EDP BRASIL

Miguel Setas, CEO EDP Brasil

1

Ambiente Macro, Energético e Regulatório

Perfil Corporativo1

2

Foco estratégico 2016-20203

2

Maior comercializadora privada (vendas)(2)

10,6 TWh de energia vendida

Maior grupo privado de geração (capacidade instalada)(3,4)

2,7 GW de capacidade instalada e 1,8 MW médio de energia assegurada

Contratos de concessão de longo prazo

Parceria com empresas nacionais e estrangeiras

(1) Exclui efeito não recorrente de ganho contábil da aquisição dos 50% remanescentes da UTE Pecém I em 2015; (2) Fonte: CCEE (2015); (3) Em Dez. 2015; (4) Fonte: Aneel. Critério de consolidação; (5) Fonte: Abradee 2015.

4ª

Maior grupo privado de distribuição (energia distribuída)(5)

3,3 milhões de consumidores atendidos por duas distribuidoras

Ranking Aneel de Qualidade: ambas distribuidoras nos 10 maiores.

6º

5º

56%

41%

3%GeraçãoDistribuiçãoComercialização

Composição do EBITDA(1) (%) - 2015

1

Energias do Brasil

EDP - Energias de Portugal

Free Float

51% 49%

EDP Brasil representou 17% do EBITDA do grupo EDP em 2015

Posição da EDP Brasil no mercado elétrico brasileiro

3(1) Mai/2016. (2) Unidade Geradora 1 conectada ao sistema em maio de 2016.

Ativos de Geração (1) Áreas de concessão da Distribuição

Presente em 7 estados

Mix Geração: 69% UHE, 4% PCH, 27% UTE

Cachoeira Caldeirão219 MW (50%)(2)

Santo Antônio do Jari 373 MW (50%)

Pecém I720 MW

Energest329 MW

São Manoel700 MW (33%)

Costa Rica16 MW

UHE

UTE

Enerpeixe499 MW(60%)

Lajeado903 MW(73%)

Em operação

Em construção/comissionamento

28 cidades do estado São Paulo

1,8 milhões de clientes

Concessão até 2028

Revisão Tarifária: Outubro (ciclo: 4 anos)

EDP Bandeirante:

EDP Escelsa:

70 cidades do estado do Espírito Santo

1,5 milhões de clientes

Concessão até 2025

Revisão Tarifária: Setembro (ciclo: 3 anos)

1

4

Ambiente Macro, Energético e Regulatório

Perfil Corporativo1

2

Foco estratégico 2016-20203

5(1) Fonte: FGV (2) Fonte: IBGE (3) Fonte: Focus

2

IPCA(2)

(%) Selic (3)

(%)PIB(1)

(%)

3,9%1,9%

3,0%

0,1%

-3,8%

2011 2012 2013 2014 2015

Geração: PPAs atualizados pela inflação

Distribuição: Reajuste Tarifário Anual

Aumento do custo

Geração: Baixa exposição ao ciclo

econômico

Distribuição: Queda de demanda;

pressão em perdas comerciais

Maior custo de financiamento

Mercado de crédito restrito

4,4%5,8% 5,9% 6,4%

10,7%

2011 2012 2013 2014 2015

Utilities: Setor defensivo na crise econômica

Utilities: Protegido pela inflação

Aumento da relevância da redução do risco de refinanciamento e alavancagem saudável

10,90%

7,14%9,90%

11,65%14,25%

2011 2012 2013 2014 2015

6

29

167263

689

287

35

2011 2012 2013 2014 2015 1Q16

113% 108%100%

91% 85% 88%

(1) 2016 YTD = média do 1T16 (2) Sudeste representa 70% do SIN (3) Generation Scaling Factor

2

Despacho térmico(1)

(GW médio - Sistema Interligado Nacional)PLD(1)

(R$/MWh - Sudeste(2))Nível histórico dos reservatórios(1)

(Média (%) - Sudeste (2))

2014-15:

Geração: perda de margem

decorrente do risco de GSF

Distribuição: aumento do capital de

giro devido a déficites tarifários

Baixo volume de chuvas e nível de

reservatórios em 2015; forte

melhoria em 2016

Aumento dos custos de energia

devido ao maior despacho térmico

Dez-15: repactuação do GSF aprovada

Revisão Tarifária Extraordinária (25,12%

Bandeirante e 26,83% Escelsa) e

Bandeiras Tarifárias (tarifas > 50% em 2

anos)

73%62%

51%

31% 30%

58%

2011 2012 2013 2014 2015 mai/16

4,5

7,8

12,3

15,9 15,4

11,9

2011 2012 2013 2014 2015 1T16

GSF(3) médio

+28%

86 em Maio-16

7

Medidas regulatórias de apoio em um cenário adverso

(1) Líquido de cobertura e seguro

Repactuação do risco do GSF: impacto positivo de R$ 41

milhões em 2015 e R$ 11 milhões no 1T16

Linha de crédito e fundos setoriais: R$ 22 bilhões para

compensar os gastos não gerenciáveis

Revisão Tarifária Extraordinária (25,12% Bandeirante e

26,83% Escelsa) e Bandeiras Tarifárias

2

EDP Brasil: Perdas GSF (1)

(R$ milhões)EDP Brasil: Ativos Regulatórios(R$ milhões)

394295

-7

2014 2015 1T16

602735

318

2014 2015 1T16

8

Ambiente Macro, Energético e Regulatório

Perfil Corporativo1

2

Foco estratégico 2016-20203

9

3

Compromisso com a execução

Excelência operacional e

eficiência superior

Foco regulatório

Otimização do portfólio

A

B

C

D

E

Comissionamento das UHEs Cachoeira Caldeirão e São Manoel dentro do prazo e orçamento

Investimentos em distribuição

Pipeline de novos projetos (hidrelétricas de médio porte e usinas térmicas)

Estabilização operacional da UTE Pecém I

Diminuir a diferença entre as perdas e as metas regulatórias das distribuidoras

PMSO abaixo da inflação

Revisão Tarifária Periódica da EDP Escelsa em Agosto de 2016

Solução para a sobrecontratação na distribuição

5º ciclo de Revisão Tarifária Periódica (ambas distribuidoras em 2019)

Rotação de ativos e “reciclagem” de capital

Gestão ativa da exposição ao mercado de energia

Expansão de serviços de energia ( foco no cliente )

Balanço saudável e acesso ao mercado de crédito

Aumento de capital

Política de dividendos: pagamento mínimo de 50% do lucro líquido ajustado

Disciplina de capital e retorno

para os acionistas

10

Projetos hídricos em construção e/ou comissionamento

(1) Capex real estimado de acordo com o comunicado ao mercado.

Execução superior dentro do prazo e custo

EDP Brasil participação

50% EDP 50% EDP 33% EDP

50% CTG 50% CTG33% CTG

33% Furnas

Capacidade (100%) (MW)

373 219 700

Capex (R$ bilhões) 1,1 1,2 2,7(1)

Dívida/ Capital próprio 67%/33% 55%/45% 50%/50%

Início da operação comercial

Set/2014Oficialmente: Jan/2015

2T16Oficialmente: Jan/2017

Mai/2018

A

11

62%

76%88% 90%

2013 2014 2015 1T16

Meta para manter no mínimo 90% de disponibilidade

Dez/14: acordo para aquisição dos 50% remanescente fechado em Mai-15

Ganho contábil de R$ 885 milhões em 2015

-106

46

523

201

2013 2014 2015 1T16

79

2314 13

B

Taxa de falha

Disponibilidade (%)

Evolução do EBITDA(R$ milhões)

12

Significante redução das perdas não-técnicas em um ano de aumento de tarifas e recessão econômica

Mais de R$ 100 milhões em investimentos para redução das perdas nos últimos 2 anos

13,9212,15

10,60

2013 2014 2015

15,92 17,8714,89

2013 2014 2015

Foco em reduzir a diferença entre as perdas e a meta regulatória no 4º ciclo de revisão tarifária

Meta ANEEL:

9,83% 7,87%

Meta ANEEL:

B

EDP Bandeirante - Perda não-técnica (baixa tensão)(%)

EDP Escelsa Perda não-técnica (baixa tensão) (%)

-2,98 p.p.-1,55 p.p.

13

991 963

1.116

38% 38% 36%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0

200

400

600

800

1.000

1.200

2013 2014 2015

Opex Opex/Margem bruta

Rígido controle de custos: foco em manter a evolução dos custo abaixo da inflação

(1) OPEX (pessoal, material, serviços, provisões e outros); Opex apresentado em valores nominais.

OPEX – 4,4% em termos reais (aumento de 12,6%

nos últimos 2 anos, abaixo da inflação acumulada

de 17,8%)

Queda do Opex/Margem bruta

Orçamento base zero: 110 iniciativas para

melhorar a eficiência

1.039

+8%

+16%-3%

ex Pecém I

B

Opex 2013-15(1)

(R$ milhões)

14

Foco em assegurar o reconhecimento do Capex total na Base de Remuneração Regulatória

Tarifa atualizada anualmente pelo IPCA

Proteção pela inflação

O aumento do WACC regulatório garante a estabilidade da parcela B

Parcela B

O 4º ciclo melhorou o retorno do negócio da distribuição para 8,09% sem inflação

WACC: De 7,5% para 8,09%

Ke: De 11,36% para 12,26%

Retornoem termos reais

Aumento do ponto de partida

Redução recente de 1,4% para 0%Perdas

C

151) Fonte: ABRADEE

Ações em andamento devem garantir a solução da sobrecontratação

Limpeza de contratos

Migração de clientes especiais

Exposição involuntária

Outras medidas

Habilitar contratos para energia de reserva

100%

105%

110%

115%

120%

125%

Média de sobrecontratação no Brasil: 113,5%

<105% totalmente repassado

EDP Bandeirante

EDP Escelsa

Soluções em discussão

C

Distribuidoras sobrecontratadas: compras reguladas pelo PPA / vendas reguladas para clientes(1)

(%, 2016E)

16

Criação de valor através de disciplina financeira rigorosa e alocação de capital

45% da EDP Renováveis Brasil

Valor recebido: R$190 milhões

Ganho de capital: R$69 milhões

Concluído no 4T15

50% da UTE Pecém I

Capacidade instalada: 360 MW

Investimento: R$ 300 milhões

Ganho de capital: R$885 milhões

Concluído em Mai/15

APS Soluções

Valor da aquisição: R$27 milhões

Concluído no 4T15

Pantanal PCHs

Capacidade instalada: 51 MW

Valor recebido: R$ 390 milhões

Ganho de capital: R$278 milhões

Concluído em 1T16

UHE/PCH

UTE

EOLAPS

D

Aquisições:Vendas:

17

Quase totalmente contratada no médio prazo e adesão a repactuação do GSF

D

95% 93% 92% 87%78%

5% 7% 8% 13%22%

2016E 2017E 2018E 2019E 2020E

Distribuição das vendas da Geração(% em TWh)

PPA contratado Descontratado

Exposição controlada ao mercado de curto

prazo: até 2020 dos 351 MW médios, sendo 271

MW médios na Enerpeixe (60% pertence a EDP

Brasil)

PPAs de longo prazo protegidos pela inflação

com preço médio de R$177/MWh (Dez/15)

18(1) Não levando em conta os efeitos das participações nas UHEs Santo Antonio do Jari , Cachoeira Caldeirão e São Manoel

Dívida líquida/EBITDA(1)

(R$ milhões)

2.335 2.531

5.036

1,4x 1,3x

1,7x

1,2x

1,7x

0

2.000

4.000

2013 2014 2015

Dívida Líquida

1.150 810

1.307 1.297

847

1.926

Cash 2016 2017 2018 2019 Depois de2020

(R$ milhões) 2014 2015

Debêntures 777 892

BNDES 0 475

Outros 409 1.375

Total 1.186 2.742

Emissões de dívidasem 2014/2015

São Manoel DebenturesR$ 532 milhões

até Dez. de 2016120,50% of CDI a.a

Debêntures da Holding R$ 250 milhõesaté Abr. de 2022IPCA + 8,3479%

Debêntures da EnergestR$ 90 milhões

até Abr. de 2020CDI + 2,25%

Emissões em 2016 YTD

Mercado de crédito restrito aumenta o valor da liquidez financeira

Debêntures DistribuidorasR$ 220 milhõesaté Fev. de 2020CDI + 2,30% a.a

Totalmente Financiado

E

Cronograma de amortização da dívida bruta(1)

(R$ milhões)

19

Até R$1.500 milhõesVolume

Fortalecer a estrutura de capital

Reduzir os custos financeiros

Para atender às necessidades operacionais e de investimento de médio a longo prazo

1

2

3

Condições

3/Mai

Cronograma indicativo

Aviso aos Acionistas:

Processo de aumento de

capital

Prazo para Exercício do Direito de Preferência 5/Mai – 3/Jun

R$ 11,50Preço de inscrição

Até 130.434.782 de ações ordináriasNúm. de ações

E

Destinação dos recursos

20

Em 2014 e 2015 a Companhia aplicou a

política da Bolsa de Valores de São Paulo

Bolsa (BM&FBovespa) do segmento do

"Novo Mercado": pagamento mínimo de

25% do lucro líquido , devido às condições

macroeconômicas e hidrológicas.

Prudência dos últimos 2 anos370 370 370

197

303

75%

108%98%

25%25%

0%

50%

100%

150%

0

100

200

300

2011 2012 2013 2014 2015

Dividendos e relação de Pagamento(R$ milhões, %)

0,78 0,78 0,78

0,41

0,64

2011 2012 2013 2014 2015

E

Dividendos por ação(R$)

Política de dividendos:

Pagamento ≥ 50% do lucro líquido ajustado

21

Cumprindo a estratégia para alcançar metas e consolidar a posição de liderança no setor energético brasileiro

Compromisso com a execução

Excelência operacional e eficiência superior

Foco Regulatório

1

2

3

Otimização do Portfólio4

Capacidade instalada

2018

Dívida Liq./EBITDA

Política deDividendos

( Pagamento )Disciplina de capital e retorno para os acionistas5

3,0 GW

< 2,5x

≥ 50%