Release 3T17 - Energias do Brasil RIri.edp.com.br/ptb/7556/584166.pdf · na formação de preço, redução dos limites para acesso ao Mercado Livre, redução de custo na transmissão

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LUCRO LÍQ. DÍVIDA LÍQ. EBITDA

R$ 9,2 bi 685.476 606.850.394 48,7% Valor de Mercado: Ações em Tesouraria: Total de Ações: Free float:

Relações com Investidores

www.edp.com.br/ri

[email protected]

+ 55 11 2185-5709

Release 3T17 31 de outubro de 2017

R$ 551,5 mi R$ 140,1 mi R$ 3,9 bi

A conferência será realizada em português com tradução simultânea para inglês.

Teleconferência de Resultados

com webcast

01 de novembro de 2017

Inglês 09h00 (NYC)

EUA: +1 (786) 924-6977 Outros: +1 (888) 700-0802

Português 11h00 (BRA)

+55 (11) 3193-1001 +55 (11) 2820-4001

São Paulo, 31 de outubro de 2017 - A EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. (“EDP Energias do Brasil”, “Companhia” ou “Grupo”) listada no Novo Mercado da BM&FBOVESPA (código: ENBR3)

apresenta hoje seus resultados financeiros e operacionais do terceiro trimestre de 2017 e do acumulado do ano. As informações estão apresentadas em bases consolidadas de acordo com

as práticas contábeis adotadas no Brasil e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS), a partir de informações financeiras revisadas. As informações operacionais não foram

objeto de revisão por parte dos auditores independentes.

Total de hedge de energia de 18% (184 MW méd) Proteção ao risco hidrológico

91%, no acumulado, superior ao estabelecido em leilãoDisponibilidade de Pecém

+ 19,3%, em relação ao 9M16CAPEX na Distribuição

Redução de R$ 21 milhões, em relação ao 2T17Eficácia no combate à PDD

97,2% de evolução física e obtenção da Licença de Operação

Construção de São Manoel

Antecipação do cronograma e expectativa de obtenção da Licença de Instalação até o final do ano

Licenciamento Ambiental Transmissão

-0,16 p.p. na EDP SP e -0,79 p.p. na EDP ES, em relação a Dez/16

Redução das Perdas Totais

Crescimento de 74,2%, em relação ao 3T16Margem Bruta de Pecém de R$ 176,5 milhões

Crescimento de 264,0%, em relação ao 3T16Margem Bruta da Comercializaçãode R$ 43,5 milhões

Aumento de 14,3%, em relação ao 3T16EBITDA Ajustado de R$ 535,1 milhões

+ 0,2%, em relação ao 9M16Evolução do PMSO abaixo da inflação

Aumento de 2,4%, em relação ao 3T16Lucro Líquido Ajustado de R$ 129,2 milhões

+ 2,3% no volume com destaque para a EDP São Paulo, com aumento de 4,4%

Volume de energia distribuída

http://www.edp.com.br/ri

mailto:[email protected]

2

Destaques do Trimestre

• Margem Bruta: no terceiro trimestre, a EDP apurou uma Margem Bruta de R$ 864,5 milhões, redução de 7,6% em comparação ao 3T16. No acumulado, o crescimento foi de 2,7%.

• Gastos Gerenciáveis: A Companhia segue com o controle rigoroso dos custos por meio do Orçamento Base Zero (OBZ), que se reflete na manutenção do PMSO em relação ao ano anterior, confirmando o compromisso assumido em apresentar incrementos nos gastos gerenciáveis inferiores ao crescimento da inflação.

• EBITDA (ajustado): No trimestre, o EBITDA (ajustado) cresceu 14,3% (R$ 551,5 milhões) e no acumulado do ano o aumento foi de 16,9% (R$ 1,6 bilhão). Do total apurado no trimestre, 35,4% do EBITDA refere-se à Geração Hídrica,

25,3% à Geração Térmica, 36,2% à Distribuição, e 7,8% à Comercializadora e EDP Grid1.

• Dívida Líquida: Dando continuidade à estratégia de redução dos custos de dívidas, com foco estratégico na eficiência financeira e fiscal, a Companhia vem atuando em diversas iniciativas. No trimestre foi realizado o pagamento da 4ª Emissão de Debentures da Holding, no valor de R$ 384 milhões. A razão Dívida Líquida/EBITDA manteve-se em níveis confortáveis, de 1,9x, o que permite a continuidade dos projetos da Companhia com risco controlado.

• Juros sobre Capital Próprio: Pagamento realizado no dia 25 de setembro, referente ao exercício de 2016, no valor total bruto de R$ 330 milhões

• Gestão Energética

o Hídricas: A Companhia reforçou a estratégia de proteção do portfólio aos impactos do GSF (Generation Scaling Factor) e PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) através da descontratação de UHE Jari (“Jari”) e UHE Cachoeira Caldeirão (“Cachoeira Caldeirão”) e de Cachoeira Caldeirão, por meio do MCSD (Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits), além de reduções de contratos bilaterais. Estas descontratações reforçam

a estratégia efetiva da Companhia de proteção ao portfólio, através de captura de custos evitados, aumentando a posição descontratada para 18%, + 9 p.p. em relação ao início do ano. Os impactos positivos dos mecanismos de proteção resultaram em R$ 234,0 milhões de margem.

o Comercialização: A Comercializadora da EDP atuou como um instrumento de gestão do portfólio energético da Companhia, atuando em conjunto com as geradoras nas transações de compra e venda de energia. Desta forma, apresentou um crescimento de 53,7% no volume de energia comercializada. Ainda, a Margem Bruta apresentou crescimento de R$ 31,6 milhões entre os trimestres, reflexo da melhora da margem unitária entre os trimestres e da manutenção da estratégia de consistência de resultados.

o Pecém: Realizado o hedge do ADOMP, gerando uma economia de R$ 29,3 milhões.

• Distribuição: A Distribuição apresentou aumento no volume de energia distribuída de 2,3%, impactado pelo crescimento de 4,4% na EDP São Paulo (“EDP SP”) e pela queda de 0,9% na EDP Espírito Santo (“EDP ES”). Na EDP SP, o aumento do volume reflete a recuperação da produção industrial no estado (excluindo os efeitos das migrações).

Na EDP ES, a queda na energia distribuída reflete as temperaturas mais amenas. No ano, já foram investidos R$ 413 milhões, aumento de 19,3%, com foco em aumentar a eficiência operacional e a qualidade dos serviços prestados, refletindo no aumento da base de remuneração a ser capturada. No acumulado do ano, a Margem Bruta cresceu 11,6% na EDP SP e 12,3% na EDP ES, desconsiderando o valor do ativo financeiro indenizável (VNR) contabilizado na revisão tarifária da EDP ES em 2016. Os principais impactos do trimestre são: (i) sobrecontratação na EDP ES, resultando em um impacto positivo de R$ 22,9 milhões; (ii) redução das PDD, em ambas as distribuidoras, totalizando R$ 21, 0 milhões em relação ao trimestre anterior; e (iii) redução das perdas totais em ambas distribuidoras, de -0,16% p.p. na EDP SP e de -0,79 p.p. na EDP ES, em relação a dezembro de 2016.

• Pecém: No acumulado do ano, a térmica atingiu a disponibilidade média de 91%, superando a disponibilidade requerida no leilão de 90,14%. Em termos operacionais, foi realizada a primeira fase - de um total de três - do plano de manutenção da correia transportadora de carvão que tem como objetivo a redução do custo com o transporte do carvão

por caminhão e o aumento da eficiência da esteira através da redução do tempo gasto com o descarregamento dos navios de carvão. Como ocorre anualmente, o Fator de Disponibilidade – FID (média móvel dos últimos 60 meses) foi recalculado para o ano de 2018, passando para 90,7%. A UG02 realizou uma parada programada, que ocorreu durante 12 dias no mês de setembro, acarretando redução da disponibilidade.

• São Manoel: Foi emitida a licença de operação da Usina, sendo os testes de comissionamento da UG01 iniciados, bem como os testes de pré-comissionamento da UG02. A obra alcançou 97,2% de evolução física.

• Transmissão: A Companhia deu continuidade ao cronograma de construção da Linha de Transmissão do Lote 24, do leilão 13/2015, localizada no Estado do Espírito Santo, totalizando o desembolso de R$ 6,3 milhões na aquisição do terreno e em estudos ambientais, dando continuidade ao processo de licenciamento ambiental, tendo sido realizada a entrega do Relatório de Controle Ambiental- RCA e requerida a Licença Prévia. A Companhia espera obter a Licença de Instalação nos próximos meses.

• Digitalização: A companhia vem dando continuidade ao processo de implementação da automação e robotização de

processos administrativos, promovendo ganhos de eficiência e de qualidade através de iniciativas de inovação e tecnologia. As iniciativas de inovação foram inicialmente implementadas no Centro de Serviços Partilhados (CSP) da Empresa. Ao final do trimestre, a Companhia contava com 15 robôs operando e estima finalizar o ano com 40 processos robotizados.

1 Considerando que -4,7% refere-se a eliminação intragrupo.

3

Índice 1.Eventos Relevantes do Período 4

2.Desempenho Operacional 6

2.1 Geração 6

2.2 Comercialização 8

2.3.1 Volume 9

2.3.2 Balanço Energético Consolidado 10

2.3.3 Perdas 11

2.3.4 Indicadores de Qualidade 12

3.Desempenho Econômico-Financeiro 13

3.1 Consolidado 13

3.1.1 Eventos Não recorrentes 13

3.1.2 Receita e Margem Bruta 14

3.1.3 Gastos Gerenciáveis 17

3.1.4 Ganho de Alienação/Aquisição de Investimento 20

3.1.5 EBITDA 20

3.1.7. Resultado Financeiro 21

3.1.8. Lucro Líquido 22

3.2. Projetos Não Consolidados 23

3.2.1 UHE Santo Antônio Do Jari 23

3.2.2 UHE Cachoeira Caldeirão 23

4.Ativos em Construção 24

4.1 UHE São Manoel 24

5.Endividamento 24

6.Variação do Imobilizado 26

7.Ativos e Passivos Regulatórios 27

8.Desempenho em Sustentabilidade 28

8.1. Compromissos com o Desenvolvimento Sustentável 28

8.2. Indicadores de Sustentabilidade 29

8.3. Outras informações sobre Sustentabilidade 29

9.Mercado de Capitais 30

9.1. Desempenho das Ações 30

9.2. Capital Social 31

10. ANEXOS 32

4

1. EVENTOS RELEVANTES DO PERÍODO

MME abre Consulta Pública para novo modelo do setor elétrico

Em 03 de julho, o Ministério de Minas e Energia (MME) abriu processo de Consulta Pública (nº 32/2017) referente ao relatório “Princípios para Reorganização do Setor Elétrico Brasileiro”. O documento apresenta princípios para o aprimoramento da estrutura legal, institucional e regulatória do setor. Em 05 de julho, o MME disponibilizou na Consulta Pública nº 33/2017 (CP n°33/17), a Nota Técnica nº 5/2017 em que apresenta diversas medidas dentre as quais se destacam: o ajuste legal na autoprodução, ajustes na formação de preço, redução dos limites para acesso ao Mercado Livre, redução de custo na transmissão e geração, separação do lastro de energia, novas diretrizes para fixação de tarifas e medidas para afastar a judicialização.

Para esta CP, a EDP, auxiliada pela consultoria Bain & CO, pelo Instituto Acende Brasil e pelas Universidades FGV, Unicamp e USP, elaborou 6 Notas Técnicas (NTs), abordando os seguintes macro temas: Expansão do Mercado Livre (NT1), Formação de Preços (NT2), Elementos Estruturais para o Mercado (NT3), Expansão da Oferta (NT4), Descontos e Subsídios (NT5) e Destravamento da Operação (NT6). Além disso, desenvolveu também um Caderno Jurídico, contendo as alterações legais necessárias para implementar os aprimoramentos sugeridos, e um documento contendo um resumo das 6 NTs e a visão da EDP para o futuro do setor elétrico (NT0). No total, a EDP apresentou 42 contribuições, sendo as principais, mas não se limitando a:

(i) Diretrizes para a expansão do mercado livre e para separação do fio e energia; (ii) Necessidade de desenvolver um sistema robusto de garantias e de uma clearing house; (iii) Elaboração de mecanismos que garantam a financiabilidade do setor elétrico e a separação de lastro e energia; (iv) Desenvolvimento de um mercado competitivo de serviços ancilares, viabilização de termoelétricas de base; (v) Estabelecimento de regras claras para a prorrogação de concessões de usinas hidroelétricas; e (vi) Avaliação do Mecanismo de Realocação de Energia a fim de garantir mitigação somente de riscos hidrológicos e

mecanismos que garantam maior participação dos agentes na formação de preços. Na continuidade dos trabalhos, a EDP realizou estudo comparando as principais contribuições realizadas pelos agentes e está a estudar a melhor forma de se preparar para os movimentos decorrentes deste processo.

Emissão de Nota Promissória da EDP São Paulo

Em 19 de julho, a EDP São Paulo emitiu notas promissórias no valor de R$ 130 milhões, com prazo de dois anos, amortização do principal e pagamento de juros no vencimento. A taxa de juros é de 107,50% do CDI, reflexo da excelente qualidade de crédito da EDP São Paulo.

Descontratação de energia das UHEs Santo Antonio do Jari e Cachoeira Caldeirão

Em 24 de julho, foi realizada a descontratação, por meio do MCSD (A0), de 20,9 MW médios de Jari e de 95 MW médios de Cachoeira Caldeirão. Em Jari, dos 20,9 MW médios descontratados, 17,50 MW médios foram mantidos para hedge e 3,40 MW médios foram recontratados. Em Cachoeira Caldeirão, dos 95,0 MW médios descontratados, 14,30 MW médios foram mantidos para hedge e 80,70 MW médios foram recontratados. A descontratação tem vigência de julho a dezembro de 2017. Os montantes recontratados foram vendidos para as comercializadoras dos acionistas, na mesma proporção da sua participação na sociedade.

3º e 4º Desembolso do Empréstimo de Longo Prazo junto ao BNDES para a UHE São Manoel

Em 28 de julho, a UHE São Manoel (“São Manoel”) recebeu o 3º desembolso do Contrato de Financiamento firmado junto ao BNDES, no valor de R$ 84,0 milhões, e em 28 de agosto, recebeu o 4º desembolso, no valor de R$ 39,9 milhões. O saldo restante a ser desembolsado é de R$ 178 milhões, perfazendo o financiamento total R$ 1,3 bilhão, ao custo de TJLP + 2,88% a.a. Os juros sobre o montante desembolsado serão capitalizados trimestralmente até 15 de dezembro de 2018 e exigíveis mensalmente a partir de 15 de janeiro de 2019. As amortizações terão o mesmo prazo de carência dos juros e serão realizadas mensalmente até 15 de dezembro de 2038.

Aneel homologa reajuste tarifário anual da EDP Espírito Santo de 2017

Em 31 de julho foi aprovado o reajuste tarifário anual da EDP Espírito Santo de 2017, aplicado a partir de 07 de agosto de 2017. O efeito médio percebido pelos consumidores foi de +9,34%, sendo +10,90% para os consumidores atendidos em alta e média tensão e de +8,53% para os consumidores atendidos em baixa tensão. A parcela B foi ajustada em -2,52%, resultando em R$ 796,1 milhões.

Redução de Capital Social na Enerpeixe

Em 31 de agosto foi deliberado a redução do capital social da Enerpeixe, através de Assembleia Geral Extraordinária (“AGE”), no

montante de R$ 250,0 milhões, passando dos atuais R$ 532,6 milhões para R$ 282,6 milhões, por ser considerado excessivo em relação ao seu objeto social, sem cancelamento de ações, mantendo-se inalterada a proporção da participação de cada acionista no capital social. A referida redução foi anuída pela Aneel por meio do Despacho nº 2.179/17. A eficácia da deliberação encontra-se condicionada ao transcurso do prazo de 60 dias após a publicação da AGE nos termos do artigo nº 174, da Lei nº 6.404/77.

Pagamento da 4ªEmissão de Debêntures Simples, não conversíveis em ações da EDP Brasil

Em 15 de setembro, a Companhia realizou o pagamento de juros e principal, referente à 4ª Emissão de Debêntures Simples, não conversíveis em ações da EDP Brasil, no valor total de R$ 384,9 milhões. Do valor total, R$ 332,1 milhões decorrem do pagamento da primeira parcela do principal da 1ª série, e os R$ 52,8 milhões referente aos juros foram distribuídos da seguinte forma: (i) 1ª série de R$ 41,8 milhões; (ii) 2ª série de R$ 8,7 milhões; e (iii) 3ª série de R$ 2,3 milhões.

5

Pagamento de juros sobre capital próprio

Em 19 de setembro, a Companhia comunicou aos seus Acionistas o pagamento, no dia 25 de setembro, dos juros sobre capital próprio no valor total de R$ 330,0 milhões, relativos ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2016.

Eventos Subsequentes

Ressarcimento do Encargo Hídrico Emergencial da UTE Pecém I

Em 10 de outubro, a UTE Pecém I (Pecém) recebeu o ressarcimento (caixa) de R$ 32,0 milhões, refletido no resultado do 2T16, referente ao Encargo Hídrico Emergencial cobrado pelo Estado do Ceará, para o período de setembro de 2016 a maio de 2017. O ressarcimento foi concedido através de liminar, na esfera federal no dia 08 de maio, concedendo o repasse integral, por meio do CVU. A liminar determina a suspensão da aplicação, por parte da ANEEL, de qualquer penalidade por eventual redução e/ou interrupção da geração de energia da usina em virtude de problemas com o fornecimento de água, impedindo qualquer tipo de suspensão de pagamento da receita fixa a que Pecém tem direito nos termos dos CCEARs.

Aneel homologa reajuste tarifário anual da EDP São Paulo de 2017

Em 17 de outubro foi aprovado o reajuste tarifário anual da EDP São Paulo, aplicado a partir de 23 de outubro de 2017. O efeito

médio percebido pelos consumidores foi de +24,37%, sendo +27,31% para os consumidores atendidos em alta e média tensão e de +22,67% para os consumidores atendidos em baixa tensão. A parcela B foi ajustada em -2,68%, resultando em R$ 806,6 milhões.

Aneel apresenta proposta de aprimoramento da metodologia das bandeiras tarifárias

No dia 24 de outubro, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) apresentou a proposta de aprimoramento da metodologia das bandeiras tarifárias que será submetida à audiência pública nos próximos 60 dias, com mudanças nos valores cobrados dos consumidores e inclusão de novos critérios no cálculo, como os custos que estão relacionados com o déficit hídrico. Com a hidrologia desfavorável, a diretoria da agência reguladora votou por implementar, em caráter excepcional, a mudança já

para o próximo mês, antecipando para novembro desse ano a alteração no valor das bandeiras tarifárias, previsto para janeiro/fevereiro de 2018.A agência propôs elevar o valor adicional cobrado quando acionado o segundo patamar da bandeira vermelha, que deve sair de R$ 3,50 a cada 100 quilowatts-hora (KWh) para R$ 5,0 para cada 100 KWh. No caso da bandeira amarela, o adicional de cobrança deve reduzir de R$ 2,0 para R$ 1,0 a cada 100 kWh. Já a bandeira vermelha, no primeiro patamar, teve a cobrança adicional mantida em R$ 3,0 pelos mesmos 100 kWh consumidos. Redução de Capital Social nas Controladas

Em 26 de outubro foi deliberado as reduções do capital social da Lajeado Energia e da EDP PCH, através de AGE´s, nos montantes de R$ 300,0 milhões e de R$ 150,0 milhões, respectivamente, por ser considerado excessivo em relação ao seu objeto social, sem cancelamento de ações, mantendo-se inalterada a proporção da participação de cada acionista no capital social. As deliberações encontram-se condicionadas a aprovação da Aneel nos termos da Resolução Normativa nº 149/05. Uma vez obtidas as respectivas aprovações, as referidas deliberações serão consideradas eficazes e seus efeitos retroagirão a data da AGE.

R$ MilhõesCapital Social

AtualRedução

Capital Social

Alterado

Lajeado Energia 306,9 (300,0) 6,9

EDP PCH 245,1 (150,0) 95,1

6

As informações a seguir referem-se ao terceiro trimestre (3T17), em comparação ao período homólogo de 2016 (3T16) e ao acumulado do ano (9M17).

2. DESEMPENHO OPERACIONAL

2.1 GERAÇÃO

O volume de energia vendida do Grupo2 foi de 3.169 GWh, redução de 2,7%. No acumulado do ano, o volume total foi de 9.251 GWh, queda de 4,9%.

1Tarifa Total das Hídricas não considera eliminações intragrupo/ 2Os valores da Tarifa de Venda de Pecém referem-se ao CVU de setembro de 2017 e 2016.

- Geração Hídrica

O volume de energia vendida das usinas hídricas foi de 1.811 GWh, redução de 4,7%, em função do menor volume de energia contratada de Enerpeixe e Energest, mitigado pelo maior volume de Costa Rica e PCHs de venda no curto prazo. No acumulado do ano, o volume totalizou 5.221 GWh, queda de 8,2%.

A tarifa média de venda de energia foi de R$ 182,8/MWh, crescimento de 12,3%, decorrente de: (i) aumento de 97,1% na tarifa média de venda de Costa Rica, reflexo de tarifas superiores de vendas no curto prazo; e (ii) aumento nas tarifas médias de venda das demais usinas, em função de reajuste anual dos contratos bilaterais e Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (“CCEARs”).

- Ativos não Consolidados

O volume de energia vendida pelos Ativos não Consolidados totalizou 335,8 GWh, queda 4,4%, decorrente do menor volume de energia contratada da UHE Jari no trimestre, em comparação com o mesmo período do ano anterior. No acumulado, o volume totalizou 1.074 GWh e crescimento de 21,5%, decorrente da entrada em operação da 3° máquina da UHE Cachoeira Caldeirão no final do 3T16.

Em 24 de julho, foi realizada a descontratação, por meio do MCSD (A0), de 20,9 MW médios de Jari e de 95 MW médios de Cachoeira Caldeirão. Em Jari, dos 20,9 MW médios descontratados, 17,50 MW médios foram mantidos para hedge e 3,40 MW

médios foram recontratados. Em Cachoeira Caldeirão, dos 95,0 MW médios descontratados, 14,30 MW médios foram mantidos para hedge e 80,70 MW médios foram recontratados. A descontratação tem vigência de julho a dezembro de 2017. Os montantes recontratados foram vendidos para as comercializadoras dos acionistas, na mesma proporção da sua participação na sociedade.

A tarifa média de venda da energia desses ativos foi de R$ 154,0/MWh, aumento de 20,4%, reflexo do aumento de 53,2% na tarifa média da venda de energia de Cachoeira Caldeirão, em função de tarifas superiores de vendas no curto prazo.

2 Energia Vendida não inclui a participação de 50% da Companhia nas UHE Jari e UHE Cachoeira Caldeirão

3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var

Lajeado 875.603 839.157 4,3% 177,1 168,9 4,9%

Investco 9.195 8.670 6,1% 184,2 172,9 6,6%

Enerpeixe 467.313 587.607 -20,5% 166,4 153,1 8,7%

Energest 280.411 319.106 -12,1% 193,7 176,8 9,6%

PCHs 118.283 88.122 34,2% 232,2 213,0 9,0%

Costa Rica 25.795 22.687 13,7% 258,3 131,0 97,1%

Santa Fé 34.050 33.611 1,3% 232,8 220,5 5,6%

Total Hídricas 1.810.650 1.898.959 -4,7% 182,8 167,8 8,9%

Pecém2 1.357.920 1.357.920 0,0% 159,2 116,7 36,4%

Total Consolidado 3.168.570 3.256.879 -2,7% - - -

AtivoVolume (MWh) Tarifa de Venda (R$/MWh)

1

3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var

Cachoeira Caldeirão (50%) 126.723 124.058 2,1% 150,0 97,9 53,2%

Jari (50%) 209.075 227.269 -8,0% 156,4 144,3 8,4%

Total Não Consolidado 335.798 351.328 -4,4% 154,0 127,9 20,4%

AtivoVolume (MWh) Tarifa de Venda (R$/MWh)

7

Venda Consolidada da Geração Hídrica (GWh)

Sazonalização da Geração Hídrica (%)

- GSF (Generation Scaling Factor) e Mecanismos de Proteção

O terceiro trimestre de 2017 foi marcado por uma deterioração do cenário hidrológico brasileiro, refletindo em um aumento expressivo no valor do PLD e redução do GSF, conforme gráficos abaixo:

Antecipando o cenário de deterioração do PLD e GSF, a Companhia implementou algumas iniciativas a fim de reforçar as estratégias de proteção aos impactos causados pelos altos preços de energia no Mercado Livre para as geradoras, aumentando a parcela de energia descontratada de seu portfólio.

No final de 2015 e início de 2016, a Companhia repactuou 35% da Garantia Física através do produto SP92, em média. Considerando os Ativos não Consolidados, 46% da Garantia Física foi repactuada.

No ano de 2017, prevendo o déficit hidrológico, a Companhia optou por alocar parte da Garantia Física no 2S17, como demonstrado no Gráfico acima.

Com o objetivo de elevar a parcela da energia total descontratada (“hedge natural”) de 9,0%3 (96 MW médios), em maio de 2017, a Companhia adquiriu 70MW médios, mitigando riscos futuros relativos ao GSF. Este volume adicional se estende do período de maio até dezembro de 2017. Adicionalmente, em julho foi realizada a descontratação de Jari e de Cachoeira Caldeirão,

conforme mencionado anteriormente, com vigência de julho a dezembro de 2017. Os montantes recontratados foram vendidos para as comercializadoras dos acionistas, na mesma proporção da sua participação na sociedade. A energia integrada no portfólio da Comercializadora da EDP tem contribuído para a mitigação do risco hidrológico do grupo e para maximizar o resultado. Considerando o hedge natural (96 MW médios), a compra adicional dos 70 MW médios, os efeitos das descontratação no MCSD (8 MW médios) e reduções de contratos bilaterais (10 MW médios), a parcela total de energia descontratada atingiu 18,0%4 (184 MW médios), no 3T17.

Conforme gráfico abaixo, demonstramos o Balanço Energético Consolidado da Geração Hídrica do trimestre, em MW médios:

O GSF médio do trimestre foi de 62,2%, exposição de 766 GWh ao PLD médio de R$ 436,20/MWh (Submercado SE/CO). No acumulado do ano, o GSF médio foi de 85,6%, exposição de 900 GWh ao PLD médio de R$ 298,04/MWh (Submercado SE/CO).

3 Inclui a participação de 50% da Companhia nas UHE Jari e UHE Cachoeira Caldeirão 4 Inclui a participação de 50% da Companhia nas UHE Jari e UHE Cachoeira Caldeirão

1.899

5.685

1.811

5.221

3T 9M

2016 2017

26%

24% 25%

25%

25%

24%

25%

26%

1T 2T 3T 4T

2016 2017

R$ 34,6R$ 62,2

R$ 116,0R$ 162,8

R$ 155,4

R$ 302,6

R$ 436,2

1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17

PLD SE

88% 89%83%

88%

110%

84%

62%

1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17

GSF Real

71919

821177

1

Compras/Liquidação CCEE

+248-346

Contratos VendaGF livre GSF

-347

Geração fora MRE

GF alocada

573

8

Cabe lembrar que no 1T17 houve energia secundária no sistema, contribuindo positivamente para a exposição acumulada do

GSF no acumulado do ano.

- Geração Térmica

O volume de energia vendida da UTE Pecém I (“Pecém”) de 1.358 GWh se manteve estável em relação ao 3T16. No acumulado do ano, o volume atingiu 4.030 GWh, redução de 0,4%, quando comparado com o 9M16, devido ao maior número de horas de 2016 (ano bissexto).

Apesar da realização de duas paradas programadas, no acumulado do ano, a disponibilidade média de Pecém atingiu 91%, superior ao valor da disponibilidade estabelecida em leilão de 90,14%, refletindo o aumento na eficiência operacional da térmica ao longo do ano de 2017.

A disponibilidade média de Pecém no 3T17 apresentou aumento de 9,8% em relação ao mesmo período do ano anterior. Em relação ao 2T17 a disponibilidade média se manteve em linha. A UG02 apresentou redução em sua disponibilidade em função da parada programada para manutenção anual, que ocorreu durante 12 dias no mês de setembro.

Detalhes em relação a receita, custo e margem bruta da usina estão descritos no Capítulo 3.1.2.

- Capacidade Instalada de Geração

A capacidade instalada da Companhia encerrou o trimestre com 2,8 GW e garantia física de 1,8 GW médio, sem alterações em relação ao final de 2016.

Capacidade Instalada em MW – Pro forma1

1Considera a participação proporcional das UHEs Santo Antônio do Jari (50%), Cachoeira Caldeirão (50%) e

São Manoel (33,334%). 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.

2.2 COMERCIALIZAÇÃO

O volume de energia comercializada totalizou 5.093 GWh, aumento de 53,7%, decorrente: (i) da volatilidade de preços do trimestre, que variaram entre R$ 135/MWh e R$ 465/MWh (preços de mercado onde há deságio em relação ao PLD), associada à alta liquidez do mercado, que beneficiou operações de tomada de posição long e short; (ii) da maior alocação de energia dos agentes para o 2S17, gerando um aumento da liquidez de curto prazo; (iii) do maior volume de energia disponível no mercado,

85%96% 94%

81%

99%91%

78%

91%94% 98%

81%91%

82%

94% 94%89% 90% 91%

3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 9M17

UG01 UG02 Média da Usina

Manutenção programada

da UG01

Manutenção programada

da UG02

233110

530

3T17

2.763

UHE C. Caldeirão

Venda Pantanal

Energética 1T16

-51

2006-2015

2.174

2005 2018

+465,2%

UHE São Manoel

2.996

3T17 3T16 Var

Partes Relacionadas 656.168 3.138 20807,7%

Vendas fora do grupo 4.436.580 3.309.695 34,0%

Total Comercialização 5.092.749 3.312.833 53,7%

Tarifa Média (R$/MWh) 236,9 170,2 39,2%

Volume (MWh)

9

proveniente das descontratações de energia das distribuidoras através dos Mecanismos de Compensação de Sobras e Déficits -

MCSD ou acordos bilaterais; e (iv) do aumento no volume de energia vendida para os novos consumidores livres. No acumulado do ano, o total de energia comercializada foi de 12.042 GWh, 34,3% superior ao 9M16.

2.3 Distribuição

2.3.1 VOLUME

A Distribuição apresentou aumento no volume de energia distribuída de 2,3% e de 0,5%, no trimestre e no acumulado do ano, respectivamente.

- Mercado Cativo

O resultado do mercado cativo foi afetado, principalmente, pelo grande número de migrações de clientes do mercado cativo para o mercado livre, motivados por: (i) preços atrativos do ambiente de contratação livre (ACL) verificados ao longo de 2016 e início de 2017; (ii) ritmo mais lento na atividade econômica do país e níveis ainda elevados de desemprego no Brasil, de 12,6% da população ativa, e de taxas ainda maiores nos estados de São Paulo e do Espírito Santo, de 14,2% e 14,4%, respectivamente; e (iii) temperaturas mais amenas registradas no Estado do Espírito Santo (-1,7 °C ante o 3T16).

3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var 2017 2016 Var

Residencial 903.662 876.704 3,1% 2.744.540 2.683.866 2,3% 1.668.007 1.639.558 1,7%

Industrial 357.576 450.100 -20,6% 1.033.685 1.447.226 -28,6% 12.660 12.418 1,9%

Comercial 439.293 492.754 -10,8% 1.399.924 1.641.355 -14,7% 126.883 122.770 3,4%

Rural 20.002 18.881 5,9% 61.171 60.226 1,6% 7.905 7.985 -1,0%

Outros 223.959 227.173 -1,4% 670.146 690.371 -2,9% 13.656 13.602 0,4%

Energia Vendida Clientes Finais 1.944.491 2.065.613 -5,9% 5.909.467 6.523.044 -9,4% 1.829.111 1.796.333 1,8%

Suprimento 11.626 10.977 5,9% 34.503 32.804 5,2% 2 2 0,0%

Energia em trânsito (USD) 1.750.127 1.473.507 18,8% 5.073.334 4.240.656 19,6% 435 284 53,2%

Clientes Livres 1.678.983 1.414.989 18,7% 4.877.657 4.066.531 19,9% 433 282 53,5%

Concessionárias 71.145 58.518 21,6% 195.677 174.125 12,4% 2 2 0,0%

Consumo próprio 1.495 1.513 -1,2% 4.631 4.691 -1,3% 164 170 -3,5%

Total Energia Distribuída 3.707.739 3.551.610 4,4% 11.021.935 10.801.195 2,0% 1.829.712 1.796.789 1,8%

EDP São Paulo

Volume (MWh)Volume (MWh) Clientes (unid.)

Residencial 479.897 489.452 -2,0% 1.676.709 1.721.446 -2,6% 1.195.945 1.174.409 1,8%

Industrial 159.201 211.684 -24,8% 490.945 711.986 -31,0% 11.236 11.524 -2,5%

Comercial 263.380 301.310 -12,6% 937.967 1.062.933 -11,8% 123.146 122.011 0,9%

Rural 176.141 200.577 -12,2% 589.704 629.313 -6,3% 185.481 180.469 2,8%

Outros 170.684 179.911 -5,1% 589.522 586.540 0,5% 13.329 13.469 -1,0%


Suprimento 114.124 140.970 -19,0% 347.454 430.166 -19,2% 1 1 0,0%

Energia em trânsito (USD) 940.624 800.612 17,5% 2.745.130 2.357.203 16,5% 270 172 57,0%

Clientes Livres 925.211 795.236 16,3% 2.672.728 2.321.823 15,1% 250 152 64,5%


Consumo próprio 1.588 1.577 0,7% 5.588 5.889 -5,1% 213 209 1,9%

Total Energia Distribuída 2.305.639 2.326.093 -0,9% 7.383.020 7.505.477 -1,6% 1.529.621 1.502.264 1,8%

EDP Espírito Santo

Residencial 1.383.559 1.366.156 1,3% 4.421.249 4.405.312 0,4% 2.863.952 2.813.967 1,8%

Industrial 516.777 661.784 -21,9% 1.524.630 2.159.212 -29,4% 23.896 23.942 -0,2%

Comercial 702.673 794.064 -11,5% 2.337.892 2.704.289 -13,5% 250.029 244.781 2,1%

Rural 196.143 219.458 -10,6% 650.875 689.539 -5,6% 193.386 188.454 2,6%

Outros 394.642 407.084 -3,1% 1.259.669 1.276.911 -1,4% 26.985 27.071 -0,3%


Suprimento 125.750 151.947 -17,2% 381.957 462.971 -17,5% 3 3 0,0%

Energia em trânsito (USD) 2.690.751 2.274.120 18,3% 7.818.464 6.597.859 18,5% 705 456 54,6%

Clientes livres 2.604.194 2.210.225 17,8% 7.550.385 6.388.354 18,2% 683 434 57,4%


Consumo próprio 3.083 3.090 -0,2% 10.219 10.579 -3,4% 377 379 -0,5%

Total Energia Distribuída 6.013.378 5.877.703 2,3% 18.404.955 18.306.672 0,5% 3.359.333 3.299.053 1,8%

N o tas:

Outro s = P o der público + Iluminação pública + Serviço público

USD = Uso do Sistema de D istribuição

Distribuição

10

O total de migrações dos últimos 12 meses foi de 250 consumidores (1515 na EDP São Paulo e 996 na EDP Espírito Santo).

- Tarifa Média - Mercado Cativo

Na EDP São Paulo a tarifa média de venda reduziu 15,6%, em virtude do Reajuste Tarifário ocorrido em outubro de 2016, cujo efeito médio percebido pelo consumidor foi de -23,53%. Somado a isso, o processo extraordinário de ajuste na tarifa das distribuidoras de energia elétrica, com objetivo de reverter os efeitos da inclusão da parcela do Encargo de Energia de Reserva (EER) correspondente à contratação da usina de Angra III no ano de 2016, contribuiu para a redução das tarifas.

Na EDP Espírito Santo a tarifa média apresentou aumento de 7,9%, decorrente do reajuste tarifário anual ocorrido em agosto de 2017, cujo efeito médio foi de 8,65%. O aumento da tarifa da classe rural reflete a redução do consumo fora ponta registrado no período.

- Mercado Livre

A energia em trânsito consolidada no sistema de distribuição (USD - Uso do Sistema de Distribuição), destinada ao atendimento do consumo dos clientes livres, foi de 18,3% e de 18,5%, no 3T17 e no 9M17, respectivamente, em decorrência das migrações do ACR para o ACL.

2.3.2 BALANÇO ENERGÉTICO CONSOLIDADO

O total de energia injetada no sistema foi de 22.641 GWh.O total de perdas na transmissão, vendas e ajustes foi de 2.027 GWh.

A Energia Requerida foi de 20.614 GWh, que excluindo o valor de 2.209 GWh referente às perdas, perfaz o total de Energia Distribuída de 18.405 GWh.

Balanço Energético Distribuição – 9M17 (MWh)

Do total da Energia Requerida, 60% foram para a EDP São Paulo e 40% para a EDP Espírito Santo.

5 Na EDP São Paulo, a variação total no número de clientes foi de 151 sendo: (i) 67 migrações na classe comercial; (ii) 81 na classe industrial; (iii) 3 referentes a Serviço Público; (iv) 1 desligamento; e (v) 1 novo entrante.

6 Na EDP Espírito Santo, a variação total no número de clientes foi de 99 sendo: (i) 49 migrações na classe comercial; (ii) 50 na classe industrial; e (iii) 1

desligamento.

3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var

Residencial 410,85 492,63 -16,6% 470,75 446,30 5,5%

Industrial 381,41 448,95 -15,0% 472,94 430,31 9,9%

Comercial 409,40 476,60 -14,1% 498,17 460,42 8,2%

Rural 304,87 367,80 -17,1% 312,73 266,08 17,5%

Outros 309,19 373,87 -17,3% 386,99 368,56 5,0%

Total 392,3 465,1 -15,6% 443,1 410,7 7,9%

Tarifa Média (R$/MWh)

EDP São Paulo EDP Espírito Santo

Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão

3.204.608 237.875 Energia

Leilão Perdas de Itaipu

11.388.936 171.327

Outros Vendas C.Prazo

229.275 -1.627.865 20.614.254

Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo

7.818.464 10.04022.641.282 22.641.282 20.614.254

22.641.282 2.027.028 20.614.254

Energia em Trânsito

7.818.464

Requerida10.204.534

Perdas e Diferenças

Suprimento

381.957

Fornecimento

2.209.299

20.614.254

Total

= ( - ) = ( - ) = ( - ) = ( - ) = ( - ) = (-) = (-)

11

Balanço Energético EDP São Paulo – 9M17 (MWh)

Balanço Energético EDP Espírito Santo – 9M17 (MWh)

* Nota: Os valores de “Perdas e Diferenças” mencionados acima referem-se aos 9 meses de 2017, enquanto os valores mencionados no capítulo de perdas referem-se ao

período de 12 meses (de outubro de 2016 a setembro de 2017).

2.3.3 PERDAS

A estratégia adotada pela Companhia de blindar mais de 60% do consumo total mostrou-se eficaz na prevenção e combate à fraude e ao furto de energia, resultando no incremento do volume de energia faturada e na redução dos níveis de perdas totais.

Neste trimestre, além das ações para identificação e regularização de pontos com Iluminação Pública (IP) sem cadastro no sistema da empresa, destacaram-se ações para substituição de medidores obsoletos e a regularização de clandestinos, que possibilitaram a recuperação de faturamento de energia.

Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento

2.023.505 147.800 Energia


6.581.639 109.139


9.070 -1.271.134 12.131.529


5.073.334 -27.946

13.687.548 1.556.019 12.131.529

34.503

Fornecimento

5.914.098


1.109.594

Requerida

12.131.529

Total


5.073.334

(-) =

Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão

1.181.103 90.076 Energia


4.807.296 62.188


220.205 -356.731 8.482.725


2.745.130 37.985

8.953.734 471.009 8.482.725

2.745.130

8.482.725

Total

Requerida

Suprimento

347.454

Fornecimento

4.290.436


1.099.706


= = = = = (-)

Set-16 Dez-16 Mar-17 Jun-17 Set-17 ANEEL Set-16 Dez-16 Mar-17 Jun-17 Set-17 ANEEL

15.901 15.916 15.947 15.959 16.130 11.874 11.522 11.457 11.353 11.276

872 878 878 865 881 1.031 991 982 965 941

523 537 518 528 526 657 608 589 567 535

1.395 1.415 1.396 1.393 1.407 1.688 1.599 1.571 1.532 1.476

5,48% 5,51% 5,51% 5,42% 5,47% 4,59% 8,68% 8,60% 8,57% 8,50% 8,34% 7,14%

3,29% 3,37% 3,25% 3,31% 3,26% 3,29% 5,53% 5,28% 5,14% 4,99% 4,74% 4,63%

8,77% 8,89% 8,75% 8,73% 8,73% 7,88% 14,21% 13,88% 13,71% 13,50% 13,09% 11,77%

Set-16 Dez-16 Mar-17 Jun-17 Set-17 ANEEL Set-16 Dez-16 Mar-17 Jun-17 Set-17 ANEEL

5.389 5.384 5.397 5.416 5.459 4.606 4.505 4.505 4.448 4.407

9,71% 9,98% 9,60% 9,75% 9,63% 9,55% 14,27% 13,50% 13,08% 12,74% 12,14% 11,45%

9,71% 9,98% 9,60% 9,75% 9,63% 9,55% 14,27% 13,50% 13,08% 12,74% 12,14% 11,45%

Perdas Acumuladas em 12 meses

(GWh ou %)


Entrada de Energia na Rede (A)

Técnica (B)

Não-técnica (C )

Total (B +C )

Técnica (B /A)

Não-técnica (C /A)

Total (B+C /A)

Perdas Acumuladas Baixa Tensão

em 12 meses (GWh ou %)


Mercado Baixa Tensão (D)

Comercial Baixa Tensão (C /D)

Total (C /D )

= = = =

12

- Blindagem do consumo nas Distribuidoras:

Na EDP São Paulo, as perdas totais se mantiveram estáveis, refletindo o aumento de energia injetada no sistema, decorrente de maiores investimentos em expansão e melhorias da rede. Na EDP Espírito Santo, a redução entre os trimestres foi de 0,41 p.p.. Diferentemente da EDP SP, na EDP ES a carga injetada no sistema foi reduzida, acompanhada de redução da perda técnica, decorrente da paralisação de um grande cliente da área de concessão, em novembro de 2015.

Além dos pontos já mencionados acima referentes às perdas não técnicas, os investimentos em obras de expansão e de melhorias de rede, concluídos no ano de 2016 e intensificados a partir de 2017, contribuíram para a redução das perdas técnicas.

No 9M17, as distribuidoras desembolsaram R$ 73,8 milhões em programas de combate a perdas. Do total de recursos, R$ 51,9

milhões foram destinados a investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e

R$ 22,9 milhões em despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). As distribuidoras realizaram 144,5 mil

inspeções, substituição de 71,9 mil medidores obsoletos e a regularização de 62,1 mil ligações clandestinas/irregulares.

2.3.4 INDICADORES DE QUALIDADE

Os indicadores de qualidade de prestação de serviços permaneceram dentro dos padrões estabelecidos pela ANEEL. A melhora dos indicadores na EDP Espírito Santo, reflete a aplicação criteriosa dos investimentos, associada ao rigor no controle e redução das reincidências das interrupções. O aumento dos indicadores na EDP São Paulo é resultado das fortes chuvas registradas no final de setembro, em toda a área de concessão.

DEC (horas) FEC (vezes)

Nota: O DEC e FEC das distribuidoras divulgados no trimestre são prévios, uma vez que o indicador final é divulgado até 30 dias após o fechamento do mês.

Meta Anual Regulatória ANEEL para o ano de 2017

EDP São Paulo: DEC 8,41 / FEC: 6,59

EDP Espírito Santo: DEC: 9,81 / FEC: 7,65

✓ Telemedição

✓ Blindagem

✓ Monitoramento

✓ Intervenções

com equipe

própria

Clientes

Alta Tensão

Clientes

Média Tensão

Clientes Baixa Tensão

Ligação Indireta

Clientes

Baixa Tensão

✓ Rede BTzero

✓ Agentes Boa

energia

✓ Inspeções


82 21

4.377 4.065

23.335 15.511

8.964

77.907

# clientes blindados

% consumo

32,4%

22,1%

5,5%

2,6%

32,7%

27,7%

6,5%

0,2%

# clientes blindados

% consumo

Consumo Blindado Total 36.758 67,1% 62,6%

58.310

100%

Telemedido

8,71

8,138,22

8,84 8,80 8,77

3T16 2T17 3T17


5,285,06 5,235,37 5,23 5,17

3T16 2T17 3T17


13

3. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

3.1 CONSOLIDADO

3.1.1 EVENTOS NÃO RECORRENTES

Os eventos não recorrentes que impactaram a análise do 3T17 versus 3T16 são:

(i) Ressarcimento do seguro, no 3T17, na rubrica de “Custo da matéria prima consumida”, no valor de R$ 9,0 milhões, referente ao reconhecimento de lucro cessante por parte da Seguradora em função de falha na correia transportadora no ano de 2014.

Os eventos não recorrentes que impactaram a análise do 9M17 versus 9M16, além do efeito citado acima, são:

3T17 3T17 3T17 3T17 3T17

Receita Líquida1 370.763 464.894 1.780.940 1.085.481 3.328.217

Receita de Construção - - 146.042 - 149.606

Gastos não-gerenciavéis (149.761) (288.429) (1.369.704) (1.030.990) (2.463.762)

Margem Bruta 221.002 176.465 411.236 54.491 864.455

Gastos gerenciáveis (65.184) (77.151) (405.264) (13.371) (606.744)

PMSO (25.645) (37.051) (191.668) (11.475) (293.628)

EBITDA 195.376 139.552 199.794 43.016 551.540

Depreciação e amortização (39.558) (40.238) (47.780) (1.896) (144.223)

Resultado das participações societárias (1.614) - - - (2.573)

Participações de minoritários (28.203) - - - (28.194)

Lucro Líquido do Exercício 75.823 33.335 44.877 26.134 140.072

Itens em R$ mil ou %

Geração

Hídrica2

Geração

TérmicaDistribuição

Comerc. +

EDP GRIDConsolidado2

3T16 3T16 3T16 3T16 3T16

Receita Líquida1 308.290 278.329 1.506.752 498.412 2.382.864

Receita de Construção - - 157.785 - 157.785

Gastos não-gerenciavéis (54.704) (177.025) (944.384) (482.098) (1.447.472)

Margem Bruta 253.586 101.304 562.368 16.314 935.392

Gastos gerenciáveis (63.827) (76.398) (414.533) (12.119) (602.645)

PMSO (26.540) (36.844) (196.929) (11.183) (293.094)

EBITDA 227.121 64.506 349.578 5.132 626.559

Depreciação e amortização (37.362) (39.600) (43.958) (937) (136.027)

Resultado das participações societárias (10.344) - - - (11.193)

Participações de minoritários (30.268) - - - (30.268)

Lucro Líquido do Exercício 66.101 (28.648) 193.387 (2.065) 230.798


Geração

Hídrica2

Geração


Comerc. +

GRIDConsolidado2

Var Var Var Var Var

Receita Líquida1 20,3% 67,0% 18,2% 117,8% 39,7%

Receita de Construção n.d. n.d. -7,4% n.d. -5,2%

Gastos não-gerenciavéis 173,8% 62,9% 45,0% 113,9% 70,2%

Margem Bruta -12,8% 74,2% -26,9% 234,0% -7,6%

Gastos gerenciáveis 2,1% 1,0% -2,2% 10,3% 0,7%

PMSO -3,4% 0,6% -2,7% 2,6% 0,2%

EBITDA -14,0% 116,3% -42,8% n.d. -12,0%

Depreciação e amortização 5,9% 1,6% 8,7% 102,3% 6,0%

Resultado das participações societárias n.d. n.d. n.d. n.d. n.d.

Participações de minoritários n.d. n.d. n.d. n.d. n.d.

Lucro Líquido do Exercício 14,7% -216,4% -76,8% n.d. -39,3%1 Não considera receita de construção.2 Consolidado: considera eliminação intragrupo.


Geração

Hídrica2

Geração


Comerc. +

GRIDConsolidado2

14

(ii) Provisão de R$ 33,4 milhões (bruto de PIS/COFINS e P&D) referente ao ressarcimento do Encargo Hídrico Emergencial

de Pecém no 2T17; (iii) Conclusão da venda da Pantanal Energética, no 1T16, com impacto no resultado de R$ 278,0 milhões; e (iv) Contabilização, no 1T16, de R$ 81,8 milhões (+R$ 66,7 milhões na rubrica de “Ganhos e perdas na desativação e

alienação de bens” e +R$ 15,1 milhões na rubrica de “Ressarcimento por indisponibilidade”) referente ao seguro recebido de Pecém, diferença entre o ressarcimento recebido do seguro e a baixa do ativo, decorrente da paralisação da UG01 em setembro de 2014, quando houve a necessidade da troca do estator.

(v) Contabilização da Atualização do Ativo Financeiro indenizável (VNR) da EDP ES, no 3T16, devido a Revisão Tarifária Periódica, resultando em um ganho não recorrente de R$ 146,1 milhões.

3.1.2 RECEITA E MARGEM BRUTA


A Receita Líquida apresentou crescimento de 20,3%, refletindo: (i) aumento no volume de energia vendida através de contratos bilaterais de curto prazo em Costa Rica e PCHs; e (ii) aumento nas tarifas médias de venda de curto prazo em decorrência do reajuste anual dos contratos no ACR. No acumulado do ano, a Receita Líquida cresceu 11,1%.

Os Gastos Não Gerenciáveis apresentaram aumento de R$ 95,1 milhões, refletindo o crescimento em R$ 92,2 milhões da energia

comprada para revenda, em consequência do GSF observado no trimestre, principalmente para Lajeado, PCHs e Energest. No

acumulado do ano, os Gastos Não Gerenciáveis apresentaram aumento de R$ 118,0 milhões.

A Margem Bruta foi de R$ 221,0 milhões, queda de 12,8%.

Conforme gráfico abaixo apresenta os principais efeitos que compõem a Margem Bruta da Geração Hídrica Consolidada ( R$ Milhões):

A estratégia assertiva da Companhia nas operações de curto prazo e na estruturação de medidas de proteção do portfólio contra os impactos negativos do cenário previsto para o ano de 2017 foram capazes de gerar um impacto positivo de R$ 234,0 milhões na Margem.

Conforme gráfico acima, o GSF médio no 3T17 foi de 62,2%, gerando um impacto negativo de R$ 336,7 milhões.

Comparando o cenário energético do 3T17 com o mesmo período do ano anterior, observa-se um crescimento de mais de 270% no PLD médio do trimestre (R$ 436,20/MWh no 3T17 versus R$ 115,35/MWh no 3T16, Submercado SE/CO) e uma deterioração do GSF (62,2% no 3T17 versus 83,2% no 3T16), determinantes para os resultados do trimestre.

Considerando a adesão à repactuação, o GSF flat foi de 67,4% no 3T17, o impacto negativo de R$ 336,7 milhões foi compensado parcialmente pelo ressarcimento de R$ 69,9 milhões no 3T17, mediante a amortização do prêmio trimestral de R$ 1,0 milhão. Sendo assim, o impacto total relativo ao GSF no 3T17 ficou negativo em R$ 267,9 milhões.

3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var

Receita Operacional Líquida 3.328.217 2.382.864 39,7% 8.216.285 6.490.245 26,6%

Gastos Não gerenciáveis (2.463.762) (1.447.472) 70,2% (5.610.754) (3.952.379) 42,0%

Energia Eletrica Comprada para revenda (2.076.847) (1.184.082) 75,4% (4.621.743) (3.280.214) 40,9%

Encargos de Uso da rede eletrica (188.432) (120.499) 56,4% (436.023) (352.474) 23,7%

Outros (198.483) (142.891) 38,9% (552.988) (319.691) 73,0%

Margem Bruta 864.455 935.392 -7,6% 2.605.531 2.537.866 2,7%

Itens em R$ mil ou %Consolidado Consolidado

3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var

Receita Operacional Líquida 370.763 308.290 20,3% 988.093 889.535 11,1%

Gastos não gerenciáveis (149.761) (54.704) 173,8% (257.976) (140.009) 84,3%

Energia elétrica comprada para revenda (126.238) (34.069) 270,5% (193.062) (81.371) 137,3%

Encargos de uso da rede elétrica (21.537) (20.635) 4,4% (62.928) (58.638) 7,3%

Outros (1.986) - n.d. (1.986) - n.d.

Margem Bruta 221.002 253.586 -12,8% 730.117 749.526 -2,6%

Geração HídricaItens em R$ mil ou %

1193

71

221

326

Margem BrutaReceita Hedge Natural

Margem Operações CP

-337

MRE

-14

OutrosReceita Suprimento

ImpactosGSF/PLD

70

Ressarcimento

15

Com as liquidações da energia descontratada, além das liquidações da energia comprada por meio de contratos bilaterais, a Companhia auferiu receita de R$ 176 milhões.

No acumulado do ano, o GSF médio foi de 85,6% e o GSF Flat (considerando repactuação) foi de 81,8%. O impacto negativo de R$ 393,5 milhões, associado à amortização do prêmio de R$ 3,0 milhões e ao ressarcimento de R$ 93,2 milhões, geraram um impacto negativo de R$ 303,4 milhões.

Por fim, no acumulado do ano, a Margem Bruta recuou 2,6%.

Para mais detalhes a respeito dos impactos do GSF/PLD e estratégias adotadas para mitigação dos riscos, verificar Capítulo 2.1.


A Receita Operacional Líquida de R$ 464,9 milhões resulta de: (i) + R$ 191,0 milhões referente à receita fixa do CCEAR; (ii) + R$ 184,9 milhões da receita variável referente ao despacho; (iii) + R$ 11,0 milhões em função do direito de repasse do custo integral do encargo hídrico ao CVU, para o período de julho a setembro de 2017; (iv) + R$ 128,0 milhões referente à recomposição do lastro e à liquidação do excedente de energia gerada no mercado de curto prazo e outros serviços; e (v) - R$ 50,0 milhões referente à contabilização dos Impostos (ICMS, PIS e COFINS, P&D e Taxa de Fiscalização) e encargos incorridos.

O crescimento de 67,0% observado na Receita Líquida decorre de: (i) aumento de 7,9% na receita fixa; (ii) aumento de 38,1% no CVU médio (iii) aumento de 71,4% da receita variável referente ao despacho; e (iv) aumento de R$ 100,7 milhões na receita de venda de energia de curto prazo. No ano, a Receita Líquida cresceu 37,8% (+ R$ 325,7 milhões), em comparação ao mesmo período do ano anterior, conforme os efeitos mencionados.

Na comparação entre 3T17 e 3T16, os Gastos Não Gerenciáveis aumentaram em R$ 111,4 milhões em consequência de:

Energia comprada para revenda:

(i) Aumento da despesa com energia comprada (+ R$ 59,4 milhões) em função do FID (média móvel dos últimos 60 meses) reflexo do aumento no valor do PLD médio do trimestre (R$ 436,20/MWh no 3T17 versus R$ 124,87/MWh no 3T16, Submercado NE);

Custo da matéria prima consumida:

(ii) Aumento do custo da matéria prima consumida (+ R$ 34,3 milhões) em função do crescimento de 42,3% no preço médio de aquisição do carvão (R$ 249,06/ton no 3T17, versus R$ 175,91/ton no 3T16) e do custo com transporte do carvão por caminhão;

(iii) Aumento da despesa com utilização da água (+ R$ 1,0 milhão) em função do encargo hídrico; e (iv) Redução do custo da matéria prima consumida (– R$ 9,0 milhões) referente ao reconhecimento de lucro cessante

por parte da Seguradora em função de falha na correia transportadora no ano de 2014.

Ressarcimento por indisponibilidade:

(v) Aumento (+ R$ 17,6 milhões) na conta da contabilização do ressarcimento por indisponibilidade por conta do aumento no valor do PLD, conforme mencionado anteriormente.

No acumulado do ano, os Gastos Não Gerenciáveis aumentaram 88,8%.

A Margem Bruta cresceu 74,2% em função do aumento de 71,4% na receita variável referente ao despacho e de 379,2% na receita com liquidação do excedente de energia gerada no mercado de curto prazo.

O hedge do ADOMP gerou um impacto positivo na margem bruta de R$ 29,3 milhões no 3T17, reflexo da estratégia da Companhia de utilizar mecanismos de proteção para minimizar os impactos da volatilidade do PLD.

No ano, a Margem Bruta reduziu 5,8%.

3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var

Receita Operacional Líquida 464.894 278.329 67,0% 1.186.175 860.489 37,8%




Outros (193.987) (143.344) 35,3% (545.365) (315.584) 72,8%

Margem Bruta 176.465 101.304 74,2% 436.132 463.201 -5,8%

Itens em R$ mil ou %Geração Térmica Geração Térmica

16

- Encargo Hídrico da UTE Pecém I

Em setembro de 2016, o Governo do Estado do Ceará instituiu o Encargo Hídrico Emergencial (“EHE”), tarifa de contingência que aumentou em 7,0 vezes o custo do uso dos recursos hídricos. Em janeiro de 2017, Pecém ingressou com uma ação judicial em face ao Estado do Ceará e da Companhia de Gestão de Recursos Hídricos do Ceará (“COGERH”) visando tornar inexigível a cobrança do EHE, bem como suspender a eficácia da legislação vigente. Por meio do entendimento entre as partes, em fevereiro deste ano, o EHE foi reduzido para 3,1 vezes. Nesse âmbito, em maio foi concedido o repasse integral do valor cobrado pelo Estado do Ceará, a título de EHE, por meio do CVU, em liminar na esfera federal.

Adicionalmente, a decisão determina a suspensão da aplicação, por parte da ANEEL, de qualquer penalidade por eventual redução e/ou interrupção da geração de energia da usina em virtude de problemas com o fornecimento de água, incluindo penalidades por indisponibilidade, suspensão da operação comercial e recomposição do lastro, impedindo qualquer tipo de suspensão de pagamento da receita fixa a que Pecém tem direito nos termos dos CCEARs.

Neste trimestre foi efetuada provisão na receita no montante de R$ 11,0 milhões, em função do repasse integral do custo adicional com o encargo hídrico para o CVU, conforme liminar federal, referente aos meses de julho a setembro de 2017. Importante ressaltar que o encargo hídrico foi mantido pelo Estado do Ceará, sem data prevista de término, através de decreto emitido em agosto de 2017. No início de outubro, Pecém recebeu o ressarcimento (caixa) de R$ 32,0 milhões, referente ao Encargo Hídrico Emergencial cobrado pelo Estado do Ceará, para o período de setembro de 2016 a maio de 2017.

- Manutenção da Esteira Transportadora da UTE Pecém I

Dando continuidade ao aumento da Margem Bruta de Pecém, através da redução do sobrecusto com transporte do carvão, a Companhia efetuou a primeira parada - de um total de 03 - para troca dos 07 Trechos de Correia (“TC”). A primeira manutenção foi realizada entre os dias 25 de agosto e 02 de outubro e contou com a troca de 02 TCs além de reforma elétrica no descarregador de navios (CSU – Continuous Ship Unloader).

A segunda parada está planejada para ocorrer entre os meses de novembro e dezembro, na qual serão trocados 03 TCs. Por fim, no início de 2018, será realizada a troca dos 02 TCs remanescentes.

Considerando os reparos e trocas de equipamentos que vêm ocorrendo desde o fim de 2016, já foi possível aumentar a produtividade da esteira e reduzir o tempo gasto com o descarregamento dos navios em 50%.

-Distribuição

A Margem Bruta foi de R$ 411,2 milhões, redução de R$ 151,1 milhões (+R$ 2,0 milhões na EDP São Paulo e -R$ 153,1 milhões

na EDP Espírito Santo) resultante do efeito positivo contabilizado da Atualização do Ativo Financeiro Indenizável (VNR) no 3T16

na Revisão Tarifária da EDP Espírito Santo (+R$ 151,5 milhões). Excluindo o impacto do VNR, a variação da Margem Bruta

Consolidada entre os trimestres seria de + R$ 0,4 milhão.

As principais variações, entre os trimestres comparados, relacionadas à operação das distribuidoras:

EDP São Paulo: (i) efeito positivo de Sobrecontratação de +R$ 9,5 milhões, uma vez que no 3T17 a Sobrecontratação está dentro

do limite regulatório, devido aos leilões do MCSD, atingindo 97,8% versus 115,1% no 3T16 (-R$ 9,5 milhões); (ii) impacto

tarifário, excluindo componentes da Parcela A, de +R$ 14,6 milhões; (iii) menores perdas em R$ 0,9 milhão (-R$ 6,2 milhões no

3T17 versus -R$ 7,1 milhões no 3T16); e (iv) volume de energia de + R$ 6,0 milhões.

EDP Espírito Santo: (i) efeito positivo de Sobrecontratação de +120,7%, impacto de +R$ 22,9 milhões no 3T17; (ii) impacto

tarifário, excluindo componentes da Parcela A, de -R$ 13,3 milhões; (iii) menores perdas em R$ 12,8 milhões (-R$ 5,4 milhões

no 3T17 versus -R$ 18,2 milhões no 3T16); e (iv) volume de energia de -R$ 9,6 milhões.

3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var

Receita Operacional Líquida 1.005.066 733.163 37,1% 775.874 773.589 0,3% 1.780.940 1.506.752 18,2%

Gastos Não gerenciáveis (796.073) (526.172) 51,3% (573.631) (418.212) 37,2% (1.369.704) (944.384) 45,0%

Energia elétrica comprada para revenda (726.752) (475.833) 52,7% (492.063) (383.434) 28,3% (1.218.815) (859.267) 41,8%

Encargos de uso da rede elétrica (69.321) (50.339) 37,7% (81.568) (34.778) 134,5% (150.889) (85.117) 77,3%

Outros - - n.d. - - n.d. - - n.d.

Margem Bruta 208.993 206.991 1,0% 202.243 355.377 -43,1% 411.236 562.368 -26,9%

9M17 9M16 Var 9M17 9M16 Var 9M17 9M16 Var

Receita Operacional Líquida 2.590.562 2.141.631 21,0% 1.991.586 1.912.778 4,1% 4.582.148 4.054.409 13,0%

Gastos Não gerenciáveis (1.919.585) (1.540.588) 24,6% (1.380.140) (1.216.886) 13,4% (3.299.725) (2.757.474) 19,7%

Energia elétrica comprada para revenda (1.745.618) (1.388.997) 25,7% (1.228.617) (1.116.697) 10,0% (2.974.235) (2.505.694) 18,7%

Encargos de uso da rede elétrica (173.967) (151.591) 14,8% (151.523) (100.189) 51,2% (325.490) (251.780) 29,3%

Outros - - n.d. - - n.d. - - n.d.

Margem Bruta 670.977 601.043 11,6% 611.446 695.892 -12,1% 1.282.423 1.296.935 -1,1%

Itens em R$ mil ou %EDP São Paulo EDP Espírito Santo Total Distribuição


17

- Comercialização e EDP Grid

A Receita Líquida da Comercialização apresentou crescimento de R$ 579,1 milhões em função do aumento de 53,7% no volume de energia comercializada, bem como o aumento de 39,2% na tarifa média de venda. No acumulado do ano, a Receita Líquida cresceu 81,6%, refletindo a captura de ganhos decorrentes do cenário de volatilidade de preços e aumento de liquidez.

Os Gastos Não Gerenciáveis apresentaram crescimento de R$ 547,5 milhões, em decorrência do aumento das tarifas médias de compra de energia para fazer frente às operações do trimestre. No acumulado, os Gastos Não Gerenciáveis cresceram 72,6%.

A Margem Bruta da Comercialização apresentou crescimento de 264%, reflexo do aumento na margem unitária entre os trimestres comparados e da estratégia da Companhia que capturou os efeitos da volatilidade de preços observada no trimestre, possibilitando o aumento expressivo na Margem Bruta. No acumulado do ano, a Margem Bruta cresceu R$ 118,2 milhões.

A Receita Líquida da EDP GRID aumentou R$ 8,0 milhões em decorrência de novos serviços comerciais prestados pela EDP Soluções e por conta do avanço dos projetos de Eficiência Energética que refletem no aumento do faturamento. O aumento de R$ 1,4 milhão nos Gastos Não Gerenciáveis está associado aos custos para a implantação e a operação destes projetos. No acumulado do ano, a Receita Líquida apresentou crescimento de 47,2% e os Gastos Não Gerenciáveis de 116,6%.

A Margem Bruta da EDP GRID cresceu 151,6% em função da evolução na execução dos projetos e serviços prestados. No acumulado do ano, a Margem Bruta cresceu 40,2%.

Formação da Margem Bruta (R$ milhões)

3.1.3 GASTOS GERENCIÁVEIS

No 3T17, os gastos com PMSO mantiveram-se estáveis (+0,2%), em função de iniciativas de otimização e redução de custos através do OBZ, bem como intensificação das ações de combate à perda e inadimplência.

3T17 3T16 Var 3M17 3M16 Var 3M17 3M16 Var

Receita Operacional Líquida 1.072.377 493.314 117,4% 13.104 5.098 157,0% 1.085.481 498.412 117,8%

Gastos Não gerenciáveis (1.028.834) (481.351) 113,7% (2.156) (747) 188,6% (1.030.990) (482.098) 113,9%

Energia Eletrica Comprada para revenda (1.025.028) (477.872) 114,5% - - n.d. (1.025.028) (477.872) 114,5%

Encargos de Uso da rede eletrica (3.574) (3.432) 4,1% - - n.d. (3.574) (3.432) 4,1%

Outros (232) (47) 393,6% (2.156) (747) 188,6% (2.388) (794) 200,8%

Margem Bruta 43.543 11.963 264,0% 10.948 4.351 151,6% 54.491 16.314 234,0%

Itens em R$ mil ou %EDP Comercializadora EDP Grid Total Comercialização + GRID


Receita Operacional Líquida 2.290.118 1.260.792 81,6% 33.264 22.605 47,2% 2.323.382 1.283.397 81,0%

Gastos Não gerenciáveis (2.166.775) (1.255.614) 72,6% (4.466) (2.062) 116,6% (2.171.241) (1.257.676) 72,6%

Energia Eletrica Comprada para revenda (2.155.076) (1.243.920) 73,2% - - n.d. (2.155.076) (1.243.920) 73,2%

Encargos de Uso da rede eletrica (10.528) (9.649) 9,1% - - n.d. (10.528) (9.649) 9,1%

Outros (1.171) (2.045) -42,7% (4.466) (2.062) 116,6% (5.637) (4.107) 37,3%

Margem Bruta 123.343 5.178 2282,1% 28.798 20.543 40,2% 152.141 25.721 491,5%


86438935

75

-8%

Margem 3T17Outros/ Eliminações

0

Comercialização+GRID

Distribuição

-151

PecémGeração Hídrica

-33

Margem 3T16

3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var

Pessoal (114.219) (107.063) 6,7% (347.455) (336.901) 3,1%

Material (13.062) (15.706) -16,8% (39.022) (40.532) -3,7%

Serviços de terceiros (124.033) (116.555) 6,4% (362.350) (338.512) 7,0%

Provisões (13.242) (19.604) -32,5% (87.965) (102.310) -14,0%

Outros (29.072) (34.166) -14,9% (92.557) (109.607) -15,6%

Total PMSO (293.628) (293.094) 0,2% (929.349) (927.862) 0,2%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens (19.617) (15.739) 24,6% (51.931) 14.817 n.d.

Custo com construção da infraestrutura (149.276) (157.785) -5,4% (418.551) (342.632) 22,2%

Depreciação e Amortização (144.223) (136.027) 6,0% (423.378) (403.291) 5,0%

Gastos gerenciáveis (606.744) (602.645) 0,7% (1.823.209) (1.658.968) 9,9%

Itens em R$ mil ou %Consolidado

18

O total do PMSO, desconsiderando PDD e Contingências, aumentou 2,5% e 1,9%, no 3T17 e no acumulado, respectivamente, ambos abaixo da inflação.

Abaixo estão detalhadas as variações do 3T17 em comparação ao 3T16:

Pessoal – aumento de 6,7% (+R$ 7,5 milhões):

(i) Aumento de salários, encargos e benefícios decorrente do acordo coletivo de trabalho ocorrido em novembro de 2016 (7,9%), minimizado pela redução de vagas (R$ +4,5 milhões); (ii) Aumento das indenizações com rescisões trabalhistas devido a otimização de processos e ganhos de sinergia com a

implementação do Centro de Serviços Partilhados – CSP (+R$ 1,7 milhão);

(iii) Intensificação de treinamento e capacitação de colaboradores (+R$ 0,6 milhão); e (iv) Aumento dos gastos com PLR/Bônus (+R$ 0,5 milhão).

Material - redução de 16,8% (- R$ 2,6 milhões):

(i) Menor despesa com EPI/EPC no 3T17 em relação ao 3T16, reflexo de descasamento de compra de material entre os períodos comparados (-R$ 1,5 milhão); e

(ii) Readequação no plano de manutenção dos veículos, com foco em ações preventivas, além de implantação de iniciativas para redução de quilômetros rodados impactando os custos com combustível (-R$ 0,6 milhão).

Serviços de Terceiros - aumento de 6,4% (+R$ 6,4 milhões):

(i) Aumento nas despesas de TI devido à recomposição de preço dos contratos de outsourcing de aplicações e infraestrutura - reajuste de 17% retroativo ao ano de 2016 (+R$ 5,3 milhões); (ii) Aumento dos gastos com Leitura e Faturamento e Atendimento ao cliente devido ao crescimento da base de clientes (+R$ 1,5 milhão); (iii) Redução do contrato de infraestrutura e manutenção predial, devido a nova instalação do prédio administrativo (-R$ 2,2 milhões);

Provisões - redução de 32,5% (-R$ 6,4 milhões):

(i) Redução da PDD nas distribuidoras (-R$ 6,6 milhões), vide detalhamento no capítulo de PDD abaixo.

Outros - redução de 14,9% (-R$ 5,1 milhões):

(i) Efeitos não recorrentes referente à revisão da regra contábil de apropriação das contribuições da CCEE (-R$ 3,4 milhões); (ii) Evento não recorrente no 3T16 relativo a lançamento de impostos de materiais regularizado no 4T16 (-R$ 1,2 milhão).

A conta de Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens foi de R$ 19,6 milhões negativos no 3T17, aumento de R$ 3,9 milhões, principalmente na EDP Espírito Santo, resultante do encerramento de ordens e desativação de equipamentos em

diferentes projetos das Distribuidoras. Vale ressaltar que até 2016 os valores de perdas só eram contabilizados quando realizados, porém desde janeiro de 2017 as provisões referentes a ativação e alienação de bens passaram a ser incluídas nesta conta. No acumulado do ano, o efeito positivo deve-se à contabilização do seguro de Pecém referente à troca do estator em 2014 na UG01.

A conta de Depreciação e Amortização aumentou 6,0% decorrente do aumento dos investimentos nas distribuidoras.

No acumulado do ano, os gastos com PMSO permaneceram estáveis em relação ao mesmo período do ano anterior.


O PMSO apresentou redução de 3,4%, reflexo da redução média de 17,6% principalmente nas rubricas “Pessoal”.

3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var

Pessoal (11.035) (12.698) -13,1% (32.352) (37.952) -14,8%

Material (1.116) (836) 33,5% (2.866) (2.794) 2,6%

Serviços de terceiros (11.234) (10.809) 3,9% (28.376) (30.957) -8,3%

Provisões (304) (20) 1420,0% (869) (291) 198,6%

Outros (1.956) (2.177) -10,2% (6.581) (8.070) -18,5%

Total PMSO (25.645) (26.540) -3,4% (71.044) (80.064) -11,3%

Itens em R$ mil ou %Geração Hídrica

19


O PMSO apresentou aumento de 0,6%, decorrente principalmente do aumento na rubrica de “Pessoal”, mitigado por reduções nas rubricas “Material” e “Serviços de Terceiros”. Em “Pessoal”, o aumento refere-se ao rateio dos custos das áreas transversais da EDP Holding, que passaram a ser incorporados em Pecém a partir de 2017. Em “Serviços de Terceiros, a redução refere-se à renegociação do contrato de infraestrutura e manutenção predial.

- Distribuição

A redução de 2,7% nos gastos com PMSO refletem a redução nas rubricas de “Material” e “Provisões”, impactado pela PDD (vide maiores detalhes no capítulo de PDD).

Tanto na EDP São Paulo, quanto na EDP Espírito Santo, o aumento de “Pessoal” é decorrente do dissídio coletivo de novembro de 2016, além de aumento do custo de assistência médica e benefícios. Em “Serviços de Terceiros”, o aumento refere-se à: (i) reajuste dos contratos de outsourcing de Infraestrutura e Leitura e Faturamento; e (ii) aumento das ações de manutenção e conservação do sistema elétrico (aumento da frequência das podas de árvores) e de combate a inadimplência (aumento das equipes em campo).

- PDD - Provisão para Devedores Duvidosos e Inadimplência

A PDD nas distribuidoras apresentou redução total de R$ 6,6 milhões em relação ao 3T16.


3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var

Pessoal (11.421) (9.711) 17,6% (34.279) (30.799) 11,3%

Material (6.028) (6.336) -4,9% (14.890) (15.336) -2,9%

Serviços de terceiros (13.878) (14.992) -7,4% (35.190) (37.198) -5,4%

Provisões 13 41 -68,3% (15) 45 -133,3%

Outros (5.737) (5.846) -1,9% (14.203) (20.634) -31,2%

Total do PMSO (37.051) (36.844) 0,6% (98.577) (103.922) -5,1%

Itens em R$ mil ou %Geração Térmica


Pessoal (39.026) (37.585) 3,8% (34.748) (30.163) 15,2% (73.774) (67.748) 8,9%

Material (3.227) (5.298) -39,1% (2.219) (2.928) -24,2% (5.446) (8.226) -33,8%

Serviços de terceiros (40.143) (38.850) 3,3% (42.241) (39.705) 6,4% (82.384) (78.555) 4,9%

Provisões (2.948) (15.002) -80,3% (9.116) (9.090) 0,3% (12.064) (24.092) -49,9%

Outros (10.309) (11.496) -10,3% (7.691) (6.812) 12,9% (18.000) (18.308) -1,7%

Total do PMSO (95.653) (108.231) -11,6% (96.015) (88.698) 8,2% (191.668) (196.929) -2,7%


Pessoal (121.300) (122.012) -0,6% (107.417) (96.714) 11,1% (228.717) (218.726) 4,6%

Material (10.219) (12.232) -16,5% (9.807) (8.220) 19,3% (20.026) (20.452) -2,1%

Serviços de terceiros (127.011) (116.268) 9,2% (125.567) (118.208) 6,2% (252.578) (234.476) 7,7%

Provisões (35.464) (57.746) -38,6% (48.766) (47.264) 3,2% (84.230) (105.010) -19,8%

Outros (37.684) (41.970) -10,2% (22.051) (20.884) 5,6% (59.735) (62.854) -5,0%

Total do PMSO (331.678) (350.228) -5,3% (313.608) (291.290) 7,7% (645.286) (641.518) 0,6%



19,9118,45

10,768,85

16,1414,88

3,18

1,16%1,11%

0,68% 0,63%

1,25%

1,15%

0,24%

0,00%

0,20%

0,40%

0,60%

0,80%

1,00%

1,20%

1,40%

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17

PDD - R$ / milhões PDD / Receita

12,43

18,20

6,904,29

12,92

17,22

7,89

0,98%

1,62%

0,66%

0,35%

1,12%

1,66%

0,70%

0,00%

0,20%

0,40%

0,60%

0,80%

1,00%

1,20%

1,40%

1,60%

1,80%

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17

PDD - R$ / milhões PDD / Receita

20

As reduções de R$ 11,7 milhões na EDP SP e de R$ 9,3 milhões na EDP ES, quando comparada ao 2T17, refletem o esforço da Companhia em ações de combate à PDD, visando a recuperação de clientes e evitando possíveis perdas.

No ano de 2017, as ações de cobrança foram intensificadas, apresentando aumento de 15,0% no total de faturas protestadas e de 50,0% em acionamentos via SMS, URA e telecobranças. Foram também implementados ajustes na régua de cobrança, possibilitando antecipar as suspensões temporárias de fornecimento por falta de pagamento (corte), passando a ocorrer após 45 dias de vencimento (em 2016 iniciava-se após 60 dias).

Dando continuidade as ações de combate a inadimplência e PDD, a EDP manteve o processo de priorização de cortes de maior valor, juntamente com a roteirização das faturas através da ferramenta digital de apoio à gestão das equipes de campo (“WPA”), permitindo aumentar a assertividade das ações da Companhia. Outra medida refere-se à intensificação na suspensão dos clientes auto religados (clientes que efetuam a religação sem a quitação prévia dos débitos) representando um aumento de 45,0%.

Destaca-se que as novas ações ocorreram em conjunto com a nova área de Analytics, possibilitando maior direcionamento e assertividade das ações de combate a inadimplência e PDD.

Na EDP Espírito Santo, o aumento da PDD em relação ao 3T16 é decorrente do volume elevado de contas de baixo valor e do não cumprimento de acordos de pagamentos, reflexo da ainda baixa atividade econômica e da alta taxa de desemprego no estado do Espírito Santo.

No acumulado do ano de 2017, a PDD/ Receita Bruta consolidada manteve-se em 1,0%, demonstrando a busca constante da Companhia por resultados sólidos, mesmo em períodos de arrefecimento da economia e de menor renda dos consumidores.

No 3T17, foram realizados 95,4 e 102,4 mil cortes na EDP São Paulo e na EDP Espírito Santo, respectivamente, em comparação aos 80,8 e 95,5 mil cortes no 3T16.

É importante ressaltar que a Companhia tem realizado ações de combate à PDD e inadimplência, de forma que não haja impacto negativo nas perdas.

- Comercialização e EDP Grid

O PMSO da Comercialização foi de R$ 3,9 milhões, redução de 32,2%, principalmente na rubrica de “Provisões” e “Outros”. Na rubrica “Outros”, a queda refere-se à revisão da regra contábil de apropriação das contribuições da CCEE, que passaram a ser contabilizadas em Gastos não gerenciáveis.

O PMSO da EDP Grid foi de R$ 7,5 milhões, aumento de 40,4%, principalmente nas rubricas “Pessoal” e “Serviços de Terceiros”.

O crescimento nas linhas “Pessoal” e “Serviços de Terceiros” deve-se ao aumento do quadro de colaboradores próprios e

terceirizados em função do volume de projetos de energia solar a serem desenvolvidos.

3.1.4 GANHO DE ALIENAÇÃO/AQUISIÇÃO DE INVESTIMENTO

Não houveram efeitos significativos referentes a ganhos de alienação e/ou aquisição de investimentos em 2017. No acumulado

de 2016, a rubrica foi impactada pelo efeito não recorrente resultante do ganho contábil da venda da Pantanal Energética,

concluída no 1T16, no valor de R$ 278,1 milhões.

3.1.5 EBITDA

No 3T17, o EBITDA foi de R$ 551,5 milhões, redução de 12,0% em relação ao 3T16. No acumulado do ano, o EBITDA foi de R$ 1,6 bilhão, redução de 14,6% em relação ao mesmo período do ano anterior.

O EBITDA ajustado, que exclui os seguintes efeitos não recorrentes: (i) atualização do ativo financeiro não indenizável (VNR);e (ii) ressarcimento do seguro de Pecém, os quais totalizam R$ 16,4 milhões no 3T17, apresentando aumento de 14,3% em relação ao trimestre comparado, comprovando o crescimento consistente do EBITDA da Companhia. No acumulado do ano, o crescimento foi de 16,9%, em relação ao 9M16.


Pessoal (2.641) (2.637) 0,2% (3.289) (2.318) 41,9% (5.930) (4.955) 19,7%

Material (22) (14) 57,1% (245) (153) 60,1% (267) (167) 59,9%

Serviços de terceiros (1.302) (625) 108,3% (3.531) (2.577) 37,0% (4.833) (3.202) 50,9%

Provisões (293) (1.895) -84,5% 31 (67) n.d. (262) (1.962) -86,6%

Outros 312 (650) n.d. (495) (247) 100,4% (183) (897) -79,6%

Total do PMSO (3.946) (5.821) -32,2% (7.529) (5.362) 40,4% (11.475) (11.183) 2,6%


21

3.1.6. Resultado das Participações Societárias

O Resultado das Participações Societárias aumentou R$ 8,6 milhões, decorrente dos resultados de Jari e Cachoeira Caldeirão.

3.1.7. RESULTADO FINANCEIRO

Receita Financeira, apresentou queda de 52,2%, resultante dos seguintes fatores:

(i) Redução da receita de aplicação financeira (-R$ 42,8 milhões), reflexo da queda do CDI entre os períodos (11,53% no 3T17 vs 14,13% no 3T16), somado ao menor saldo de caixa; (ii) Redução de variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida (-R$ 8,7 milhões), referente à redução do tempo de dias de pagamento dos consumidores inadimplentes nas distribuidoras; (iii) Aumento da incidência de PIS e COFINS (-R$ 11,1 milhões) sobre receitas financeiras, decorrente da adesão ao Programa Especial de Regularização Tributária (PERT); e (iv) Aumento na conta de “Outras Receitas Financeiras” (+R$ 5,2 milhões), devido principalmente à atualização do ganho da venda da Pantanal Energética.

A Despesa Financeira apresentou melhora de 22,5%, resultante dos seguintes fatores:

(i) Redução da despesa na linha de “Variações monetárias moeda nacional” (+R$ 14,7 milhões), devido à diminuição do IPCA e TJLP, que passaram de 8,48% e 7,38% em setembro de 2016 para, 2,54% e 7,25% em setembro de 2017, respectivamente; (ii) Redução da atualização monetária do uso do bem público (+R$ 2,8 milhões), decorrente da variação do IGP-M entre os períodos comparados, principalmente na Investco e na Enerpeixe; (iii) Redução na linha de “encargos de dívidas” (+R$ 36,4 milhões), decorrente da queda do CDI no período, e da redução da dívida bruta consolidada, devido ao pagamento da 4º Emissão de Debêntures da Holding (principal e juros); e

Itens em R$ mil ou % 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var

EBITDA 551.540 626.559 -12,0% 1.624.821 1.902.960 -14,6%

Provisão ressarcimento do encargo hídrico1 - - - (30.000) - n.d.

Venda Pantanal Energética - - - - (278.139) n.d.

Ressarcimento do Seguro UTE Pecém (9.003) - - (9.003) (81.800) n.d.

Atualização do ativo financeiro indenizável (VNR) (7.416) (158.524) -95,3% (14.499) (199.238) -92,7%

EBITDA ajustado 535.121 468.035 14,3% 1.571.319 1.343.783 16,9%

Resultado das participações societárias (2.573) (11.193) 77,0% (7.386) (31.102) 76,3%

EBITDA conforme "Instrução CVM 527" 548.967 615.366 -10,8% 1.617.435 1.871.858 -13,6%

1 Provisão do ressarcimento do EHE de R$ 33,4 milhões - bruto de PIS/COFINS e P&D. Para cálculo do EBITDA ajustado, considera o EHE líquido,

excluindo o efeito do encargo contabilizado no 2T17.

Itens em R$ mil ou % 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var

Santo Antônio do Jari (50%)1 919 (4.545) n.d. 4.817 (16.508) n.d.

Cachoeira Caldeirão (50%)1 (2.133) (5.119) n.d. (9.428) (12.299) n.d.

São Manoel (33,34%) (399) (680) n.d. (1.849) (1.709) n.d.

Outros2 (960) (849) n.d. (926) (586) n.d.

Resultado das participações societárias (2.573) (11.193) n.d. (7.386) (31.102) n.d.

1 Considera mais valia dos ativos2 Considera equivalência de Porto do Pecém Transportadora de Minérios (Pecém TM), Pecém Operação e Manutenção (Pecém OM) e Mabe.

3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var

Receita Financeira 58.206 121.798 -52,2% 230.352 321.320 -28,3%

Receitas de aplicações financeiras 44.108 86.861 -49,2% 148.596 158.164 -6,0%

Variação monetária e acréscimo 28.652 42.444 -32,5% 100.517 153.155 -34,4%

Atualização sobre os ativos/ passivos financeiros setoriais - - n.d. - - n.d.

Ajustes a valor presente (800) 400 n.d. 771 964 -20,0%

(-) PIS/COFINS sobre Receitas financeiras (16.670) (5.568) 199,4% (30.097) (13.856) 117,2%

Outras receitas financeiras 2.916 (2.339) n.d. 10.565 22.893 -53,9%

Despesa Financeira (189.781) (244.854) -22,5% (627.851) (767.051) -18,1%

Variação monetária e acréscimo moratório (12.078) (28.235) -57,2% (56.309) (134.761) -58,2%

Encargos de dívidas (136.474) (172.885) -21,1% (449.173) (509.640) -11,9%

Variação monetária - Energia Livre (2.401) (3.220) -25,4% (7.965) (9.066) -12,1%

Ajustes a valor presente (7.168) (13.486) n.d. (23.154) (12.916) 79,3%

(-) Juros capitalizados 2.530 2.285 10,7% 6.543 3.626 80,4%

Outras Despesas (31.368) (27.754) 13,0% (86.105) (85.237) 1,0%

Atualização monetária e juros - GSF (2.822) (1.559) 81,0% (11.688) (19.057) -38,7%

Resultado Cambial Líquido (5.908) (21.811) -72,9% (17.408) (92.158) -81,1%

Atualização sobre os ativos/ passivos financeiros setoriais 1.451 10.851 -86,6% 3.964 34.445 -88,5%

Juros e multa sobre impostos 7.732 3.229 139,5% 14.059 18.371 -23,5%

Total (128.300) (130.787) -1,9% (396.884) (485.073) -18,2%

Resultado Financeiro (R$ mil)Consolidado

22

(iv) Redução na linha de “ajustes a valor presente” (+R$ 6,3 milhões), reflexo da redução da atualização monetária do uso do bem público, conforme explicado acima.

O resultado cambial variou R$ 15,9 milhões devido ao pagamento antecipado, em dezembro de 2016, do financiamento de Pecém junto ao BID - Banco Interamericano de Desenvolvimento - juntamente com a liquidação dos derivativos NDFs (Non Deliverable Forward) e swaps contratados para proteção das variações do USD e da Libor do mesmo.

A atualização sobre ativos/passivos financeiros setoriais apresentou redução (-R$ 9,4 milhões) decorrente de saldo credor constituído no 3T16.

Os Juros e Multa sobre Impostos apresentaram aumento (+R$ 4,5 milhões), conforme detalhado abaixo: (i) Nas distribuidoras, reflexo do recálculo dos tributos sobre os ativos e passivos setoriais (IRPJ, CSLL, PIS e COFINS), e

posterior adesão ao Programa Especial de Regularização Tributária (PERT). O recálculo reflete a mudança de metodologia de cálculo dos tributos, anteriormente apurados pelo consumo efetivo da energia, ou seja, no faturamento, passando a ser considerado a partir do reconhecimento contábil da provisão, ou seja, da data de constituição da CVA, de acordo com o regime de competência. Adicionalmente, este recálculo é retroativo a 2014, ano de início do

reconhecimento dos ativos e passivos setoriais7; (ii) Em Enerpeixe, reflexo da mudança de apuração de PIS e COFINS, para alguns contratos assinados antes de 31 de

dezembro de 2003, com enquadramento no regime cumulativo (alíquota de 3,65% PIS e COFINS) ao invés do regime não cumulativo (alíquota 9,25% de PIS e COFINS). Os débitos apurados também foram incluídos no PERT.

3.1.8. LUCRO LÍQUIDO

O Lucro Líquido consolidado totalizou R$ 140,1 milhões, redução de R$ 90,7 milhões, resultante dos efeitos mencionados acima, intensificado pela maior despesa de IR e Contribuição Social em R$ 20,7 milhões, devido a efeitos não recorrentes, descritos no quadro abaixo:

(i) Os efeitos não recorrentes impactaram a alíquota de IR/CS passando de 25,1% no 3T16 para 39,1% no 3T17. A Companhia espera para os próximos meses a reversão dos impostos diferidos não reconhecidos sobre o prejuízo fiscal na EDP e o reconhecimento de incentivos fiscais da SUDAM para Enerpeixe, que atualmente aguarda a aprovação da Receita Federal sobre o novo pleito.

O Lucro Líquido ajustado pelos efeitos não recorrentes foi de R$ 129,2 milhões, aumento de 2,4% no trimestre. No acumulado, o Lucro Líquido Ajustado foi de R$ 381,5 milhões, aumento de 45,8%.

7 A partir de dezembro de 2014, a Companhia passou a reconhecer em suas demonstrações financeiras os montantes relativos aos ativos e passivos

setoriais na Conta de Compensação e Variação de Itens Parcela “A” - CVA;

Resultado antes dos tributos sobre o lucro 276.444 348.552 (72.108)

Alíquota 34% 34% n.d.

IR/CS (93.991) (118.508) 24.517

Efeitos Não Recorrentes

Redução do imposto corrente sobre acordo Grupo Rede - 11.787 (11.787)

Impostos diferidos não reconhecidos sobre Prejuízo Fiscal (9.401) - (9.401)

PERT - Programa Especial de Regularização Tributária sobre CVA (7.702) - (7.702)

Incentivos Fiscais P&D - 8.182 (8.182)

SUDAM Enerpeixe - 7.170 (7.170)

Outras 2.914 3.883 (969)

Total (108.180) (87.486) (20.694)

Alíquota 39,1% 25,1% n.d.

3T17 3T16 Var

23

Formação do Lucro Líquido 3T17 (R$ milhões)

3.2. PROJETOS NÃO CONSOLIDADOS

3.2.1 UHE SANTO ANTÔNIO DO JARI

Nota: Valores correspondem a 50% de Jari Consolidado (ECE e CEJA), referente à participação da EDP Energias do Brasil.

Desta maneira, a margem bruta consolidada de Jari atingiu R$ 22,8 milhões, aumento de 4,2%, resultado do ganho com a descontratação de energia e com o custo evitado de compra de energia a PLD.

Os gastos gerenciáveis atingiram R$ 8,4 milhões, mantendo trajetória constante dos gastos operacionais da Usina.

O EBITDA foi de R$ 21,3 milhões, aumento de 6,8%. No acumulado do ano, o EBITDA foi de R$ 67,5 milhões, 13,1% superior ao mesmo período do ano anterior, resultante dos efeitos mencionados acima.

O resultado financeiro líquido foi negativo em R$ 10,5 milhões, melhora de 30,2%, reflexo de: (i) redução de encargos de dívidas decorrente da primeira amortização da 1ª Emissão de Debêntures da Holding de Jari no 4T16; (ii) redução do CDI; e (iii) redução de TJLP de 7,5% no 2T16 para 7,0% no 2T17.

O lucro total da Usina e da ECE foi de R$ 2,6 milhões no trimestre e de R$ 9,9 milhões no acumulado do ano.

3.2.2 UHE CACHOEIRA CALDEIRÃO

Nota: Valores correspondem a 50% de Cachoeira Caldeirão, referente à participação da EDP Energias do Brasil.

A Margem Bruta de Cachoeira Caldeirão foi de R$ 14,3 milhões, 61,6% acima do mesmo período do ano anterior, em virtude de dois motivos: (i) contratos bilaterais de curto prazo realizados no ano de 2016, devido à entrada antecipada das UG´s de Cachoeira Caldeirão, com preços de mercado mais baixos em relação ao mesmo período de 2017, devido às condições hidrológicas mais favoráveis, refletindo no valor do PLD; e (ii) descontratação de energia no ano de 2017, refletindo no aumento de receita provocado pela contratação a valor de mercado com as comercializadoras dos acionistas.

140239

231

-39%

Lucro Líquido 3T17

Participação de

minoritários

IR & CS

-21

Resultado Financeiro

Equivalência Patrimonial

Dep & Amort

-8

EBITDA

-75

Lucro Liquido 3T16

Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var

Receita operacional líquida 28.852 29.205 -1,2% 88.251 83.679 5,5%

Gastos não gerenciáveis (6.042) (7.321) -17,5% (15.693) (18.776) -16,4%

Margem Bruta 22.810 21.885 4,2% 72.559 64.903 11,8%

Gastos gerenciáveis (8.402) (8.220) 2,2% (25.857) (24.191) 6,9%

EBITDA 21.344 19.981 6,8% 67.488 59.682 13,1%

Resultado financeiro líquido (10.541) (15.098) -30,2% (31.983) (47.941) -33,3%

Lucro líquido 2.601 (2.865) n.d. 9.860 (11.467) n.d.

JARI Consolidado


Receita operacional líquida 16.658 12.154 37,1% 48.429 15.705 208,4%

Gastos não gerenciáveis (2.407) (3.337) -27,9% (9.637) (5.306) 81,6%

Margem Bruta 14.251 8.817 61,6% 38.792 10.400 273,0%


EBITDA 12.724 8.041 58,2% 33.949 6.433 427,8%

Resultado financeiro líquido (9.834) (10.112) -2,7% (29.902) (15.292) 95,5%

Lucro líquido (2.121) (5.110) -58,5% (9.389) (12.290) -23,6%

Cachoeira Caldeirão

24

Os gastos gerenciáveis foram de R$ 7,6 milhões, aumento de 18,5%, relacionados à operação da Companhia em sua totalidade,

uma vez que no ano de 2016 as UG´s entraram em operação escalonadamente. No 9M17, os gastos gerenciáveis foram de R$ 23,1 milhões, aumento de R$ 69,1%.

O EBITDA foi de R$ 12,7 milhões, em função dos efeitos já mencionados. No acumulado do ano, o EBITDA foi de 33,9 milhões.

O resultado financeiro totalizou de R$ 9,8 milhões negativos, decorrente do início de pagamento das despesas com encargos da dívida. No acumulado do ano, o resultado financeiro foi de R$ 29,9 milhões negativos.

Por fim, a usina apresentou prejuízo de R$ 2,1 milhões no 3T17 e prejuízo de R$ 9,4 milhões no acumulado do ano.

4. ATIVOS EM CONSTRUÇÃO

4.1 UHE SÃO MANOEL

A UHE São Manoel (“São Manoel”) (700 MW) é uma parceria, na proporção de 1/3 (um terço), entre EDP Energias do Brasil, CTG e Furnas Centrais Elétrica S.A. A usina está localizada no curso médio do rio Teles Pires, na divisa entre os Estados de Mato Grosso e do Pará.

No 3T17, a obra alcançou 97,2% de evolução física.

Os principais destaques do trimestre foram: (i) início dos testes de comissionamento na UG01; (ii) montagem e testes de pré-comissionamento na UG02; e (iii) emissão da licença de operação obtida no dia 05 de setembro.

No dia 06 de outubro iniciou-se o enchimento do reservatório com expectativa de conclusão de 60 dias.

Dada a evolução da obra, o investimento realizado no trimestre foi de R$ 267,5 milhões, com o investimento desde o início da construção de R$ 3,3 bilhões (considerando a atualização monetária e desconsiderando os juros). Nesse investimento total está contemplado o custo referente a troca de EPCista, que ocorreu em janeiro de 2017.

5. ENDIVIDAMENTO

A Dívida Bruta consolidada totalizou R$ 5,4 bilhões, redução de 3,8% em relação ao final do ano de 2016. Essa redução reflete o pagamento de juros e principal da 4ª Emissão de Debêntures Simples da EDP Brasil, no valor total de R$ 384,9 milhões, que ocorreu no dia 15 de setembro. Ao final do 3T17, a Companhia possuía 4,3% de dívida em moeda estrangeira, com 100% de proteção dos riscos de câmbio (USD)

e taxa de juros (Libor) por meio de instrumentos derivativos. A Dívida Bruta consolidada desconsidera a dívida das UHEs Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel.

Dívida Bruta por empresa (R$ milhões)

Nota: Não considera eliminações intragrupo de R$ 327 milhões. Ações preferenciais da Investco estão classificadas como

dívida.

A Dívida Líquida alcançou R$ 3,9 bilhões, aumento de 10,0%, decorrente da redução de disponibilidades (-R$ 564,0 milhões) em relação ao exercício findo em 2016, que alcançou R$ 1.453,7 milhões no 3T17. A redução de disponibilidades é reflexo: (i) do pagamento de Juros sobre Capital Próprio (JCP) aos acionistas da EDP Brasil (R$ 330,0 milhões) e do pagamento para os minoritários das controladas (R$ 129,0 milhões); (ii) da redução do saldo de passivo regulatório, no valor de R$ 403,3 milhões; e (iii) mitigado pelo aumento de capital de giro.

As captações verificadas no gráfico abaixo, no valor de R$ 467,6 milhões, referem-se às emissões de debêntures realizadas no dia 07 de abril na EDP São Paulo e na EDP Espírito Santo, no valor de R$ 150 milhões e de R$ 190 milhões, respectivamente, e à emissão de Notas Promissórias na EDP São Paulo realizada no dia 19 de julho, no valor de R$ 130,0 milhões.

As amortizações de Principal e Juros verificadas no gráfico abaixo, referem-se principalmente aos seguintes tópicos: (i) BNDES, na modalidade FINEM, na EDP São Paulo, na EDP Espírito Santo e em Pecém; (ii) Capital de giro Externo Res. 4131 na EDP Espírito Santo; (iii) 1ª Emissão de Debentures na Energest; (iv) 5ª Emissão de Debêntures na EDP São Paulo, (v) 4ª Emissão de Debêntures da EDP Energias do Brasil e (vi) 1ª Emissão de Debêntures da Lajeado.

593413 98

1.243

9 38 2

408498

94

362

343

851

466

244

27

EDP São Paulo EDP EspiritoSanto

Energest Enerpeixe Investco Pecém EDPE Holding Lajeado ConsolidadoGrid

Santa Fé PCH

Empréstimos Debêntures Mútuo

1.001911

1.830

36

25

Composição da Dívida Bruta (R$ milhões)

O custo médio da dívida era de 12,3% a.a., em comparação aos 14,5% a.a. em dezembro de 2016, levando em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. A redução do custo médio é resultante da queda do CDI (de 14,0% a.a. em dezembro de 2016 para 11,53% a.a. em setembro de 2017) e do IPCA (de 6,3% a.a. em dezembro de 2016 para 2,5% a.a. em setembro de 2017).

O prazo médio da dívida consolidada atingiu 2,7 anos, abaixo do apresentado em dezembro de 2016, de 3,0 anos.

Cronograma de Vencimento da Dívida1 (R$ milhões)

Nota: 1Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge

Dívida Líquida/EBITDA

A relação Dívida Líquida/EBITDA foi de 1,9 vezes.

Considerando a proporção da participação da EDP Energias do Brasil nas UHEs Santo Antônio do Jari (50,0%), Cachoeira Caldeirão (50,0%) e São Manoel (33,34%), a relação Dívida Líquida/EBITDA seria de 2,4 vezes, o prazo médio da dívida de 3,8 anos e o custo médio de 11,8% ao ano. A distribuição da dívida por indexador, considerando os ativos não consolidados, seria de 47,3% em CDI, 31,7% em TJLP, 13,8% em IPCA, 3,4% em dólar e 3,8% em pré-fixada.

22

4

458468

-3,8%

Dívida Set/17

5.362

Ajuste a Valor

de Mercado/Valor

Presente

CaptaçõesDívida Dez/16

Amortização Principal

-458

Var Monetária/

Cambial

Amortização Juros

-13

Juros

-690

Amortização Swap

5.571

1.454

699

1.015

1.436

700

1.512

Disponibilidade 2017 2018 2019 2020 Após 2021

ConsolidadoConsolidado &

Participações 1

Período Dív. Líq./EBITDA Dív. Líq./EBITDA

Set/2016 1,3 x 1,6 x

Dez/2016 1,5 x 2,0 x

Mar/2017 1,8 x 2,3 x

Jun/17 1,7 x 2,2 x

Set/17 1,9 x 2,4 x

1 Números apresentados na proporção da EDP Energias do Brasil

Dívida Bruta por Indexador em

30/09/17

Nota: considerando que os financiamentos em moeda estrangeira encontram-se protegidos dos riscos de câmbio (USD), o percentual de indexadores seria: CDI 59,4%, com os demais indexadores mantidos.

Dólar;

4,3%

CDI;

55,1%

TJLP;

22,8%

Pré

Fixada;

4,7%

IPCA;

13,0%

26

6. VARIAÇÃO DO IMOBILIZADO

No trimestre, a variação do imobilizado reduziu 10,8%, considerando o critério de consolidação. Do total, 88,9% refere-se à distribuição, 7,9% à geração, 2,3% à transmissão e 1,0% à outros. No acumulado do ano, a variação foi de 15,4%, aumento de R$ 65,1 milhões, refletindo o compromisso da Companhia no incremento dos investimentos, visando a melhoria contínua, com destaque para a distribuição.

No segmento de Distribuição, os investimentos totalizaram R$ 146,0 milhões (líquido de obrigações especiais e receitas de ultrapassagem), devido à redução do pedido de novas ligações e de obras para extensão de redes, em consequência do desaquecimento do mercado. No acumulado do ano, o aumento é decorrente do incremento do Plano de Obras, com destaque para Linhas e Subestações, através de ações para recomposição e melhoramentos, como a instalação de cabos Multiplex e Spacer, além de investimentos para o combate as perdas, através da substituição de medidores e implantação da telemedição.

A Companhia tem aumentado substancialmente o nível de investimentos nas distribuidoras, conforme quadro acima, com o objetivo de melhorar a qualidade do serviço prestado e a eficiência operacional. Como consequência, o aumento do investimento reflete em um aumento da base que será capturada nas próximas revisões tarifárias.

Do total de investimento bruto das Distribuidoras no trimestre, 60% foram destinados à instalação de sistemas de medição, expansão de linhas, subestações e redes de distribuição para ligação de novos clientes; 33% foram destinados à melhoria da rede, substituição de equipamentos e de medidores tanto obsoletos quanto depreciados, além do recondutoramento de redes em final de vida útil; 6% foram investidos em telecomunicações, informática e outras atividades, tais como infraestrutura, projetos comerciais e combate a perdas; e 1% foram destinados ao Programa Luz para Todos e à universalização urbana e rural, propiciando a ligação e o acesso de consumidores aos serviços de energia.

No segmento de Geração, o investimento alcançou R$ 12,9 milhões, redução de 20,9%, reflexo dos investimentos realizados no 3T16, com provisão da renovação da Licença de Operação da Usina de Lajeado (+R$ 5,1 milhões) e a modernização de equipamentos na Energest (+R$ 1,3 milhão).

Distribuição 146.042 160.070 -8,8% 412.966 346.258 19,3%

EDP São Paulo 66.024 80.980 -18,5% 213.529 172.520 23,8%

EDP Espírito Santo 80.018 79.090 1,2% 199.437 173.738 14,8%

Geração 12.902 16.303 -20,9% 57.941 54.278 6,7%

Enerpeixe 1.761 472 273,1% 2.909 858 239,0%

Energest 641 3.508 -81,7% 2.190 6.297 -65,2%

EDP PCH 2.344 2.109 11,1% 5.782 4.714 22,7%

Lajeado / Investco 2.800 5.797 -51,7% 8.115 7.132 13,8%

Pecém (Consolidação) 4.832 4.360 10,8% 37.733 35.217 7,1%

Costa Rica 50 - n.d. 150 - n.d.

Pantanal - - n.d. - - n.d.

Santa Fé 474 57 n.d. 1.062 60 n.d.

Transmissão 3.727 - n.d. 6.362 - n.d.

Outros 1.681 7.969 -78,9% 11.060 22.717 -51,3%

Total 164.352 184.342 -10,8% 488.329 423.253 15,4%

Total

Variação do Imobilizado (R$ mil) 9M17 9M16 Var3T17 3T16 Var

Valor Bruto sem Juros Capitalizados 74.809 82.186 -9,0% 236.749 178.768 32,4%

(+) Juros Capitalizados 1.137 1.017 11,8% 3.677 1.965 87,1%

Valor Bruto 75.946 83.203 -8,7% 240.426 180.733 33,0%

(-) Obrigações Especiais (9.922) (2.224) 346,1% (26.897) (8.214) 227,5%

Valor Liquido de Obrig. Especiais 66.024 80.979 -18,5% 213.529 172.520 23,8%

Valor Bruto sem Juros Capitalizados 80.487 84.192 -4,4% 208.852 314.444 -33,6%

(+) Juros Capitalizados 1.393 1.268 9,9% 2.866 1.661 72,5%

Valor Bruto 81.880 85.460 -4,2% 211.718 316.105 -33,0%

(-) Obrigações Especiais (1.863) (6.371) -70,8% (12.282) (142.367) -91,4%

Valor Liquido de Obrig. Especiais 80.017 79.089 1,2% 199.437 173.738 14,8%

Distribuição 146.041 160.068 -8,8% 412.966 346.257 19,3%

EDP São Paulo

Variação do Imobilizado - Distribuição 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var

EDP Espírito Santo

Variação do Imobilizado - Distribuição 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var

27

No segmento “Outros”, a redução é decorrente do investimento realizado em 2016 no projeto de construção de uma caldeira a vapor para um cliente da EDP Grid.

No segmento de Transmissão, os investimentos totalizaram R$ 3,7 milhões em função dos trabalhos realizados para o desenvolvimento do lote 24 e estudos dos demais lotes adquiridos nos leilões de 2017.

Considerando o investimento de acordo com a participação da Companhia nos projetos de geração hídrica, 50,0% em Jari (R$ 1,3 milhão) e Cachoeira Caldeirão (R$ 1,3 milhão), além de 33,33% em São Manoel (R$ 115,8 milhões), os investimentos da Companhia alcançariam R$ 282,7 milhões, redução de 16,9%.

7. ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOS

Em 30 de setembro, a EDP São Paulo e a EDP Espírito Santo finalizaram o período com ativo regulatório. Em ambas as

distribuidoras ocorreu variação negativa na linha de encargos, devido à maior cobertura tarifária em CDE e ESS, impactando negativamente o caixa da Companhia.

A “apropriação” de R$ 265,1 milhões refere-se à diferença entre a tarifa média de cobertura versus o preço médio de compra. Esta variação reflete principalmente os contratos na modalidade de disponibilidade, impactados pelo aumento do despacho termoelétrico, além dos contratos na modalidade de cotas, impactados pelo elevado repasse do risco hidrológico.

A “amortização” de R$ 353,4 milhões contempla a recomposição tarifária (receita de faturamento) devolvida ao consumidor no acumulado do ano, principalmente na EDP São Paulo, dado o ajuste na tarifa no ano anterior.

Em “outros”, devido ao aumento do risco hidrológico, a movimentação reflete o acionamento das bandeiras tarifárias, que durante os últimos 9 meses teve tarifa adicional na maioria dos meses.

A redução no saldo regulatório em relação a 2016 deve-se à redução do encargo de CDE, devido à mudança da metodologia de cálculo, conforme Despacho da Aneel nº 701/2017. Adicionalmente, ressaltamos que no saldo de CVA constituído está contabilizada a cobrança do encargo de energia de reserva de Angra III, que está sendo devolvido ao consumidor a partir de abril de 2017, o que se reflete na redução do saldo de passivo da CVA.

Distribuição 146.042 160.070 -8,8% 412.966 346.258 19,3%

Geração 131.188 172.110 -23,8% 312.979 496.073 -36,9%

Geração outros 12.902 16.303 -20,9% 57.941 54.278 6,7%

UHE Santo Antonio do Jari 1 1.297 729 77,8% 1.903 6.849 -72,2%

UHE Cachoeira Caldeirão 1 1.228 3.131 -60,8% 1.442 63.257 -97,7%

UHE São Manoel 2 115.762 151.946 -23,8% 251.694 371.689 -32,3%

Transmissão 3.727 - n.d. 6.362 - n.d.

Outros 1.681 7.969 -78,9% 11.060 22.717 -51,3%

Total 282.638 340.149 -16,9% 743.367 865.048 -14,1%1 Considera a participação da EDP = 50%2 Considera a participação da EDP = 33,33%

9M17 9M16 VarVariação do Imobilizado (R$ mil) 3T17 3T16 Var

dez-16 Apropriação Amortização Atualização Outros set-17Variação

Acumulado

Aquisição de Energia/Custo de Energia

Itaipu 74.770 762.583 121.448 7.096 (219.141) 746.756 671.986

Encargos (165.515) (306.049) 29.355 (16.207) 1 (458.415) (292.900)

Sobrecontratação (100% a 105%) (54.699) (139.610) 62.453 6.145 42 (125.669) (70.970)

Outros (246.154) (51.870) 140.168 6.930 10 (150.916) 95.238

(391.598) 265.054 353.424 3.964 (219.088) 11.756 403.354


Acumulado


Itaipu 15.977 483.413 131.925 4.686 (136.167) 499.834 483.857

Encargos (139.061) (171.370) 38.538 (7.925) - (279.818) (140.757)

Sobrecontratação (100% a 105%) (48.043) (44.385) 44.515 5.686 - (42.227) 5.816

Outros (236.493) (43.050) 109.231 3.945 - (166.367) 70.126

(407.620) 224.608 324.209 6.392 (136.167) 11.422 419.042


Acumulado


Itaipu 58.793 279.170 (10.477) 2.410 (82.974) 246.922 188.129

Encargos (26.454) (134.679) (9.183) (8.282) 1 (178.597) (152.143)

Sobrecontratação (100% a 105%) (6.656) (95.225) 17.938 459 42 (83.442) (76.786)

Outros (9.661) (8.820) 30.937 2.985 10 15.451 25.112

16.022 40.446 29.215 (2.428) (82.921) 334 (15.688)

EDP Consolidado

EDP São Paulo

EDP Espírito Santo

28

8. DESEMPENHO EM SUSTENTABILIDADE

O compromisso da EDP com o desenvolvimento sustentável é demonstrado por meio da comunicação aberta com suas partes interessadas e da internalização das melhores práticas de gestão ambiental, social e econômica.

A EDP integra, há mais de dez anos, o Índice de Sustentabilidade Empresaria da B38, o que demonstra a solidez da estratégia de

sustentabilidade do Grupo e reforça o alinhamento com os Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS) das Nações Unidas.

8.1. COMPROMISSOS COM O DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL

Fundamentada na Visão de ser “uma empresa global de energia, líder em criação de valor, inovação e sustentabilidade”, a EDP Brasil assumiu, em 2016, seus compromissos com a sustentabilidade para 2020:

Pilares Estratégicos Compromissos para 2020 Status 3T17

1. Gerar valor econômico

- ODS 7 – Energias Renováveis e Acessíveis

- ODS 9 – Indústria, Inovação e Infraestruturas

- ODS 12 – Produção e Consumo Sustentáveis

1.1 Limitar a 25% o peso da tecnologia do carvão no portfólio de geração de energia em 2020 e promover

projetos para a redução de emissões de CO2

A EDP manteve 74% de capacidade instalada de geração de

energia renovável.

1.2 Disponibilizar produtos e serviços de eficiência

energética para reduzir o consumo de 100 GWh de energia no cliente até 2020

Até o final do terceiro trimestre foram implementados 22

projetos de eficiência energética e substituição de combustíveis, proporcionando a economia de 49,9 GWh e um

total de 24.330 tCO2 de emissões evitadas.

1.3 Investir R$ 100 milhões até 2020 na expansão da

telemedição em clientes baixa tensão

Na EDP Espírito Santo foram instaladas soluções de

telemedição em 6.055 clientes e na EDP São Paulo em 5.646 clientes no período.

1.4 Investir R$ 100 milhões em projetos inovadores até

2020

Total de 53 projetos de P&D em carteira, sendo 38 em

andamento e o restante em etapas de aprovação, viabilidade

e prospecção.

2. Gerir assuntos

ambientais e climáticos - ODS 13 – Ação Climática

- ODS 15 – Proteger a Vida Terrestre

2.1 Alcançar 100% de certificação ambiental e assegurar

a implementação de sistema de gestão em fornecedores

críticos

Estudo de oportunidades de ampliação da certificação

ambiental e de saúde e segurança nos ativos da Distribuição

está em fase final da elaboração do relatório.

2.2 Internalizar o conceito de economia circular e

promover eficiência energética nos edifícios

Recuperação no trimestre de 75% dos transformadores, 2%

de ferragens e 100% de refino de óleos. Foram ainda reciclados no trimestre 100% dos postes e 98% de ferragens.

Na geração, 28,29% das cinzas produzidas foram enviadas

para coprocessamento, como subproduto da indústria

cimenteira.

2.3 Valorar as externalidades ambientais na EDP

relacionadas com serviços ecossistêmicos prioritários

Estudo de valoração do serviço ecossistêmico de

abastecimento de água na UTE Pecém em andamento.

3. Desenvolver as nossas

pessoas

- ODS 5 – Igualdade de Gênero

- ODS 8 – Trabalho Digno e Crescimento

Econômico

3.1 Manter níveis de engajamento de colaboradores >

75% até 2020

EDP Brasil foi destaque no Grupo EDP e atingiu 81% de engajamento na última pesquisa, que ocorre a cada dois anos.

O resultado reflete a implantação do programa de

transformação da cultura interna da empresa.

3.2 Promover a diversidade, garantindo igualdade de

acesso em processos de contratação

Formação do Grupo de Trabalho de Diversidade, que tem

como objetivo definir e implementar ações com foco na

igualdade oportunidades.

3.3 Alcançar 100% de certificação de saúde e segurança

e assegurar a implementação de sistema de gestão em

fornecedores críticos

Estudo de oportunidades de ampliação da certificação

ambiental e de saúde e segurança nos ativos da Distribuição

está em fase final da elaboração do relatório. Foram

realizadas 45 auditoras independentes no ano no âmbito do Índice de Desempenho do Fornecedor (IDF) relacionada a

aspectos sociais e ambientais.

8 BM&FBovespa


Acumulado


Itaipu 74.770 762.583 121.448 7.096 (219.141) 746.756 671.986

Encargos (165.515) (306.049) 29.355 (16.207) 1 (458.415) (292.900)

Sobrecontratação (100% a 105%) (54.699) (139.610) 62.453 6.145 42 (125.669) (70.970)

Outros (246.154) (51.870) 140.168 6.930 10 (150.916) 95.238

(391.598) 265.054 353.424 3.964 (219.088) 11.756 403.354


Acumulado


Itaipu 15.977 483.413 131.925 4.686 (136.167) 499.834 483.857

Encargos (139.061) (171.370) 38.538 (7.925) - (279.818) (140.757)

Sobrecontratação (100% a 105%) (48.043) (44.385) 44.515 5.686 - (42.227) 5.816

Outros (236.493) (43.050) 109.231 3.945 - (166.367) 70.126

(407.620) 224.608 324.209 6.392 (136.167) 11.422 419.042


Acumulado


Itaipu 58.793 279.170 (10.477) 2.410 (82.974) 246.922 188.129

Encargos (26.454) (134.679) (9.183) (8.282) 1 (178.597) (152.143)

Sobrecontratação (100% a 105%) (6.656) (95.225) 17.938 459 42 (83.442) (76.786)

Outros (9.661) (8.820) 30.937 2.985 10 15.451 25.112

16.022 40.446 29.215 (2.428) (82.921) 334 (15.688)

EDP Consolidado

EDP São Paulo

EDP Espírito Santo

29

4. Melhorar a confiança

- ODS 11 – Cidades e Comunidades

Sustentáveis

4.1 Manter a EDP como uma das Empresas mais Éticas do

Brasil (Selo Pró-Ética)

A EDP Brasil está mais uma vez entre as participantes do Selo Pró-Ética 2017. O resultado das empresas selecionadas sairá

em dezembro de 2017.

4.2 Alcançar > 80% de satisfação dos clientes Lançamento do novo layout da Agência Virtual (EDP Online) e

do aplicativo de relacionamento com o cliente.

4.3 Implementar mecanismos de consulta periódica com stakeholders

Teve início o processo de consulta junto às comunidades no

Espírito Santo e clientes em situação de vulnerabilidade beneficiados pelos programas de eficiência energética em São

Paulo.

4.4 Investir R$ 50 milhões até 2020 para promover

negócios sociais e iniciativas de estilos de vida

sustentáveis

Acompanhamento de 21 projetos de investimento social

privado. Destaques no período incluem a realização dos

projetos Caravanas das Artes & Esportes em Serra-ES e o

apoio ao time de rugby de Jacareí, campeão brasileiro em

2017.

8.2. INDICADORES DE SUSTENTABILIDADE

Desempenho nos principais indicadores e aspectos socioambientais:

Indicador Und 3T16 3T17

Consumo de água m³ 9.258.436 8.501.307

Consumo de energia elétrica MWh 336.677 358.654

Resíduos perigosos Ton 711 1.792

Resíduos não perigosos Ton 119.297 126.296

Emissões diretas de CO2 (escopo 1)¹ Ton CO2e 1.304.568 1.837.658

Emissões indiretas de CO2 (escopo 2) Ton CO2e 68.719 58.704

Emissões de NOX Ton 4.070 3.638

Emissões de SO2 Ton 7.606 12.2912

Emissões de material particulado Ton 361 569

Acidentes ambientais Qtd 0 0

Potência líquida certificada (ISO 14001) – Distribuição MVA 488 2.174

Potência líquida certificada (OHSAS 18001) – Distribuição MVA 3.481 3.597

Potência líquida certificada (ISO 14001 e OHSAS 18001) - Geração MW 2.407 2.407

Proporção de mulheres no quadro de colaboradores % 22 3 28

Horas de treinamento por colaborador Horas 18 44

Taxa de frequência – Próprios Taxa 0,59 0

Taxa de frequência – Terceiros Taxa 2,30 1,66

Taxa de gravidade – Próprios Taxa 27 0

Taxa de gravidade – Terceiros Taxa 99 1.623

Índice de Desempenho dos Fornecedores (IDF) Índice 77% 80%

Investimento social privado R$ mil 788 988

1 O inventário de emissões de Gases de Efeito de Estufa (GEE) poderá sofrer alterações após a publicação deste resultado, devido à atualização de fatores

de emissão determinados no âmbito do Programa Brasileiro do Green House Gas Protocol. n.d.- informação não disponível no trimestre do ano anterior. 2 Houve alteração no funcionamento do equipamento de tratamento de efluentes atmosféricos (FGD) a partir de dezembro de 2016, sem comprometer o

atendimento aos limites legais de emissões de SO2, que estão dentro dos parâmetros vigentes. 3 Valor referente aos 12 meses de 2016.

8.3. OUTRAS INFORMAÇÕES SOBRE SUSTENTABILIDADE

A EDP segue as melhores práticas de mercado para a gestão e reporte em matéria de sustentabilidade, adotando as Diretrizes da Global Reporting Initiative (GRI G4) e a Norma da International Integrated Reporting Council (IIRC). Para mais informações sobre o relatório EDP no formato GRI, consulte o site de Relações com Investidores da Companhia, na seção de Relatórios Anuais. O primeiro relatório no modelo de Relato Integrado foi divulgado em junho de 2017, e também está disponível no site de RI -Relações com Investidores.

30

FTSE4GOOD

A EDP Brasil manteve-se como uma das empresas constituintes do FTSE4Good Emerging Index, rating de mercado que avalia o desempenho das companhias nos aspectos Ambientais, Sociais e de Governança Corporativa.

SUSTAINABLE BRANDS

A EDP Brasil foi uma das empresas que protagonizou os diálogos sobre marcas e sustentabilidade no evento Sustainable Brands São Paulo 2017. Reunindo líderes empresariais, empreendedores e especialistas em sustentabilidade de todo o mundo, o evento teve como foco a redefinição dos padrões de qualidade de vida (Redefining the Good Life). A EDP organizou a arena Good Energy, levando a discussões sobre sustentabilidade e inovação, abordando soluções em eficiência energética, o futuro das tecnologias no setor e a importância do propósito da organização.

9. MERCADO DE CAPITAIS

9.1. DESEMPENHO DAS AÇÕES

Em 30 de setembro, as ações da EDP Energias do Brasil (ENBR3) estavam cotadas a R$ 15,14, com alta de 6,7% no trimestre, desempenho inferior ao Ibovespa (+18,1%) e IEE (+8,4%). As ações da Companhia foram negociadas em todos os pregões, totalizando 93,8 milhões de ações, média diária de 1,5 milhão de ações negociadas e volume financeiro de R$ 1,4 bilhão, com volume médio diário de R$ 21,8 milhões. O valor de mercado da Companhia em 30 de setembro era de R$ 9,2 bilhões.

Evolução da Cotação (R$) Volume Médio Diário (R$ milhões)

ENBR3 x Desempenho dos Índices

(Base 100: 30/12/2014)

13,82 13,4013,95 14,19

15,14

set/16 dez/16 mar/17 jun/17 set/17

28,9 28,5

21,7

24,9

21,8

3T16 4T16 1T17 2T17 3T17

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

210

dez-1

4

jan-1

5

fev-1

5

mar-1

5

abr-1

5

mai-1

5

jun-1

5

jul-1

5

ago-1

5

set-1

5

out-1

5

nov-1

5

dez-1

5

jan-1

6

fev-1

6

mar-1

6

abr-1

6

mai-1

6

jun-1

6

jul-1

6

ago-1

6

set-1

6

out-1

6

nov-1

6

dez-1

6

jan-1

7

fev-1

7

mar-1

7

abr-1

7

mai-1

7

jun-1

7

jul-1

7

ago-1

7

set-1

7

ENBR3 IBOV IEE

(+89,9%)

(+48,6%)(+52,1%)

31

Dividendos e Payout (R$/Milhões)

*Payout considerando lucro ajustado dos efeitos não recorrentes nos anos de 2014, 2015 e 2016.

O pagamento de juros sobre capital próprio referente ao exercício de 2016 foi realizado no dia 25 de setembro de 2017.

9.2. CAPITAL SOCIAL

Em 30 de setembro, o capital social da Companhia era representado na sua totalidade por 606.850.394 ações ordinárias nominativas. Do total de ações, 295.342.982 encontravam-se em circulação, em conformidade com o Regulamento de Listagem do Novo Mercado da B3 (antiga BM&FBOVESPA).

Em 2017, houve redução de 71.860 ações na tesouraria, passando para um total de 685.476 ações. Essa redução é decorrente do Programa de Incentivo de Longo Prazo (ILP), no qual as ações foram transferidas pela Companhia aos beneficiários do programa.

Caso queira ter mais informações sobre o ILP, vide as Notas Técnicas dos ITRs.

32

10. ANEXOS

ANEXO I

EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A.

BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO

30/09/2017 31/12/2016 30/09/2017 31/12/2016

CIRCULANTE 695.119 1.382.630 5.172.294 4.663.745

Caixa e equivalentes de caixa 202.519 902.262 1.453.691 2.017.709

Títulos a receber 3.907 3.442 - -

Contas a receber - - 2.224.578 1.696.312

Impostos e contribuições sociais 112.654 163.763 1.012.053 426.147

Tributos diferidos - - - 37.390

Empréstimos a receber 76.908 50.773 49.786 50.773

Dividendos a receber 287.665 208.394 338 338

Estoques - - 161.335 129.997

Cauções e depósitos vinculados 222 222 3.198 11.115

Prêmio de risco - GSF - - 61.824 4.729

Ativos não circulantes mantidos para venda - - - -

Rendas a receber - - 4.218 6.767

Ativos financeiros disponíveis para venda - - - -

Ressarcimento de custos - GSF - - - -

Ativos financeiros setoriais - - 26.726 58.662

Outros créditos 11.244 53.774 174.547 223.806

NÃO CIRCULANTE

Realizável a Longo Prazo 450.339 458.002 3.474.068 3.245.164

Títulos a receber 23.660 23.181 - -

Ativo financeiro indenizável - - 1.848.493 1.653.978

Contas a receber - - 100.537 106.513

Títulos e valores mobiliários 109.387 98.122 109.387 98.122

Impostos e contribuições sociais - - 125.276 107.185

Tributos diferidos - - 760.118 916.507

Empréstimos a receber 284.722 261.189 20.609 17.640

Adiantamento para futuro aumento de capital 20.250 64.600 - 64.600

Cauções e depósitos vinculados 7.182 5.923 182.472 188.592

Prêmio de risco - GSF - - 36.897 39.941

Ativos financeiros setoriais - - 252.683 12.701

Outros créditos 5.138 4.987 37.596 39.385

Permanente 7.914.765 7.513.417 11.418.748 11.334.917

Investimentos 7.867.220 7.468.122 1.432.074 1.181.259

Propriedades para investimentos 5.000 5.000 12.404 12.551

Imobilizado 24.103 24.116 7.246.484 7.423.871

Intangível 18.442 16.179 2.727.786 2.717.236

TOTAL DO ATIVO 9.060.223 9.354.049 20.065.110 19.243.826

Controladora ConsolidadoATIVO (R$ mil)

33

ANEXO II


BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO

30/09/2017 31/12/2016 30/09/2017 31/12/2016

CIRCULANTE 388.011 772.337 4.478.366 3.975.605

Fornecedores 12.228 13.161 1.878.203 1.123.578

Impostos e contribuições sociais 8.696 82.855 510.999 453.591

Tributos diferidos - - 529 365

Dividendos 4.453 284.653 53.376 368.709

Debêntures 341.701 372.526 811.607 693.931

Empréstimos e financiamentos - - 484.479 378.169

Benefícios pós-emprego 113 112 40.370 34.933

Passivos não circulantes mantidos para venda - - - -

Obrigações Sociais e Trabalhistas 10.514 11.505 84.483 87.096

Encargos Setoriais - - 195.329 204.690

Uso do bem público - - 29.225 29.502

Provisões - - 177.093 154.669

Passivos financeiros setoriais - - 129.760 353.527

Outras contas a pagar 10.306 7.525 82.913 92.845

NÃO CIRCULANTE

Exigível a Longo Prazo 740.409 1.058.406 6.182.502 6.283.163

Fornecedores - - - 3.892

Impostos e contribuições sociais 31.635 33.027 365.183 51.072

Tributos diferidos 182.940 184.668 337.305 339.829

Debêntures 509.667 823.173 2.210.379 2.388.048

Empréstimos e financiamentos - - 1.855.312 2.110.907

Benefícios pós-emprego - - 631.792 599.715

Encargos setoriais - - 29.481 18.896

Adiantamento para futuro aumento de capital - - 250 -

Uso do bem público - - 273.639 287.354

Provisões 11.409 12.478 309.962 344.628

Provisão para passivo a descoberto 3.323 1.169 3.100 1.169

Reserva para reversão e amortização - - 17.248 17.248

Passivos financeiros setoriais - - 137.893 109.434

Outras contas a pagar 1.435 3.891 10.958 10.971

Patrimônio Líquido 7.931.803 7.523.306 7.931.803 7.523.306

Capital social 4.682.716 4.682.716 4.682.716 4.682.716

Reservas de capital 135.771 135.499 135.771 135.499

Reservas de lucros 3.065.860 3.065.860 3.065.860 3.065.860

Outros resultados abrangentes (363.980) (354.811) (363.980) (354.811)

Ações em tesouraria (5.393) (5.958) (5.393) (5.958)

Lucros acumulados 416.829 - 416.829 -

Participações não controladores - - 1.472.439 1.461.752

TOTAL DO PASSIVO 9.060.223 9.354.049 20.065.110 19.243.826

Controladora ConsolidadoPASSIVO E PATRIMÔNIO LIQUIDO (R$ mil)

34

ANEXO III


DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS TRIMESTRAL

3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var

Receita operacional líquida 1.442 2.841 -49,2% 3.328.217 2.382.864 39,7%

Receita com construção da infraestrutura - - n.d. 149.606 157.785 -5,2%

Gastos não gerenciáveis - - n.d. (2.463.762) (1.447.472) 70,2%

Energia elétrica comprada para revenda - - n.d. (2.076.847) (1.184.082) 75,4%

Encargos de uso da rede elétrica - - n.d. (188.432) (120.499) 56,4%

Outros - - n.d. (198.483) (142.891) 38,9%

Margem Bruta 1.442 2.841 -49,2% 864.455 935.392 -7,6%


Total do PMSO (27.423) (22.619) 21,2% (293.628) (293.094) 0,2%

Pessoal (11.754) (11.951) -1,6% (114.219) (107.063) 6,7%

Material (205) (141) 45,4% (13.062) (15.706) -16,8%


Provisões (625) 6.429 n.d. (13.242) (19.604) -32,5%

Outros (3.183) (6.938) -54,1% (29.072) (34.166) -14,9%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens - - n.d. (19.617) (15.739) 24,6%

Custo com construção da infraestrutura - - n.d. (149.276) (157.785) -5,4%

Ganho na alienação de investimento - - n.d. - - n.d.

EBITDA (25.981) (19.778) 31,4% 551.540 626.559 -12,0%

Margem EBITDA n.d. n.d. n.d. 16,6% 26,3% -9,7 p.p.

Depreciação e amortização (3.132) (2.520) 24,3% (144.223) (136.027) 6,0%

Depreciação (996) (958) 4,0% (81.400) (79.758) 2,1%

Amortização (2.136) (1.562) 36,7% (62.823) (56.269) 11,6%

Resultado do serviço (EBIT) (29.113) (22.298) 30,6% 407.317 490.532 -17,0%

Resultado das participações societárias 171.360 223.300 -23,3% (2.573) (11.193) -77,0%

Resultado financeiro líquido (2.751) 16.677 n.d. (128.300) (130.787) -1,9%

Receitas financeiras 30.323 68.335 -55,6% 146.818 52.459 179,9%

Despesas financeiras (33.074) (51.658) -36,0% (275.118) (183.246) 50,1%

LAIR 139.496 217.679 -35,9% 276.444 348.552 -20,7%

IR e Contribuição social 576 13.119 -95,6% (108.178) (87.486) 23,7%

Imposto de renda e contribuição social correntes - 12.545 -100,0% 27.937 (96.358) n.d.

Imposto de renda e contribuição social diferidos 576 574 0,3% (136.115) 8.872 n.d.

Lucro líquido antes de minoritários 140.072 230.798 -39,3% 168.266 261.066 -35,5%

Reversão dos juros sobre capital próprio - - n.d. - - n.d.

Participações de minoritários - - n.d. (28.194) (30.268) -6,9%

Partes Beneficiárias - - n.d. - - n.d.

Lucro líquido 140.072 230.798 -39,3% 140.072 230.798 -39,3%

Demonstrativo de Resultados (R$ mil)Controladora Consolidado

35

ANEXO IV


DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS CONSOLIDADO

9M17 9M16 Var 9M17 9M16 Var

Receita operacional líquida 5.099 4.583 11,3% 8.216.285 6.490.245 26,6%

Receita com construção da infraestrutura - - n.d. 419.121 342.632 22,3%

Gastos não gerenciáveis - - n.d. (5.610.754) (3.952.379) 42,0%

Energia elétrica comprada para revenda - - n.d. (4.621.743) (3.280.214) 40,9%

Encargos de uso da rede elétrica - - n.d. (436.023) (352.474) 23,7%

Outros - - n.d. (552.988) (319.691) 73,0%

Margem Bruta 5.099 4.583 11,3% 2.605.531 2.537.866 2,7%

Gastos gerenciáveis (88.980) (78.799) 12,9% (1.823.209) (1.658.968) 9,9%

Total do PMSO (80.508) (71.938) 11,9% (929.349) (927.862) 0,2%

Pessoal (34.262) (34.671) -1,2% (347.455) (336.901) 3,1%

Material (569) (515) 10,5% (39.022) (40.532) -3,7%


Provisões (1.793) 4.815 n.d. (87.965) (102.310) -14,0%

Outros (9.478) (13.621) -30,4% (92.557) (109.607) -15,6%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens - - n.d. (51.931) 14.817 n.d.

Custo com construção da infraestrutura - - n.d. (418.551) (342.632) 22,2%

Ganho na alienação de investimento - 278.139 -100,0% - 278.139 -100,0%

EBITDA (75.409) 210.784 n.d. 1.624.821 1.902.960 -14,6%

Margem EBITDA n.d. n.d. n.d. 19,8% 29,3% -9,5 p.p.


Depreciação (2.618) (2.416) 8,4% (241.819) (233.997) 3,3%

Amortização (5.854) (4.445) 31,7% (181.559) (169.294) 7,2%

Resultado do serviço (EBIT) (83.881) 203.923 n.d. 1.201.443 1.499.669 -19,9%

Resultado das participações societárias 507.623 498.031 1,9% (7.386) (31.102) -76,3%


Receitas financeiras 110.112 139.316 -21,0% 330.198 563.234 -41,4%

Despesas financeiras (117.962) (177.404) -33,5% (727.082) (1.048.307) -30,6%

LAIR 415.892 663.866 -37,4% 797.173 983.494 -18,9%

IR e Contribuição social 937 (33.161) n.d. (287.936) (246.039) 17,0%



Participações de minoritários - - n.d. (92.408) (106.750) -13,4%


Lucro líquido 416.829 630.705 -33,9% 416.829 630.705 -33,9%

Controladora ConsolidadoDemonstrativo de Resultados (R$ mil)

36

ANEXO V


GERAÇÃO



Gastos não gerenciáveis (438.190) (231.729) 89,1% (1.008.019) (537.297) 87,6%



Outros (195.973) (143.344) 36,7% (547.351) (315.584) 73,4%

Margem Bruta 397.467 354.890 12,0% 1.166.249 1.212.727 -3,8%


Total do PMSO (62.696) (63.384) -1,1% (169.621) (183.986) -7,8%

Pessoal (22.456) (22.409) 0,2% (66.631) (68.751) -3,1%

Material (7.144) (7.172) -0,4% (17.756) (18.130) -2,1%


Provisões (291) 21 n.d. (884) (246) 259,3%

Outros (7.693) (8.023) -4,1% (20.784) (28.704) -27,6%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens 157 121 29,8% (465) 66.311 n.d.

Custo com construção da infraestrutura - 291.627 -100,0% - (226.393) -100,0%

EBITDA 334.928 291.627 14,8% 996.163 1.095.052 -9,0%

Margem EBITDA 40,1% 49,7% -9,6 p.p. 45,8% 62,6% -16,8 p.p.


Depreciação (68.575) (66.961) 2,4% (202.075) (196.179) 3,0%

Amortização (11.221) (10.001) 12,2% (33.177) (30.214) 9,8%

Resultado do serviço (EBIT) 255.132 214.665 18,9% 760.911 868.659 -12,4%

Resultado das participações societárias (1.614) (10.344) -84,4% (6.461) (30.516) -78,8%


Receitas financeiras 55.101 (56.033) n.d. 96.298 240.199 -59,9%

Despesas financeiras (106.033) (61.185) 73,3% (318.826) (592.717) -46,2%

LAIR 202.586 87.103 132,6% 531.922 485.625 9,5%

IR e Contribuição social (65.225) (19.382) 236,5% (163.169) (115.488) 41,3%

Imposto de renda e contribuição social correntes (44.152) (23.811) 85,4% (132.335) (112.267) 17,9%

Imposto de renda e contribuição social diferidos (21.073) 4.429 n.d. (30.834) (3.221) 857,3%

Lucro líquido antes de minoritários 137.361 67.721 102,8% 368.753 370.137 -0,4%

Participações de minoritários (28.203) (30.268) -6,8% (92.417) (106.750) -13,4%

Lucro líquido 109.158 37.453 191,5% 276.336 263.387 4,9%

* Inclui UHE Jari e Cachoeira Caldeirão em equivalência patrimonial.

GERAÇÃO CONSOLIDADO*

37

EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. GERAÇÃO






Outros (1.986) - n.d. (1.986) - n.d.

Margem Bruta 78.661 59.906 31,3% 218.617 189.513 15,4%


Total do PMSO (6.576) (5.477) 20,1% (17.612) (17.180) 2,5%

Pessoal (2.738) (2.388) 14,7% (7.672) (6.856) 11,9%

Material (195) (208) -6,3% (624) (987) -36,8%


Provisões - - n.d. - - n.d.

Outros (563) (507) 11,0% (1.616) (1.339) 20,7%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens - - n.d. 3 - n.d.

EBITDA 72.085 54.429 32,4% 201.008 172.333 16,6%

Margem EBITDA 66,6% 69,9% -3,3 p.p. 73,8% 72,3% 1,4 p.p.


Depreciação (12.089) (11.005) 9,9% (34.114) (33.019) 3,3%

Amortização (1.989) (1.251) 59,0% (5.777) (3.828) 50,9%

Resultado do serviço (EBIT) 58.007 42.173 37,5% 161.117 135.486 18,9%

Resultado das participações societárias - - n.d. - - n.d.

Resultado financeiro líquido 7.759 (10.280) n.d. (23.749) (31.611) -24,9%

Receitas financeiras 38.487 1.559 2368,7% 51.618 4.199 1129,3%

Despesas financeiras (30.728) (11.839) 159,5% (75.367) (35.810) 110,5%

LAIR 65.766 31.893 106,2% 137.368 103.875 32,2%



Imposto de renda e contribuição social diferidos (189) 2.168 n.d. (1.923) 5.126 n.d.

Lucro líquido antes de minoritários 43.470 28.224 54,0% 90.987 90.859 0,1%

Participações de minoritários - - n.d. - - n.d.

Lucro líquido 43.470 28.224 54,0% 90.987 90.859 0,1%

* Consolida 100% do empreendimento. A EDP Energias do Brasil detém 60% da Enerpeixe.

ENERPEIXE *

30/09/2017 31/12/2016

ATIVO 1.966.794 1.762.771

Circulante 377.812 135.433

Caixa e equivalentes de caixa 64.300 81.402

Outros 313.512 54.031

Não Circulante 55.985 55.652

Ativo Permanente 1.532.997 1.571.686

PASSIVO 992.872 824.836

Circulante 392.704 214.361

Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo 12.455 2.299

Outros 380.249 212.062


Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 349.214 348.332

Outros 250.954 262.143

Patrimônio Líquido 973.922 937.935

PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 1.966.794 1.762.771

Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)ENERPEIXE

38



Receita operacional líquida 51.015 49.759 2,5% 145.556 153.989 -5,5%



Encargos de uso da rede elétrica (1.358) (1.236) 9,9% (3.666) (4.382) -16,3%

Outros - - n.d. - - n.d.

Margem Bruta 31.798 40.675 -21,8% 118.617 133.302 -11,0%

Gastos gerenciáveis (8.546) (8.959) -4,6% (24.699) (32.835) -24,8%

Total do PMSO (6.629) (7.146) -7,2% (18.515) (25.413) -27,1%

Pessoal (3.233) (3.843) -15,9% (9.639) (14.726) -34,5%

Material (171) (203) -15,8% (579) (793) -27,0%


Provisões (333) (64) 420,3% (768) (562) 36,7%

Outros (663) (952) -30,4% (2.178) (2.768) -21,3%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens (1) - n.d. (570) (153) 272,5%

EBITDA 25.168 33.529 -24,9% 99.532 107.736 -7,6%


Depreciação e amortização (1.916) (1.813) 5,7% (5.614) (7.269) -22,8%

Depreciação (1.909) (1.813) 5,3% (5.604) (7.032) -20,3%

Amortização (7) - n.d. (10) (237) -95,8%

Resultado do serviço (EBIT) 23.252 31.716 -26,7% 93.918 100.467 -6,5%



Receitas financeiras 357 2.195 -83,7% 2.828 10.145 -72,1%

Despesas financeiras (2.222) (6.968) -68,1% (12.714) (23.251) -45,3%

LAIR 21.387 26.943 -20,6% 84.032 87.361 -3,8%

IR e Contribuição social (4.752) (5.254) -9,6% (17.912) 3.925 n.d.

Imposto de renda e contribuição social correntes (4.313) (5.437) -20,7% (17.835) 3.675 n.d.

Imposto de renda e contribuição social diferidos (439) 183 n.d. (77) 250 n.d.


Lucro líquido 16.635 21.689 -23,3% 66.120 91.286 -27,6%

* Energest inclui UHE Mascarenhas (Serviço Público).

ENERGEST*

30/09/2017 31/12/2016

ATIVO 290.804 310.582

Circulante 63.855 62.058


Outros 46.693 52.493


Ativo Permanente 213.353 217.788

PASSIVO 148.074 200.456



Outros 34.726 20.444


Empréstimos e Financiamento de Longo Prazo 43.061 89.314

Outros 18.930 26.350


Participações não controladores - -

PASSIVO +PATRIMÔNIO LÍQUIDO 290.804 310.582

Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)ENERGEST

39








Margem Bruta 83.556 128.773 -35,1% 301.518 358.249 -15,8%

Gastos gerenciáveis (27.230) (28.027) -2,8% (79.611) (77.694) 2,5%

Total do PMSO (7.860) (8.855) -11,2% (21.664) (24.587) -11,9%

Pessoal (3.473) (3.505) -0,9% (10.073) (10.388) -3,0%

Material (382) (336) 13,7% (900) (709) 26,9%


Provisões 29 (14) n.d. (101) (138) -26,8%

Outros (517) (681) -24,1% (1.836) (2.118) -13,3%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens - 80 -100,0% 17 80 -78,8%

EBITDA 75.696 119.998 -36,9% 279.871 333.742 -16,1%



Depreciação (11.468) (11.698) -2,0% (34.282) (30.560) 12,2%

Amortização (7.902) (7.554) 4,6% (23.682) (22.627) 4,7%






LAIR 47.283 66.395 -28,8% 178.618 201.392 -11,3%

IR e Contribuição social (18.539) (23.752) -21,9% (68.083) (73.744) -7,7%

Imposto de renda e contribuição social correntes (15.335) (16.736) -8,4% (63.141) (63.411) -0,4%

Imposto de renda e contribuição social diferidos (3.204) (7.016) -54,3% (4.942) (10.333) -52,2%


Participações de minoritários (6.426) (8.671) -25,9% (20.015) (31.958) -37,4%

Lucro líquido 22.318 33.972 -34,3% 90.520 95.690 -5,4%

LAJEADO CONSOLIDADO*

* Considera 100% da Lajeado Energia e 100% da Investco com as respectivas eliminações intra-grupo, as participações dos minoritários na Investco e partes

beneficiárias na Lajeado Energia.

30/09/2017 31/12/2016

ATIVO 2.099.000 2.039.047

Circulante 403.762 286.995


Outros 128.528 102.337



PASSIVO 815.780 770.732

Circulante 368.325 323.880


Outros 189.390 156.356



Outros 69.932 71.800

Patrimônio Líquido 1.283.220 1.268.315


Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)LAJEADO CONSOLIDADO

40








Margem Bruta 70.784 109.162 -35,2% 262.965 299.890 -12,3%


Total do PMSO (31.378) (50.254) -37,6% (94.350) (150.994) -37,5%

Pessoal (187) (172) 8,7% (474) (526) -9,9%

Material (1) - n.d. (1) (1) 0,0%

Serviços de terceiros (175) (76) 130,3% (539) (561) -3,9%

Provisões - - n.d. - - n.d.

Outros (31.015) (50.006) -38,0% (93.336) (149.906) -37,7%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens - - n.d. - - n.d.

EBITDA 39.406 58.908 -33,1% 168.615 148.896 13,2%


Depreciação e amortização (7.181) (7.186) -0,1% (21.551) (21.568) -0,1%

Depreciação - (1) -100,0% (2) (3) -33,3%

Amortização (7.181) (7.185) -0,1% (21.549) (21.565) -0,1%

Resultado do serviço (EBIT) 32.225 51.722 -37,7% 147.064 127.328 15,5%

Resultado das participações societárias 10.670 13.237 -19,4% 26.922 57.660 -53,3%




LAIR 35.804 52.722 -32,1% 149.661 140.698 6,4%

IR e Contribuição social (11.006) (14.975) -26,5% (49.083) (34.376) 42,8%


Imposto de renda e contribuição social diferidos (1.529) (7.375) -79,3% (4.770) (10.450) -54,4%


Lucro líquido 24.798 37.747 -34,3% 100.578 106.322 -5,4%

LAJEADO ENERGIA

30/09/2017 31/12/2016

ATIVO 1.647.836 1.581.049

Circulante 374.260 271.224


Outros 137.897 112.278



PASSIVO 633.867 584.972

Circulante 331.902 285.033


Outros 165.700 128.737



Outros 2.238 1.106

Patrimônio Líquido 1.013.969 996.077


Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)LAJEADO ENERGIA

41



Receita operacional líquida 44.151 69.773 -36,7% 132.619 208.947 -36,5%

Gastos não gerenciáveis (336) (347) -3,2% (937) (1.143) -18,0%

Energia elétrica comprada para revenda 70 36 94,4% 271 (23) n.d.

Encargos de uso da rede elétrica (406) (383) 6,0% (1.208) (1.120) 7,9%


Margem Bruta 43.815 69.426 -36,9% 131.682 207.804 -36,6%


Total do PMSO (7.525) (8.416) -10,6% (20.443) (23.038) -11,3%

Pessoal (3.286) (3.333) -1,4% (9.599) (9.862) -2,7%

Material (381) (336) 13,4% (899) (708) 27,0%


Provisões 29 (14) n.d. (101) (138) -26,8%

Outros (545) (490) 11,2% (1.629) (1.657) -1,7%


EBITDA 36.290 61.090 -40,6% 111.256 184.846 -39,8%



Depreciação (11.468) (11.697) -2,0% (34.280) (30.557) 12,2%

Amortização (721) (369) 95,4% (2.133) (1.062) 100,8%




Receitas financeiras 898 2.383 -62,3% 5.210 6.806 -23,4%


LAIR 22.149 26.910 -17,7% 55.879 118.354 -52,8%


Imposto de renda e contribuição social correntes (5.858) (9.136) -35,9% (18.828) (39.485) -52,3%

Imposto de renda e contribuição social diferidos (1.675) 359 n.d. (172) 117 n.d.


Lucro líquido 14.616 18.133 -19,4% 36.879 78.986 -53,3%

INVESTCO

30/09/2017 31/12/2016

ATIVO 1.222.075 1.249.895



Outros 26.693 39.167



PASSIVO 224.852 241.606



Outros 58.922 75.970



Outros 67.694 70.694

Patrimônio Líquido 997.223 1.008.289


Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)INVESTCO

42



Receita operacional líquida 464.894 278.329 67,0% 1.186.175 860.489 37,8%




Outros (193.987) (143.344) 35,3% (545.365) (315.584) 72,8%

Margem Bruta 176.465 101.304 74,2% 436.132 463.201 -5,8%


Total do PMSO (37.051) (36.844) 0,6% (98.577) (103.922) -5,1%

Pessoal (11.421) (9.711) 17,6% (34.279) (30.799) 11,3%

Material (6.028) (6.336) -4,9% (14.890) (15.336) -2,9%


Provisões 13 41 -68,3% (15) 45 n.d.

Outros (5.737) (5.846) -1,9% (14.203) (20.634) -31,2%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens 138 46 200,0% 138 66.406 -99,8%

EBITDA 139.552 64.506 116,3% 337.693 425.685 -20,7%

Margem EBITDA 30,0% 23,2% 0,3 p.p. 28,5% 49,5% -0,4 p.p.


Depreciação (39.327) (38.772) 1,4% (116.789) (115.848) 0,8%

Amortização (911) (828) 10,0% (2.585) (2.484) 4,1%

Resultado do serviço (EBIT) 99.314 24.906 298,8% 218.319 307.353 -29,0%


Receitas financeiras 8.713 (69.236) n.d. 15.388 199.615 -92,3%

Despesas financeiras (57.451) 804 n.d. (163.905) (428.442) -61,7%

LAIR 50.576 (43.526) n.d. 69.802 78.526 -11,1%

IR e Contribuição social (17.241) 14.878 n.d. (23.892) (28.613) -16,5%

Imposto de renda e contribuição social correntes - 5.784 -100,0% - (30.349) -100,0%

Imposto de renda e contribuição social diferidos (17.241) 9.094 n.d. (23.892) 1.736 n.d.

Lucro líquido antes de minoritários 33.335 (28.648) n.d. 45.910 49.913 -8,0%

Lucro líquido 33.335 (28.648) n.d. 45.910 49.913 -8,0%

PECÉM

30/09/2017 31/12/2016

ATIVO 4.388.175 4.384.278

Circulante 706.173 590.348


Outros 630.347 459.070



PASSIVO 2.241.912 2.283.925

Circulante 532.518 464.905


Outros 386.810 336.367

Não Circulante 1.709.394 1.819.020

Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo 1.683.916 1.740.801

Outros 25.478 78.219



Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)PECÉM

43



Receita operacional líquida 57.704 58.410 -1,2% 176.502 167.357 5,5%

Gastos não gerenciáveis (12.084) (14.641) -17,5% (31.385) (37.552) -16,4%

Energia elétrica comprada para revenda (6.234) (8.376) -25,6% (12.879) (18.806) -31,5%

Encargos de uso da rede elétrica (5.850) (6.265) -6,6% (18.506) (18.746) -1,3%


Margem Bruta 45.620 43.769 4,2% 145.117 129.805 11,8%


Total do PMSO (2.932) (3.492) -16,0% (10.158) (10.086) 0,7%

Pessoal (936) (1.235) -24,2% (3.088) (3.209) -3,8%

Material (65) (213) -69,5% (352) (320) 10,0%


Provisões 280 (10) n.d. (21) 70 n.d.

Outros (350) (656) -46,6% (1.390) (2.167) -35,9%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens (1) (315) -99,7% - (356) -100,0%

EBITDA 42.687 39.962 6,8% 134.975 119.363 13,1%

Margem EBITDA 74,0% 68,4% 5,6 p.p. 76,5% 71,3% 5,1 p.p.


Depreciação (3.994) (7.144) -44,1% (22.291) (21.481) 3,8%

Amortização (9.876) (5.488) 80,0% (19.281) (16.459) 17,1%






LAIR 7.735 (2.865) n.d. 29.438 (14.458) n.d.

IR e Contribuição social (2.533) (2.864) -11,6% (9.719) (8.475) 14,7%


Imposto de renda e contribuição social diferidos 3.907 1.550 152,1% 11.485 2.549 350,6%

Lucro líquido antes de minoritários 5.202 (5.729) n.d. 19.719 (22.933) n.d.


JARI CONSOLIDADO

30/09/2017 31/12/2016

ATIVO 1.973.732 1.940.332

Circulante 173.002 102.304


Outros 92.211 55.829



PASSIVO 1.250.258 1.365.777

Circulante 276.094 222.635


Outros 92.882 43.832

Não Circulante 974.164 1.143.142


Outros 202.093 338.147



Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)Consolidado Jari

44




Gastos não gerenciáveis (4.814) (6.674) -27,9% (19.274) (10.611) 81,6%

Energia elétrica comprada para revenda (817) (3.333) -75,5% (6.827) (5.872) 16,3%



Margem Bruta 28.501 17.634 61,6% 77.583 20.799 273,0%


Total do PMSO (3.054) (1.552) 96,8% (9.571) (7.934) 20,6%

Pessoal (1.053) (343) 207,0% (3.098) (2.554) 21,3%

Material (136) (252) -46,0% (321) (804) -60,1%

Serviços de terceiros (1.323) (664) 99,2% (4.100) (3.011) 36,2%

Provisões (34) (2) 1600,0% (34) (2) 1600,0%

Outros (508) (291) 74,6% (2.018) (1.563) 29,1%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens - - n.d. (115) - n.d.

EBITDA 25.447 16.082 58,2% 67.897 12.865 427,8%

Margem EBITDA 76,4% 66,2% 10,2 p.p. 70,1% 41,0% 29,1 p.p.


Depreciação (10.937) (10.054) 8,8% (32.701) (16.801) 94,6%

Amortização (1.260) (1.262) -0,2% (3.781) (2.572) 47,0%

Resultado do serviço (EBIT) 13.250 4.766 178,0% 31.415 (6.508) n.d.


Resultado financeiro líquido (19.667) (20.223) -2,7% (59.804) (30.583) 95,5%

Receitas financeiras 299 19 1473,7% 1.279 388 229,6%

Despesas Financeiras (19.966) (20.242) -1,4% (61.083) (30.971) 97,2%

LAIR (6.417) (15.457) -58,5% (28.389) (37.091) -23,5%

IR e Contribuição social 2.176 5.238 -58,5% 9.612 12.511 -23,2%

Lucro líquido antes de minoritários (4.241) (10.219) -58,5% (18.777) (24.580) -23,6%

Lucro líquido (4.241) (10.219) -58,5% (18.777) (24.580) -23,6%

Cachoeira Caldeirão

30/09/2017 31/12/2016

ATIVO 1.483.734 1.459.422



Outros 45.782 9.095



PASSIVO 938.114 895.025

Circulante 198.872 183.238


Outros 57.355 68.569



Outros 20.880 24.784



Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)CACHOEIRA CALDEIRÃO

45


Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T17 3T16 Var. 9M17 9M16 Var.




Encargos de uso da rede elétrica (633) (645) -1,9% (1.850) (1.257) 47,2%


Margem Bruta 18.063 14.431 25,2% 62.621 35.455 76,6%


Total do PMSO (3.935) (3.598) 9,4% (11.212) (8.484) 32,2%

Pessoal (1.535) (2.922) -47,5% (4.812) (5.775) -16,7%

Material (304) (50) 508,0% (512) (113) 353,1%


Provisões - 58 -100,0% - 409 -100,0%

Outros (166) 38 n.d. (759) (260) 191,9%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens 20 10 100,0% (53) (7) 657,1%

EBITDA 14.148 10.843 30,5% 51.356 26.964 90,5%



Depreciação (2.600) (2.487) 4,5% (7.740) (5.938) 30,3%

Amortização (410) (373) 9,9% (1.116) (896) 24,6%



Resultado financeiro líquido 953 442 115,6% 2.148 230 833,9%

Receitas financeiras 1.078 653 65,1% 2.602 832 212,7%

Despesas financeiras (125) (211) -40,8% (454) (602) -24,6%

LAIR 12.091 8.425 43,5% 44.648 20.360 119,3%

IR e Contribuição social (1.760) (833) 111,3% (4.493) (1.663) 170,2%

Imposto de renda e contribuição social correntes (1.760) (833) 111,3% (4.493) (1.663) 170,2%

Imposto de renda e contribuição social diferidos - - n.d. - - n.d.

Lucro líquido antes de minoritários 10.331 7.592 36,1% 40.155 18.697 114,8%

Lucro líquido 10.331 7.592 36,1% 40.155 18.697 114,8%

EDP PCHs

30/09/2017 31/12/2016

ATIVO 341.026 313.668



Outros 21.218 15.399



PASSIVO 27.469 34.029



Outros 22.777 10.750


Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo - 1.054

Outros 2.993 19.686



Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)PCHs

46

ANEXO VI

EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. DISTRIBUIÇÃO

DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS EDP SÃO PAULO


Receita operacional líquida 1.005.066 733.163 37,1% 2.590.562 2.141.631 21,0%

Receita com construção da infraestrutura 66.024 79.963 -17,4% 213.529 170.555 25,2%

Gastos não gerenciáveis (796.073) (526.172) 51,3% (1.919.585) (1.540.588) 24,6%

Energia elétrica comprada para revenda (726.752) (475.833) 52,7% (1.745.618) (1.388.997) 25,7%



Margem Bruta 208.993 206.991 1,0% 670.977 601.043 11,6%


Total do PMSO (95.653) (108.231) -11,6% (331.678) (350.228) -5,3%

Pessoal (39.026) (37.585) 3,8% (121.300) (122.012) -0,6%

Material (3.227) (5.298) -39,1% (10.219) (12.232) -16,5%


Provisões (2.948) (15.002) -80,3% (35.464) (57.746) -38,6%

Outros (10.309) (11.496) -10,3% (37.684) (41.970) -10,2%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens (8.546) (7.978) 7,1% (27.185) (21.034) 29,2%


EBITDA 104.794 90.782 15,4% 312.114 229.781 35,8%



Depreciação (164) (48) 241,7% (308) (145) 112,4%

Amortização (23.135) (21.053) 9,9% (67.879) (62.433) 8,7%



Resultado financeiro líquido (31.986) (19.802) 61,5% (56.465) (24.633) 129,2%

Receitas financeiras 39.523 19.719 100,4% 80.998 122.906 -34,1%


LAIR 49.509 49.879 -0,7% 187.462 142.570 31,5%


Imposto de renda e contribuição social correntes 74.091 (76.776) n.d. 70.299 (290.791) n.d.


Lucro líquido antes de minoritários 25.649 38.798 -33,9% 116.571 103.637 12,5%


Lucro líquido 25.649 38.798 -33,9% 116.571 103.637 12,5%

Nota: Receita Liquida exclui receita de construção 855.892 851.411 2.191.023 2.084.855

EDP SÃO PAULO

30/09/2017 31/12/2016

ATIVO 3.715.446 3.137.379

Circulante 1.495.826 1.094.454


Outros 1.124.975 738.958

Não Circulante 1.207.148 1.080.929

Ativo Permanente 1.012.472 961.996

PASSIVO 2.674.330 2.135.197

Circulante 1.490.581 1.253.014


Outros 1.205.196 1.099.770

Não Circulante 1.183.749 882.183


Outros 468.421 226.348



Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)EDP SÃO PAULO

47

DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS EDP ESPÍRITO SANTO

Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T17 3T16 Var 9M17 2016 Var


Receita com construção da infraestrutura 80.018 77.822 2,8% 199.437 172.077 15,9%

Gastos não gerenciáveis (573.631) (418.212) 37,2% (1.380.140) (1.216.886) 13,4%

Energia elétrica comprada para revenda (492.063) (383.434) 28,3% (1.228.617) (1.116.697) 10,0%



Margem Bruta 202.243 355.377 -43,1% 611.446 695.892 -12,1%


Total do PMSO (96.015) (88.698) 8,2% (313.608) (291.290) 7,7%

Pessoal (34.748) (30.163) 15,2% (107.417) (96.714) 11,1%

Material (2.219) (2.928) -24,2% (9.807) (8.220) 19,3%


Provisões (9.116) (9.090) 0,3% (48.766) (47.264) 3,2%

Outros (7.691) (6.812) 12,9% (22.051) (20.884) 5,6%


Custo com construção da infraestrutura (80.018) (77.822) 2,8% (199.437) (172.077) 15,9%

EBITDA 95.000 258.796 -63,3% 273.554 385.940 -29,1%



Depreciação (103) (22) 368,2% (236) (118) 100,0%

Amortização (24.378) (22.835) 6,8% (72.395) (70.165) 3,2%





Despesas financeiras (69.084) (48.300) 43,0% (173.303) (166.272) 4,2%

LAIR 27.894 225.590 -87,6% 90.322 247.126 -63,5%


Imposto de renda e contribuição social correntes 12.392 (7.748) n.d. (32.641) (81.864) -60,1%

Imposto de renda e contribuição social diferidos (21.058) (63.253) -66,7% 5.348 8.993 -40,5%



Lucro líquido 19.228 154.589 -87,6% 63.029 174.255 -63,8%

Nota: Receita Liquida exclui receita de construção

EDP ESPÍRITO SANTO

30/09/2017 31/12/2016

ATIVO 3.561.635 3.207.613

Circulante 1.167.441 975.701


Outros 859.574 737.853

Não Circulante 1.577.338 1.414.289


PASSIVO 2.684.596 2.255.973

Circulante 1.171.485 858.577


Outros 904.029 695.135

Não Circulante 1.513.111 1.397.396


Outros 869.932 704.370



Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)EDP ESPÍRITO SANTO

48

DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS DISTRIBUIÇÃO CONSOLIDADO


Receita operacional líquida 1.780.940 1.506.752 18,2% 4.582.148 4.054.409 13,0%

Receita com construção da infraestrutura 146.042 157.785 -7,4% 412.966 342.632 20,5%

Gastos não gerenciáveis (1.369.704) (944.384) 45,0% (3.299.725) (2.757.474) 19,7%

Energia elétrica comprada para revenda (1.218.815) (859.267) 41,8% (2.974.235) (2.505.694) 18,7%



Margem Bruta 411.236 562.368 -26,9% 1.282.423 1.296.935 -1,1%

Gastos gerenciáveis (405.264) (414.533) -2,2% (1.250.539) (1.156.707) 8,1%

Total do PMSO (191.668) (196.929) -2,7% (645.286) (641.518) 0,6%

Pessoal (73.774) (67.748) 8,9% (228.717) (218.726) 4,6%

Material (5.446) (8.226) -33,8% (20.026) (20.452) -2,1%


Provisões (12.064) (24.092) -49,9% (84.230) (105.010) -19,8%

PECLD / perdas líquidas (11.070) (17.659) -37,3% (72.216) (86.659) -16,7%

Provisões cíveis, fiscais e trabalhistas (994) (6.433) -84,5% (12.014) (18.351) -34,5%

Outros (18.000) (18.308) -1,7% (59.735) (62.854) -5,0%

Aluguéis e arrendamentos (2.743) (3.004) -8,7% (7.677) (11.474) -33,1%

Outras (15.257) (15.304) -0,3% (52.058) (51.380) 1,3%



EBITDA 199.794 349.578 -42,8% 585.668 615.721 -4,9%



Depreciação (267) (70) 281,4% (544) (263) 106,8%

Amortização (47.513) (43.888) 8,3% (140.274) (132.598) 5,8%






LAIR 77.403 275.469 -71,9% 277.784 389.696 -28,7%


Imposto de renda e contribuição social correntes 86.483 (84.524) n.d. 37.658 (372.655) n.d.






Lucro líquido 44.877 193.387 -76,8% 179.600 277.892 -35,4%

DISTRIBUIÇÃO CONSOLIDADO

49

ANEXO VII

EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. COMERCIALIZAÇÃO + GRID






Outros (2.388) (794) 200,8% (5.637) (4.107) 37,3%

Margem Bruta 54.491 16.314 234,0% 152.141 25.721 491,5%


Total do PMSO (11.475) (11.183) 2,6% (33.389) (32.520) 2,7%

Pessoal (5.930) (4.955) 19,7% (17.427) (14.753) 18,1%

Material (267) (167) 59,9% (671) (1.435) -53,2%


Provisões (262) (1.962) -86,6% (1.058) (1.869) -43,4%

Outros (183) (897) -79,6% (2.542) (4.428) -42,6%


EBITDA 43.016 5.132 738,2% 118.755 (6.789) n.d.

Margem EBITDA 4,0% 1,0% 2,9 p.p. 5,1% -0,5% 5,6 p.p.

Depreciação e amortização (1.896) (937) 102,3% (3.934) (2.634) 49,4%

Depreciação 57 (279) n.d. (1.680) (597) 181,4%

Amortização (1.953) (658) 196,8% (2.254) (2.037) 10,7%



Resultado financeiro líquido (34) (4.736) -99,3% 532 (15.661) n.d.



LAIR 41.086 (541) n.d. 115.353 (25.084) n.d.

IR e Contribuição social (14.952) (1.524) 881,1% (39.386) 3.399 n.d.

Imposto de renda e contribuição social correntes (14.393) (568) 2434,0% (38.758) (3.152) 1129,6%

Imposto de renda e contribuição social diferidos (559) (956) -41,5% (628) 6.551 n.d.

Lucro líquido antes de minoritários 26.134 (2.065) n.d. 75.967 (21.685) n.d.


EDP COMERCIALIZADORA + GRID

30/09/2017 31/12/2016

ATIVO 733.325 441.462

Circulante 639.939 353.417


Outros 589.178 299.385



PASSIVO 538.961 309.464

Circulante 508.133 277.749


Outros 471.664 262.590



Outros 30.828 28.267



Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)EDP Comercializadora + GRID

50

EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - COMERCIALIZAÇÃO

DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS






Outros (232) (47) 393,6% (1.171) (2.045) -42,7%

Margem Bruta 43.543 11.963 264,0% 123.343 5.178 2282,1%


Total do PMSO (3.946) (5.821) -32,2% (12.828) (14.978) -14,4%

Pessoal (2.641) (2.637) 0,2% (7.790) (8.276) -5,9%

Material (22) (14) 57,1% (62) (52) 19,2%


Provisões (293) (1.895) -84,5% (573) (1.744) -67,1%

Outros 312 (650) n.d. (973) (2.040) -52,3%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens - 1 -100,0% 28 10 180,0%

EBITDA 39.597 6.143 544,6% 110.543 (9.790) n.d.

Margem EBITDA 3,7% 1,2% 2,4 p.p. 4,8% -0,8% 5,6 p.p.

Depreciação e amortização (184) (76) 142,1% (500) (241) 107,5%

Depreciação (12) (16) -25,0% (45) (62) -27,4%

Amortização (172) (60) 186,7% (455) (179) 154,2%



Resultado financeiro líquido 1.407 (3.787) n.d. 4.490 (9.767) n.d.


Despesas financeiras (720) (5.769) -87,5% (1.800) (17.348) -89,6%

LAIR 40.820 2.280 1690,4% 114.533 (19.798) n.d.

IR e Contribuição social (13.887) (813) 1608,1% (38.487) 6.599 n.d.

Imposto de renda e contribuição social correntes (13.986) 35 n.d. (37.579) 35 n.d.

Imposto de renda e contribuição social diferidos 99 (848) n.d. (908) 6.564 n.d.

Lucro líquido antes de minoritários 26.933 1.467 1735,9% 76.046 (13.199) n.d.

Lucro líquido 26.933 1.467 1735,9% 76.046 (13.199) n.d.

EDP COMERCIALIZADORA

30/06/2017 31/12/2016

ATIVO 439.729 345.936

Circulante 428.117 328.341


Outros 335.282 283.009



PASSIVO 292.621 247.941

Circulante 292.026 242.843

Empréstimos e Financiamento de Curto Prazo - -

Outros 292.026 242.843

Não Circulante 595 5.098

Empréstimos e Financiamento de LongoPrazo - -

Outros 595 5.098



Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)EDP COMERCIALIZADORA

51

EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. - GRID

DEMONSTRATIVO DE RESULTADOS



Gastos não gerenciáveis (2.156) (747) 188,6% (4.466) (2.062) 116,6%

Margem Bruta 10.948 4.351 151,6% 28.798 20.543 40,2%


Total do PMSO (7.529) (5.362) 40,4% (20.561) (17.542) 17,2%

Pessoal (3.289) (2.318) 41,9% (9.637) (6.477) 48,8%

Material (245) (153) 60,1% (609) (1.383) -56,0%


Provisões 31 (67) n.d. (485) (125) 288,0%

Outros (495) (247) 100,4% (1.569) (2.388) -34,3%

Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens - - n.d. (25) - n.d.

EBITDA 3.419 (1.011) n.d. 8.212 3.001 173,6%

Margem EBITDA 26,1% -19,8% 45,9 p.p. 24,7% 13,3% 11,4 p.p.

Depreciação e amortização (1.712) (861) 98,8% (3.434) (2.393) 43,5%

Depreciação 69 (263) n.d. (1.635) (535) 205,6%

Amortização (1.781) (598) 197,8% (1.799) (1.858) -3,2%

Resultado do serviço (EBIT) 1.707 (1.872) n.d. 4.778 608 685,9%


Resultado financeiro líquido (1.441) (949) 51,8% (3.958) (5.894) -32,8%

Receitas financeiras 102 539 -81,1% 333 2.867 -88,4%


LAIR 266 (2.821) n.d. 820 (5.286) n.d.

IR e Contribuição social (1.065) (711) 49,8% (899) (3.200) -71,9%

Imposto de renda e contribuição social correntes (407) (603) -32,5% (1.179) (3.187) -63,0%

Imposto de renda e contribuição social diferidos (658) (108) 509,3% 280 (13) n.d.

Lucro líquido antes de minoritários (799) (3.532) -77,4% (79) (8.486) -99,1%

Lucro líquido (799) (3.532) -77,4% (79) (8.486) -99,1%

EDP GRID

30/09/2017 31/12/2016

ATIVO 133.246 95.526



Outros 49.567 16.376



PASSIVO 85.723 61.523



Outros 19.139 19.747



Outros 30.115 23.169



Balanço Patrimonial Resumido (R$ mil)EDP GRID

Documents

Release 3T17 - Energias do Brasil RIri.edp.com.br/ptb/7556/584166.pdf · na formação de preço, redução dos limites para acesso ao Mercado Livre, redução de custo na transmissão