EDP – Energias do BrasilApresentação InstitucionalApresentação Institucional

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

Disclaimer

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 baseiam-se nas atuais expectativas e projeções

sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações incluem projeções de crescimento

2

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.

Panorama Geral do Setor Elétrico

Ge

raçã

o • 10 grupos detêm 55% da

Dis

trib

uiç

ão • 64 companhias

Co

me

rcia

liza

ção • 150 comercializadoras

Setor de energia elétrica no BrasilG

era

ção • 10 grupos detêm 55% da

capacidade instalada total

• 22% setor privado

• 3.316 usinas

• 130,5 GW capacidade instalada

• Ambientes de contratação –mercados livre e regulado

• PPAs ajustados por

Dis

trib

uiç

ão • 64 companhias

• 498 TWh de energia distribuida em 2013

• 74 milhões de consumidores

• 67% setor privado

• Reajuste tarifário anual

• Revisão tarifária a cada 3, 4

Co

me

rcia

liza

ção • 150 comercializadoras

• Volume de Consumo no ACL em 2013: aprox. 140 TWh

• Clientes Livres e Especiais: aprox. 101 TWh

• Geradores e Exportação: aprox. 39 TWh

• Ambientes de contratação –mercados livre e regulado

4

• PPAs ajustados por inflação

• Reservatórios1:

• Sudeste: 34,3%

• Sul: 91,2%

• Nordeste: 33,1%

• Norte: 86,9%

• Revisão tarifária a cada 3, 4 ou 5 anos

• Serviço público regulado

• Ambiente de contratação regulada

mercados livre e regulado

Fonte: ANEEL e EPE 1) Fonte: ONS. Julho/14

70

8693

10293

105113

121 126

Setor de energia elétrica no Brasil

Consumo de Energia Elétrica – Mercado Total Consumo de Energia Elétrica – Mercado Livre (TWh)

CAGR (%) CAGR (%)

(TWh)

7,6%

335 348378 393 388

415 430 448 4644,2%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Capacidade Instalada(1) (GW) Capacidade Instalada por Fonte de Geração(1) (GW)

Fonte: CCEE e ANEEL

CAGR (%)

+6

+67

+34

+5,5%+4,2%+3,5% 2012=119,5 GW 2022e=183,1 GW

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

183

13%

5Notas: (1) Capacidade do Sistema Interligado Nacional - PDE 2022.

Fonte: EPE

+34

+22

Térmica Eólica, PCH e BiomassaNuclearHidro

54

76

110 116

1991 2001 2010 2011 2022E

71%2%

15%

13%

65%2%

12%

21%

Preço Spot

Preço PLD no submercado Sudeste/Centro Oeste XNível dos Reservatórios 2(R$ / MWh); (%)

Cenário atual: condições hidrológicas e PLD

Nível Reservatórios

80%

100%

800

1000

0%

20%

40%

60%

80%

0

200

400

600

800

jan

-10

ab

r-1

0

jul-

10

ou

t-1

0

jan

-11

ab

r-1

1

jul-

11

ou

t-1

1

jan

-12

ab

r-1

2

jul-

12

ou

t-1

2

jan

-13

ab

r-1

3

jul-

13

ou

t-1

3

jan

-14

ab

r-1

4

jul-

14

6

NÍVEL DOS RESERVATÓRIOS1

A condição desfavorávelhidrológica impactou o PLD

91.2%

34.3%

33.1%

86.9%

1) Fonte ONS. Julho/2014 2) Fonte: CCEE

EDP – Energias do Brasil

• IPO em 2005

Estrutura corporativa e governança

• 22,6 GW de capacidade instalada total 1

EDP

Energias de PortugalFree Float

51% 49%

• IPO em 2005

• Melhores práticas de governança corporativa

• Listada no Novo Mercado (BM&FBOVESPA)

• Conselho de Administração composto por oito membros, com três independentes

• Compõe o Ibovespa e os índices de Governança Corporativa e Sustentabilidade

• 22,6 GW de capacidade instalada total 1

• EBITDA em EUR 3,6 bilhões1

• Terceira maior empresa de geração de energia eólica a nível mundial (EDP Renováveis )1

• Presença em 13 países1

• Líder mundial no setor de Utilites no índice de Sustentabilidade Dow Jones em 2013.

Energias do Brasil

• 16% do EBITDA do Grupo1

• 10% da capacidade instalada total do Grupo1

81) Em 2013.

Comitês

• Auditoria

• Sustentabilidade e Governança Corporativa

• Remuneração

Políticas

• Política de Divulgação de Informações

• Política de Negociação de ações

Perfil corporativo

Investimento em Lajeado

Aquisição da

Aquisição da Iven(Escelsa e Enersul)

Aquisição da Peixe Angical(parceria com Furnas)

Permuta de Ativos

Investimento em energia eólica Pecém I inicia

operação (2ª unidade)

Parceria com a CTG

Leilão A-5 (São Manoel)

Crise dos Mercados EmergentesCrise

RussaCrise

Aquisição da Bandeirante

Leilão A-5 da termelétrica

de Pecém

Permuta de Ativos (Enersul por Lajeado)

IPO da EDP Energias do Brasil na BM&F BOVESPA

Oferta de ações

Aquisição de Jari

Venda da Evrecy

Leilão A-5(CachoeiraCaldeirão)

Pecém I inicia operação (1ª

unidade)

ENBR3 no Ibovespa

com a CTG

9

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Grau de investimento

Racionamento de energia no Brasil

Eleição do Lula (1º mandato)

RussaNovo modelo do Setor Energético Brasileiro

Crise Asiátia

Crise econômica global

Crise de crédito na Europa

Crise subprime

Bolha da Internet

Crise Argentina

Desvalorização do Real

Companhia

Macro

EMBI Brazil (JP Morgan)

Comprometimento EDP com o Brasil: mais de 17 anos

Sinergias Operacionais e FinanceirasComercializadora privada em 3º

Companhia elétrica integrada privada com operações no negócio de

distribuição, geração e comercialização

Sinergias Operacionais e FinanceirasComercializadora privada em volume de energia• 9% de market share1

3º

Distribuidora privada2

• 3,1 milhões de clientes atendidos por meio de duas empresas de distribuição

6º

Ge

raçã

o

101) Fonte: CCEE em 2013E. 2) Fonte: Abradee em 2012. 3) Fonte: Aneel em 2013.

Maior grupo de geração privado em termos de capacidade instalada3

• 2,2 GW de capacidade instalada

• 1,4 MW Médios de energia assegurada

4º

Presença em 11 estados brasileiros

� 10 estados: Espírito Santo, Mato Grosso, Mato

Grosso do Sul, Tocantins, Ceará, Santa Catarina, Rio

GeraçãoConcessões de Geração

Hídrica em Operações

1.798,5 MW

Concessões com Prazos até

2025 - 2036

Cachoeira Caldeirão(1)

109 MW

Concessão: 2048

Sto Antônio do Jari (1)

186 MW

Em Construção

Concessão: 2044

Porto Pecém(1)

360 MW

Autorização: 2043Grande do Sul, Rio Grande do Norte, Pará e Amapá

� Capacidade Instalada: 2,2 GW

Distribuição

� 2 estados: São Paulo e Espírito Santo

Autorização: 2043

CENAEEL(2)

6,3 MW

Concessão: 2032

São Manoel (3)

233 MW

Concessão: 2049

Escelsa

11° estado em relação ao

PIB: 2,3% do total nacional

Baixa do Feijão(2)

54 MW

Concessão: 2047

Parque Aventura

116 MW

Concessão: 2038

11

� 2 estados: São Paulo e Espírito Santo

� Mais de 3,1 milhões de clientes

Geração Hídrica

Geração Térmica

Geração Eólica

Distribuição

Em construção

Bandeirante

SP – 1° em relação ao PIB:

~33% do total nacional

1,6MM clientes em 9,6 mil

Km2

Concessão: 2028

(1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% da participação da EDP Energias do Brasil. (3) 33,6%% de participação da EDP Energias do Brasil

Elebrás(2)

31,5 MW

Concessão: 2032

PIB: 2,3% do total nacional

1,4 MM clientes em 41,2

mil Km²

Concessão: 2025

Crescimento da capacidade instalada desde o IPO

Capacidade Instalada (MW)

54110

23352

530

2.195 18754

110

2.830

2005 2013 UHE Santo Antônio

do Jari

EOL Baixa do Feijão

2016

UHE Cachoeira

Caldeirão

UHE São Manoel

2018

EOL Aventura

2018

2018(e)

12

Notas:

(*) Considera 45% de participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil.

(*) Considera a redução referente à venda das CGH’s São João I e II e Coxim, que somam capacidade instalada de 1,7 MW realizada no 3T13.

(*) A capacidade instalada não utiliza os valores percentuais de participação nas UHEs Costa Rica, Lajeado e Enerpeixe, uma vez que os dados dessas usinas são consolidados integralmente na EDP.

(*) Considera a participação proporcional das UHEs Santo Antonio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel. A transação da UHE São Manoel está pendente de aprovação.

Desde de o IPO (2005) a Capacidade Instalada da EDP Energias do Brasil cresceu 5,3x

do Jari

2015

2016 Caldeirão

2017

2018 2018

Índice de disponibilidade(1) (%) Performance do EBITDA(2) (R$ milhões)

UTE Pecém I: indicadores operacionais e financeiros

20,030,8

40,7

4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1S14

54%

75%

62%70%

Visão externa da esteira e chaminés

-75,6 -71,7

-31,9

4T12 1T13 2T13 3T13 4T13 1S14

Índice de disponibilidade (%)1 | 2013 e 1S14

Grupo I Grupo II UTE Pecém I UTE SINES e

outras similares na

Europa

13

62%

81% 83% 82%75% 75%

2013 1S14 abr/14 mai/14 jun/14 1S14

(1) Considera o número de horas disponíveis do equipamento em relação ao número total de horas de existência do equipamento. 2) Considera 50% de participação.

Evolução da obra da UHE Santo Antônio do Jari: 95,4%

Overview

UHE Santo Antônio do Jari | 3731 MW (217,7 MW médios)

Realizações 2T14:

� Instalação das turbinas e dos

geradores

� Montagem da subestação

Próximos passos:

� Conclusão da montagem dos

geradores, turbinas e outros

equipamentos complementares

Startup of commercial

operation scheduled for 2015

� Montagem da subestação

� Energização da subestação de

conexão e da linha de transmissão

equipamentos complementares

� Comissionamento das unidades

geradoras

UHE Cachoeira Caldeirão | 2191 MW (129,7 MW médios)

Próximos passos:

� Concretagens das estruturas principais (casa de força e

vertedouro, áreas de montagem e fabricação de equipamentos

UHE São Manoel1| 700 MW (409,5 MW médios)

Realizações 2T14:

� Assinatura do Contrato de Concessão com 134 dias de

antecedência ao período previsto;

14

eletromecânicos)

Capex (e)2: R$ 1,2 bilhão

2013:

14%

2014:

43% 2015:

37%

2016:

6%

� Obtenção do REIDI com 56 dias de antecedência;

� Obtenção da DUP3 do canteiro de obras em 83 dias (abaixo

da média de 155 dias para o processo de aprovação);

� Captação de debêntures (empréstimo-ponte) no valor de

R$ 532 milhões;

� Início da construção: 2S14(1) Considera 100% do projeto. De 2014/06/27 EDP Energias do Brasil detém 50% de participação no

empreendimento. Nota: Parceria com a CTG para projetos hidrelétricos em fase de aprovação: Jari e Cachoeira Caldeirão desde dez-13 e São Manoel desde fev-14. 2) Estimativa em junho/2014.

PPA’s e concessões de longo prazo

Vencimento das Concessões Data de vencimento das Concessões(3)

Jul 2025Escelsa – Distribuidora(2)

Out 2028Bandeirante – Distribuidora(2)

Jul 2025UHE Suiça – (CI: 34,5 MW)

Jul 2025UHE Mascarenhas – (CE: 198 MW)

2025-2029

15%

2043-2048

Energia Contratada (MW Médio)

Preço Médio:

R$ 169,55/MWh(1) Jan 2033UHE Lajeado – (CI: 902,5 MW)

Set 2032EOL Tramandaí – (CI: 70 MW)

Nov 2031PCH Francisco Grós – (CI: 29 MW)

Nov 2031PCH Costa Rica – (CI: 16 MW)

Dez 2029PCH Paraíso I – (CI: 21,6 MW)

Mai 2029PCH São João – (CI: 25 MW)

Dez 2027PCH Mimoso – (CI: 29,5 MW)

Jul 2025PCH Rio Bonito – (CI 22,5 MW)

Jan 2036EOL Baixa do Feijão – (CI: 120 MW)

2031-2036

45%

2043-2048

40%

1.209 1.210

1.358

IGP-MIPCA

15(1) Data base: Jul./2014. Média ponderada dos contratos existentes. Considera apenas os PPA’s. (2) Primeiro período de concessão sujeito a renovação (3) Não considera a participação da EDP .

Jul 2043UTE Porto do Pecém – (CI: 360 MW)

Nov 2036UHE Peixe Angical – (CI: 498,8 MW)

Dez 2044UHE Sto Antônio do Jari – (CI: 186,5 MW)

Jan 2036EOL Baixa do Feijão – (CI: 120 MW)

Dez 2048UHE Cachoeira Caldeirão – (CI: 109,5 MW)

Ago 2049UHE São Manoel – (CI: 700 MW)

Ago 2049EOL Parque Aventura – (CI: 116 MW)

754 730 726

443 448 381 364

455 480632

612742

742

371

1.209 1.210

1.055

1.1901.123

735

2013 2014 2015 2016 2020 2025 2030

Melhora nos indicadores operacionais

Evolução do FEC (vezes)Evolução do DEC (horas)

9,018,08 7,54 7,41

10,539,67 9,81 9,61

EDP Bandeirante EDP Escelsa

5,84 5,51 5,55 5,336,31 5,78 6,22 6,10

EDP Bandeirante EDP Escelsa

Perdas | EDP Bandeirante Perdas | EDP Escelsa

3T13 4T13 1T14 2T14 3T13 4T13 1T14 2T14

5,52% 5,53% 5,53% 5,52%

4,84% 4,34% 4,12% 4,30%

Técnica Não técnica

8,04% 7,81% 7,60% 7,61%

5,96% 5,36% 5,63% 5,91%

Técnica Não técnica

10,36% 9,87% 9,65% 9,82%

14,00% 13,17% 13,23% 13,52%

16

5,52% 5,53% 5,53% 5,52%

3T13 4T13 1T14 2T14

8,04% 7,81% 7,60% 7,61%

3T13 4T13 1T14 2T14

� R$ 8,3 milhões para investimentos operacionais(substituição de medidores, instalação de rede especial etelemedição)

� R$ 3,6 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções eretirada de ligações irregulares)

� 52,7 mil inspeções: (i) substituição de 18,6 mil medidores,(ii) 1,9 mil regularizações de ligações clandestinas

� R$ 31,7 milhões de recuperação de receitas+

Bandeirante 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Reajuste tarifário - % -9,79 +11,89 +3,11 +10,70 - -2,22 10,36

Próximo reajuste tarifário Out 15

Revisões e reajustes tarifários

Distribuição: tarifas e consumo

Consumo por segmento (MWh) | 2T14

Escelsa 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Reajuste tarifário - % -6,44 +7,48 +8,34 +7,19 +6,89 +14,29 4,12% +26,54

Próximo reajuste tarifário Ago 16

Rural

6,8%

Outros

6,4%

EDP Escelsa - 2T14

Comercial

14,4%

Rural

0,6%Outros

6,3%

EDP Bandeirante - 2T14

17

Residencial

20,4%

Industrial

11,3%

Comercial

13,2%

Energia em Trânsito

36,4%

Suprimento + Cons.

Próprio

5,5%

Residencial

23,2%

Industrial

17,3%

Energia em Trânsito

38,0%

Suprimento + Cons.

Próprio

0,3%

Comercializadora

• 3ª maior companhia em termos de transação

• 9% de market share

Trading

• 95% de clientes satisfeitos (crescimento de 6 p.p comparado ao ano anterior) Opera em um segmento com grande potencial

de crescimento no longo prazo

Vantagens competitivas do segmento de comercialização

• 9% de market share

• 205 clientes (22% de crescimento comparado à 2012)

• Retenção de 46% de clientes das distribuidoras (migração para o mercado livre)

Relacionamento•Análise de mercado• Procura de clientes alvo

• 4% do EBITDA do grupo em 2013

de crescimento no longo prazo

Sinergias com os segmentos de distribuição e geração

Mercado livre pode chegar a 28 GW Médios, um crescimento de 77% em

comparação com o mercado atual

18

Inteligência de mercado

Risco

• Procura de clientes alvo

•Antecipação de tendências

• Gestão de riscos operacionais

Estratégia

Retenção de clientes das distribuidoras

(migração para o mercado livre)

distribuição e geração

Financeiros

29% 23% 25% 24%

45%

7%

48% 38% 45%

2%

Receita Líquida(1) (R$ milhões)

66% 62% 57% 54%

1.538 1.421 1.656

EBITDA e Margem EBITDA (1) (R$ milhões)

5.402 6.219 6.771

Destaques financeiros – ENBR Consolidado

3.868 837

46%50% 58% 51%

45%

2%4%

4%

48% 45%

2011 2012 2013 1S14

11%40%

Gastos gerenciáveis* e PMSO / Margem Bruta

18% 18% 18% 17%

15% 20% 25% 29%

66% 62% 57% 54%

2011 2012 2013 1S14

36% 33% 37%53%

9% 6% 6% 7%

861 701 957

Lucro líquido e margem líquida(1) (R$ milhões)

481 491

343 376 283

20

85%57%49% 47%

34%3%

11% 10%

11%40%

69% 75%

-20%-30% -33%

-11%2011 2012 2013 1S14

(1) Percentagens do segmento não consideram as eliminações intra-grupo. Receita Líquida e os custos gerenciáveis não incluem a receita de construção. Depreciação e Amortização não estão incluídos.

(2) Considera o valor da venda de 50% das UHEs Sto. Antônio do Jari e Cachoeira Caldeirão

13% 17% 13% 13%

2%

-4%

2% 2%

85% 86% 85% 85%

2011 2012 2013 1T14

Margem EBITDA PecémGeraçãoComercializaçãoDistribuição Ganho na alienação de investimento2

343 283

Alongamento da dívidaEndividamento: Mar/2014 vs. Jun/20141 Dívida líquida/EBITDA

7801.141

421

Dívida Líquida Disponibilidades UHEs

+11,2%

+100,2%

Dívida Bruta 3.321

1.967

2.453 2.335 2.4512.031

1,3x 1,3x1,4x

1,5x

1,1x

1.562

3.593

7,91% 8,06% 8,62% 9,39% 10,16%

jun-13 set-13 dez-13 mar-14 jun-14

2,59 2,56

mar-14 jun-14

2.4512.031

mar/13 jun/14

-17,1%

Prazo médio da dívida (anos) Custo médio da dívida (ano)

1.967

jun-13 set-13 dez-13 mar-14 jun-14

21

Empresa FonteValor

(R$ milhões)

UHE São Manoel Empréstimo 45

UHE São Manoel Debênture 532

Total 577

Empresa FonteValor

(R$ milhões)

Holding Debênture 300

EDP Bandeirante CCB2 e Debênture 399

EDP Escelsa CCB2 e Credit Agreement (4131) 311

Total 1.009

jun-13 set-13 dez-13 mar-14 jun-14mar-14 jun-14

Nota: não considera o endividamento das UHEs Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão, São Manoel e da UTE Pecém I (critério de consolidação) / Nota 1: Cédula de Crédito Bancário

Rolagem da dívida/capital de giro |2014 (YTD) Financiamento (Projetos de geração) | 2014 (YTD)

Solidez financeira

Dívida por contraparte Cronograma de amortização da dívida|R$ milhões

16%

8%

1.562 1.305

744

806,0

8%

26%

50%

Bancos Comerciais BEI BNDES Debêntures

Disponibilidade 2014 2015 2016 2017 Após 2017

487 617

440

744

22

EDP EscelsaEDP Bandeirante

Ratings

Moody’s

GlobalBa1 Baa3 Baa3

S&P Local brAA+ brAA+

EDP Energias

do Brasil

Dividendos por ação(R$ / ação)

0,34

0,43

0,55 0,62

0,74 0,78 0,78 0,78

Crescimento consistente de dividendos

Dividendos totais(R$ milhões)

Payout mínimo 50%

0,34

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

170 207

237

296

353 370 370 370

23

R$2,3 bilhões pagos em dividendos com capacidade de alavancagem preservada

170

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Prioridades

Enfatizando as prioridades de 2014…

Cenário Energético

1.

2.5.

Prioridades

2014

Controle de Custo e Gestão de Caixa

Cliente

2.

4.

5.

25

UTE Pecém ICrescimento

3.4.

Relações com Investidores

Maytê Souza Dantas de Albuquerque

Marilia Barbosa Nogueira

Thiago Piffer

Anna Luisa Rego BacellarAnna Luisa Rego Bacellar

Rodrigo Tassone

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