo

1,8 milhão de clientes

Concessão: 2028

EDP Bandeirante

EDP Escelsa

70 cidades no estado do Espírito Santo

1,4 milhão de consumidores

Concessão: 2025

DISTRIBUIÇÃO

UHE: 67%, PCH: 5%, Térmica: 26% e Eólica: 1%

Presença em 10 estados

7,8

12,3

15,9 16,1

2012 (média) 2013 (média) 2014 (média) 2015 (média)

Cenário Energético:Hidrologia desfavorável e baixo nível dos reservatórios

4

Chuva/Energia Natural Afluente | Sudeste (2014 vs. 2013)GW médio

GSF (Generation Scalling Factor) | Average (%)Sistema Interligado Nacional (SIN)

PLD (Submercado SE/CO e N) | (R$/MWh)Despacho térmico | Sistema Interligado Nacional (SIN)GW médio

96,3%93,8%

84,5%87,7%

79,2%80,8%

1T14 2T14 3T14 4T14 1T15 2T15

388,5 388,5 388,5 388,5 387,2 372,7

240,1

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000 2014 2015

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.

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.

• 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.

Operador integrado com foco hidrotérmico e reforço em serviços de energia

Posicionamento estratégico

5

1

2

5

6

3

4

Governança Corporativa:Reforço e equilíbrio

6

Membros Membros Independentes

4 4

Antonio Mexia – Presidente do Conselho• CEO EDP Grupo• Presidente do Comitê de Remuneração• Membro do CAE

Pedro Sampaio Malan• Membro do Comitê de Remuneração

Miguel Setas – Vice Presidente do Conselho• CEO EDP Brasil• Membro do CAE

Modesto Souza Barros Carvalhosa• Presidente do Comitê de Governança e • Partes Relacionadas

Nuno Alves • CFO EDP Grupo• Membro do CAE

Francisco Carlos Coutinho Pitella• Presidente do Comitê de Auditoria Interna

João Marques da Cruz• Membro do CAE

José Luiz Alqueres• Presidente do Comitê de Sustentabilidade

Equilíbrio

CEO e DRI CFO VP Geração VP DistribuiçãoVP Comercialização e Novos Negócios

Miguel Setas Henrique FreireLuis Otavio

HenriquesMichel Itkes Carlos Andrade

Conselho de Administração

Diretoria

1

Operador integrado com foco hidrotérmico e reforço em serviço de energia: Compra e venda de ativos recentes

7

2

Capacidade instalada adquirida: 360 MW;

Valor da aquisição: R$ 300 milhões;

Impacto de R$ 885 milhões (EBITDA).

Aquisição de 50% da UTE Pecém I

Valor da aquisição: R$ 27 milhões;

23 anos de experiência e atuação nomercado de eficiência energética;

Faturamento 2014: R$ 19 milhões;

# Clientes: mais de 600 em diversossetores;

Diferenciais: 21 prêmios nacionais deconservação de energia (PremiaçõesPROCEL); Executora dos Programas deEficiência Energética de 11Concessionárias;

Conclusão (e): final de 2015.

Aquisição da APS Soluções

UHE Mimoso e PCH Paraíso;

Capacidade instalada: 51 MW;

Valor da venda: R$ 390 milhões;

Conclusão (e): início de 2016.

Venda da Pantanal Energética

Venda da EDP Renováveis

Capacidade Instalada vendida:

Operação: 84 MW

Construção: 236 MW

Valor da venda: R$ 190 milhões;

Conclusão (e): final de 2015.

Compromisso com a Execução: UHE Jari | Entrada em operação com antecedência em relação ao CCEAR

8

3

UHE Santo Antônio do Jari373,4 MW / 217,7 MW médios

Localização: Divisa do Pará e Amapá Inicio dos PPAs: jan/2015

Dados financeiros1:

ROL 1S15R$ 50,4 milhões

EBITDA 1S15R$ 17,0 milhões

Impacto do GSF 1S15R$ 27,5 milhões

Prejuízo 1S15- R$ 1,3 milhão

Impacto da antecipação da entrada emoperação comercial

EBITDA de R$ 85 milhões em 20141

Capex(e): 97% realizado até junho/2015

Vista superior do Vertedouro Controlado

1) Valores correspondem a participação da EPD Energias do Brasil.

Compromisso com a Execução: UHE Cachoeira Caldeirão e São Manoel |Evolução dos projetos em construção

9

3

No 2T15 prosseguimos com o forte ritmo na construção das novas usinas

UHE Cachoeira Caldeirão219 MW / 129,7 MW médios Localização: Amapá Inicio dos PPAs: jan/2017 Capex(e): 74% realizado até junho/2015

Vista superior do Vertedouro Controlado

UHE São Manoel700 MW / 409,5 MW médios Localização: Mato Grosso Início dos PPAs: mai/2018 Capex(e): 19% realizado até junho/2015

Vista geral

85% 15%

EVOLUÇÃO FÍSICA EVOLUÇÃO FÍSICA

Compromissos com a execução:Aumento de 577 MW entre 2014 e 2018(e)

10

Evolução da capacidade instalada | pro forma

530

1.665 1872.381 360

2.74238 51 110

233

2.958

2005 (IPO) 2013 UHE SantoAntônio do Jari

(50%)

2014 Aquisição de50% de Pecém I

mai/2015Closing de

Pecém

Venda 45%EDP Renováveis

Brasil (emoperação)

Venda PantanalEnergética (em

operação)

UHE CachoeiraCaldeirão (50%)

2017

UHE SãoManoel

(33,34%)2018

2018

67%6%

26%

1%UHE

PCH

UTE

EOL72%

4%

24% UHE

PCH

UTE

Jun/15 2018(e)

Matriz de geração de energia

3

Turnaround da UTE Pecém I: Visão geral da Usina

11

4

Turnaround da UTE Pecém I: Índice de disponibilidade de 88%, EBITDA de 142 milhões e decisão favorável de pleitos regulatórios

12

4

Operacional

Índice de disponibilidade (%)

No acumulado de 2015, a Usinaapresenta disponibilidade de 88%,próximo a meta regulatória de90,14%.

Financeiro

Evolução do EBITDA (R$ milhões)

A Usina apresenta evolução expressivado EBITDA desde a entrada emoperação comercial.

Regulatório

Despacho 302/2015 (cálculo doFator de Disponibilidade na base700 MW) Período: efeito retroativo a

partir dez/13

Despacho 686/2015 (Exclusão doperíodo de teste no cálculo doConsumo Interno) Período: efeito retroativo a

partir dez/12

Aumento da garantia física De 631,0 MW médios para 645,3MW médios (Potência de 700 MWpara 720 MW)

Decisão favorável de pleitos regulatórios

ADOMP retroativo (penalidadehorária) Período: dez/12 à nov/13 Valor: R$ 237 milhões (3T14)

62%

76%

88%

2013 2014 1S15

142

81

-207

1S151S141S13

-1.18 p.p.

-1.45 p.p.

Melhoria da Eficiência Operacional: DEC e FEC dentro das metas regulatórias e quedas nas perdas Não Técnicas de Baixa Tensão

13

5

Perdas não técnicas em baixa tensão | EDP Escelsa

Perdas não técnicas em baixa tensão | EDP Bandeirante

19,56%18,10% 17,07% 18,37%

15,92%17,87% 16,74%

15,29%

17,24%15,52%

13,79%12,07% 10,67% 9,27% 9,27% 9,27%

2009 2010 2011 2012 2013 2014 1T15 2T15

Realizado Meta Aneel

20,29% 20,19%

16,12% 15,34%13,92%

12,15% 11,80% 10,62%19,85%

17,99%16,12%

14,63%13,23%

11,83%10,43% 10,43%

2009 2010 2011 2012 2013 2014 1T15 2T15

Realizado Meta Aneel

8,087,62 7,65 7,40

9,6710,37

9,629,28

2013 2014 1T15 2T15

EDP Bandeirante EDP Escelsa

5,515,34

5,144,98

5,78

6,45

5,605,44

2013 2014 1T15 2T15

EDP Bandeirante EDP EscelsaEvolução do FEC (vezes)

10,28

8,78

7,98

7,23

Evolução do DEC (horas)

Meta Anual Regulatória Aneel

Meta Anual Regulatória Aneel

Melhoria da eficiência operacional:Expansão na Comercialização e EDP Grid

14

EDP Comercialização e EDP Grid

3ª maior companhia em termos de transação

9% de market share

149 clientes (3,5% de crescimento comparado à 2014)

92% de clientes satisfeitos

6% do EBITDA do grupo em 2014

Relacionamento-Análise de mercado-Procura de clientes alvo

Inteligência de MercadoAntecipação de tendências

RiscoGestão de riscos operacionais

Estratégia

Evolução do EBITDA (R$ milhões)

54

69

103

47

2012 2013 2014 1S15

Evolução do Volume Comercializado (GWh)

11.25412.391 13.052

5.209

2012 2013 2014 1S15

5

Mitigação dos fatores de risco (Crédito): Gestão efetiva no combate de PDD e Inadimplência

15

6

0,75%

0,47%

0,60%

0,97%

0,38%

0,83%

2013 2014 1S15

EDP Bandeirante EDP Escelsa

Ações de cobrança

Reformulação da cobrança;

Protesto e Cejusc;

Restrição de crédito;

Estratégia de corte;

Negociação com grandes clientes.

PDD/Receita Bruta

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

16

Dívida Líquida/EBITDAEndividamento: dez/2014 vs. junho/2015

Desembolso | Holding e Distribuidoras

Desembolso | Projetos em andamento

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.

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).

Dív. Bruta Dez/14

3.358

+94%

Dív. Bruta Jun/15

6.512

1.635

827

Caixa Dez/14

+98%

Caixa Jun/15

+93%

Div. Liq. Jun/15

4.877

Div. Liq Dez/14

2.531

2.451 2.031 2.008 2.531 2345

4.877

1,5x

1,2x1,4x 1,3x 1,2x

1,8x

mar/14 jun/14 set/14 dez/14 mar/15 jun/15

Dívida Líquida Div. Líq./EBITDA

6

Mitigação de fatores de risco (Energético):Risco energético mitigado com a descontratação de Enerpeixe

17

6

Energia descontratadaGeradoras (MW médio)

19% 20% 17% 21% 21%

% de descontratação

61 61 70

189211

211271

31

271

279

7

2017

249

7

2016

339

7

2018

343

2

2019 2020

212

7 16

LajeadoEnergestEnerpeixe

4º ciclo da Revisão Tarifária PeríodicaNúmeros Preliminares da EDP Bandeirante

18GSF - Generation Scaling Factor – fator de redução da geração hidrelétrica das usinas que compartilham risco hidrológico no MRE

Quota de Reintegração Regulatória

13641

CAIMI Índice de Produtividade

10

217

Receitas Irrecuperáveis

32

Mecanismo de Incentivo à Qualidade

3

Remuneração do Capital

Parcela B

798

Outras Receitas

28

Custos Operacionais

415

773621

706 765 824 798

-20%

2013

-3%

2012 RTP 201520142010 RTP 2011

R$ milhões3º cicloOut/11

4º cicloOut/15

BRRBruta

3.000 3.361

BRRLíquida

1.545 1.680

Evolução da parcela B

Composição da Parcela B RTP 2015

Base de Remuneração Regulatória - BRR

CAIMI = Custo anual das instalações móveis e imóveis

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