RELEASE DE RESULTADOS 4T16

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1 RELEASE DE RESULTADOS 4T16 EBITDA de R$ 417 milhões e Lucro Líquido de R$ 36 milhões Destaques do ano Geração Entrega antecipada em 8 meses da UHE Cachoeira Caldeirão; UHE São Manoel encerra o ano com 83,4% da obra concluída; Conclusão da venda da Pantanal Energética R$ 355 milhões (caixa). Distribuição 7º Ciclo Tarifário da EDP Escelsa trouxe incremento de mais de R$ 100 milhões no EBITDA Regulatório; Controle e redução da Inadimplência e das Perdas. Trajetória de Crescimento Participação na 2ª Etapa do Leilão de Transmissão de 2015 com o Lote 24; Atuação no segmento de energia solar distribuída. Controle de Custos e Disciplina Financeira Conclusão do aumento de capital de R$ 1,5 bilhão com redução dos custos financeiros; Pré-pagamento do financiamento de Pecém junto ao BID (R$ 923 milhões); Dívida Líquida/EBITDA Consolidado: 1,5X; Aumento de 3,2% de PMSO, excluindo a PDD e considerando a mesma base de consolidação, abaixo da inflação (IPCA: 6,3%) -vide página 8. Principais Indicadores Indicadores (R$ mil) 4T16 4T15 Var Var. Margem Bruta , ,1 PMSO ( ) ( ) 3,8 ( ) ( ) 12,5 EBITDA , ,4 Lucro Líquido , ,3 Lucro Líquido Ajustado* , ,4 Capex , ,0 Investimento Financeiro , ,7 Dívida Líquida , ,4 *Lucro Líquido Ajustado por efeitos não caixa: Mais valia de Pecém em 2015 e VNR Indicadores Operacionais (GWh) 4T16 4T15 Var Var. Energia Distribuída , ,0 Energia Vendida - Geração Hídrica , ,4 Energia Vendida - Geração Térmica , ,4 Energia Comercializada , , Meta Aneel Perdas NT BT - Bandeirante 9,98% 10,60% 9,55% Perdas NT BT - Escelsa 13,50% 14,89% 11,45% Disponibilidade UTE Pecém I 88,47% 88,12% 90,14% TOTAL DE AÇÕES: AÇÕES EM TESOURARIA: FREE FLOAT: 48,8% VALOR DE MERCADO: R$ 8,1 bilhões TELECONFERÊNCIA COM WEBCAST EM 23/02/2017 Português/Inglês: 12h00 Dados para conexão: Brasil: +55 (11) (11) EUA: +1 (786) Outros: +1 (888) São Paulo, 22 de fevereiro de A EDP ENERGIAS DO BRASIL S.A. ( EDP Energias do Brasil ou Grupo ) listada no Novo Mercado da BM&FBOVESPA (código: ENBR3) apresenta hoje seus resultados financeiros e operacionais do quarto trimestre de 2016 (4T16) e 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.

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3 O ano de 2016 foi marcado por importantes conquistas para a equipe da EDP Brasil. Num ano de transição política e de quadro macroeconômico recessivo conseguimos apresentar resultados consistentes e entregar um conjunto relevante de melhorias operacionais. A nossa atuação continuou a endereçar as necessidades de todos os nossos principais stakeholders, visando à criação de valor compartilhado. Mas agora, esse alinhamento estratégico entre o propósito da Companhia e as nossas operações ficou muito mais forte e efetivo. Em 2016, lançamos, no âmbito do Projeto Cultura EDP, as designadas Metas com Propósito, que alinham diretamente os nossos objetivos financeiros e operacionais com o nosso propósito usar a nossa energia para cuidar sempre melhor. No balanço do ano avaliamos as nossas Metas com Propósito de Os resultados globais para acionistas, clientes, pessoas, meio ambiente e comunidade, parceiros de negócio, ativos e operação, posicionam a nossa performance acima dos 100%. Gostaríamos de ilustrar o bom desempenho do ano com sete destaques principais: Entrega de compromissos de investimento na Geração O ano foi definitivamente marcado pela entrada antecipada em operação da usina de Cachoeira Caldeirão, 219 MW no Amapá, em parceria com a CTG. A primeira máquina começou a operar 8 meses antes do prazo regulatório e as restantes máquinas entraram até cinco meses antes do prazo. Esta é a segunda vez que conseguimos entregar uma usina dentro do prazo e do orçamento. Em 2014, já tínhamos também antecipado a operação da usina de Santo Antônio do Jari em 3,5 meses. Adicionalmente, prosseguem a bom ritmo as obras da usina de São Manoel, 700 MW, no Mato Grosso. Terminamos o ano, em parceria com a CTG e Furnas, acima dos 83% de realização do projeto. Melhoria dos indicadores operacionais na Distribuição Na Distribuição, para além do cumprimento integral dos nossos compromissos regulatórios de qualidade de serviço, que nos posiciona como um dos melhores operadores do mercado, interessa destacar a redução das perdas comerciais em ambas as empresas. Em São Paulo, atingimos uma perda na baixa tensão de 9,98%, que está 0,43 p.p. acima da meta regulatória, mas que já é 49,58% inferior à perda comercial que registramos em 2008, ano em que ela atingiu o seu máximo. No Espírito Santo, a evolução também foi positiva, porque terminamos o ano com uma perda comercial de 13,50%, cerca de 2 p.p. acima da perda regulatória. Em anos anteriores esta diferença chegou a ultrapassar os 8 p.p. Expansão da Área de Serviços de Energia Não poderíamos deixar de notar que a aquisição da empresa de eficiência energética, APS, nos permitiu ter uma atuação mais afirmativa no mercado dos serviços de energia. Este ano fizemos 15 projetos, tendo investido cerca de R$ 20 milhões e possibilitando a redução de 45 GWh no consumo dos nossos clientes. Entrada em novos negócios Em 2016, entramos em dois novos segmentos de negócio. Por um lado, demos o nosso primeiro passo no segmento de transmissão, conquistando um pequeno projeto de 113 quilômetros de extensão no estado do Espírito Santo. Entendemos este passo, como a abertura de uma porta para uma nova área de negócio. Foi também o ano em que nos lançamos no negócio da geração distribuída com solar fotovoltaico. Terminamos o ano com 4 instalações e com um pipeline extenso de projetos para Reforço da estrutura de capital Do ponto de vista financeiro, o ano foi marcado pelo nosso aumento de capital de R$ 1,5 bilhão, que foi integralmente subscrito pelos nossos acionistas. Com esta operação reforçamos a nossa estrutura de capital e otimizamos a nossa função financeira, com o pré-pagamento de dívida onerosa, na holding e na UTE Pecém. Terminamos o ano com um rácio de endividamento de 1,5 vezes dívida líquida sobre EBITDA. Um nível saudável, que prepara o nosso balanço para eventuais oportunidades de crescimento. Implantação de uma nova Cultura interna Desde 2015 que embarcamos na missão coletiva de encontrar um denominador comum para a cultura que agrega os cerca de três mil colaboradores da EDP Brasil. Em 2016, fizemos a disseminação interna (junto de todos os colaboradores da EDP Brasil) e externa (junto dos nossos prestadores de serviços) de 12 princípios que enformam a nova Cultura EDP. Os resultados foram surpreendentes. Os níveis de engajamento da nossa equipe continuaram a subir. Na pesquisa interna de clima o nível de engajamento ultrapassou os 80%, nível acima da média das melhores empresas da amostra. E mais importante ainda. Registramos zero acidentes fatais com colaboradores próprios e prestadores de serviços. A primeira vez nos últimos dez anos em que conseguimos tal feito.

4 Investimento no patrimônio cultural O ano terminou com o apoio à recuperação do Museu da Língua Portuguesa. Anunciamos um investimento de R$ 20 milhões em três anos de intervenção no museu. Esta parceria com o Governo do Estado de São Paulo e com a Fundação Roberto Marinho sinaliza a responsabilidade que assumimos como a maior empresa portuguesa a operar no Brasil. A língua portuguesa, a par da nossa genética, é o mais importante patrimônio que Brasil e Portugal partilham. E o Grupo EDP assumiu-se como agente ativo na preservação desse patrimônio. Tudo isto nos levou a terminar o ano de 2016 com razões para celebrar. Resultados que reforçam, também, o nosso compromisso com os Princípios do Pacto Global, da Organização das Nações Unidas, como empresa consciente e ativa na sua responsabilidade perante a sociedade e seus stakeholders. Nesse sentido, temos motivos para agradecer a todos aqueles que, de forma direta ou indireta, tornaram possível o bom desempenho deste ano. Não podemos deixar de destacar os nossos três mil colaboradores, a grande equipe da EDP Brasil, que se engajou com muita energia e vontade de superação, e que se excedeu na entrega dos seus compromissos. Uma palavra também para os nossos acionistas, que continuaram a depositar confiança na nossa Empresa e a nela investir o seu tempo e recursos. Aos nossos parceiros de negócio agradecemos a dedicação e profissionalismo, que nos permitiu entregar um serviço de excelência aos nossos clientes. A esses últimos, prometemos o mesmo empenho e dedicação constantes, que nos têm levado sempre a melhorar a qualidade da nossa entrega. Obrigado a todos! Continuaremos a usar a nossa energia para cuidar sempre melhor e para continuar a ser merecedores da vossa confiança. Miguel Setas, Diretor-presidente 4

5 Todas as explicações referem-se ao quarto trimestre (4T16) e ao ano de 2016, em comparação ao período homólogo de Distribuição No trimestre, ambas as distribuidoras apresentaram queda no volume de energia impactadas pela migração de clientes do mercado cativo para o mercado livre, pelas condições climáticas mais amenas, em especial no Estado do Espírito Santo, e pela manutenção dos níveis de retração da economia. A tarifa média de venda caiu 11,7% na EDP Bandeirante, em virtude do Reajuste Tarifário ocorrido em outubro e 6,5% na EDP Escelsa decorrente da revisão tarifária ocorrida em agosto. Geração e Comercialização A queda de volume de energia vendida na geração deve-se à venda da Pantanal Energética, cujo closing ocorreu no dia 29 de janeiro de 2016, à recontratação de contratos com volumes mais baixos e ao efeito de sazonalização. Na comercialização, o aumento do volume é decorrente da volatilidade do PLD ao longo do trimestre, propiciando maior liquidez no mercado e aumento no número de operações de curto prazo com o portfólio, além de crescimento no número de clientes. O GSF (Generation Scaling Factor) médio no 4T16 foi de 87,2% com PLD Médio do Submercado SE/CO de R$ 162,8/MWh, quando comparado ao GSF de 94,3% e PLD de R$ 177,1/MWh no 4T15. O impacto com compra de energia ocasionado pelo GSF foi de R$ 41,6 milhões no 4T16. Considerando a repactuação, o GSF médio foi de 84,8%, uma vez que a ANEEL considera para cálculo do mesmo a garantia física constante, desconsiderando a sazonalização real dos geradores hidráulicos do sistema. O seguro de repactuação do GSF ocasionou em uma economia de R$ 10,4 milhões no trimestre tendo a amortização do prêmio sido de R$ 1,0 milhão. - Dados operacionais Itens em R$ mil ou % EDP Bandeirante EDP Escelsa 4T16 4T15 Var 4T16 4T15 Var Volume (MWh) ,1% ,8% Tarifa de venda (R$/MWh) 415,43 470,70-11,7% 415,29 444,12-6,5% Itens em R$ mil ou % Geração 1 Comercialização 4T16 4T15 Var 4T16 4T15 Var Volume (MWh) ,9% ,1% Tarifa de venda (R$/MWh) 169,76 175,18-3,1% 165,99 200,77-17,3% 1 O volume de Geração corresponde ao volume de energia das usinas hidrelétricas do grupo O preço médio de venda de energia da geração hídrica foi de R$ 169,8/MWh, 3,1% abaixo do 4T15, decorrente da queda de 25,8% nos preços da Enerpeixe em função dos novos contratos com valores mais baixos que se iniciaram em janeiro de Energia Vendida e Preço Médio de Venda R$ 158 R$ 178 R$ 169 R$ R$ Enerpeixe Energest Lajeado Total R$ (10) Energia Vendida (GWh) Preço Médio (R$/MWh) 1 Preço Médio de Venda considera o volume de energia dos PPAs das usinas hídricas / Energest considera somente UHE Mascarenhas no 4T16. Desconsiderando o volume de Pecém e considerando somente a energia vendida das hídricas do grupo pelo critério de consolidação, o volume de energia apresentou queda de 3,9%. A diferença de volume de energia vendida entre os períodos deve-se: (i) ao encerramento dos contratos de Enerpeixe e Energest no início de 2016 e à estratégia da Companhia em manter parte de sua energia 5

6 descontratada para hedge (6,8%); (ii) operações de compra e venda de curto prazo superiores no 4T15; e (iii) venda da Pantanal Energética, cujo closing ocorreu em janeiro de No acumulado do ano, o volume apresentou queda de 7,4%. Venda Consolidada da Geração (GWh) Sazonalização da Geração (%) % 26% 25% 25% 25% 24% 24% 23% 1T 2T 3T 4T 1T 2T 3T 4T - Capacidade Instalada de Geração Considerando a conclusão da venda da Pantanal Energética, a entrada em operação comercial antecipada da UG01, UG02 e UG03 da UHE Cachoeira Caldeirão, a capacidade instalada da Companhia encerrou o 4T16 com 2,8 GW e 1,8 GW médio de garantia física. Com a entrada da UHE São Manoel em 2018, a capacidade instalada será de 3,0 GW. Capacidade Instalada em MW pro forma Venda Pantanal Energética 1T16 UHE C. Caldeirão 2016 UHE São Manoel Considera a participação proporcional das UHEs Santo Antônio do Jari (50%), Cachoeira Caldeirão (50%) e São Manoel (33%); e a alienação de 100% de participação na Pantanal Energética (51 MW). 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. Duas reapresentações foram realizadas no 4T16, impactando as demonstrações financeiras de 2016 e de Atualização do ativo financeiro indenizável A Companhia concluiu, em conjunto com o IBRACON, que a atualização do ativo financeiro indenizável, originalmente apresentada sob a rubrica de Outras despesas e receitas operacionais, poderia ser melhor apresentada na rubrica de Receitas, em conjunto com as demais receitas relacionadas com a sua atividade fim, por refletir mais apropriadamente o modelo de seu negócio de distribuição de energia elétrica e propiciar a melhor apresentação de desempenho, visto que a Companhia tem como uma de suas principais atividades de negócio construir, manter e operar ativos em infraestrutura. Tal conclusão decorre da Companhia ter, como as demais distribuidoras, o direito incondicional de receber caixa ao término da concessão, pelos investimentos não amortizados, devidamente atualizados pelo VNR e acrescido de WACC regulatório definido pela ANEEL a cada Revisão Tarifária. Esta reclassificação não tem impacto no EBITDA. 6

7 Variação cambial da energia comprada de Itaipu A Companhia concluiu que a variação cambial decorrente dos contratos de compra de energia de Itaipu, que são mensurados em dólar, originalmente apresentada sob a rubrica de Receitas Financeiras ou Despesas Financeiras, poderia ser melhor apresentada na rubrica de Custo com energia elétrica", em conjunto com os demais custos relacionados aos contratos de compra de energia, por refletir mais apropriadamente o modelo de seu negócio de distribuição de energia elétrica, visto que tanto o custo da energia adquirida de Itaipu quanto a variação cambial decorrente da compra, são repassados ao consumidor na tarifa de energia elétrica, e adicionalmente, a variação cambial é derivada do preço contratual de compra de energia e não de variação de passivo financeiro. Esta reclassificação não tem impacto sobre o resultado do exercício. Itens em R$ mil ou % 4T16 4T15 4T16 4T15 4T16 4T15 4T16 4T15 Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Margem Bruta PMSO (57.112) (60.720) ( ) ( ) (10.102) (10.260) ( ) ( ) EBITDA Margem EBITDA 46,3% 71,8% 9,0% 10,7% 3,7% 0,1% 16,1% 24,9% Depreciação e amortização (78.463) (76.909) (43.595) (42.191) (996) (118) ( ) ( ) Resultado das participações societárias (84.341) Participações de minoritários (57.603) (64.609) (57.603) (64.609) Lucro Líquido do Exercício (1.915) Não considera receita de construção. 2 Consolidado: considera eliminação intragrupo. cro líquido antes de minoritários Itens em R$ mil ou % Receita Líquida Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Margem Bruta PMSO ( ) ( ) ( ) ( ) (42.622) (24.670) ( ) ( ) EBITDA Margem EBITDA 58,3% 55,8% 13,5% 12,8% 0,8% 2,7% 25,9% 29,8% Depreciação e amortização ( ) ( ) ( ) ( ) (3.630) (380) ( ) ( ) Resultado das participações societárias - (84.845) ( ) ( ) Participações de minoritários ( ) ( ) ( ) ( ) Lucro Líquido do Exercício (10.942) Não considera receita de construção. 2 Consolidado: considera eliminação intragrupo. Geração Distribuição Comercialização + GRID Consolidado 2 Geração Distribuição Comercialização + GRID Consolidado 2 A Receita Operacional Líquida foi de R$ 2,6 bilhões enquanto os gastos não gerenciáveis atingiram R$ 1,6 bilhão, resultando na margem bruta consolidada de R$ 972,9 milhões. Formação da Margem Bruta (R$ milhões) Margem 4T15 Geração Hídrica Pecém Distribuição Comercialização +GRID Outros/ Eliminações Margem 4T16 7

8 Distribuição Na EDP Bandeirante, a Margem Bruta foi de R$ 223,6 milhões, redução de 20,1%, resultante de: (i) diferença de sobrecontratação (111,9% em 2016 e 109,1% em 2015) que ocasionou um efeito negativo entre os trimestres analisados (-R$ 11,6 milhões); (ii) reclassificação da variação cambial de Itaipu do resultado financeiro para a conta de custos não gerenciáveis (+R$ 49,8 milhões); e (iii) diferença do valor do ativo financeiro indenizável, reclassificado da conta de gastos gerenciáveis para a conta de receita operacional líquida (-R$ 77,6 milhões), que no ano de 2015, através da Revisão Tarifária, resultou na avaliação dos ativos imobilizados regulatórios. Na EDP Escelsa, a Margem Bruta foi de R$ 367,2 milhões, aumento 79,4% em relação ao mesmo período do ano anterior, decorrente de: (i) aumento da Parcela B na Revisão Tarifária ocorrida em agosto de 2016 (+R$ 21,1 milhões); (ii) efeito da redução de perdas entre os trimestre (+R$ 7,3 milhões), (iii) diferença de sobrecontratação (106,8% em 2016 e 96,9% em 2015) entre os trimestres analisados (-R$ 9,2 milhões); (iv) diferença do valor do ativo financeiro indenizável, que foi reclassificado da conta de gastos gerenciáveis para a conta de receita operacional líquida (+R$ 119,4 milhões); (v) reclassificação da variação cambial de Itaipu do resultado financeiro para a conta de custos não gerenciáveis (+R$ 31,2 milhões); e (vi) efeito decorrente da queda de mercado, devido principalmente a paralização de um grande cliente (-R$ 21,9 milhões). Geração Geração Hídrica Na Geração Hídrica, a Margem Bruta foi de R$ 244,6 milhões, redução de 17,8%, reflexo de: (i) queda do volume e do preço médio de venda (R$ 30,5 milhões); e (ii) aumento na energia comprada para revenda (R$ 20,4 milhões) decorrente da piora do GSF. Geração Térmica Na Geração Térmica, a Margem Bruta foi de R$ 103,4 milhões, redução de 57,1%, reflexo de: (i) aumento do custo da logística de carvão (R$ 30,3 milhões); (ii) aumento no custo da matéria-prima consumida em Pecém (R$ 22,6 milhões) resultante da provisão do encargo hídrico emergencial, devido à crise hídrica no Estado do Ceará; (iii) efeito positivo no 4T15 referente à contabilização do ressarcimento por indisponibilidade (R$ 90,2 milhões) em Pecém, resultante do despacho 3.878/2015, que modificou o cálculo do FID. A redução na margem foi minimizada pelo aumento da receita fixa (R$ 12,3 milhões), atualizado anualmente pelo IPC-A no mês de novembro. Comercialização/Serviços Na EDP Comercializadora/Serviços, a Margem Bruta foi de R$ 32,2 milhões, aumento de R$ 21,6 milhões, reflexo de: (i) aumento do volume de energia comercializada, somado ao crescimento 16,8% da margem unitária; e (ii) redução de 8,1% do PLD. A rubrica de Ressarcimento CCEE/CONER não apresentou aportes em Os Gastos Operacionais, desconsiderando o custo de construção, depreciação e amortização e os ganhos/perdas da desativação/alienação de bens totalizaram R$ 1,9 milhão, redução de 14,0%. No 4T16, os Gastos Gerenciáveis aumentaram 36,5%, enquanto os gastos com PMSO aumentaram 3,8%. No ano, os Gastos Gerenciáveis cresceram 16,9%, enquanto o PMSO ficou 12,5% acima do ano anterior. Desconsiderando o efeito da contabilização de Pecém (consolidada no resultado da Companhia a partir de 15 de maio de 2015), a contabilização da APS Soluções (consolidada no resultado a partir de dezembro de 2015), o efeito de PDD e os custos operacionais decorrentes da operação de venda da Pantanal, o aumento do PMSO seria de 3,2%. Em agosto de 2015, a Companhia implementou o programa transversal de Orçamento Base Zero (OBZ), como parte dos esforços na busca pela eficiência, abrangendo todos os gastos de PMSO. O programa, que contribuí para a cultura de produtividade contínua, já teve em 2016 mais de 100 iniciativas implementadas gerando eficiência e redirecionamento de gastos para itens estratégicos, visando: (i) Mitigar os efeitos causados pelo aumento da inadimplência, aumentando em 35% os gastos com cortes e religas (+R$ 8,0 milhões), resultando em redução de 55,4% na PDD do 2º semestre frente ao 1º semestre. (ii) Acelerar a recuperação da receita com o aumento de 42% dos gastos com inspeções para combate a fraudes (+R$ 7,3 milhões); (iii) Intensificar os gastos com a supressão da vegetação (+R$ 5,0 milhões), visando manter os indicadores de qualidade, já sendo verificado o aumento de 181 mil podas em 2016; e (iv) Fortalecer o uso de equipamentos de proteção individual e coletivo em mais de 50%, assegurando nosso comprometimento com a segurança (+R$2,1 milhões). 8

9 Pecém Em Pecém, após consolidação do ativo em maio de 2015, iniciou-se também o OBZ com ganhos já capturados em 2016, conforme tabela abaixo: PMSO (R$ mil)* 4T16 4T15 Var Var. Pessoal (11.001) (11.724) -6,2% (41.800) (39.192) 6,7% Material (1.802) (2.324) -22,5% (17.138) (13.306) 28,8% Serviços de terceiros (10.034) (9.115) 10,1% (47.232) (50.879) -7,2% Provisões (84) (12) 600,0% (39) (37) 5,4% Outros (1.848) (4.518) -59,1% (22.482) (38.030) -40,9% Total PMSO (24.769) (27.693) -10,6% ( ) ( ) -9,0% * Pecém considerado 100% nos períodos analisados Considerando a contabilização da Usina nos 12 meses dos anos comparados, o PMSO reduziu 9,0% devido aos esforços da EDP no sentido de reduzir os gastos operacionais e implementar ganhos de eficiência.. Gastos Gerenciáveis (R$ mil) 4T16 4T15 Var Var. Pessoal ( ) ( ) -13,3% ( ) ( ) 6,7% Material (11.421) (12.628) -9,6% (51.953) (37.406) 38,9% Serviços de terceiros ( ) ( ) 23,8% ( ) ( ) 12,5% Provisões (30.002) (28.166) 6,5% ( ) ( ) 21,0% Outros (35.433) (34.040) 4,1% ( ) ( ) 16,5% Total PMSO ( ) ( ) 3,8% ( ) ( ) 12,5% Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens (29.174) (12.307) 137,1% (14.357) (68.215) -79,0% Valor justo do ativo financeiro indenizável ( ) (30.622) 550,6% - - n.d. Custo com construção da infraestrutura ( ) ( ) 14,6% ( ) ( ) 51,5% Depreciação e amortização ( ) ( ) 5,5% ( ) ( ) 18,0% Total dos gastos gerenciáveis ( ) ( ) 36,5% ( ) ( ) 16,9% IGP-M (últimos 12 meses) 1 7,2% IPC-A (últimos 12 meses) 2 6,3% 1 Fonte: FGV 2 Fonte: IBGE Em relação ao trimestre, os seguintes impactos foram relevantes: Redução de 13,3% em gastos com Pessoal: (i) Redução do programa de incentivo a aposentadoria, devido ao efeito não recorrente contabilizado em 2015 (-R$ 20,9 milhões) e baixa parcial da provisão com programa em 2016 (-R$ 4,2 milhões); (ii) Restituição de despesa com assistência médica relativa à contribuição previdenciária (-R$ 2,0 milhões); (iii) Aumento de remuneração e benefícios decorrente do dissídio coletivo ocorrido em novembro de 2016 (+R$ 9,2 milhões); e (iv) Consolidação da APS Soluções (+ R$ 0,6 milhão). Redução de 9,6% dos custos com Materiais: (i) (ii) Consolidação da APS Soluções (-R$ 2,2 milhões); e Aumento dos gastos com manutenções e reparos dos veículos (+R$ 1,7 milhão). Aumento de 23,8% em Serviços de Terceiros: (i) Aumento do plano de manutenção da rede e da quantidade de podas, visando a melhora dos serviços prestados e dos indicadores de qualidade (+R$ 15,0 milhões); (ii) Aumento dos gastos com ações de combate a perdas (+R$ 7,3 milhões); (iii) Consolidação da APS Soluções (+R$ 2,8 milhões); e (iv) Aumento dos custos com consultorias relacionados a novos projetos (+R$ 1,9 milhão). Aumento de 6,5% dos custos com Provisões: (i) Aumento nas provisões para contingências, relacionadas aos processos trabalhistas em andamento (+R$ 2,7 milhões); (ii) Aumento de PDD na EDP Comercializadora (+R$ 1,3 milhão). (Detalhamento no capítulo 5.3); e (iii) Redução da PDD nas distribuidoras (-R$ 2,1 milhões). (Detalhamento no capítulo 5.2). Aumento de 4,1% em Outros: (i) Efeito não recorrente contabilizado em 2015 referente à reversão de provisão devido à desativação da linha de transmissão (LT SE CHESF até SE Cauípe) provisória de Pecém, que não era utilizada desde outubro 2013 (-R$ 3,3 milhões); e (ii) Consolidação da APS Soluções (+R$ 2,8 milhões). 9

10 A conta de Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens aumentou R$ 16,9 milhões, resultante do encerramento de ordens e desativação de equipamentos em diferentes projetos das Distribuidoras. O aumento no Valor justo do ativo financeiro indenizável (R$ 168,6 milhões) é resultado do efeito da reclassificação da conta de Gastos Gerenciáveis para Receita Operacional Líquida ocorrido no 4T16. O aumento no valor justo do ativo financeiro indenizável em 2016 é resultado da avaliação dos ativos imobilizados regulatórios da EDP Escelsa em R$ 416,1 milhões, resultando em um ganho oriundo do acréscimo gerado ao ativo financeiro indenizável não recorrente de R$ 146,1 milhões. A conta de Depreciação e Amortização aumentou 5,5% decorrente da reclassificação de ativos em curso para em serviço na Investco, cuja depreciação aconteceu a partir de junho de Em 2016, o impacto é resultante de efeitos não recorrentes no ano de 2015, da aquisição dos 50% remanescentes de Pecém, no valor de R$ 884,7 milhões, e do ganho com a venda da participação na EDP Renováveis Brasil, no montante de R$ 68,9 milhões. Em 2016, o resultado da Companhia também foi impactado pelo ganho contábil ocorrido com a venda da Pantanal Energética no valor de R$ 278,1 milhões. O EBITDA foi de R$ 417,1 milhões, redução de 43,8%, sendo R$ 292,1 milhões na Geração, R$ 143,0 milhões na Distribuição e R$ 22,0 milhões na Comercialização/Serviços. No acumulado do ano, o EBITDA foi de R$ 2,3 bilhões, redução de 22,4%. Composição do EBITDA 4T16 Distribuição 31% Composição do EBITDA - 4T16 Comercialização 5% Geração 64% Geração Distribuição Comercialização Formação do EBITDA (R$ milhões) EBITDA 4T15 Margem Bruta 1 PMSO Valor justo do ativo indenizável não recorrente Outros 2 EBITDA 4T16 1 Margem bruta possui efeito de R$ 41,8 milhões referente ao Valor justo do ativo indenizável não recorrente. 2 Ganhos na alienação de investimento e outros. 10

11 Formação do EBITDA (R$ milhões) EBITDA 2015 Margem Bruta PMSO Ganho alienação/ aquisição de investimento Outros EBITDA 2016 A redução de 1,5% no resultado das participações societárias no ano deve-se ao impacto do teste de impairment realizado na UHE São Manoel, no qual a Companhia contabilizou prejuízo de R$ 103,6 milhões, conforme sua participação de 33,33% no empreendimento que está detalhando nos Eventos Relevantes. Resultado Financeiro (R$ mil) 4T16 4T15 Var Var. Receita Financeira ,0% ,6% Receitas de aplicações financeiras ,1% ,7% Variação monetária e acréscimo ,9% ,6% Atualização sobre os ativos/ passivos financeiros setoriais ,1% ,6% Juros e multa sobre impostos ,2% ,2% Ajustes a valor presente (868) n.d ,3% (-) PIS/COFINS sobre Receitas financeiras (28.879) (27.531) 4,9% (42.735) (31.998) 33,6% Outras receitas financeiras ,7% ,5% Despesa Financeira ( ) ( ) 4,1% ( ) ( ) 15,6% Variação monetária e acréscimo moratório (21.254) n.d. ( ) ( ) 13,3% Encargos de dívidas ( ) ( ) -2,5% ( ) ( ) 14,0% Juros e multa sobre impostos (717) (3.534) -79,7% (5.160) (8.345) -38,2% Variação monetária - Energia Livre (3.165) (2.827) 12,0% (12.231) (10.170) 20,3% Ajustes a valor presente (3.446) n.d. (16.362) (3.832) 327,0% (-) Juros capitalizados ,3% ,7% Outras Despesas (20.241) (34.551) -41,4% ( ) (98.710) 4,4% Resultado Cambial Líquido (28.170) n.d. ( ) (75.000) 60,4% Total ( ) ( ) 33,9% ( ) ( ) 4,4% Receita Financeira: redução de 9,0%, resultante de: (i) Aumento da receita de aplicações financeiras (+R$ 45,8 milhões) em função do maior saldo de aplicações no período, resultante do aumento de capital (R$ 1,5 bilhão) e redução do valor em conta corrente, otimização iniciada no segundo semestre de 2016, além do CDI acumulado mais alto (14,0%) em relação ao ano de 2015 (13,2%); (ii) Redução da receita de variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida, referente ao efeito positivo contabilizado no 4T15 em Pecém quando houve mudança na metodologia de cálculo do FID (R$ 10,2 milhões); (iii) Redução da receita de variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada, referente à reclassificação da variação cambial de Itaipu para a conta de energia comprada para revenda (R$ 10,9 milhões); (iv) Redução das variações monetárias em moeda nacional (R$ 9,0 milhões) decorrente de ajuste de reclassificação contábil; (v) Redução da conta de atualização sobre ativos/passivos financeiros setoriais (R$ 18,5 milhões), decorrente do saldo credor constituído no ano de

12 Despesa Financeira: aumento de 4,1%, resultante de: (i) Aumento da despesa de variação monetária e acréscimo moratório da energia comprada referente à reclassificação da variação cambial da compra de energia de Itaipu para a conta de energia comprada para revenda (R$ 70,4 milhões); (ii) Redução da despesa de variação monetária em moeda nacional de R$ 21,6 milhões, reflexo de estorno contabilizado no trimestre referente a provisão de ressarcimento de clientes (Resolução 332 da Aneel) e de ajuste de reclassificação contábil; (iii) Redução da atualização monetária do uso do bem público na Enerpeixe no valor de R$ 13,3 milhões, decorrente da variação do IGPM entre os períodos comparados; (iv) Redução da conta de outras despesas (R$ 14,3 milhões), reflexo de estorno contabilizado de juros no trimestre, referente à provisão de ressarcimento de clientes (Resolução 332 da Aneel). O Resultado Cambial variou R$ 32,6 milhões devido ao pagamento antecipado 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. O Lucro Líquido consolidado totalizou R$ 35,9 milhões, redução de R$ 347,2 milhões em relação ao 4T15, resultante dos efeitos mencionados, além do IR e Contribuição Social que ficaram positivos em R$ 87,8 milhões decorrente da otimização fiscal dos Juros sobre Capital Próprio, do crédito de passivos setoriais nas distribuidoras e da otimização decorrente do pagamento antecipado da dívida de Pecém com o BID. No acumulado do ano, o Lucro Líquido atingiu R$ 666,6 milhões, redução de 47,3%. Formação do Lucro Líquido (R$ milhões) Lucro Liquido 4T15 EBITDA Dep & Amort Equivalência Patrimonial Resultado Financeiro IR & CS Participação de minoritários Lucro Líquido 4T16 Formação do Lucro Líquido (R$ milhões) Lucro Liquido 2015 EBITDA Dep & Amort Equivalência Patrimonial Resultado Financeiro IR & CS Participação de minoritários Lucro Líquido

13 A Dívida Bruta consolidada totalizou R$ 5,6 bilhões em 31 de dezembro de 2016, redução de R$ 615,4 milhões em relação ao ano anterior, decorrente do aumento de capital concluído em julho, no valor de R$ 1,5 bilhão. Em 31 de dezembro de 2016, a Companhia possuía 4,1% de dívida em moeda estrangeira, estando 100% protegidos 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) EDP Bandeirante EDP Escelsa Energest Enerpeixe Investco** Lajeado Holding APS Pecém Santa Fé PCH Empréstimos Debêntures Mútuo 1 Não considera eliminações intragrupo de R$ 277,7 milhões. 2 Ações preferenciais da Investco estão classificadas como dívida. 3 A dívida da comercializadora deve-se a contratos de mútuo intragrupo. A Dívida Líquida alcançou R$ 3,6 bilhões em 31 de dezembro de 2016, considerando R$ 2,0 bilhões de disponibilidades, aumento de R$ 867,7 milhões em relação a 31 de dezembro de 2015 decorrente do aumento de capital de R$ 1,5 bilhão. O aumento de capital foi concluído no dia 08 de julho de 2016, possibilitando a companhia antecipar o pagamento da dívida de Pecém com o BID no montante de 922,6 milhões, além da quitação da Cédula de Crédito Bancário (CCB) na Holding, no valor de R$ 303, 2 milhões (captação realizada para a compra dos 50% remanescentes de Pecém, ocorrida em maio de 2015). Com a quitação antecipada de Pecém, houve a necessidade de captação de R$ 480 milhões, conforme mencionado acima. Composição da Dívida Líquida (R$ milhões) Dívida Dez/2015 Captações Atualização Monetária Juros Amortização Ajuste à valor de mercado Dívida Dez/2016 Principais captações do trimestre: (i) 1ª emissão de debêntures na Enerpeixe no montante de R$ 350,0 milhões; (ii) 1ª emissão de debêntures em Pecém no montante de R$ 330,0 milhões; e (iii) captação da Cédula de Crédito Bancário (CCB) baseada na Lei nº de Pecém no valor de R$ 150,0 milhões. 13

14 O custo médio da dívida em dezembro de 2016 era de 14,46% a.a., em comparação a 12,85% a.a. em dezembro de 2015, levando-se em consideração os juros capitalizados das dívidas e encargos incorridos nos últimos 12 meses. A elevação do custo médio é resultante do incremento do CDI acumulado em 12 meses (14,0% a.a. frente a 13,2% a.a.), da TJLP média (7,50% a.a. frente a 6,21% a.a.), e da substituição da dívida de Pecém. É importante mencionar que o pré-pagamento do financiamento de Pecém junto ao BID, acompanhado da emissão das debêntures e da cédula de crédito bancário baseada na Lei nº 4.131, trouxeram uma diminuição de seu custo de dívida de cerca de 2 p.p., quando considerados os custos operacionais e os custos de rolagem anual dos derivativos decorrentes do financiamento do BID. O prazo médio da dívida consolidada em dezembro de 2016 atingiu 3,04 anos, abaixo do apresentado em dezembro de 2015 (3,39 anos). Dívida Bruta por Indexador 31/12/ /12/2016 Dólar; IPCA; Pré 4,1% 13,4% Fixada; 5,2% TJLP; 24,1% CDI; 53,3% Dólar CDI TJLP Pré Fixada IPCA Nota: considerando que os financiamentos em moeda estrangeira encontram-se protegidos dos riscos de câmbio (USD), o percentual de indexadores seria: CDI 57%, sendo os demais indexadores mantidos. Cronograma de Vencimento da Dívida 1 (R$ milhões) 1 Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge Dívida Líquida/EBITDA 1 Números apresentados na proporção da EDP Energias do Brasil Consolidado Consolidado & Participações 1 Período Dív. Líq./EBITDA Dív. Líq./EBITDA Dez/2015 1,7 x 2,0 x Mar/2016 1,4 x 1,7 x Jun/2016 1,3 x 1,7 x Set/2016 1,3 x 1,6 x Dez/2016 1,5 x 2,0 x A relação Dívida Liquida/EBITDA encerrou o ano em 1,5x. Considerando a proporção da participação da EDP Energias do Brasil nas UHEs Santo Antônio do Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel, a relação Dívida Líquida/EBITDA seria de 2,0 vezes. O prazo médio da dívida seria de 4,04 anos e o custo médio seria de 13,77% ao ano. A distribuição da dívida por indexador seria de 46,5% em CDI, 32,0% em TJLP, 14,0% em IPCA, 3,3% em dólar e 4,2% em pré-fixada. 14

15 A variação do imobilizado aumentou 31,2%, considerando o critério de consolidação no balanço da Companhia. No trimestre, o montante distribuído entre os segmentos foi de 59% em distribuição, 40% em geração e 1% em outros. No segmento de distribuição, os investimentos totalizaram R$ 134,4 milhões (líquido de obrigações especiais e receitas de ultrapassagem), decorrentes do incremento do investimento no programa de combate a perdas através de novas tecnologias, como a rede BTZero e Caixa de Medição Blindada, a instalação de remotas de comunicação e troca de medidores obsoletos e avariados. Do total de investimento bruto das distribuidoras no trimestre, 35% foram destinados à instalação de sistemas de medição, expansão de linhas, subestações e redes de distribuição para ligação de novos clientes; 43% 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; 20% foram investidos em telecomunicações, informática e outras atividades, tais como infraestrutura, projetos comerciais e combate a perdas; e 2% 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$ 90,3 milhões no 4T16, aumento de 79,4% quando comparado com o 4T15. Esse aumento reflete a aquisição de equipamentos para transporte de minérios em Pecém e a provisão da Enerpeixe relativa aos compromissos da renovação da Licença Ambiental de Operação. Adicionalmente, em 2015 foram realizados investimentos na Energest para a modernização da Usina. No segmento outros, o aumento é decorrente do projeto de construção de uma caldeira para geração de vapor e sua venda para um cliente da EDP Grid. Variação do Imobilizado (R$ mil) 4T16 4T15 % % Distribuição ,7% ,4% EDP Bandeirante ,7% ,8% EDP Escelsa ,0% ,8% Geração ,4% ,0% Enerpeixe ,5% ,6% Energest ,1% ,8% EDP PCH n.d n.d. Lajeado / Investco ,0% ,6% Pecém (Consolidação) ,4% ,5% Costa Rica 18 - n.d ,1% Pantanal ,0% ,0% Santa Fé 180 (17) n.d ,9% Outros ,1% ,8% Total ,2% ,0% Variação do Imobilizado - Distribuição 4T16 4T15 % % EDP Bandeirante Valor Liquido de Obrig. Especiais ,7% ,8% (+) Obrigações Especiais ,4% ,1% Valor Bruto ,4% ,1% (-) Juros Capitalizados (1.185) (893) 32,7% (3.150) (1.731) 82,0% Valor Bruto sem Juros Capitalizados ,8% ,6% EDP Escelsa Valor Liquido de Obrig. Especiais ,0% ,8% (+) Obrigações Especiais ,1% ,4% Valor Bruto ,4% ,7% (-) Juros Capitalizados (1.273) - n.d. (2.934) (603) 386,6% Valor Bruto sem Juros Capitalizados ,3% ,9% Distribuição ,4% ,1% 1 A variação do Imobilizado da EDP PCH no 4T15 está considerado dentro de Energest A tabela abaixo apresenta os investimentos de acordo com a participação da Companhia nos projetos de geração hídrica: 15

16 Variação do Imobilizado (R$ mil) 4T16 4T15 % % Distribuição ,7% ,4% Geração ,8% ,6% Geração outros ,4% ,9% UHE Santo Antonio do Jari ,0% ,1% UHE Cachoeira Caldeirão ,5% ,5% UHE São Manoel ,5% ,1% UTE Pecém I n.d ,0% Outros ,1% ,8% Total ,0% ,7% 1 Considera a participação da EDP = 50% 2 Considera a participação da EDP = 33,3% 3 Consolidação da UTE Pecém I ocorreu a partir de 15 de maio de Considerando o investimento no trimestre de acordo com a participação da Companhia nos projetos de geração hídrica, 50% nas UHEs Santo Antônio do Jari (R$ 4,8 milhões) e Cachoeira Caldeirão (R$ 0,9 milhão), além de 33,3% na UHE São Manoel (R$ 89,1 milhões), os investimentos da Companhia alcançariam R$ 323,3 milhões, 11% inferiores. No acumulado do ano, seguindo o mesmo critério, os investimentos alcançariam R$ 1,2 bilhão. Itens em R$ mil ou % Enerpeixe Energest 1 Lajeado Consolidado 2 Pecém 3 Outros Ativos de Geração 4 Geração Consolidado 5 4T16 4T15 4T16 4T15 4T16 4T15 4T16 4T15 4T16 4T15 4T16 4T15 Var. Receita Líquida ,2% Gastos não-gerenciavéis (14.741) (15.681) (11.511) (23.196) (38.058) ( ) (95.619) (3.445) 956 ( ) ( ) 122,0% PMSO (6.966) (5.820) (9.900) (11.520) (7.189) (12.680) (24.769) (27.693) (9.484) (2.823) (57.112) (60.720) -5,9% Ganhos/perdas na desativação/alienação de bens (149) ,9% EBITDA ,9% Margem EBITDA 69,6% 79,6% 59,1% 49,1% 71,4% 94,2% 23,7% 63,4% 62,2% 93,4% 46,3% 71,8% -25,5 p.p. Resultado financeiro líquido (9.767) (10.559) (5.188) (3.448) (37.436) (37.689) ( ) (32.640) ( ) (84.042) 150,1% Atribuível aos acionistas não controladores (15.809) (11.321) (57.603) (64.609) -10,8% Lucro Líquido (79.486) ,7% 1 No 4T16, inclui a UHE Mascarenhas. No 4T15, inclui a UHE Mascarenhas e as PCH`s que compõem a EDP PCH à partir de 29 de fevereiro de Inclui Lajeado Energia e Investco com as devidas eliminações intragrupo. 3' A UTE Pecém I está consolidada no EBITDA à partir de 15 de maio de ' No 4T16, consideramos a EDP PCH, Santa Fé e Costa Rica. No 4T15, além das empresas mencionadas, consideramos Pantanal. 5 Inclui Enerpeixe, Energest, Lajeado Total, Terra Verde, Enercouto, Omega, Enernova e a consolidação das UHEs Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel em equivalência patrimonial. Itens em R$ mil ou % Enerpeixe Energest 1 Lajeado Consolidado 2 Pecém Outros Ativos de Geração 3 Geração Consolidado Var. Receita Líquida ,1% Gastos Não Gerenciavéis (63.471) ( ) (32.198) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) (14.426) (29.183) ( ) ( ) 8,2% PMSO (24.146) (22.534) (35.313) (42.902) (31.776) (32.900) ( ) ( ) (20.975) (8.974) ( ) ( ) 31,9% EBITDA ,0% Margem EBITDA 71,7% 61,0% 67,3% 35,0% 75,8% 58,4% 42,3% 41,8% 68,8% 64,0% 58,3% 55,8% 2,5 p.p. Atribuível aos acionistas não controladores (47.767) (29.039) ( ) ( ) 17,0% Lucro Líquido (29.573) ,1% 1 Em 2016, inclui a UHE Mascarenhas. No 9M15, inclui a UHE Mascarenhas e as PCH`s que compõem a EDP PCH à partir de 29 de fevereiro de Inclui Lajeado Energia e Investco com as devidas eliminações intragrupo. 3' Em 2016, consideramos a EDP PCH, Santa Fé e Costa Rica. Em 2015, consideramos Santa Fé, Costa Rica e Pantanal. 4 Inclui Enerpeixe, Energest, Lajeado Total, Terra Verde, Enercouto, Omega, Enernova e a consolidação da UHE Jari, Cachoeira Caldeirão e São Manoel em equivalência patrimonial. A UTE Pecém I está consolidada no EBITDA a partir de 15 de maio de A Receita Líquida recuou 5,2%, reflexo da queda de 3,9% e de 3,1%, no volume e no preço médio de venda das usinas hídricas, respectivamente. A queda da receita reflete também a redução da energia vendida no curto prazo, em especial em Pecém, devido a alteração da regra do preço de venda de energia no curto prazo, passando de PLD para CVU, através da Resolução 719/2016. Os Gastos não Gerenciáveis aumentaram R$ 155,5 milhões, reflexo de: (i) aumento da energia comprada; (ii) aumento do custo da matéria-prima consumida; e (iii) efeito positivo em Pecém ocorrido no 4T15 referente à mudança da metodologia do cálculo do FID. O PMSO apresentou redução de 5,9%, reflexo da redução na rubrica de Serviços de Terceiros, resultado da capitalização de gastos decorrentes da renovação das licenças de operação da Enerpeixe e da Investco. O EBITDA foi de R$ 292,1 milhões, redução de 38,9%. No ano, o EBITDA foi de R$ 1,4 bilhão, aumento de R$ 170, 5 milhões, reflexo de: (i) redução do custo da energia comprada para revenda, resultante da redução do GSF e do PLD; (ii) contabilização de Pecém integral no resultado de 2016; e (iii) contabilização de R$ 66,7 milhões no 1T16, referente ao seguro recebido em Pecém. O Resultado Financeiro foi de R$ 210,2 milhões negativos, aumento de R$ 126,2 milhões em relação ao 4T15, resultante do pagamento antecipado e integral do financiamento com o BID e à liquidação integral dos derivativos NDFs e swaps contratados para proteção do USD e da Libor, além do estorno integral do hedge accounting, ocorridos em dezembro de O Resultado Financeiro finalizou o ano em R$ 562,7 milhões negativos, aumento de R$ 236,9 milhões, resultante também da contabilização integral de Pecém. O Lucro Líquido atingiu R$ 0,7 milhão, redução de R$ 246,2 milhões em relação ao 4T15, reflexo dos fatores já mencionados. No acumulado do ano, o Lucro Líquido atingiu R$ 294,6 milhões, redução de R$ 40,7 milhões quando comparado ao ano anterior. 16

17 - Desempenho Operacional A Usina apresentou disponibilidade média de 93,7% no 4T16 e 88,5% no ano. As manutenções e inspeções contratuais dos equipamentos que ocorreram no 3T16 possibilitaram a melhora da disponibilidade neste trimestre. UG01 UG02 Média da Usina 90,0% 89,5% 89,7% 92,6% 88,9% 85,2% 85,1% 78,0% 81,6% 91,8% 93,7% 85,8% 89,1% 87,9% 88,5% 1T16 2T16 3T16 4T Desempenho Econômico-Financeiro Itens em R$ mil ou % Pecém 4T16 4T15 % % Receita Líquida ,3% ,9% Gastos não-gerenciavéis ( ) (95.619) 139,3% ( ) ( ) 139,2% Margem Bruta ,1% ,1% Gastos Gerenciáveis (64.249) (63.981) 0,4% ( ) ( ) 28,2% EBITDA ,1% ,3% Resultado financeiro ( ) (32.640) 387,0% ( ) ( ) 111,3% Lucro Líquido (79.486) n.d. (29.573) n.d. A receita líquida totalizou R$ 332,2 milhões, redução de 1,3%, decorrente da queda de venda de energia no curto prazo. Esta redução é reflexo de: (i) menor geração da Usina; e (ii) alteração da regra do preço de venda de energia de curto prazo, conforme Resolução 719 de maio de 2016, antes valorado a PLD, sendo substituído pelo CVU. Receita bruta de acordo com o CCEAR no montante de R$ 186,4 milhões, resultante de: (i) receita bruta variável referente ao despacho no montante de R$ 158,4 milhões; (ii) receita bruta referente a recomposição do lastro e a liquidação do excedente de energia gerada no mercado de curto prazo e outros serviços no montante de R$ 27,9 milhões; e (iii) contabilização dos Impostos (ICMS, PIS e COFINS, P&D e Taxa de Fiscalização) e encargos incorridos no montante de R$ 40,5 milhões. Os gastos não gerenciáveis totalizaram R$ 228,8 milhões, aumento de 139,3%, resultante: (i) aumento de R$ 30, 3 milhões referente ao custo de logística do carvão; (ii) aumento de R$ 22,6 milhões na conta de custo da matéria prima consumida, principalmente devido a provisão referente ao aumento do encargo hídrico emergencial, devido à crise hídrica no Estado do Ceará; e (iii) do efeito positivo ocorrido no 4T15 referente à contabilização do ressarcimento por indisponibilidade no montante de R$ 90,2 milhões devido o despacho 3.878/2015, que modificou o cálculo do FID. O PMSO foi de R$ 24,8 milhões, redução de 10,6%, decorrente da redução e reorganização do quadro de funcionários, capitalização de materiais e recebimento de reembolsos relacionados a gastos compartilhados com a UTE Pecém II. O EBITDA da Usina foi de R$ 78,5 milhões, redução de R$ 63,1 milhões. No acumulado do ano, o EBITDA atingiu R$ 504,4 milhões, aumento de 10,3% em relação ao ano anterior. O resultado financeiro atingiu R$ 158,9 milhões negativos, aumento de R$ 126,3 milhões em relação ao 4T15, reflexo do pagamento antecipado integral do financiamento com o BID e à liquidação integral dos derivativos NDFs e swaps contratados para proteção das variações do USD e da Libor e do estorno integral do hedge accounting, ocorridos em dezembro de A Usina apresentou prejuízo de R$ 79,5 milhões e de R$ 29,6 milhões, no trimestre e no ano, respectivamente. 17

18 - Desempenho Econômico-Financeiro 1 JARI Consolidado Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 4T16 4T15 % % Receita operacional líquida ,1% ,3% Gastos não gerenciáveis (10.248) n.d. (29.024) (36.322) -20,1% Margem Bruta ,2% ,0% Gastos gerenciáveis (8.980) (8.530) 5,3% (33.171) (32.985) 0,6% EBITDA ,2% ,2% Resultado financeiro líquido (11.834) (15.715) -24,7% (59.775) (55.126) 8,4% Lucro líquido ,1% (16.444) n.d. 1 Valores correspondem a 50% de Jari Consolidado (ECE e CEJA), referente à participação da EDP Energias do Brasil. A receita líquida consolidada da UHE Jari atingiu R$ 31,4 milhões, 9,1% superior ao mesmo período do ano passado, decorrente do reajuste dos contratos por inflação. Os gastos não gerenciáveis alcançaram R$ 10,2 milhões, R$ 14,6 milhões acima do mesmo período do ano anterior, reflexo da repactuação do risco hidrológico contabilizado no 4T15, gerando um impacto de R$ 15,2 milhões negativos. Os gastos gerenciáveis atingiram R$ 9,0 milhões, aumento de 5,3% em relação ao mesmo período do ano anterior. O EBITDA foi de R$ 19,4 milhões, redução de 39,2%. No acumulado do ano, o EBITDA atingiu R$ 79,1 milhões, aumento de R$ 15,9 milhões, comparado ao ano de O resultado financeiro líquido foi negativo em R$ 11,8 milhões, 24,7% inferior ao 4T15, decorrente do aumento da TJLP no período. O IR e contribuição social foram positivos em R$ 28,8 milhões, aumento de R$ 31,6 milhões em relação ao mesmo período do ano anterior, reflexo do reconhecimento de impostos de renda diferidos relativos à prejuízos fiscais e da base negativa de contribuição social, decorrentes de exercícios anteriores. A UHE Jari apresentou lucro de R$ 29,1 milhões no trimestre e R$ 17,7 milhões no ano. A ECE Participações (Usina), o Lucro Líquido foi de R$ 8,8 milhões positivos. A UHE Cachoeira Caldeirão entrou em operação ao longo de 2016, porém os contratos no CCEAR (contrato de comercialização de energia no ambiente regulado) iniciaram-se em 1º de janeiro de Para 2016, a UG01 vendeu sua energia através de um contrato bilateral com a EDP Comercializadora; já as UG02 e UG03 realizaram a venda da energia através de um leilão de energia a mercado. - Desempenho Econômico-Financeiro 1 Cachoeira Caldeirão Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 4T16 4T15 % % Receita operacional líquida n.d n.d. Gastos não gerenciáveis (7.842) (188) 4082,1% (13.147) (188) 6911,7% Margem Bruta (188) n.d (188) n.d. Gastos gerenciáveis (9.955) (869) 1046,2% (23.609) (9.022) 161,7% EBITDA (1.056) n.d (9.210) n.d. Resultado financeiro líquido (10.958) 21 n.d. (26.249) 203 n.d. Lucro líquido (10.643) (683) 1458,2% (22.933) (5.944) 285,8% 1 Valores correspondem a 50% de Cachoeira Caldeirão, referente à participação da EDP Energias do Brasil. A Receita Líquida do 4T16 foi de R$ 12,6 milhões, resultante da venda de energia, reflexo da entrada em operação comercial antecipada da Usina. Os gastos não gerenciáveis foram de R$ 7,8 milhões, resultante da compra de energia e dos encargos de uso da rede. O aumento do custo com energia compra, reflete a ausência de chuvas que atingiu a região Norte, impactando a afluência do rio Araguari. Os gastos gerenciáveis foram de R$ 10,0 milhões, inerentes à operação do ativo, que teve sua entrada em operação comercial ao longo de Devido aos efeitos mencionados, o EBITDA foi de R$ 1,1 milhão, e o resultado financeiro foi de R$ 11,0 milhões negativos, apresentando prejuízo no trimestre de R$ 10,6 milhões. 18

19 A UHE São Manoel está localizada no curso médio do rio Teles Pires, na divisa entre os estados de Mato Grosso e do Pará, nos municípios de Paranaíta, no Mato Grosso, e Jacareacanga, no Pará. Com capacidade instalada de 700 MW, disponibilizará no Sistema Interligado Nacional (SIN) energia suficiente para atender uma população de cerca 2,5 milhões de pessoas. Os contratos de PPA possuem início em maio de 2018, conforme vendido no leilão A-5 de A Empresa de Energia São Manoel S. A. é uma parceria, na proporção de 1/3 (um terço), entre EDP Energias do Brasil, CTG e Furnas Centrais Elétrica S. A. Em 2016, a obra alcançou 83,4% de evolução física, sendo concluída uma das principais fases, que é o desvio do rio. Adicionalmente, foi concluída a montagem de todo o equipamento hidromecânico das comportas. Em relação às atividades de meio ambiente, destacaram-se o plano de gestão ambiental para construção (PAC) e os programas de recomposição florestal, reforço à infraestrutura e equipamentos sociais, controle e prevenção de doenças, monitoramento da fauna, flora, ictiofauna, atividade pesqueira, atividade garimpeira, climatológico e de apoio à reinserção e fomento das atividades econômicas locais. No 4T16, o investimento realizado foi de R$ 328,9 milhões (desconsiderando o uso do bem público, licenças ambientais e atualizações monetárias). Desde o início da construção até 2016, o investimento total operacional atingiu R$ 2,6 bilhões (94,0 % do investimento previsto inicialmente). Em 13 de janeiro de 2017, a Empresa de Energia São Manoel comunicou ao mercado a mudança do Epecista responsável pelas obras civis, com o intuito de mitigar possíveis impactos no cronograma da obra. Mediante a substituição do Epecista, a Administração projetou que haverá um incremento no montante total previsto, uma vez que gastos adicionais serão demandados para a conclusão da construção dentro do cronograma esperado. Itens em R$ mil ou % EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição 4T16 4T15 4T16 4T15 4T16 4T15 Var. Receita Líquida ,5% Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) -37,5% Margem Bruta ,0% PMSO ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) -0,5% Ganhos/perdas na desativação/alienação de ben (14.177) (7.339) (16.073) (5.016) (30.250) (12.355) 144,8% Valor do ativo financeiro indenizável (28.836) (9.787) ( ) (20.835) ( ) (30.622) 550,6% EBITDA ,5% Margem EBITDA 8,2% 12,4% 9,8% 8,5% 9,0% 10,7% -1,7 p.p. Lucro Líquido ,1% Itens em R$ mil ou % EDP Bandeirante EDP Escelsa Distribuição Var. Receita Líquida ,9% Gastos Não Gerenciavéis ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) -23,6% Margem Bruta ,0% PMSO ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) 8,4% Ganhos/perdas na desativação/alienação de ben (35.211) (24.800) (34.735) (18.937) (69.946) (43.737) 59,9% Valor do ativo financeiro indenizável n.d. EBITDA ,9% Margem EBITDA 9,7% 13,1% 17,9% 12,4% 13,5% 12,8% 0,8 p.p. Lucro Líquido ,7% A receita líquida, excluindo a receita de construção, atingiu R$ 1,6 bilhão, 23,5% inferior ao 4T15, reflexo das reduções das tarifas de energia elétrica e do volume de energia vendida. A redução na tarifa média de energia elétrica foi de 11,7% e 6,5%, na EDP Bandeirante e na EDP Escelsa, respectivamente. Combinados com a redução da tarifa de energia elétrica, o impacto na receita líquida também reflete a redução do volume de energia vendida, sendo de 0,1% na EDP Bandeirante e de 9,8% na EDP Escelsa. O impacto do valor justo do ativo indenizável, que foi reclassificado de gastos gerenciáveis para a receita operacional líquida no 4T16, foi de R$ 41,8 milhões (na EDP Bandeirante -R$ 77, 6 milhões e na EDP Escelsa +R$ 119,4 milhões). Adicionalmente, os seguintes efeitos também foram verificados na receita: (i) Sobrecontratação acima de 105% na EDP Bandeirante e na EDP Escelsa, com impacto negativo de R$ 0,8 milhão e de R$ 9,2 milhões, respectivamente. No ano de 2016, esse efeito é de R$ 35,3 milhões negativos na EDP Bandeirante (111,9%) e de R$ 9,2 milhões na EDP Escelsa (106,8%); e (ii) impacto tarifário, excluindo 19

20 componentes da Parcela A, de R$ 21,1 milhões na EDP Escelsa e de R$ 5,8 milhões na EDP Bandeirante, refletindo o resultado positivo dos processos tarifários de 2016, ambos com crescimento na Parcela B. Os gastos não gerenciáveis reduziram 37,5%, reflexo de: (i) redução de 52,3% na energia comprada de Itaipu, que sofreu o efeito do reajuste da tarifa (de US$ 38,07/KW para US$ 25,78/KW); e (ii) redução de 6,6% da moeda nacional, decorrente do término de contratos de energia existente e de ajuste e da queda do PLD, impactando os contratos de energia por disponibilidade. A redução de 0,5% nos gastos com PMSO reflete maior despesa contabilizada no 4T15 referente ao programa de aposentadoria incentivada. A redução nas provisões resulta do aumento das ações de combate à inadimplência. O EBITDA alcançou R$ 143,0 milhões, 35,5% inferior, enquanto no ano, o EBITDA alcançou R$ 736,5 milhões, 12,9% inferior. O Resultado Financeiro foi R$ 47, 5 milhões negativo, aumento de R$ 50,9 milhões, decorrente do aumento de 79,1% da despesa financeira, ocasionado pela reclassificação da variação cambial da energia comprada de Itaipu para a conta de gastos gerenciáveis no valor de R$ 41,4 milhões. O Lucro Líquido foi de R$ 77,0 milhões, redução de R$ 80,5 milhões. No acumulado do ano, o Lucro Líquido foi de R$ 354,9 milhões, redução de 8,7% em relação ao ano anterior. - Provisão para Devedores Duvidosos (PDD) e Inadimplência Nas distribuidoras observamos redução de PDD de R$ 2,1 milhões em relação ao 4T15. Na comparação com o 3T16, a redução no consolidado da distribuição foi de R$ 4,5 milhões. 25,0 PDD - R$/milhões 20,0 19,9 18,5 18,2 15,0 10,0 7,7 7,6 12,4 10,8 6,9 8,9 5,0 4,3-4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 EDP Bandeirante EDP Escelsa A redução em relação ao período homólogo e ao trimestre anterior reflete as ações de combate à inadimplência, tais como: (i) aumento de protestos a clientes inadimplentes; (ii) realização de feirões para renegociação de contas atrasadas; e (iii) aumento de equipe para corte de instalações e acordos de pagamento (parcelamentos). Adicionalmente, a partir de junho, a Companhia intensificou as negociações com clientes que estavam na base de inadimplentes, evitando o aumento do saldo de PDD. No 4T16 foram realizados 96 mil cortes, na EDP Bandeirante, 50,5% superiores ao 4T15 (64 mil) e na EDP Escelsa foram realizados 77 mil cortes, 97,4% superiores ao 4T15 (69 mil), com estratégia mais assertiva em clientes de maior relevância. PDD/Receita 1,62% 1,16% 1,11% 0,98% 0,68% 0,66% 0,63% 0,35% 1T16 2T16 3T16 4T16 EDP Bandeirante EDP Escelsa Cabe lembrar que, para cálculo das tarifas de fornecimento aplicadas pelas distribuidoras, há previsão de reembolso de custos com faturamentos considerados irrecuperáveis. Atualmente essa cobertura nas tarifas aplicadas pela EDP Bandeirante é de aproximadamente R$ 27,4 milhões e pela a EDP Escelsa é de R$ 30,9 milhões. 20

21 - Abertura dos Ativos Financeiros Setoriais (Ativos e Passivos Regulatórios) O Ativo Financeiro Setorial, considerando a soma do Custo de CVA e da atualização monetária, foi de -R$ 36,4 milhões, sendo -R$ 68,8 milhões contabilizados na receita operacional, +R$ 0,9 milhão no resultado financeiro e -R$ 33,3 milhões na Conta Centralizadora da Bandeira Tarifária (CCRBT). Em 2016, a EDP Bandeirante finalizou o ano com passivo regulatório, enquanto a EDP Escelsa, com ativo regulatório. Em ambas as distribuidoras, a redução no saldo regulatório em relação a 2015 deve-se a: (i) amortização do ativo regulatório constituído até 2015 no Reajuste Tarifário da EDP Escelsa e Revisão Tarifária na EDP Bandeirante, ambos ocorridos em 2015; e (ii) a redução do encargo de CDE. EDP Bandeirante EDP Escelsa dez/15 mar/16 jun/16 set/16 dez/16 dez/15 mar/16 jun/16 set/16 dez/16 Saldo Inicial de A/P regulatório ( ) ( ) (57.057) (21.844) Custo CVA - Apropriação e Amortização ( ) ( ) ( ) (95.646) ( ) Atualização Monetária - AM (6.780) (12.022) Conta Centralizadora da Bandeira Tarifária - CCRBT (94.487) (63.429) (18.902) (1) (20.026) (85.260) (46.080) (8.993) - (13.263) Ultrapassagem de Demanda - UD e Excedente de Reativos - ER (24.293) Saldo final de A/P regulatório + Atualização Monetaria ( ) ( ) ( ) (57.057) (21.844) Variação trimestral - Custo CVA ( ) ( ) ( ) (52.515) (95.646) ( ) Variação trimestral - Atualização Monetária (6.780) (12.022) Variação trimestral Custo CVA + Atualização Monetária ( ) ( ) ( ) (34.103) (88.966) ( ) Variação trimestral - Custo CVA ( ) ( ) ( ) (52.515) (95.646) ( ) Variação CCRBT+Conta ACR+UD/ER (94.487) (63.429) (18.902) (1) (20.026) (19.038) (46.080) (8.993) - (13.263) Variação trimestral - Atualização Monetária (6.780) (12.022) Variação trimestral (53.392) ( ) ( ) ( ) (1.426) (53.141) ( ) ( ) Nota: Na EDP Bandeirante, a diferença entre os R$ 18,2 milhões constituídos na linha Receitas sobre ativos financeiros setoriais na ROL e os R$ 17,9 milhões constituídos na linha Custo CVA - Apropriação e Amortização refere-se à devolução de P&D sobre bandeira tarifária, a partir de janeiro de 2015 (1% da ROL), conforme resolução Nº 245/2016. Na EDP Escelsa, a diferença dos R$ 51,0 milhões na ROL e os R$ 50,8 milhões deve-se ao mesmo motivo mencionado. - Balanço Energético Consolidado Balanço Energético EDP Bandeirante 2016 (MWh) BALANÇO ENERGÉTICO EDP BANDEIRANTE (MWh) Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento Energia Leilão Perdas de Itaipu Fornecimento (-) - ) = Requerida Outros Vendas C.Prazo Perdas e Diferenças #REF! Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo Energia em Trânsito Balanço Energético EDP Escelsa 2016 (MWh) O volume de energia requerida pelo sistema de distribuição totalizou GWh. Do total, 58% foram para a EDP Bandeirante e 42% para a EDP Escelsa. O fornecimento para clientes finais, consumo próprio e suprimento absorveu GWh, e a energia em trânsito distribuída a clientes livres, GWh. - Perdas Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento Energia Leilão Perdas de Itaipu Fornecimento (-) - ) = Requerida Outros Vendas C.Prazo Perdas e Diferenças Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo Energia em Trânsito As perdas técnicas mantiveram-se estáveis no trimestre, embora tenham aumentado no ano. Na EDP Bandeirante, o aumento das perdas técnicas é decorrente da reconfiguração de distribuição de carga no sistema para a realização de obras de melhoria e expansão da rede. Na EDP Escelsa, o aumento reflete a redução de carga de um cliente relevante e a menor geração no estado que 21

22 durou até setembro. No trimestre a EDP Escelsa apresentou redução devido ao retorno da geração no Estado e a conclusão das obras de expansão e reforço de rede. As perdas não técnicas em baixa tensão reduziram-se em ambas as distribuidoras no ano de 2016, decorrentes do plano de combate às perdas com foco na base de faturamento e no impedimento de novos entrantes no uso irregular de energia. No trimestre, o aumento das perdas na EDP Bandeirante deve-se à elevação do consumo que ocorreu na última semana do ano e que, devido a escala de faturamento, será medido no próximo trimestre. No acumulado do ano, as distribuidoras desembolsaram R$ 100 milhões em programas de combate às perdas. Do total de recursos, R$ 78,0 milhões foram para investimentos operacionais (substituição de medidores, instalação de rede especial e telemedição) e R$ 22,0 milhões para despesas gerenciáveis (inspeções e retirada de ligações irregulares). As distribuidoras realizaram 212,9 mil inspeções, substituição de 100,3 mil medidores obsoletos e 110,3 mil regularizações de ligações clandestinas/irregulares. 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 ) = = EDP Bandeirante Dez-15 Mar-16 Jun-16 Set-16 Dez-16 ANEEL Dez-15 Mar-16 Jun-16 Set-16 Dez-16 ANEEL ,41% 5,54% 5,50% 5,48% 5,51% 4,59% 8,22% 8,24% 8,51% 8,68% 8,60% 7,14% 3,55% 3,81% 3,66% 3,29% 3,37% 3,27% 5,28% 5,35% 5,49% 5,53% 5,28% 4,61% 8,97% 9,35% 9,16% 8,77% 8,89% 7,86% 13,50% 13,58% 14,00% 14,21% 13,88% 11,75% = EDP Bandeirante EDP Escelsa Dez-15 Mar-16 Jun-16 Set-16 Dez-16 ANEEL Dez-15 Mar-16 Jun-16 Set-16 Dez-16 ANEEL ,60% 11,37% 10,85% 9,71% 9,98% 9,55% 14,89% 14,69% 14,59% 14,27% 13,50% 11,45% 10,60% 11,37% 10,85% 9,71% 9,98% 9,55% 14,89% 14,69% 14,59% 14,27% 13,50% 11,45% Perdas Faturadas/GWh, Perdas BT e Meta ANEEL EDP Escelsa ,37% 10,60% 10,85% 00 9,71% 9,98% 9,96% 9,96% 9,96% 9,96% 9,55% ,89% 14,69% 7,87% 7,87% 14,59% 14,27% 7,87% 11,45% 13,50% 11, Dez-15 Mar-16 Jun-16 Set-16 Dez-16 Dez-15 Mar-16 Jun-16 Set-16 Dez-16 Dez-15 Mar-16 Jun-16 Set-16 Dez-16 Perdas Faturadas GWh Perdas Faturadas GWh META ANEEL % Perdas BT % Perdas BT (META ANEEL) - Indicadores de Qualidade Os indicadores de qualidade de prestação de serviços se mantiveram dentro dos padrões estabelecidos pelo órgão regulador. O aumento nos indicadores da EDP Bandeirante reflete a maior intensidade das chuvas registradas, em especial no início de Adicionalmente, na EDP Escelsa, a ocorrência de eventos pontuais no sistema de subtransmissão interno contribuiu para o aumento do FEC entre os períodos. DEC (horas) FEC (vezes) 7,99 8,75 8,49 8,89 8,90 8,86 4,85 5,32 5,44 4,98 5,40 5,44 Band 4T15 Band 3T16 Band 4T16 Esce 4T15 Esce 3T16 Esce 4T16 Band 4T15 Band 3T16 Band 4T16 Esce 4T15 Esce 3T16 Esce 4T16 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 2016 EDP Bandeirante: DEC 8,61 / FEC: 7,15 EDP Escelsa: DEC: 9,93 / FEC: 7,65 22

23 Itens em R$ mil ou % EDP Comercializadora EDP Grid EDP C + Grid 4T16 4T15 4T16 4T15 4T16 4T15 Var. Receita Líquida ,6% Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) (755) - ( ) ( ) 22,5% Margem Bruta (2.298) ,2% PMSO (5.619) (4.465) (4.482) (5.795) (10.101) (10.260) -1,5% EBITDA (6.763) ,7% Margem EBITDA 2,7% -1,5% 53,9% 54,9% 3,7% 0,1% 3,6 p.p. Lucro Líquido (5.801) (1.915) n.d. EDP Comercializadora O aumento de 27,6% na Receita Líquida da EDP Comercializadora reflete o avanço do volume de energia comercializada no período (54,1%). Os gastos não gerenciáveis subiram 22,4% resultante do aumento do volume de energia comprada, com destaque para novembro, quando tivemos a maior compra no período. O PMSO alcançou R$ 5,6 milhões, aumento de 25,8% em relação ao 4T15, reflexo do aumento da inadimplência causado pela piora do cenário econômico nacional, que afetou uma pequena parcela dos clientes da carteira da Comercializadora. O EBITDA ficou positivo em R$ 15,9 milhões, com lucro de R$ 7,7 milhões. Volume de Energia Comercializada 4T16 (GWh) Volume de Energia Comercializada 2016 (GWh) ,2% +48,9% T ,1% +26,5% T Vendas 4T15 Vendas 4T16 Compras 4T16 Outros Empresas do Grupo ENBR Vendas 2015 Vendas 2016 Compras 2016 Outros Empresas do Grupo ENBR EDP Grid A Receita Líquida da EDP GRID foi de R$ 11,4 milhões, queda de 11,4%, consequência do cenário de retração econômica do país, com queda dos níveis de preço e consumo de energia e decorrente redução do número de contratos firmados. Os gastos não gerenciáveis e o PMSO foram de R$ 0,8 milhão e R$ 4,5 milhões, respectivamente, decorrentes da consolidação da EDP Soluções em Energia (EDPSE), sendo que R$ 2,4 milhões são referentes à implantação de projetos. Em consequência dos fatores mencionados acima, o EBITDA fechou o 4T16 em R$ 6,1 milhões, e o resultado financeiro ficou negativo em R$ 0,7 milhão, decorrente das despesas referentes à aquisição da EDPSE e às suas dívidas vigentes. O lucro líquido totalizou R$ 3,1 milhões no trimestre. O compromisso da EDP com o desenvolvimento sustentável é demonstrado através 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 BM&FBovespa, 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. Fundamentada na Visão de ser uma empresa global de energia, líder em criação de valor, inovação e sustentabilidade, a EDP assumiu, em 2016, seus compromissos com a sustentabilidade para 2020: 23

24 Pilares estratégicos Gerar valor econômico Gerir assuntos ambientais e climáticos Desenvolver as nossas pessoas Melhorar a confiança Compromissos para 2020 Status 2016 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 Disponibilizar produtos e serviços de eficiência energética para reduzir o consumo de 100 GWh de energia no cliente até 2020 Investir R$ 100 milhões até 2020 na expansão da telemedição em clientes baixa tensão Investir R$ 100 milhões em projetos inovadores até 2020 Alcançar 100% de certificação ambiental e assegurar a implementação de sistema de gestão em fornecedores críticos Internalizar o conceito de economia circular e promover eficiência energética nos edifícios Valorar as externalidades ambientais na EDP relacionadas com serviços ecossistêmicos prioritários Manter níveis de engajamento de colaboradores > 75% até 2020 Promover a diversidade, garantindo igualdade de acesso em processos de contratação Alcançar 100% de certificação de saúde e segurança e assegurar a implementação de sistema de gestão em fornecedores críticos Manter a EDP como uma das Empresas mais Éticas do Brasil (Selo Pro-Ética) Alcançar > 80% de satisfação dos clientes Implementar mecanismos de consulta periódica com stakeholders Investir R$ 50 milhões até 2020 para promover negócios sociais e iniciativas de estilos de vida sustentáveis Com a entrada antecipada em operação da UHE Cachoeira Caldeirão a EDP atingiu 74% de energia renovável. Consolidação do negócio de Soluções em energia (45 GWh de energia economizada), e entrada no mercado da geração distribuída solar. Plano de investimentos em smart metering e BTZero conforme previsto, incluindo P&Ds relacionados. No ano foram investidos cerca de R$20 milhões em projetos de P&D. Destaque para a certificação da Sede Corporativa e UTE Pecém; reforço das questões ambientais no Índice de Desempenho do Fornecedor (IDF). Distribuidoras EDP têm planos de recuperaçao e reutilização de transformadores (22% e 45% de transformadores recuperados em SP e ES); na construção da UHE São Manoel foram reutilizados cerca de 3,8mil m 3 de madeira. Ações de eficiência energética em prédios administrativos (ex: troca de iluminação). Iniciado estudo de valoração do serviço ecossistêmico de abastecimento de água na UTE Pecém. EDP Brasil é destaque no Grupo EDP e atingiu 81% de engajamento ; Foi listada pela primeira vez nas 150 Melhores Empresas para se Trabalhar pela Revista Você S/A. Revisão de processos internos de contratação. Destaque para a certificação da Sede Corporativa e UTE Pecém; reforço das questões de segurança no Índice de Desempenho do Fornecedor (IDF). EDP reconhecida mais uma vez como Empresa Pro-ética pela Controladoria- Geral da União Comercializadora obteve 91,5% de satisfação e as Distribuidoras da EDP em São Paulo e no Espírito Santo, obtiveram 76,30 e 80,80, respectivamente. Primeiro ciclo de entrevistas (#185) com stakeholders externos EDP Mais de R$14 milhões investidos no ano, destaque para o apoio à cultura e educação através do investimento na reconstrução do Museu da Língua Portuguesa. 24

25 Desempenho nos principais indicadores e aspectos socioambientais: Indicador Und Consumo de água m³ Consumo de energia elétrica GJ Resíduos perigosos Ton Resíduos não perigosos CO2e Emissões de CO2 (escopo 1) CO2e Emissões de CO2 (escopo 2) Ton Emissões de NOX Ton Emissões de SO2 Ton Emissões de material particulado Ton Acidentes ambientais Qtd 0 0 Potência líquida certificada (ISO14001) Distribuição MVA Potência líquida certificada (OHSAS 18001) Distribuição MVA Potência líquida certificada (ISO e OHSAS 18001) - Geração MW Proporção de mulheres no quadro de colaboradores % Horas de treinamento por colaborador Horas Taxa de frequência Próprios Taxa 1,71 0,59 Taxa de frequência - Terceiros Taxa 2,64 2,30 Taxa de gravidade Próprios Taxa 961,37 26,80 Taxa de gravidade - Terceiros Taxa 1.602,00 99,25 Índice de Desempenho dos Fornecedores (IDF) Índice ND 88,65 Investimento social privado R$ mil 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. 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 EDP, na secção de Relatórios Anuais. O primeiro relatório no modelo de Relato Integrado será divulgado em abril de Em 29 de dezembro, as ações da EDP Energias do Brasil (ENBR3) encerram cotadas a R$ 13,40 (com ajuste de proventos). A ENBR3 apresentou queda de 3,0% no trimestre, com desempenho inferior ao Ibovespa (3,2%) e IEE (-0,5%). No ano, a ENBR3 valorizou 23,4%, desempenho inferior ao do Ibovespa (38,9%) e do IEE (45,6%). As ações da Companhia foram negociadas em todos os pregões, totalizando 121,1 milhões de ações no 4T16 e 567,9 milhões de ações no ano. A média diária alcançou 2,3 milhões de ações negociadas no ano. O volume financeiro totalizou R$ 7,5 bilhões, com volume médio diário de R$ 30,3 milhões em O valor de mercado da Companhia em 29 de dezembro de 2016 era R$ 8,1 bilhões. 25

26 Evolução da Cotação (R$) Volume Médio Diário (R$ milhões) 11,36 13,08 13,82-3,0% 13,40 28,2 35,5 28,9 28,5 30,3 mar/16 jun/16 set/16 dez/16 1T16 2T16 3T16 4T ENBR3 x Desempenho dos Índices (Base 100: 30/12/2013) (Base 100: 30/12/2013) ENBR3 IBOV IEE (+47,1%) (+37,6%) (+16,9%) Em 29 de dezembro, o capital social da Companhia era representado na sua totalidade por ações ordinárias nominativas. Do total de ações, encontravam-se em circulação, em conformidade com o Regulamento de Listagem do Novo Mercado da BM&FBOVESPA, e ações permaneciam em tesouraria. Base acionária 11% Base acionária 1% 89% 99% Nacional Internacional Pessoa Física Pessoa Jurídica O gráfico abaixo mostra a distribuição geográfica das ações que compunham o free float da EDP Energias do Brasil em 29 de dezembro de 2016: 26

27 1% 12% 12% 1% 26% 48% Ásia América Latina América do Norte Europa Oceania Brasil Em 12 de abril de 2017, o Conselho de Administração da Companhia levará para aprovação em Assembleia Geral Ordinária (AGO) o pagamento de proventos de R$ 330 milhões, correspondente a 0, por ação. ANEEL homologou reajuste tarifário anual da EDP Bandeirante de 2016 Em 18 de outubro foi aprovado o reajuste tarifário anual da EDP Bandeirante de 2016, aplicado a partir de 23 de outubro de O efeito médio percebido pelos consumidores foi de -23,53%, sendo -28,64% para os consumidores atendidos em alta e média tensão e de -19,51% para os consumidores atendidos em baixa tensão. A parcela B foi ajustada em 9,54%, resultando em R$ 828, 9 milhões. 2º Desembolso do Empréstimo de Longo Prazo junto ao BNDES para a UHE Cachoeira Caldeirão Em 20 de outubro, a Empresa de Energia Cachoeira Caldeirão recebeu o 2º desembolso no valor de R$ 83,4 milhões referente ao Contrato de Financiamento firmado junto ao BNDES. O primeiro desembolso foi realizado no dia 26 de dezembro de 2014 no valor de R$ 300 milhões. O financiamento totaliza R$ 504,1 milhões, ao custo de TJLP + 2,12% a.a.. Os juros sobre o montante desembolsado serão capitalizados trimestralmente até 15 de outubro de 2017 e exigíveis mensalmente a partir de 15 de novembro de As amortizações terão o mesmo prazo de carência dos juros e serão realizadas mensalmente até 15 de outubro de º Desembolso do Empréstimo de Longo Prazo junto ao BNDES para a UHE São Manoel Em 26 de outubro, a UHE São Manoel recebeu o 2º desembolso no valor de R$160,0 milhões referente ao Contrato de Financiamento firmado junto ao BNDES. O primeiro desembolso foi realizado no dia 15 de setembro de 2016 no valor de R$ 852,5 milhões. O financiamento totaliza 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 As amortizações terão o mesmo prazo de carência dos juros e serão realizadas mensalmente até 15 de dezembro de EDP Energias do Brasil venceu o Lote 24 na 2ª Etapa do Leilão de Transmissão 013/2015 Em 28 de outubro, a EDP Energias do Brasil venceu o Lote 24 da 2ª Etapa do Leilão para Concessão do Serviço Público de Transmissão de Energia Elétrica nº 013/2015, realizado pela ANEEL. O lote é composto por uma linha de transmissão de 113 km e uma subestação, localizadas no Estado do Espirito Santo. A Receita Anual Permitida (RAP) é de R$ 20,7 milhões, atualizada pelo IPCA, com prazo de entrada em operação de 32 meses, e o investimento total estimado é de R$ 116,0 milhões. Em 10 de fevereiro, a EDP Energias do Brasil assinou o contrato de concessão, com prazo de vigência de 30 anos. Adesão à proposta de repactuação de Risco Hidrológico da UHE Cachoeira Caldeirão Em 21 de novembro, a ANEEL anuiu a adesão da UHE Cachoeira Caldeirão à proposta de repactuação do risco hidrológico, por meio do Despacho nº 3.013/16. A EDP optou pela repactuação do risco hidrológico ao ACR no produto SP89, onde 89% da exposição ao GSF é protegida. Adesão à proposta de repactuação de Risco Hidrológico da ECE Participações Em 29 de novembro, a ANEEL anuiu à adesão da ECE Participações à proposta de repactuação do risco hidrológico, por meio do Despacho nº 3.110/16. A EDP optou pela repactuação do risco hidrológico ao ACR no produto SP89, onde 89% da exposição ao GSF é protegida. Decreto nº /16 - Encargo Hídrico Emergencial Porto do Pecém 27