Release 3T de outubro de 2017 LUCRO LÍQ. Redução de R$ 21 milhões, em relação ao 2T ,3%, em relação ao 9M16

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1 \ Release 3T17 31 de outubro de 2017 EBITDA LUCRO LÍQ. DÍVIDA LÍQ. R$ 551,5 mi R$ 140,1 mi R$ 3,9 bi Proteção ao risco hidrológico Construção de São Manoel Disponibilidade de Pecém Redução das Perdas Totais Eficácia no combate à PDD Total de hedge de energia de 18% (184 MW méd) 97,2% de evolução física e obtenção da Licença de Operação 91%, no acumulado, superior ao estabelecido em leilão -0,16 p.p. na EDP SP e -0,79 p.p. na EDP ES, em relação a Dez/16 Redução de R$ 21 milhões, em relação ao 2T17 CAPEX na Distribuição Volume de energia distribuída Licenciamento Ambiental Transmissão Margem Bruta da Comercialização de R$ 43,5 milhões Margem Bruta de Pecém de R$ 176,5 milhões Evolução do PMSO abaixo da inflação EBITDA Ajustado de R$ 535,1 milhões + 19,3%, em relação ao 9M16 + 2,3% no volume com destaque para a EDP São Paulo, com aumento de 4,4% Antecipação do cronograma e expectativa de obtenção da Licença de Instalação até o final do ano Crescimento de 264,0%, em relação ao 3T16 Crescimento de 74,2%, em relação ao 3T16 + 0,2%, em relação ao 9M16 Aumento de 14,3%, em relação ao 3T16 Lucro Líquido Ajustado de R$ 129,2 Aumento de 2,4%, em relação ao 3T16 milhões Valor de Mercado: R$ 9,2 bi Ações em Tesouraria: Total de Ações: Free float: 48,7% Teleconferência de Resultados Português 11h00 (BRA) +55 (11) (11) com webcast 01 de novembro de 2017 Inglês 09h00 (NYC) EUA: +1 (786) Outros: +1 (888) Relações com Investidores ri@edpbr.com.br A conferência será realizada em português com tradução simultânea para inglês. São Paulo, 31 de outubro de 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.

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 Grid 1. 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 o 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. 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. 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 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 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. 2

3 Índice 1.Eventos Relevantes do Período 4 2.Desempenho Operacional Geração Comercialização Volume Balanço Energético Consolidado Perdas Indicadores de Qualidade 12 3.Desempenho Econômico-Financeiro Consolidado Eventos Não recorrentes Receita e Margem Bruta Gastos Gerenciáveis Ganho de Alienação/Aquisição de Investimento EBITDA Resultado Financeiro Lucro Líquido Projetos Não Consolidados UHE Santo Antônio Do Jari UHE Cachoeira Caldeirão 23 4.Ativos em Construção UHE São Manoel 24 5.Endividamento 24 6.Variação do Imobilizado 26 7.Ativos e Passivos Regulatórios 27 8.Desempenho em Sustentabilidade Compromissos com o Desenvolvimento Sustentável Indicadores de Sustentabilidade Outras informações sobre Sustentabilidade 29 9.Mercado de Capitais Desempenho das Ações Capital Social ANEXOS 32 3

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 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 As amortizações terão o mesmo prazo de carência dos juros e serão realizadas mensalmente até 15 de dezembro de 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 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 encontrase 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. 4

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 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 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 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$ Milhões Capital Social Atual Redução Capital Social Alterado Lajeado Energia 306,9 (300,0) 6,9 EDP PCH 245,1 (150,0) 95,1 5

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 Grupo 2 foi de GWh, redução de 2,7%. No acumulado do ano, o volume total foi de GWh, queda de 4,9%. - Geração Hídrica Ativo 1 Tarifa Total das Hídricas não considera eliminações intragrupo/ 2 Os valores da Tarifa de Venda de Pecém referem-se ao CVU de setembro de 2017 e O volume de energia vendida das usinas hídricas foi de 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 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 3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var Lajeado ,3% 177,1 168,9 4,9% Investco ,1% 184,2 172,9 6,6% Enerpeixe ,5% 166,4 153,1 8,7% Energest ,1% 193,7 176,8 9,6% PCHs ,2% 232,2 213,0 9,0% Costa Rica ,7% 258,3 131,0 97,1% Santa Fé ,3% 232,8 220,5 5,6% Total Hídricas ,7% 182,8 167,8 8,9% Pecém ,0% 159,2 116,7 36,4% Total Consolidado ,7% Ativo Volume (MWh) Tarifa de Venda (R$/MWh) 1 Volume (MWh) Tarifa de Venda (R$/MWh) 3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var Cachoeira Caldeirão (50%) ,1% 150,0 97,9 53,2% Jari (50%) ,0% 156,4 144,3 8,4% Total Não Consolidado ,4% 154,0 127,9 20,4% 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 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 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 6

7 Venda Consolidada da Geração Hídrica (GWh) Sazonalização da Geração Hídrica (%) % 26% 25% 25% 24% 25% 25% % 3T 9M 1T 2T 3T 4T 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: R$ 34,6 R$ 62,2 R$ 116,0 R$ 162,8 R$ 155,4 R$ 302,6 R$ 436,2 88% 89% 83% 88% 110% 84% 62% 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 PLD SE GSF Real 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 Adicionalmente, em julho foi realizada a descontratação de Jari e de Cachoeira Caldeirão, conforme mencionado anteriormente, com vigência de julho a dezembro de 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: GF livre GSF Geração fora MRE GF alocada Compras/Liquidação CCEE Contratos Venda 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 7

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 GWh se manteve estável em relação ao 3T16. No acumulado do ano, o volume atingiu 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 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. Manutenção programada da UG01 Manutenção programada da UG02 85% 82% 78% 96% 99% 91% 94% 94% 94% 98% 94% 89% 90% 91% 91% 91% 81% 81% 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 9M17 UG01 UG02 Média da Usina Detalhes em relação a receita, custo e margem bruta da usina estão descritos no Capítulo 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 Capacidade Instalada em MW Pro forma ,2% COMERCIALIZAÇÃO Venda UHE C. 3T17 UHE São 2018 Pantanal Caldeirão Manoel Energética 1T16 1 Considera 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. Volume (MWh) 3T17 3T16 Var Partes Relacionadas ,7% Vendas fora do grupo ,0% Total Comercialização ,7% Tarifa Média (R$/MWh) 236,9 170,2 39,2% O volume de energia comercializada totalizou GWh, aumento de 53,7%, decorrente: (i) da volatilidade de preços do trimestre, que variaram entre R$ 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, 8

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 GWh, 34,3% superior ao 9M Distribuição 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. Volume (MWh) EDP São Paulo Volume (MWh) Clientes (unid.) 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var Var Residencial ,1% ,3% ,7% Industrial ,6% ,6% ,9% Comercial ,8% ,7% ,4% Rural ,9% ,6% ,0% Outros ,4% ,9% ,4% Energia Vendida Clientes Finais ,9% ,4% ,8% Suprimento ,9% ,2% 2 2 0,0% Energia em trânsito (USD) ,8% ,6% ,2% Clientes Livres ,7% ,9% ,5% Concessionárias ,6% ,4% 2 2 0,0% Consumo próprio ,2% ,3% ,5% Total Energia Distribuída ,4% ,0% ,8% EDP Espírito Santo Residencial ,0% ,6% ,8% Industrial ,8% ,0% ,5% Comercial ,6% ,8% ,9% Rural ,2% ,3% ,8% Outros ,1% ,5% ,0% Energia Vendida Clientes Finais ,7% ,1% ,8% Suprimento ,0% ,2% 1 1 0,0% Energia em trânsito (USD) ,5% ,5% ,0% Clientes Livres ,3% ,1% ,5% Concessionárias ,5% ,6% 1 1 0,0% Consumo próprio ,7% ,1% ,9% Total Energia Distribuída ,9% ,6% ,8% Residencial ,3% ,4% ,8% Industrial ,9% ,4% ,2% Comercial ,5% ,5% ,1% Rural ,6% ,6% ,6% Outros ,1% ,4% ,3% Energia Vendida Clientes Finais ,4% ,3% ,8% Suprimento ,2% ,5% 3 3 0,0% Energia em trânsito (USD) ,3% ,5% ,6% Clientes livres ,8% ,2% ,4% Concessionárias ,5% ,0% 3 3 0,0% Consumo próprio ,2% ,4% ,5% Total Energia Distribuída ,3% ,5% ,8% N o tas: Outro s = P o der público + Iluminação pública + Serviço público USD = Uso do Sistema de D istribuição - Mercado Cativo Distribuição 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). 9

10 O total de migrações dos últimos 12 meses foi de 250 consumidores (151 5 na EDP São Paulo e 99 6 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 BALANÇO ENERGÉTICO CONSOLIDADO Tarifa Média (R$/MWh) EDP São Paulo 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% O total de energia injetada no sistema foi de GWh.O total de perdas na transmissão, vendas e ajustes foi de GWh. A Energia Requerida foi de GWh, que excluindo o valor de GWh referente às perdas, perfaz o total de Energia Distribuída de GWh. Balanço Energético Distribuição 9M17 (MWh) Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Energia Leilão Perdas de Itaipu ( (-) - ) = Requerida Outros Vendas C.Prazo EDP Espírito Santo Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo Energia em Trânsito Total Do total da Energia Requerida, 60% foram para a EDP São Paulo e 40% para a EDP Espírito Santo. Suprimento Fornecimento Perdas e Diferenças 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. 10

11 Balanço Energético EDP São Paulo 9M17 (MWh) Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Suprimento Energia Leilão Perdas de Itaipu (-) = Requerida Outros Vendas C.Prazo Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo Fornecimento Perdas e Diferenças Energia em Trânsito Total Balanço Energético EDP Espírito Santo 9M17 (MWh) Itaipu + Proinfa Perdas Transmissão Energia Leilão Perdas de Itaipu (-) = Requerida Outros Vendas C.Prazo Energia em Trânsito Ajustes C.Prazo Total Suprimento Fornecimento Perdas e Diferenças Energia em Trânsito * 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) PERDAS Perdas Acumuladas em 12 meses (GWh ou %) Entrada de Energia na Rede (A) Técnica (B) Não-técnica (C ) Total (B +C ) Técnica Não-técnica Total (B /A) (C /A) (B+C /A) = = EDP São Paulo EDP Espírito Santo Set-16 Dez-16 Mar-17 Jun-17 Set-17 ANEEL Set-16 Dez-16 Mar-17 Jun-17 Set-17 ANEEL ,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% Perdas Acumuladas Baixa Tensão em 12 meses (GWh ou %) Mercado Baixa Tensão (D) Comercial Baixa Tensão (C /D) Total (C /D ) EDP São Paulo EDP Espírito Santo Set-16 Dez-16 Mar-17 Jun-17 Set-17 ANEEL Set-16 Dez-16 Mar-17 Jun-17 Set-17 ANEEL ,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% 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. 11

12 - Blindagem do consumo nas Distribuidoras: EDP São Paulo # clientes blindados % consumo EDP Espírito Santo # clientes blindados % consumo Telemedição Blindagem Monitoramento Clientes Alta Tensão 82 32,7% 21 32,4% Intervenções com equipe própria Clientes Média Tensão ,7% ,1% 100% Telemedido Clientes Baixa Tensão Ligação Indireta ,5% ,5% Rede BTzero Agentes Boa energia Clientes Baixa Tensão ,2% ,6% Inspeções Consumo Blindado Total ,1% ,6% 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 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 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) 8,71 8,84 8,80 8,77 8,13 8,22 5,28 5,37 5,06 5,23 5,23 5,17 3T16 2T17 3T17 EDP São Paulo EDP Espírito Santo 3T16 2T17 3T17 EDP São Paulo EDP Espírito Santo 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 12

13 3. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO 3.1 CONSOLIDADO Itens em R$ mil ou % Geração Hídrica 2 Geração Térmica Distribuição Comerc. + EDP GRID Consolidado 2 3T17 3T17 3T17 3T17 3T17 Receita Líquida Receita de Construção Gastos não-gerenciavéis ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) Margem Bruta Gastos gerenciáveis (65.184) (77.151) ( ) (13.371) ( ) PMSO (25.645) (37.051) ( ) (11.475) ( ) EBITDA Depreciação e amortização (39.558) (40.238) (47.780) (1.896) ( ) Resultado das participações societárias (1.614) (2.573) Participações de minoritários (28.203) (28.194) Lucro Líquido do Exercício Itens em R$ mil ou % Geração Hídrica 2 Geração Térmica Distribuição Comerc. + GRID Consolidado 2 3T16 3T16 3T16 3T16 3T16 Receita Líquida Receita de Construção Gastos não-gerenciavéis (54.704) ( ) ( ) ( ) ( ) Margem Bruta Gastos gerenciáveis (63.827) (76.398) ( ) (12.119) ( ) PMSO (26.540) (36.844) ( ) (11.183) ( ) EBITDA Depreciação e amortização (37.362) (39.600) (43.958) (937) ( ) Resultado das participações societárias (10.344) (11.193) Participações de minoritários (30.268) (30.268) Lucro Líquido do Exercício (28.648) (2.065) Itens em R$ mil ou % Var Var Var Var Var Receita Líquida 1 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 Hídrica 2 Geração Térmica Distribuição Comerc. + GRID Consolidado 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 Os eventos não recorrentes que impactaram a análise do 9M17 versus 9M16, além do efeito citado acima, são: 13

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 RECEITA E MARGEM BRUTA - Geração Hídrica Itens em R$ mil ou % 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%. 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var Receita Operacional Líquida ,7% ,6% Gastos Não gerenciáveis ( ) ( ) 70,2% ( ) ( ) 42,0% Energia Eletrica Comprada para revenda ( ) ( ) 75,4% ( ) ( ) 40,9% Encargos de Uso da rede eletrica ( ) ( ) 56,4% ( ) ( ) 23,7% Outros ( ) ( ) 38,9% ( ) ( ) 73,0% Margem Bruta ,6% ,7% Itens em R$ mil ou % Consolidado Geração Hídrica Consolidado 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var Receita Operacional Líquida ,3% ,1% Gastos não gerenciáveis ( ) (54.704) 173,8% ( ) ( ) 84,3% Energia elétrica comprada para revenda ( ) (34.069) 270,5% ( ) (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 ,8% ,6% Conforme gráfico abaixo apresenta os principais efeitos que compõem a Margem Bruta da Geração Hídrica Consolidada ( R$ Milhões): Receita Suprimento MRE Impactos GSF/PLD Ressarcimento Margem Operações CP Receita Hedge Natural Outros Margem Bruta 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. 14

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 Geração Térmica Itens em R$ mil ou % 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: Geração Térmica Geração Térmica 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var Receita Operacional Líquida ,0% ,8% Gastos não gerenciáveis ( ) ( ) 62,9% ( ) ( ) 88,8% Energia elétrica comprada para revenda (76.554) (17.164) 346,0% ( ) (34.307) 342,7% Encargos de uso da rede elétrica (17.888) (16.517) 8,3% (52.796) (47.397) 11,4% Outros ( ) ( ) 35,3% ( ) ( ) 72,8% Margem Bruta ,2% ,8% (ii) (iii) (iv) 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; Aumento da despesa com utilização da água (+ R$ 1,0 milhão) em função do encargo hídrico; e 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 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%. 15

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 Importante ressaltar que o encargo hídrico foi mantido pelo Estado do Ceará, sem data prevista de término, através de decreto emitido em agosto de 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 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 Itens em R$ mil ou % EDP São Paulo EDP Espírito Santo Total Distribuição 3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var Receita Operacional Líquida ,1% ,3% ,2% Gastos Não gerenciáveis ( ) ( ) 51,3% ( ) ( ) 37,2% ( ) ( ) 45,0% Energia elétrica comprada para revenda ( ) ( ) 52,7% ( ) ( ) 28,3% ( ) ( ) 41,8% Encargos de uso da rede elétrica (69.321) (50.339) 37,7% (81.568) (34.778) 134,5% ( ) (85.117) 77,3% Outros - - n.d. - - n.d. - - n.d. Margem Bruta ,0% ,1% ,9% Itens em R$ mil ou % EDP São Paulo EDP Espírito Santo Total Distribuição 9M17 9M16 Var 9M17 9M16 Var 9M17 9M16 Var Receita Operacional Líquida ,0% ,1% ,0% Gastos Não gerenciáveis ( ) ( ) 24,6% ( ) ( ) 13,4% ( ) ( ) 19,7% Energia elétrica comprada para revenda ( ) ( ) 25,7% ( ) ( ) 10,0% ( ) ( ) 18,7% Encargos de uso da rede elétrica ( ) ( ) 14,8% ( ) ( ) 51,2% ( ) ( ) 29,3% Outros - - n.d. - - n.d. - - n.d. Margem Bruta ,6% ,1% ,1% 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. 16

17 - Comercialização e EDP Grid Itens em R$ mil ou % EDP Comercializadora EDP Grid Total Comercialização + GRID 3T17 3T16 Var 3M17 3M16 Var 3M17 3M16 Var Receita Operacional Líquida ,4% ,0% ,8% Gastos Não gerenciáveis ( ) ( ) 113,7% (2.156) (747) 188,6% ( ) ( ) 113,9% Energia Eletrica Comprada para revenda ( ) ( ) 114,5% - - n.d. ( ) ( ) 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 ,0% ,6% ,0% Itens em R$ mil ou % EDP Comercializadora EDP Grid Total Comercialização + GRID 9M17 9M16 Var 9M17 9M16 Var 9M17 9M16 Var Receita Operacional Líquida ,6% ,2% ,0% Gastos Não gerenciáveis ( ) ( ) 72,6% (4.466) (2.062) 116,6% ( ) ( ) 72,6% Energia Eletrica Comprada para revenda ( ) ( ) 73,2% - - n.d. ( ) ( ) 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 ,1% ,2% ,5% 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) % Margem 3T16 Geração Hídrica Pecém Distribuição Comercialização +GRID Outros/ Eliminações Margem 3T GASTOS GERENCIÁVEIS Consolidado Itens em R$ mil ou % 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var Pessoal ( ) ( ) 6,7% ( ) ( ) 3,1% Material (13.062) (15.706) -16,8% (39.022) (40.532) -3,7% Serviços de terceiros ( ) ( ) 6,4% ( ) ( ) 7,0% Provisões (13.242) (19.604) -32,5% (87.965) ( ) -14,0% Outros (29.072) (34.166) -14,9% (92.557) ( ) -15,6% Total PMSO ( ) ( ) 0,2% ( ) ( ) 0,2% Ganhos e perdas na desativação e alienação de bens (19.617) (15.739) 24,6% (51.931) n.d. Custo com construção da infraestrutura ( ) ( ) -5,4% ( ) ( ) 22,2% Depreciação e Amortização ( ) ( ) 6,0% ( ) ( ) 5,0% Gastos gerenciáveis ( ) ( ) 0,7% ( ) ( ) 9,9% 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. 17

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) (ii) Efeitos não recorrentes referente à revisão da regra contábil de apropriação das contribuições da CCEE (-R$ 3,4 milhões); 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. - Geração Hídrica O PMSO apresentou redução de 3,4%, reflexo da redução média de 17,6% principalmente nas rubricas Pessoal. Itens em R$ mil ou % Geração Hídrica 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% 18

19 - Geração Térmica 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 Em Serviços de Terceiros, a redução refere-se à renegociação do contrato de infraestrutura e manutenção predial. Itens em R$ mil ou % Geração Térmica 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var - Distribuição 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 ,3% (15) ,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) ( ) -5,1% 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). Itens em R$ mil ou % EDP São Paulo EDP Espírito Santo Total Distribuição 3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var 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) ( ) -11,6% (96.015) (88.698) 8,2% ( ) ( ) -2,7% Itens em R$ mil ou % EDP São Paulo EDP Espírito Santo Total Distribuição 9M17 9M16 Var 9M17 9M16 Var 9M17 9M16 Var Pessoal ( ) ( ) -0,6% ( ) (96.714) 11,1% ( ) ( ) 4,6% Material (10.219) (12.232) -16,5% (9.807) (8.220) 19,3% (20.026) (20.452) -2,1% Serviços de terceiros ( ) ( ) 9,2% ( ) ( ) 6,2% ( ) ( ) 7,7% Provisões (35.464) (57.746) -38,6% (48.766) (47.264) 3,2% (84.230) ( ) -19,8% Outros (37.684) (41.970) -10,2% (22.051) (20.884) 5,6% (59.735) (62.854) -5,0% Total do PMSO ( ) ( ) -5,3% ( ) ( ) 7,7% ( ) ( ) 0,6% - PDD - Provisão para Devedores Duvidosos e Inadimplência A PDD nas distribuidoras apresentou redução total de R$ 6,6 milhões em relação ao 3T16. EDP São Paulo EDP Espírito Santo 1,25% 1,16% 1,15% 1,11% 19,91 18,45 16,14 0,68% 0,63% 14,88 10,76 8,85 0,24% 3,18 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T ,62% 1,66% 1 1 0,98% 18,20 1,12% 1 17, ,43 0,66% 12,92 1 0,70% 0 6,90 0,35% 7,89 0 4, T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 PDD - R$ / milhões PDD / Receita PDD - R$ / milhões PDD / Receita 19

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 Itens em R$ mil ou % EDP Comercializadora EDP Grid Total Comercialização + GRID 3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var 3T17 3T16 Var 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% 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 GANHO DE ALIENAÇÃO/AQUISIÇÃO DE INVESTIMENTO Não houveram efeitos significativos referentes a ganhos de alienação e/ou aquisição de investimentos em 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 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. 20

21 Itens em R$ mil ou % 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var EBITDA ,0% ,6% Provisão ressarcimento do encargo hídrico (30.000) - n.d. Venda Pantanal Energética ( ) n.d. Ressarcimento do Seguro UTE Pecém (9.003) - - (9.003) (81.800) n.d. Atualização do ativo financeiro indenizável (VNR) (7.416) ( ) -95,3% (14.499) ( ) -92,7% EBITDA ajustado ,3% ,9% Resultado das participações societárias (2.573) (11.193) 77,0% (7.386) (31.102) 76,3% EBITDA conforme "Instrução CVM 527" ,8% ,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 2T Resultado das Participações Societárias O Resultado das Participações Societárias aumentou R$ 8,6 milhões, decorrente dos resultados de Jari e Cachoeira Caldeirão. Itens em R$ mil ou % 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var Santo Antônio do Jari (50%) (4.545) n.d (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. Outros 2 (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 ativos 2 Considera equivalência de Porto do Pecém Transportadora de Minérios (Pecém TM), Pecém Operação e Manutenção (Pecém OM) e Mabe RESULTADO FINANCEIRO Resultado Financeiro (R$ mil) 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: Consolidado 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var Receita Financeira ,2% ,3% Receitas de aplicações financeiras ,2% ,0% Variação monetária e acréscimo ,5% ,4% Atualização sobre os ativos/ passivos financeiros setoriais - - n.d. - - n.d. Ajustes a valor presente (800) 400 n.d ,0% (-) PIS/COFINS sobre Receitas financeiras (16.670) (5.568) 199,4% (30.097) (13.856) 117,2% Outras receitas financeiras (2.339) n.d ,9% Despesa Financeira ( ) ( ) -22,5% ( ) ( ) -18,1% Variação monetária e acréscimo moratório (12.078) (28.235) -57,2% (56.309) ( ) -58,2% Encargos de dívidas ( ) ( ) -21,1% ( ) ( ) -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 ,7% ,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 ,6% ,5% Juros e multa sobre impostos ,5% ,5% Total ( ) ( ) -1,9% ( ) ( ) -18,2% (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 21

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 setoriais 7 ; (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 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: 3T17 3T16 Var Resultado antes dos tributos sobre o lucro (72.108) Alíquota 34% 34% n.d. IR/CS (93.991) ( ) Efeitos Não Recorrentes Redução do imposto corrente sobre acordo Grupo Rede (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) SUDAM Enerpeixe (7.170) Outras (969) Total ( ) (87.486) (20.694) Alíquota 39,1% 25,1% n.d. (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; 22

23 Formação do Lucro Líquido 3T17 (R$ milhões) % Lucro Liquido 3T16 EBITDA Dep & Amort Equivalência Resultado Patrimonial Financeiro IR & CS Participação de minoritários Lucro Líquido 3T PROJETOS NÃO CONSOLIDADOS 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 UHE CACHOEIRA CALDEIRÃO JARI Consolidado Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var Receita operacional líquida ,2% ,5% Gastos não gerenciáveis (6.042) (7.321) -17,5% (15.693) (18.776) -16,4% Margem Bruta ,2% ,8% Gastos gerenciáveis (8.402) (8.220) 2,2% (25.857) (24.191) 6,9% EBITDA ,8% ,1% Resultado financeiro líquido (10.541) (15.098) -30,2% (31.983) (47.941) -33,3% Lucro líquido (2.865) n.d (11.467) n.d. Cachoeira Caldeirão Demonstrativo de Resultados (R$ mil) 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var Receita operacional líquida ,1% ,4% Gastos não gerenciáveis (2.407) (3.337) -27,9% (9.637) (5.306) 81,6% Margem Bruta ,6% ,0% Gastos gerenciáveis (7.626) (6.434) 18,5% (23.084) (13.654) 69,1% EBITDA ,2% ,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% 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. 23

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 précomissionamento 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 ENDIVIDAMENTO A Dívida Bruta consolidada totalizou R$ 5,4 bilhões, redução de 3,8% em relação ao final do ano de 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) EDP São Paulo EDP Espirito Santo Energest Enerpeixe Investco Pecém EDPE Holding Lajeado Consolidado Grid Santa Fé PCH Empréstimos Debêntures Mútuo 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 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. 24

25 Composição da Dívida Bruta (R$ milhões) -3,8% Dívida Dez/16 Captações Var Monetária/ Cambial Juros Amortização Principal Amortização Juros Amortização Swap Ajuste a Valor de Mercado/ Valor Presente Dívida Set/17 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. Dívida Bruta por Indexador em 30/09/17 Pré Fixada; 4,7% IPCA; 13,0% Dólar; 4,3% Cronograma de Vencimento da Dívida 1 (R$ milhões) TJLP; 22,8% CDI; 55,1% Disponibilidade Após 2021 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. Nota: 1 Valores consideram principal + encargos + resultados de operações de hedge Dívida Líquida/EBITDA Consolidado Consolidado & 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 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. 25

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. Total Variação do Imobilizado (R$ mil) 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var Distribuição ,8% ,3% EDP São Paulo ,5% ,8% EDP Espírito Santo ,2% ,8% Geração ,9% ,7% Enerpeixe ,1% ,0% Energest ,7% ,2% EDP PCH ,1% ,7% Lajeado / Investco ,7% ,8% Pecém (Consolidação) ,8% ,1% Costa Rica 50 - n.d n.d. Pantanal - - n.d. - - n.d. Santa Fé n.d n.d. Transmissão n.d n.d. Outros ,9% ,3% Total ,8% ,4% 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. EDP São Paulo Variação do Imobilizado - Distribuição 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var Valor Bruto sem Juros Capitalizados ,0% ,4% (+) Juros Capitalizados ,8% ,1% Valor Bruto ,7% ,0% (-) Obrigações Especiais (9.922) (2.224) 346,1% (26.897) (8.214) 227,5% Valor Liquido de Obrig. Especiais ,5% ,8% EDP Espírito Santo Variação do Imobilizado - Distribuição 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var Valor Bruto sem Juros Capitalizados ,4% ,6% (+) Juros Capitalizados ,9% ,5% Valor Bruto ,2% ,0% (-) Obrigações Especiais (1.863) (6.371) -70,8% (12.282) ( ) -91,4% Valor Liquido de Obrig. Especiais ,2% ,8% Distribuição ,8% ,3% 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). 26

27 Variação do Imobilizado (R$ mil) 3T17 3T16 Var 9M17 9M16 Var Distribuição ,8% ,3% Geração ,8% ,9% Geração outros ,9% ,7% UHE Santo Antonio do Jari ,8% ,2% UHE Cachoeira Caldeirão ,8% ,7% UHE São Manoel ,8% ,3% Transmissão n.d n.d. Outros ,9% ,3% Total ,9% ,1% 1 Considera a participação da EDP = 50% Considera a participação da EDP = 33,33% 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 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. EDP Consolidado Aquisição de Energia/Custo de Energia Itaipu dez-16 Apropriação Amortização Atualização Outros set-17 Variação Acumulado ( ) Encargos ( ) ( ) (16.207) 1 ( ) ( ) Sobrecontratação (100% a 105%) (54.699) ( ) ( ) (70.970) Outros ( ) (51.870) ( ) ( ) ( ) EDP São Paulo Aquisição de Energia/Custo de Energia Itaipu dez-16 Apropriação Amortização Atualização Outros set-17 Variação Acumulado ( ) Encargos ( ) ( ) (7.925) - ( ) ( ) Sobrecontratação (100% a 105%) (48.043) (44.385) (42.227) Outros ( ) (43.050) ( ) ( ) ( ) EDP Espírito Santo 27

28 Aquisição de Energia/Custo de Energia Itaipu EDP Espírito Santo dez-16 Apropriação Amortização Atualização Outros set-17 Variação Acumulado (10.477) (82.974) Encargos (26.454) ( ) (9.183) (8.282) 1 ( ) ( ) Sobrecontratação (100% a 105%) (6.656) (95.225) (83.442) (76.786) Outros (9.661) (8.820) (2.428) (82.921) 334 (15.688) 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 B3 8, 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 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 3T 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. Gerar valor econômico - ODS 7 Energias Renováveis e Acessíveis - ODS 9 Indústria, Inovação e Infraestruturas - ODS 12 Produção e Consumo Sustentáveis 1.2 Disponibilizar produtos e serviços de eficiência energética para reduzir o consumo de 100 GWh de energia no cliente até Investir R$ 100 milhões até 2020 na expansão da telemedição em clientes baixa tensão 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 tco2 de emissões evitadas. Na EDP Espírito Santo foram instaladas soluções de telemedição em clientes e na EDP São Paulo em 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 3. Desenvolver as nossas pessoas - ODS 5 Igualdade de Gênero - ODS 8 Trabalho Digno e Crescimento Econômico 2.1 Alcançar 100% de certificação ambiental e assegurar a implementação de sistema de gestão em fornecedores críticos 2.2 Internalizar o conceito de economia circular e promover eficiência energética nos edifícios 2.3 Valorar as externalidades ambientais na EDP relacionadas com serviços ecossistêmicos prioritários 3.1 Manter níveis de engajamento de colaboradores > 75% até Promover a diversidade, garantindo igualdade de acesso em processos de contratação 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. 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. Estudo de valoração do serviço ecossistêmico de abastecimento de água na UTE Pecém em andamento. 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. Formação do Grupo de Trabalho de Diversidade, que tem como objetivo definir e implementar ações com foco na igualdade oportunidades. 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 28

29 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 O resultado das empresas selecionadas sairá em dezembro de Melhorar a confiança - ODS 11 Cidades e Comunidades Sustentáveis 4.2 Alcançar > 80% de satisfação dos clientes 4.3 Implementar mecanismos de consulta periódica com stakeholders 4.4 Investir R$ 50 milhões até 2020 para promover negócios sociais e iniciativas de estilos de vida sustentáveis Lançamento do novo layout da Agência Virtual (EDP Online) e do aplicativo de relacionamento com o cliente. 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. 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 INDICADORES DE SUSTENTABILIDADE Desempenho nos principais indicadores e aspectos socioambientais: Indicador Und 3T16 3T17 Consumo de água m³ Consumo de energia elétrica MWh Resíduos perigosos Ton Resíduos não perigosos Ton Emissões diretas de CO2 (escopo 1)¹ Ton CO2e Emissões indiretas de CO2 (escopo 2) Ton CO2e Emissões de NOX Ton Emissões de SO2 Ton Emissões de material particulado Ton Acidentes ambientais Qtd 0 0 Potência líquida certificada (ISO 14001) 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 0,59 0 Taxa de frequência Terceiros Taxa 2,30 1,66 Taxa de gravidade Próprios Taxa 27 0 Taxa de gravidade Terceiros Taxa Índice de Desempenho dos Fornecedores (IDF) Índice 77% 80% 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. 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 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. 29

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 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) 28,9 28,5 13,82 13,40 13,95 14,19 15,14 21,7 24,9 21,8 set/16 dez/16 mar/17 jun/17 set/17 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 ENBR3 x Desempenho dos Índices (Base 100: 30/12/2014) (+89,9%) (+52,1%) (+48,6%) set-17 ago-17 jul-17 jun-17 mai-17 abr-17 mar-17 fev-17 jan-17 dez-16 nov-16 out-16 set-16 ago-16 jul-16 jun-16 mai-16 abr-16 mar-16 fev-16 jan-16 dez-15 nov-15 out-15 set-15 ago-15 jul-15 jun-15 mai-15 abr-15 mar-15 fev-15 jan-15 dez-14 ENBR3 IBOV IEE 30

31 Dividendos e Payout (R$/Milhões) *Payout considerando lucro ajustado dos efeitos não recorrentes nos anos de 2014, 2015 e O pagamento de juros sobre capital próprio referente ao exercício de 2016 foi realizado no dia 25 de setembro de CAPITAL SOCIAL Em 30 de setembro, 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 B3 (antiga BM&FBOVESPA). Em 2017, houve redução de ações na tesouraria, passando para um total de 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. 31