1

EDP – Energias do BrasilAPIMEC SP

Agosto 2013

Esta apresentação pode incluir declarações que representem expectativas sobre eventos ou resultados futuros de acordo com aregulamentação de valores mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas em certas suposições e análisesfeitas pela Companhia de acordo com a sua experiência e o ambiente econômico e nas condições de mercado e nos eventosfuturos esperados, muitos dos quais estão fora do controle da Companhia. Fatores importantes que podem levar a diferençassignificativas entre os resultados reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros incluem a estratégiade negócios da Companhia, as condições econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira, desenvolvimentosda indústria de serviços públicos, condições hidrológicas, condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados desuas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções, entre outros. Em razão desses fatores, os resultados reais daCompanhia podem diferir significativamente daqueles indicados ou implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ouresultados futuros.

As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas como recomendação a potenciais investidores e nenhumadecisão de investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dosassessores da Companhia ou partes a eles relacionadas ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquerperdas 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 eprojeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os negócios da Companhia. Essas declarações incluem projeçõesde crescimento econômico e demanda e fornecimento de energia, além de informações sobre posição competitiva, ambienteregulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente asestimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam.

2

Disclaimer

2

Panorama Atual do Setor Elétrico

Cenário atual: condições hidrológicas e PLD

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

Nível dos Reservatórios Preço Spot

4

NÍVEL DOS RESERVATÓRIOS (31/07)

84,8%

60,8%

41,4%

88,8%

A condição desfavorável hidrológica impactou o PLD

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0

100

200

300

400

500

600

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

3

Geração: sazonalização das vendas de energia

Efeito do rateio do ESS (R$ mil)

4T

23%

24%

3T

23%

24%

2T

25%

26%

1T

29%

26%

20132012

Evolução mensal do PLD1 (R$/MWh)

118

181193125

5123 91

345

115

340

414

317

406

320

190

juljun

208

maiabr

196

marfev

215

jan

2013 PLD22013 PLD12012(GWh)

268215

2T13

231

16

2T12

274

7

520524

6M13

595

71

6M12

557

37

Margem Bruta (R$ MM)

Empresa 2T13

Geração 8.925

Energest 1.960

Lajeado 4.240

Peixe Angical 2.726

Outros 963

Comercialização 415

Total 10.304

ComercializaçãoGeração

-20%

+ 138% +95%

+0,6%

Geração e Comercialização: estratégia de sazonalização e rateio ESS

5

1) Submercado SE/CO

685

558

+23%

6M136M12

Recursos CDE (R$ milhões) 2T13 6M13

Insuficiência de Cotas 19 46

Risco Hidrológico -2 21

ESS 52 136

Provisão Revisão Tarifária 33 33

Ajuste referente à provisão do 1T13 20 20

Total 122 256

Sem CDECom CDE

Margem Bruta1 (R$ MM)

6M13

R$ 65 milhões

2T13

R$ 39 milhões

Subvenções da CDE: aumento da Receita Líquida Recursos CDE: redução dos gastos não gerenciáveis

364

558

-35%

6M136M12

192223

-14%

2T132T12

1) Exclui receita/custo de construção

Gastos Não Gerenciáveis (R$ MM)Receita Líquida 1(R$ MM)

Distribuição: impacto da CDE na margem bruta no 1S13

6

353

223

+58%

2T132T12

4

6ª Revisão Tarifária Periódica da EDP Escelsa 3º Ciclo de Revisão Tarifária

7

Evolução do 3º ciclo de RTP | EDP Escelsa (em R$ milhões)

Componentes2º ciclo RTP

2010

Revisão Extraordinária

(janeiro/13)

3º ciclo RTP Final

(agosto/2013)%

BRR Bruta 2.402 2.758 15%1

BRR Líquida 1.297 1.566 21%1

Parcela A 1.218 1.075 1.218 13%2

Parcela B 576 668 640 -4%2

EBITDA Regulatório 292 339 278 -18%2

Remuneração do Capital 189 220 170 -23%

Quota de Reintegração 103 119 108 -9%

Destaque parao aumento de15% no valorda BRR Brutana RTP do 3ºciclo versus

2º ciclo

Decomposição do índice

1) Var.% em relação ao 2º ciclo de RTP 2010 2) Var.% em relação ao Revisão Extraordinária jan/13 3) Fonte: Aneel / Média contempla 21 distribuidoras que já passaram pelo 3º ciclo de RTP

Média Principais

Distribuidoras:

-7,6%

EDP

Bandeirante:

+1,7%

EDP

Escelsa:

+2,2%

BRR Bruta Final x Preliminar3

Efeito médio para o consumidor: -1,05%

Nota: Parcela B inclui outras receitas (Excluindo outras receitas Parcela B 3º RTP = R$ 628 milhões)

A EDP – Energias do Brasil

5

Presença em 10 estados brasileiros

� 9 estados: Espírito Santo, Mato Grosso do Sul,

Tocantins, Ceará, Santa Catarina, Rio Grande

do Sul, Rio Grande do Norte, Pará e Amapá

� Capacidade Instalada: 2,2 GW

Geração

Distribuição

� 2 estados: São Paulo e Espírito Santo

� Mais de 3,0 milhões de clientes

Geração Hídrica

Geração Térmica

Geração Eólica

Distribuição

Em construção

Concessões de Geração Hídrica em Operações1.798,5 MWConcessões com Prazos até 2025 - 2036

Cachoeira Caldeirão219 MWConcessão: 2048

Sto Antônio do Jari373 MWEm ConstruçãoConcessão: 2044

Porto Pecém(1)360 MWAutorização: 2043

CENAEEL(2)6,3 MWConcessão: 2032

Elebrás(2)31,5 MWConcessão: 2032

Escelsa11° estado em relação ao PIB: 2,3% do total nacional1,4 MM clientes em 41,2 mil Km²Concessão: 2025

BandeiranteSP – 1° em relação ao PIB: ~33% do total nacional1,6MM clientes em 9,6 mil Km2Concessão: 2028

Baixa do Feijão(2)54 MWConcessão: 2047

(1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% da participação da EDP Energias do Brasil

9

Crescimento da capacidade Instalada desde o IPO

(1) 50% de participação da EDP Energias do Brasil. (2) 45% de participação da EDP Energias do Brasil na EDP Renováveis Brasil

Capacidade Instalada (MW)

10

(1) (2)

180

180

373

219

2.844

2.197

2.0172.012

1.828

530

Baixa do

Feijão

2016

54

Sto

Antonio

Jari 2015

2T132ª

unidade

Pecém I

2017

+2.314

1T13Rep.

Mascarenhas

5

20121ª

Unidade

Pecém I

Rep.

Mascarenhas

4

20112005 Cachoeira

Caldeirão

2017(1)

5,4x

6

Visão geral Tanques d’ água Caldeiras

Cronograma de entrada em operação comercial

dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13

UG I

UG II

entrada em operação UG II: 10/mai/13

Evolução da margem bruta no 1S13

entrada em operação UG I: 03/dez/12

Venda de energia (GWh)

UTE Pecém I: entrada em operação da unidade II em maio/13 e conclusão do empreendimento (360 MW)

11

14

-37

1T13 2T13

+50

225

238

229229

218

229

JunhoMaioAbrilMarçoFevereiroJaneiro

Aumento

da MB

em 50

milhões

Vendas

de 1.368

GWh no

1S13

Financiamento de curto prazoliberado para início da construção

Vista geral de montante do Circuito Hidráulico

Operação de descida do pré-distribuidor da UG-2

� Status: obra em andamento dentro do cronograma

� Até o momento já foi investido 66% (R$ 974 milhões)

do capex total previsto;

� No 2T13, não houve desembolso do financiamento de

longo prazo com o BNDES, sendo que até o momento

já foi desembolsado o montante de R$ 380,0 milhões,

que representa 52% do montante total.

UHE Jari UHE Cachoeira Caldeirão

� Capacidade instalada: 219 MW

� Início da construção: 2º semestre 2013

(Licença de Instalação concedida em agosto/2013)

� Entrada em operação prevista: 2017

Parque eólico Baixa do Feijão

� Capacidade instalada: 120 MW

� Início da construção: 2º semestre 2013

� Entrada em operação prevista: 2016

Financiamento de curto prazoem fase de estruturação

Vista geral de

montante do

circuito hidráulico

Operação de

descida do pré-

distribuidor da UG-2

Empreendimentos em construção: UHE Jari, Cachoeira Caldeirão e Parque eólico Baixa do Feijão

12

7

PPAs e Concessões de Longo Prazo

(1) Data base: Jun./2013. Média ponderada dos contratos existentes. Considera apenas os PPA’s. (1) Primeiro período de concessão sujeito a renovação

Idade Média das Usinas Data de vencimento das Concessões

Energia Contratada (MW Médio)

Preço Médio:

R$ 111/MWh(1)

44%

15%

0-5 anos

50+anos

2%

11-50 anos

6-10 anos39%

754 730 726

443 448 381 364

455 480632

612742

742

371

2025

1.123

2020

1.190

2016

1.055

2015

1.358

2014

1.210

2013

1.209

735

2030

IGP-MIPCA

13

Jul 2025Escelsa – Distribuidora(1)

Out 2028Bandeirante – Distribuidora(1)

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

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

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)

Jul 2025UHE Suiça – (CI: 34,5 MW)

Jul 2025UHE Mascarenhas – (CE: 193,5 MW)

Dez 2044UHE Sto Antônio do Jari – (CI: 373 MW)

Ago 2047EOL Baixa do Feijão – (CI: 120 MW)

Dez 2048UHE Cachoeira Caldeirão – (CI: 219 MW)

Distribuição: foco em eficiência e qualidade de serviço

Perdas: Busca constante pela redução

Perdas Técnicas e Não técnicas (%)

Qualidade dos indicadores da distribuição

Qualidade do Serviço: historicamente melhor

que os requisitos da ANEEL

DEC (horas)

Qualidade dos indicadores da distribuição

FEC (vezes)

9,43 9,42 9,24

201220112010

12,18

2T13

9,179,88

20122011

10,40

2010

10,69

2T13

EscelsaBandeirante

7,056,17 6,03 5,77

201220112010 2T13

6,35 6,34 6,37 6,41

201220112010 2T13

EscelsaBandeirante

10,2%

5,5%

4,7%

5,5%

2011

10,3%

4,7%

20122010

11,1%

5,6%

5,5%

2T13

10,3%

5,5%

4,8%

Não técnicaTécnica

Bandeirante

2012

13,7%

6,0%

2011

7,7%

12,8%

5,4%

7,4%

2010

14,0%

5,7%

8,3%

2T13

5,6%

7,8%

13,4%

Escelsa

Meta Anual Regulatória ANEEL

EDP Bandeirante: DEC 9,36 / FEC: 8,07 - EDP Escelsa: DEC: 10,38 / FEC: 8,13 14

8

15

Comercialização: crescimento em EBITDA e receita

� 3º player: 14% de crescimento em volume

(2012/2011) – Histórico de alta

� EBITDA de R$ 54 milhões em 2012 e R$ 65

milhões no 1S13, crescimento de 64% e 119%

respectivamente em relação ao mesmo período do

ano anterior

� Crescimento no número de clientes: de 137 para

210 com contratos de 1 a 4 anos.

• Análise de mercado

• Definição de clientes alvosRelacionamento

• Antecipando tendências, a fim de maximizar o Portfólio

Inteligência de Mercado

• Gestão da inadimplência e risco operacional

Risco

11.254

9.895

8.2638.715

7.2827.188

200920082007

9,4%

2010 20122011

Pilares de suporte ao negócio Destaques

A EDP está focada em crescimento de Margem

aproveitando as sinergias com Distribuição e

Geração

Volume (GWh)

15

6.0345.213

1S12

+16%

1S13

Financeiros

9

Destaques Financeiros – ENBR Consolidado

Receita Líquida(1) (R$ Milhões)

(1) Percentuais dos segmentos não incluem eliminação intra-grupo. Receita líquida e Gastos Gerenciáveis não inclui receita de construção. * Não inclui Depreciação e Amortização.

2012

2%17%

20%

61%

2011

18%

15%

66%

2010

18%

14%

68%

PecémGeraçãoComercializaçãoDistribuição

5.034 5.402 6.332

1.8471.447

1S13

18%

25%

57%

1S12

19%

18%

63%

3.4422.889

Gastos Gerenciáveis* e PMSO/Margem Bruta (R$ Milhões) – IPCA acumulado até junho/13: 3,1%

2012

3%16%

-3%

84%

36%

2011

13%2%

85%

36%

2010

15%3%

82%

34%

PecémGeraçãoComercializaçãoDistribuiçãoMargem Bruta

1S13

12%2%

86%

1S12

14%2%

84%

38%36%

784 861 722 398 491

17

Destaques Financeiros – ENBR Consolidado

Lucro Líquido e Margem Líquida (1) (R$ Milhões)

(1) Percentuais não incluem eliminação intra-grupo. Receita líquida e Gastos Gerenciáveis não inclui receita de construção. * Não inclui Depreciação e Amortização. Valores pós-eliminação

2012

-18%

71%

7%

40%

5%

2011

57%

3%

40%

9%

2010

40%

2%

58%

20%

PecémGeraçãoComercializaçãoDistribuiçãoMargem Líquida

1S13

31%

19%

50%

6%

1S12

54%

8%

38%

4%

583 491342

182 135

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

2%

53%

30%

2012

-8%

63%

4%

41%

21%

2011

50%

2%

48%

29%

2010

45%

PecémGeraçãoComercializaçãoDistribuiçãoMargem EBITDA

1S13

56%

8%

37%

23%

1S12

62%

4%

34%

25%

1.509 1.5381.313 721 789

18

10

Tese de Investimento

Estratégia EDPBR: Operação integrada e crescimento disciplinado

Geração

DistribuiçãoComercialização

Retenção de

Clientes

Operação integrada: capturando as sinergias do 3 negócios

Perfil da empresa em 2015: crescimento disciplinado na geração

Sinergias Operacionais e Financeiras

20

Crescente exposição em Geração

U12M EBITDA (%)

EBITDA 2015E (%)

47%

Comercialização

Distribuição

Geração

4%

49%

62%

Comercialização

2%

Distribuição36%

Geração

11

21

Investimentos

Plantas modernas de Geração requerem níveis de investimento de manutenção menores

Investimento em Distribuição para o crescimento de mercado, manutenção da rede e inovação

1S12 1S13

Distribuição 89 115

Geração 113 223

Outro 1 4

Total 203 342

Composição do Capex no 1S13 (%) Investimentos (R$ milhões)

21

65%

Distribuição34%

Geração

1%

Outros

Solidez Financeira

Perfil da Dívida Prazo e Custo da Dívida

Vencimento Médio (Anos) e Custo da DívidaComposição da Dívida Bruta (2T13)

Níveis de Alavancagem(1)

Dívida Líquida / EBITDA U12M (x) EBITDA U12M / Despesas Líquidas com Juros U12M (x)

(1) Inclui principal + juros + resultado de hedge. Não Considera a UTE Pecém I

Dívida Bruta (2T13): R$ 3,9 Bn

Dívida Líquida (2T13): R$ 2,7 Bn

1,81,81,8

1,5

2T13201220112010

5,45,8

6,96,8

2T13201220112010

6,0%

Pré-Fixada

TJLP24,0%

CDI

70,0%

2T13

3.1

2012

3.5

2011

3.5

2010

3.9 7.4%

8.1%

8.4%

9.8%11.7%

12.1%

9.8%

9.9%

Selic médiaCusto da dívida Vencimento médio em anos

22

12

Dívida concentrada no longo prazo

Instrumento Aprovado Disponibilidade Data Maturidade (anos) Custo do Empréstimo

BNDES – Sto. Antonio do Jari

R$ 737 R$ 357 2015 18,5TJLP + spread 1,86%

CCaldeirão (ponte) R$ 646 R$ 478 2014 1,6 106,3% do CDI

Dívida Bruta (2T13): R$ 3,9 BnCP X LP

Estrutura de Capital (Junho/2013)(%)

Linha de crédito disponível

47%53%

DívidaCapital

66%

34%

Curto Prazo Longo Prazo

23

Crescimento Consistente de Dividendos

Dividendos por Ação Dividendos Totais

(R$ Milhões)(R$ / Ação)

* Não considera os efeitos da UTE Pecém I.

Retorno Total ao Acionista de 168% desde o IPO (R$ 11,33 em Junho de 2013)

0,780,780,74

0,620,55

0,430,34

14,63%

2012201120102009200820072006

370370353

296

237207

170

2012201120102009200820072006

Mínimo Payout de 50%

24

Investimentos de R$ 6,9 bilhões

R$ 2,1 bilhões em dividendos pagos

Nível de endividamento (1,8x Dív.Líq. /

EBITDA no 2T13*)

Mais de 76% do preço do IPO

retornado em dividendos

Desde o IPO (jul.2005 até dez.2012):

13

Por que EDP Energias do Brasil?

Portfólio Integrado de Ativos

CrescimentoConsistente de

Dividendos

Solidez Financeira

Crescimento em Geração com

Disciplina de Capital

PPA’s e Concessões de Longo Prazo

DesempenhoOperacional Eficiente

25

Equipe de RI

Maytê Souza Dantas de Albuquerque

Marilia Barbosa Nogueira

Thiago Piffer

Anna Luisa Rego Bacellar

Kassia Orsi Amendola

Felipe Joaquim Martins de Souza

E-mail: ri@edpbr.com.br

Telefone: +55 (11) 2185-5907

www.edpbr.com.br/ri

14

EDP – ENERGIAS DO BRASIL S.A.