ENEVA Divulga Resultados do Terceiro Trimestre de 2017

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ENEVA Divulga Resultados do Terceiro Trimestre de 2017

EBITDA ajustado do 3T17 cresce 16% com aumento da geração e otimização de custos fixos

Rio de Janeiro, 09 de novembro de 2017 - ENEVA S.A. (BM&FBOVESPA: ENEV3, GDR I: ENEVY) divulga hoje os resultados para o terceiro trimestre findo em 30 de setembro de 2017 (3T17). As informações a seguir são apresentadas de forma consolidada de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, exceto onde especificado em contrário.1

Destaques do 3T17

Geração líquida total de 3.573 GWh, com aumento de 14%, resultante de maior despacho médio

Volume de vendas de gás cresce 9% com despacho térmico de 99,5%, refletindo sazonalidade esperada

do despacho das usinas do Parnaíba

Disponibilidade de Itaqui supera a requerida contratualmente pelo 2º trimestre consecutivo

Bem-sucedida estratégia de hedge mitiga impactos das penalidades por indisponibilidade (ADOMP)

Crescimento de 16% no EBITDA ajustado do 3T17 vs 3T16, que atingiu R$ 371 milhões

Investimentos no 3T17 atingem R$ 78,7 milhões, com destaque para o desenvolvimento dos campos de

Gavião Caboclo e Gavião Azul e a perfuração de poços exploratórios nos PADs de Morada Nova, Angical

e Araguaína

Posição de caixa consolidada de R$ 689,7 milhões, com redução contínua de alavancagem (dívida

líquida/EBITDA de 3,5x)

Em setembro, a Parnaíba Gás Natural S.A. arrematou 5 blocos exploratórios na Bacia do Parnaíba

durante a 14ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo;

Em outubro, a ENEVA concluiu oferta pública de ações, levantando R$834,5 milhões em recursos

primários através da emissão de 75.862.069 novas ações ordinárias.

1

_{3T17 e 9M17: Pecém II – resultado apresentado via Equivalência Patrimonial nas demonstrações consolidadas.}

3T16 e 9M16: resultado proforma consolidado, considerando participação de 100% na Parnaíba Gás Natural, 100% na

Parnaíba B.V. e Pecém II apresentado por Equivalência Patrimonial.

Principais Indicadores (R$ MM) 3T17 3T16 % 9M17 9M16 %

Receita Operacional Líquida 858,3 624,8 37,4% 1.789,3 1.530,5 16,9% EBITDA Ajustado (trimestre) 371,3 320,0 16,0% 844,2 746,4 13,1% EBITDA Ajustado (últ. 12 meses) 1.236,5 1.034,4 19,5% 1.236,5 1.034,4 19,5% Resultado Líquido ajustado 56,9 (16,7) N/A 38,6 (131,8) N/A Investimentos 78,7 62,0 26,9% 210,4 - N/A Fluxo de Caixa Livre do Acionista 16,3 56,7 -71,3% (91,1) 69,5 N/A Fluxo de C aixa Operacional C ontábil 93,0 184,2 -28,3% 332,4 354,5 5,6% Dívida Líquida (R$ Bilhões) 4,3 4,5 -5,5% 4,3 4,5 -5,5% Dívida Líquida/EBITDA ajust ult. 12m 3,5 4,4 -20,9% 3,5 4,4 -20,9%

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Eventos do 3T17 e Eventos Subsequentes

Descontratação de Parnaíba II através do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits

(MCSD) de Energia Nova

Em julho, a usina de Parnaíba II participou do MCSD de Energia Nova A-0, descontratando 250 MW médios

de seus CCEARs referentes ao LEN A-3 de 2011, no período de julho a dezembro de 2017. A energia foi

recontratada pelo mesmo período no Ambiente de Contratação Livre – ACL a um preço aproximadamente

40% superior.

Concluída a 1ª Fase da Reorganização da Estrutura Societária com a Incorporação da BPMB pela

PGN

A controlada BPMB Parnaíba S.A. foi incorporada à PGN em 31 de agosto de 2017, com redução de tributos

estimada em R$ 6,7 milhões em 2017 e R$ 3,4 milhões ao ano de 2018 em diante.

Eneva arremata 5 blocos na 14ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás

Natural e Biocombustíveis - ANP

A Eneva, através de sua subsidiária integral, Parnaíba Gás Natural S.A., arrematou 5 blocos exploratórios

na Bacia do Parnaíba durante a 14ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e

Biocombustíveis (ANP), realizada em 27 de setembro de 2017. Os blocos arrematados, com área total de

13.509 km

2

_{, foram PN-T-117, PN-T-118, PN-T-119, PN-T-133 e PN-T-134.}

O valor total do bônus de assinatura ofertado foi de R$ 2,7 milhões, e o investimento mínimo estimado pela

ANP para os 5 blocos é R$ 55,4 milhões, com prazo de 6 anos para execução.

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Conforme indicado no mapa abaixo, os ativos complementam o portfólio da companhia na Bacia do Parnaíba,

que já conta com sete campos, sete Planos de Avaliação de Descoberta (PADs), e sete blocos oriundos da

13ª Rodada.

Eneva conclui oferta pública de ações

A Eneva concluiu, em 20 de outubro, a oferta pública de distribuição primária e secundária de ações, no

valor total de R$ 876.206.892,00, sendo R$ 834.482.759,00 em recursos primários para a Companhia. O

preço por ação foi fixado em R$ 11,00, com base no resultado do procedimento de coleta de intenções de

investimento (“Bookbuilding”). Foram emitidas 75.862.069 (setenta e cinco milhões oitocentos e sessenta

e dois e sessenta e nove) novas ações ordinárias. O capital social da Companhia foi elevado para R$

8.862.843.387,01, representado por 314.990.499 ações ordinárias.

A distribuição secundária de ações correspondeu à 3.793.103 ações ordinárias de emissão da Companhia.

Os acionistas vendedores foram o Banco BTG Pactual S.A., o Itaú Unibanco S.A., o Ice Focus EM Credit

Master Fund Limited e a Uniper Holding GmbH.

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Estrutura Acionária após a oferta pública de ações

(20 de outubro de 2017)

ENEVA liquida antecipadamente dívida de Parnaíba II, no valor de R$ 391 milhões

Em 11 de outubro, a controlada Parnaíba II Geração de Energia S.A. realizou a liquidação antecipada do

saldo devedor atualizado da Cédula de Crédito Bancário celebrada em 13 de janeiro de 2017, com a Caixa

Econômica Federal (CEF), no valor de R$391,0 milhões.

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1. Visão geral

A ENEVA é uma empresa integrada de energia, com negócios complementares em geração de energia

elétrica e exploração e produção de hidrocarbonetos no Brasil. Se posiciona como referência no setor de

energia, mediante a adoção pioneira no país do modelo reservoir-to-wire. A ENEVA conta com um parque

térmico de 2,2 GW de capacidade instalada (67% gás natural e 33% carvão mineral), equivalente a 5% da

capacidade térmica instalada nacional. Além disso, é a segunda maior operadora de gás natural do Brasil,

com uma capacidade de produção de 8,4 milhões de m³ por dia. A Companhia opera 40.166 km² de áreas

por meio de contratos de concessão

2

_{para exploração e produção de hidrocarbonetos, na Bacia do Parnaíba,}

situada predominantemente no estado do Maranhão.

O Complexo Parnaíba é o empreendimento pioneiro do modelo reservoir-to-wire (R2W) no Brasil. A geração

de energia pelas usinas termoelétricas é abastecida diretamente pelos campos de gás natural situados nas

suas adjacências. O Complexo Parnaíba é composto pelas usinas (i) Parnaíba I; (ii) Parnaíba II; (iii) Parnaíba

III; e (iv) Parnaíba IV, e pelas subsidiárias fornecedoras de gás natural (i) PGN e (ii) BPMB. Em 31 de agosto

de 2017, a controlada BPMB Parnaíba S.A. foi incorporada à PGN.

Os principais segmentos de negócios da Companhia estão descritos a seguir.

2

_{Os contratos de concessão dos blocos da rodada 14, realizada em setembro de 2017, têm assinatura prevista para o}

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Complexo Parnaíba

O Complexo Parnaíba possui capacidade total instalada de 1,4 GW, onde quatro usinas térmicas geram

energia a partir do gás produzido nos campos em suas adjacências na Bacia do Parnaíba, no Maranhão. O

Complexo está interligado ao Subsistema Norte de produção e transmissão de energia do Sistema Interligado

Nacional (SIN). O complexo Parnaíba divide-se em:

1.1. Geração Térmica a Gás Natural

Neste segmento a Companhia atua na geração de energia elétrica a gás natural com contratos de

Comercialização de Energia Elétrica no Mercado Regulado – CCEAR e um contrato de comercialização de

Energia no Ambiente de Contratação Livre – ACL. Este segmento é composto pelas controladas (i) Parnaíba

I Geração de Energia S.A., (ii) Parnaíba II Geração de Energia S.A., (iii) Parnaíba III Geração de Energia

S.A., e (iv) Parnaíba IV Geração de Energia S.A..

Empreendimento Localização Capacidade

total Combustível % ENEVA Receita fixa anual * Ambiente de Contratação Data de término do PPA

UTE Parnaíba I MA,

Subsistema N 676 MW Gás natural 100% R$ 560 MM Regulado dez/27

UTE Parnaíba II MA,

Subsistema N 519 MW Gás natural 100% R$ 476 MM Regulado abr/36

UTE Parnaíba III MA,

Subsistema N 176 MW Gás natural 100% R$ 124 MM Regulado dez/27

UTE Parnaíba IV MA,

Subsistema N 56 MW Gás natural 100% - Livre dez/18

*Todos os números anuais das receitas fixas têm como data de referência novembro/2016

1.2. Upstream (E&P)

A Companhia atua na exploração e produção (E&P) de hidrocarbonetos em uma área sob concessão de

aproximadamente 40 mil km² na Bacia do Parnaíba, Estado do Maranhão. Atualmente a Companhia possui

capacidade de produção de gás natural de 8,4 milhões de m³ por dia, que é totalmente destinada para

abastecimento do complexo termoelétrico também de propriedade da ENEVA. Este segmento é composto

pelas controladas (i) Parnaíba Gás Natural S.A., e (ii) BPMB Parnaíba S.A.. A BPMB Parnaíba S.A. foi

incorporada à PGN em 31 de agosto de 2017.

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Concessões de E&P na Bacia do Parnaíba

3

Campos de Gás Natural

Rodada Campo Área (km²)

9 Gavião Azul 64

9 Gavião Real 152

9 Gavião Branco 269

9 Gavião Branco Norte 12

9 Gavião Vermelho 66

9 Gavião Caboclo 66

9 Gavião Preto 261

Áreas Exploratórias

Rodada Bloco Área (km²)

9/2007 PN-T-48 1.455 9/2007 PN-T-49 616 9/2007 PN-T-67 1.177 9/2007 PN-T-85 1.118 9/2007 PN-T-102 964 13/2015 PN-T-101 2.964 13/2015 PN-T-69 3.067 13/2015 PN-T-87 3.067 13/2015 PN-T-84 3.065 13/2015 PN-T-103 3.062 13/2015 PN-T-146 3.053 13/2015 PN-T-163 3.050 14/2017 PN-T-117 2.103 14/2017 PN-T-118 3.058 14/2017 PN-T-119 3.059 14/2017 PN-T-133 2.229 14/2017 PN-T-134 3.059 40.166

1.3. Geração Térmica a Carvão

Neste segmento a Companhia atua na geração de energia elétrica à carvão mineral importado com contrato

de Comercialização de Energia Elétrica no Mercado Regulado – CCEAR. Este segmento é composto pela

controlada integral Itaqui Geração de Energia S.A. e pela Pecém II Geração de Energia S.A., cujo controle é

3

_{Os contratos de concessão dos blocos da rodada 14, realizada em setembro de 2017, têm assinatura prevista para o}

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compartilhado (50/50) com a Uniper. Os resultados de Pecém II Geração de Energia S.A. são contabilizados

via Equivalência Patrimonial.

Itaqui, com capacidade instalada de 360 MW, está localizada no estado do Maranhão, interligada ao

Subsistema Norte de produção e transmissão de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Pecém II tem capacidade instalada de 365 MW e está localizada no estado do Ceará, interligada ao

Subsistema Nordeste de produção e transmissão de energia do Sistema Interligado Nacional (SIN).

Empreendimento Localização Capacidade

total Combustível % ENEVA Receita fixa anual * Ambiente de Contratação Data de término do PPA

UTE Itaqui MA,

Subsistema N 360 MW

Carvão

importado 100% R$ 399 MM Regulado dez/26

UTE Pecém II CE, Subsistema

NE 365 MW

Carvão

importado 50% R$ 358 MM Regulado dez/27

*Todos os números anuais das receitas fixas têm como data de referência novembro/2016

1.4. Comercialização

Neste segmento o Grupo atua na comercialização de contratos de energia no Ambiente de Contratação Livre

(ACL) registrados na CCEE. Este segmento é composto pela controlada indireta ENEVA Comercializadora de

Energia Ltda..

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2. Desempenho Operacional

Dados operacionais 3T17 2T17 1T17 4T16 3T16 2T16 1T16 Parnaíba I Disponibilidade (%) 81,7% 63,2% 97,1% 93,3% 82,9% 94,7% 89,1% Despacho (%) 99,2% 17,0% 9,0% 92,0% 90,0% 92,0% 77,0% Geração líquida (GWh) 1154,4 234,0 145,0 1233,0 1053,0 1264,0 1,0

Receita Variável - Total (R$/MWh)1 110,7 108,0 129,5 104,7 120,6 87,6 91,8 Receita Variável C C EAR - C VU2

(R$/MWh) 112,9 110,7 133,8 104,2 100,4 78,4 91,5

Parnaíba II

Disponibilidade (%) 95,2% 84,8% 94,9% 93,3% 95,6% N/A N/A

Despacho (%) 99,9% 35,0% 54,0% 100,0% 100,0% N/A N/A

Geração líquida (GWh) 1028,5 364,0 503,0 1009,0 1033,0 N/A N/A

Receita Variável - Total (R$/MWh)1 _107,4 _24,8 _71,1 _44,5 _44,0 _0,0 _0,0

Receita Variável C C EAR - C VU2

(R$/MWh) 74,9 67,3 67,3 65,7 62,4 N/A N/A

Parnaíba III

Disponibilidade (%) 82,1% 63,0% 100,0% 84,0% 83,3% 87,3% 93,6%

Despacho (%) 99,5% 0,0% 0,0% 69,0% 44,0% 52,0% 67,0%

Geração líquida (GWh) 305,8 2,0 0,0 246,0 171,0 195,0 235,0

(R$/MWh) 203,0 182,4 182,4 176,1 169,1 169,1 169,1

Parnaíba IV

Despacho (%) 100,0% 23,0% 30,0% 100,0% 100,0% 84,0% 62,0%

Receita Variável - Total (R$/MWh)1 - - -

-Receita Variável C C EAR - C VU2

(R$/MWh) 89,0 89,0 89,0 89,0 82,5 N/A N/A

Itaqui

Despacho (%) 99,5% 16,0% 4,0% 82,0% 89,0% 68,0% 71,0%

(R$/MWh) 163,2 130,3 145,5 142,9 105,7 97,4 102,4

Pecém II

Despacho (%) 99,4% 83,0% 84,0% 30,0% 51,0% 91,0% 86,0%

(R$/MWh) 168,3 131,6 149,7 146,6 110,3 101,5 107,2

Parnaíba Gás Natural - E&P

Produção (Bi m³) 0,6 0,1 0,2 0,6 0,6 0,4 0,3

Reservas remanescentes (Bi m³)3 _17,7 _18,4 _17,6 _17,7 _18,5 _17,1 _N/A 1_{3T17 - C VU : (Receita Variável+Receita do Mercado de C urto Prazo) /Geração Liquida do Trimestre}

2_{C VU regulatório atualizado} 3

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Complexo Parnaíba

2.1. Geração Térmica a Gás Natural

No 3T17, a Companhia gerou 2.527 GWh (geração líquida) no Complexo Parnaíba, com um despacho médio

ponderado pela capacidade de 99,5% (vs geração líquida de 2.321 GWh e despacho médio de 88,4% no

3T16).

A disponibilidade das usinas do complexo no trimestre foi afetada por paradas planejadas para a instalação

de tie-ins e realização de modificações nas instalações de coleta e tratamento de gás, para recebimento dos

gasodutos dos campos de Gavião Caboclo e Azul. Durante o 3T17, Parnaíba I e III ficaram paradas de 28

de agosto a 10 de setembro. Parnaíba IV reiniciou operações em setembro.

2.2. Upstream (E&P)

No 3T17, a Companhia produziu 0,63 bilhão de m³ de gás natural, atendendo ao despacho das termelétricas

do Complexo Parnaíba. Em 30 de setembro de 2017, as reservas remanescentes certificadas 2P eram de

17,7 bilhões de m³.

Exploração e Desenvolvimento

O desenvolvimento dos campos de Gavião Caboclo (GVC) e Gavião Azul (GVA) está em curso,

apresentando taxa de progresso físico de 95% e 85%, respectivamente. De acordo com o planejado, o

primeiro gás foi produzido em 1

o

_{de novembro de 2017.}

No 3T17, foram adquiridos 832 km de dados sísmicos nas concessões das rodadas 9 e 13.

PADs: foi dada continuidade à campanha de perfuração nos PADs de Morada Nova, Angical e Araguaína.

2.3. Geração Térmica a Carvão

No 3T17, Itaqui gerou 686 GWh, com um despacho médio de 99% (vs geração líquida de 457 GWh e

despacho médio de 89% no 3T16).

Pelo segundo trimestre consecutivo, a disponibilidade da usina superou a requerida em seus Contratos de

Comercialização de Energia no Ambiente Regulado (CCEARs).

No mesmo período, Pecém II gerou 360 GWh, com despacho médio de 99% (vs geração líquida de 366 GWh

e despacho médio de 51% no 3T16).

Campanha Sísmica (km)

120

300

310

233

289

1.432 Abr

Dez

Jul/17

720 Mar

Nov

Set

1.200 Out

Jan/18

Fev

Mai

Jun/18

Ago

Previsão Fase B

Previsão Fase A

Previsão Fase C

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A disponibilidade de Pecém II no trimestre foi afetada por uma parada planejada de manutenção/overhaul

de 22 de junho a 10 de agosto.

(12)

3. Desempenho Econômico e Financeiro

O EBITDA consolidado ajustado de forma a excluir eventos não recorrentes alcançou R$ 371,3

milhões no 3T17, comparados aos R$ 320,0 milhões verificados no 3T16. O maior despacho das

usinas do Complexo Parnaíba refletiu-se no crescimento das vendas de gás no segmento de

Upstream (0,63 bilhão de m

3

_{no 3T17 vs 0,58 bilhão de m}

3

_{no 3T16), que aliado à otimização}

de custos fixos nos segmentos de geração, resultou em elevação de 16% no EBITDA ajustado

DRE Consolidado 3T17 3T16 % 9M17 9M16 %

(R$ milhões)

Receita Operacional Líquida 858,3 624,8 37,4% 1.789,3 1.530,5 16,9% C ustos Operacionais (537,8) (372,2) 44,5% (1.053,9) (982,1) 7,3% Depreciação e amortização (109,9) (122,1) -10,0% (250,0) (322,2) -22,4% PC LD + Poços secos (9,6) (15,2) -36,8% (20,1) (47,3) -57,4% Despesas Operacionais (82,1) (77,8) 5,6% (220,8) (183,8) 20,1% Depreciação e amortização (11,2) (16,9) -33,9% (32,6) (22,8) 43,0% EBITDA 369,0 328,9 12,2% 817,2 757,0 8,0%

Outras receitas/despesas (9,9) 84,1 N/A (9,8) 13,0 N/A Resultado Financeiro Líquido (122,3) (171,7) -28,8% (410,6) (515,8) -20,4% Equivalencia Patrimonial (6,2) (9,6) -35,2% (16,4) (21,7) -24,4%

EBT 100,0 77,5 29,0% 77,7 (159,9) N/A

Impostos C orrentes e Diferidos (44,5) (16,2) 175,3% (74,9) 4,9 N/A Participações Minoritárias 0,3 0,6 -53,3% 1,2 2,3 -45,8% Resultado Líquido 55,7 61,9 -9,9% 4,0 (152,7) N/A

EBITDA ajustado 3T17 3T16 % 9M17 9M16 %

(R$ milhões)

EBITDA 369,0 328,9 12,2% 817,2 757,0 8,0%

Ajustes não-recorrentes 2,3 (8,9) N/A 27,0 (10,5) N/A C ustos trabalhistas 2,9 1,2 141,7% 10,5 5,3 98,1% C onsultorias de reestruturação (0,6) 0,7 N/A 2,6 0,7 271,4% C ustos relacionados a RJ - 1,4 N/A - 5,8 N/A Bônus - - N/A - (4,0) N/A Ajustes timesheet Pecém II - - N/A 3,4 - N/A Stock Options - - N/A 10,5 - N/A Reversão de aluguel Açu - - N/A - (6,1) N/A Receita referente a 2015 - (12,2) N/A - (12,2) N/A EBITDA Ajustado 371,3 320,0 16,0% 844,2 746,4 13,1%

Margem EBITDA ajustado 43% 51% 47% 49%

Resultado Líquido ajustado 3T17 3T16 % 9M17 9M16 %

(R$ milhões)

Resultado Líquido 55,7 61,9 -9,9% 4,0 (152,7) N/A Ajustes não-recorrentes 1,2 (78,5) N/A 34,5 20,9 64,9%

Ajustes EBITDA 2,3 (8,9) N/A 27,0 (10,5) N/A PC LD (1,1) - N/A 9,2 25,8 -64,2% Impairment Açu e MPX C hile - - N/A - 75,3 N/A Perdão mútuo OGX - (69,6) N/A - (69,6) N/A Ajustes timesheet Pecém II - - N/A (1,7) - N/A Resultado Líquido Ajustado 56,9 (16,7) N/A 38,6 (131,8) N/A

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do 3T17 vs 3T16. A recontratação de 250 MWm de Parnaíba II teve impacto de R$ 28,9 milhões

e assim também contribuiu positivamente para o EBITDA consolidado.

Cabe também ressaltar a bem-sucedida estratégia de hedge das penalidades por

indisponibilidade (ADOMP), que resultou em reduções dos custos líquidos de compensação por

indisponibilidade (resultado líquido das operações de hedge) de R$15,7 milhões em Itaqui e

R$10,2 milhões nas usinas do Complexo Parnaíba.

Em Itaqui, apesar da ampliação da margem fixa com redução dos custos fixos de O&M e pequena

redução na margem negativa unitária (R$/MWh) no despacho, a margem total foi negativamente

impactada dado o maior volume de energia gerado.

No acumulado do ano, o EBITDA consolidado ajustado de forma a excluir eventos não

recorrentes atingiu R$ 844,2 milhões, com crescimento de 13,1% em relação aos 9M16, reflexo

dos contínuos esforços para redução de custos e despesas.

Merece destaque também a melhoria do resultado líquido, face à redução da alavancagem da

Companhia e às quedas verificadas na taxa de juros e no IPCA. A razão dívida líquida

consolidada/EBITDA dos últimos 12 meses alcançou 3.5x ao final de setembro de 2017.

3.1.1. Fluxo de Caixa Consolidado

Notas: (1) Pecém II é apresentado via Equivalência Patrimonial; (2) considera despesas com juros no valor de R$133,2 MM (3T17), R$131,1 MM (3T16), R$384,2 MM (9M17) e R$323,8 (9M16).

O fluxo de caixa operacional da Companhia no 3T17 atingiu R$ 93,0 milhões, com redução de

49,5% em relação ao valor reportado no 3T16. Apesar do crescimento significativo do EBITDA,

o fluxo de caixa operacional foi impactado negativamente pelo aumento do saldo de contas a

receber, resultante da aceleração do despacho no trimestre de 2017.

A ENEVA encerrou o 3T17 com uma posição de caixa consolidada de R$ 689,7 milhões, incluindo

depósitos vinculados referentes aos contratos de financiamento da Companhia.

Fluxo de Caixa Livre (R$MM) 3T17 3T16 % 9M17 9M16 %

EBITDA ENEVA 369,0 328,9 12,2% 817,2 757,0 8,0%

(+) Var.C apital de Giro (143,9) (22,0) 554,1% (87,6) (95,4) -8,2%

(+) Impostos 1,1 8,4 -86,9% (14,5) 18,2 N/A

(+) Var.Outros ativos e passivos - - - 1,5 (1,5) N/A

Fluxo de Caixa Operacional 226,2 315,3 -28,3% 716,6 678,3 5,6%

(+) Juros (133,2) (131,1) 1,6% (384,2) (323,8) 18,7%

Fluxo de Caixa Operacional Contábil 93,0 184,2 -49,5% 332,4 354,5 -6,2% Fluxo de C aixa de Investimento (63,4) (40,7) 55,8% (198,9) (186,2) 6,8% Fluxo de C aixa da Dívida (13,3) (86,8) -84,7% (224,6) (98,8) 127,3% Fluxo de Caixa para Acionista 16,3 56,7 -71,3% (91,1) 69,5 N/A

Posição de Caixa Total 512,0 463,5 10,5% 512,0 463,5 10,5%

(14)

3.2. Desempenho Econômico-Financeiro por Segmento

Complexo Parnaíba

3.2.1. Geração Térmica a Gás Natural

Esse segmento é composto pelas controladas Parnaíba I Geração de Energia S.A., Parnaíba II

Geração de Energia S.A., Parnaíba III Geração de Energia S.A., Parnaíba IV Geração de Energia

S.A. e Parnaíba Geração e Comercialização de Energia S.A..

No 3T17, a receita operacional líquida do segmento de geração térmica a gás natural

apresentou crescimento de 32,9% quando comparada ao mesmo período do ano anterior,

totalizando R$ 578,7 milhões, composta por:

• Receita bruta fixa de acordo com os Contratos de Comercialização de Energia no

Ambiente Regulado (CCEARs) no montante de R$ 223,7 milhões, com redução de 14,1%

em relação ao mesmo período do ano anterior. A redução da receita fixa, apesar do

DRE - Térmicas à Gás (ACR) 3T17 3T16 % 9M17 9M16 %

(R$ milhões)

Receita Operacional Bruta 644,6 485,0 32,9% 1.381,4 1.133,7 21,8%

Receita Fixa 223,7 260,4 -14,1% 806,5 577,8 39,6%

Receita Variável 420,9 224,6 87,4% 508,6 554,7 -8,3%

C C EAR 194,1 159,8 21,4% 284,8 443,4 -35,8%

Mercado de curto prazo 226,9 64,8 250,3% 223,9 111,3 101,1% Lastro (FID) 40,0 (0,1) N/A 52,3 1,3 4007,9%

Hedge ADOMP 23,9 - N/A 13,9 - N/A

Recontratação Parnaíba II 98,4 - N/A 98,4 - N/A

Outros 64,5 64,8 -0,5% 59,2 110,0 -46,2%

Deduções sobre a Receita Bruta (65,9) (49,5) 33,2% (142,0) (116,5) 21,9%

Receita Operacional Líquida 578,7 435,5 32,9% 1.239,4 1.017,2 21,8%

Custos Operacionais (437,9) (298,2) 46,9% (841,4) (742,4) 13,3%

Custo Fixo (117,3) (85,2) 37,6% (341,3) (244,2) 39,8%

Transmissão e encargos regulatórios (18,5) (19,5) -5,0% (58,3) (53,9) 8,1%

O&M (22,8) (28,2) -19,0% (67,2) (83,5) -19,5%

Arrendamento fixo UTG (49,7) (49,7) 0,0% (149,1) (140,5) 6,2%

Outros (26,2) 12,2 -314,0% (66,6) 33,7 -297,5%

Custo Variável (292,0) (183,3) 59,3% (414,1) (405,9) 2,0%

Gás Natural (195,4) (162,9) 20,0% (280,6) (368,8) -23,9%

Arrendamento variável UTG (37,0) (14,5) 154,3% (48,9) (40,8) 19,8%

Outros (2,4) (0,9) 160,3% (3,4) 9,4 N/A

Lastro (FID) (33,4) (4,6) 629,3% (44,1) (7,3) 505,2%

Hedge ADOMP (11,3) - N/A (11,3) - N/A

Indisponibilidade (ADOMP) (12,5) (0,3) 3615,1% (25,8) 1,6 N/A Depreciação e amortização (28,7) (29,7) -3,2% (86,1) (87,2) -1,3% PCLD - - N/A - (5,2) N/A Despesas Operacionais (9,2) (8,6) 7,1% (25,3) (27,7) -8,7% SG&A (8,7) (8,5) 2,4% (23,7) (27,4) -13,3% Depreciação e amortização (0,5) (0,1) 382,4% (1,5) (0,3) 386,2% EBITDA 160,8 158,6 1,4% 460,3 329,4 39,7%

Ajustes não-recorrentes - (12,2) N/A - (12,2) N/A

EBITDA Ajustado 160,8 146,4 9,9% 460,3 317,2 45,1%

(15)

reajuste contratual anual pelo IPCA, ocorrido em novembro de 2016, resultou da

descontratação de 250MWm de Parnaíba II no período de julho a dezembro de 2017,

através do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD), com redução

equivalente da receita bruta fixa no montante de R$ 55,1 milhões;

• Receita bruta variável contratual (CVU, como definido no CCEAR) de R$ 194,1 milhões,

referente ao despacho das usinas contratadas no ambiente regulado (vs R$ 159,8

milhões no 3T16), conforme tabela abaixo.

Cabe ressaltar que

Parnaíba II iniciou em

junho seu período de inflexibilidade, conforme previsto no CCEAR da usina. Durante o

período declarado de inflexibilidade, a usina não recebe receita variável quando

despachada). No 3T16, Parnaíba II ficou inflexível em apenas 50% de sua capacidade e

recebeu receita variável no valor de R$ 36,8 milhões;

Despacho

3T17

3T16

Parnaíba I

99%

90%

Parnaíba II

100%

Parnaíba III

99%

44%

• Receita bruta variável referente à recontratação de 250 MWm de Parnaíba II no ACL, no

valor de R$ 98,4 milhões;

• Receita bruta referente à recomposição do lastro - FID e à liquidação do excedente de

energia gerada no mercado de curto prazo no montante de R$ 40 milhões;

• Receita bruta referente a operações de hedge de custos de compensação por

indisponibilidade (ADOMP), no valor de R$ 23,9 milhões;

• Receita bruta de R$ 42,5 milhões referente à liquidação no mercado de curto prazo de

energia adquirida para cobrir o contrato de comercialização de energia de Parnaíba IV;

• Impostos e encargos sobre a receita bruta, no valor de R$ 65,9 milhões.

Os custos operacionais do segmento, excluindo depreciação e amortização, totalizaram R$

409,2 milhões (vs R$ 268,5 milhões), impactados principalmente por:

Custo variável:

(i)

aumento de R$ 32,6 milhões nos custos de combustível (gás natural), que no

trimestre totalizaram R$ 195,4 milhões, decorrente do maior despacho no 3T17 vs

3T16;

(ii)

aumento de R$ 22,4 milhões nos custos variáveis de arrendamento relacionados aos

contratos de suprimento de gás, que no trimestre totalizaram R$ 37,0 milhões;

(iii)

aumento de R$ 40,1 milhões nos custos com energia comprada para a recomposição

de lastro – FID (baseado na média móvel dos últimos 60 meses, referência agosto

de 2016), que no 3T17 totalizaram R$ 44,7 milhões, com contrapartida equivalente

na receita conforme mencionado acima;

(iv)

custos referentes a operações de hedge de custos de compensação por

indisponibilidade (ADOMP), no valor de R$ 11,3 milhões;

(16)

(v)

aumento de R$ 12,2 milhões nas penalidades para compensação por

indisponibilidade (ADOMP).

Custo fixo:

(i)

redução de R$ 5,4 milhões ou 19,0% nos custos fixos de Operação & Manutenção,

resultante principalmente da renegociação dos custos de seguros;

(ii)

receita (contabilizada como redutor de custo) referente ao contrato de

arrendamento da usina Parnaíba IV com a Kinross, no montante de R$ 15,6 milhões

no 3T17 (vs R$ 11,4 milhões no 3T16);

(iii)

custos contabilizados no 3T17 referentes à aquisição de energia no mercado de curto

prazo para cobrir o contrato de comercialização de energia de Parnaíba IV, no valor

de R$ 19,3 milhões

(iv)

Reembolso de custo de compra de energia pago à Kinross, relativo ao contrato de

Parnaíba IV, no valor de R$ 25 milhões.

As despesas operacionais (SG&A) no 3T17 totalizaram R$ 8,7 milhões, em linha com o valor

reportado no 3T16.

No 3T17, o EBITDA ajustado do segmento de geração a gás natural alcançou R$ 160,8 milhões,

com crescimento de 9,9% quando comparado ao valor registrado no 3T16, positivamente

impactado por: (i) recontratação de Parnaíba II, que mais do que compensou os efeitos da maior

alocação de inflexibilidade vs 3T16; e (ii) bem-sucedida estratégia de hedge de penalidades por

indisponibilidade.

A redução verificada na margem EBITDA ajustada vs 3T16 justifica-se, não apenas pela maior

geração, dado que as usinas tendem a ser neutras ao despacho, repassando a margem variável

ao segmento de Upstream, mas também pelo fato de que, no 3T16, foram contabilizados R$ 18

milhões referentes ao recálculo de receitas de períodos anteriores, conforme a resolução ANEEL

n

o

_{658. Adicionalmente, como parte do acordo de geração por substituição entre PGN e Parnaíba}

I, houve uma redução do arrendamento variável da UTG, no valor de R$ 8,5 milhões.

3.2.2. Upstream (E&P)

Este segmento é composto pelas controladas Parnaíba Gás Natural S.A. (PGN) e BPMB Parnaíba

S.A.. A BPMB Parnaíba S.A. foi incorporada à PGN em 31 de agosto de 2017.

(17)

No 3T17, o segmento de Upstream registrou receita operacional líquida de R$252,3 milhões,

vs R$204,3 milhões reportados no 3T16. A produção de gás natural no período foi de 0,63 bilhão

de m

3

_{(vs. 0,58 bilhão de m}

3

_{no 3T16) impactando a receita variável do Upstream, que no}

trimestre totalizou R$ 240,3 milhões (vs. R$ 181,4 milhões no 3T16).

Os custos operacionais do segmento de upstream, excluindo depreciação e amortização,

totalizaram R$ 43,3 milhões no 3T17, com aumento de 18,3% em relação ao mesmo trimestre

do ano anterior, em função do aumento do volume de produção de gás natural.

As despesas operacionais (SG&A) caíram 50,1%, em consequência, principalmente, da

redução das despesas com pessoal, materiais e seguros, resultantes de (i) migração de

atividades de suporte e administrativas para a ENEVA Controladora, com consequente

transferência de pessoal, objetivando capturar sinergias resultantes da integração da PGN com

a ENEVA; e (ii) intensificação das atividades exploratórias com consequente maior alocação

relativa de despesas na rubrica Despesas de Exploração.

Adicionalmente, a intensificação da campanha exploratória resultou no aumento das despesas

com exploração e poços secos

4

_{, que no 3T17 alcançaram R$ 29,8 milhões.}

4

_{Todos os gastos de exploração são despesas quando incorridos, exceto os gastos aplicados a poços}

exploratórios que resultam em descoberta de reservas provadas. Os gastos de perfuração de poços

exploratórios são inicialmente ativados como “obras em andamento”, até que se conheça o resultado do

poço, momento no qual os gastos tornam-se despesas ou são permanentemente ativados.

DRE - Upstream (R$MM) 3T17 3T16 % 9M17 9M16 %

Receita Operacional Bruta 296,9 241,4 23,0% 512,1 597,8 -14,3%

Receita Fixa 54,8 58,2 -5,9% 165,3 157,5 4,9%

Receita Variável 240,3 181,4 32,5% 340,9 434,2 -21,5%

Outros 1,8 1,8 -2,8% 6,0 6,1 -2,3%

Deduções sobre a Receita Bruta (44,6) (37,1) 20,1% (72,4) (78,1) -7,4%

Receita Operacional Líquida 252,3 204,3 23,5% 439,7 519,7 -15,4%

Custos Operacionais (98,0) (104,6) -6,3% (182,6) (269,8) -32,3% Participações Governamentais (25,0) (22,5) 10,9% (39,5) (45,9) -13,9% C usto do gás vendido (17,1) (12,1) 69,4% (44,2) (46,9) -5,9% Depreciação e Amortização (49,9) (68,0) -26,7% (92,5) (169,0) -45,3% Outros (6,0) (2,0) 36,4% (6,5) (8,1) -19,4% Despesas Operacionais (39,1) (35,8) 9,2% (72,5) (88,0) -17,6%

Despesas com Exploração (29,8) (18,7) 59,5% (46,2) (38,9) 18,8%

Depreciação e Amortização (1,3) (1,1) 24,2% (2,4) (5,3) -55,4% SG&A (8,0) (16,1) -50,1% (23,9) (43,8) -45,4% EBITDA 166,4 133,0 25,1% 279,5 336,2 -16,9% Ajustes não-recorrentes Poços Secos 10,7 15,2 -29,4% 10,9 24,2 -54,9% EBITDA Ajustado 177,1 148,2 19,5% 290,4 360,3 -19%

(18)

O EBITDA ajustado do 3T17 atingiu R$ 177,1 milhões, com crescimento de 19,5% em relação

ao 3T16, impactado pelo crescimento das vendas de gás natural e consequente aumento da

receita variável, resultante do maior despacho das usinas.

3.2.3. Geração Térmica a Carvão

Esse segmento é composto pela controlada Itaqui Geração de Energia S.A e Pecém II Geração

de Energia S.A.. Os resultados de Pecém II, cujo controle é compartilhado (50/50) com a Uniper,

são contabilizados via Equivalência Patrimonial e são apresentados separadamente.

A receita operacional líquida de Itaqui no 3T17 apresentou crescimento de 73,1% quando

comparada ao mesmo período do ano anterior, totalizando R$ 244,3 milhões, composta por:

• Receita bruta fixa de acordo com o CCEAR no montante de R$ 99,8 milhões, com

aumento de 7,9% em relação ao mesmo período do ano anterior, devido,

principalmente, ao reajuste contratual anual pelo IPCA, ocorrido em novembro de 2016;

DRE - Itaqui 3T17 3T16 % 9M17 9M16 %

(R$ milhões)

Receita Operacional Bruta 271,9 156,9 73,3% 526,4 448,2 17,4%

Receita Fixa 99,8 92,5 7,9% 301,3 277,6 8,5%

Receita Variável 172,1 64,4 167,3% 225,0 170,6 31,9%

C C EAR 112,8 48,3 133,7% 125,9 134,5 -6,4%

Mercado de curto prazo 59,2 16,1 268,3% 99,1 36,0 175,0% Lastro (FID) 28,9 8,9 224,9% 67,3 13,9 384,5%

Outros 0,1 7,2 -98,9% 1,6 22,2 -93,0%

Deduções sobre a Receita Bruta (27,6) (15,8) 74,9% (53,4) (45,2) 18,3%

Receita Operacional Líquida 244,3 141,1 73,1% 472,9 403,1 17,3%

Custo Fixo (24,3) (26,9) -9,7% (84,0) (93,0) -9,7%

Transmissão e encargos regulatórios (5,3) (5,1) 4,3% (15,8) (14,6) 8,7%

O&M (18,9) (21,8) -13,1% (68,2) (77,3) -11,8% Outros (0,0) - N/A (0,0) (1,2) -99,2% Custo Variável (171,3) (68,5)149,9% (230,0) (195,8) 17,5% C ombustível (111,5) (58,6) 90,5% (129,3) (172,3) -25,0% Outros (5,4) (3,0) 81,8% (13,5) (13,2) 2,5% Lastro (FID) (24,2) (7,1) 240,2% (57,4) (11,9) 381,0%

Hedge ADOMP (11,5) - N/A (11,5) - N/A

Indisponibilidade (ADOMP) (18,6) 0,1 N/A (18,3) 1,7 N/A Depreciação e Amortização (31,3) (24,3) 28,9% (75,3) (65,8) 14,3%

Despesas Operacionais (3,7) (4,1) -8,8% (11,7) (14,9) -21,5%

SG&A (3,7) (4,1) -10,6% (11,7) (14,8) -20,8%

Depreciação e Amortização (0,1) 0,0 N/A (0,0) (0,1) -93,7%

EBITDA 45,1 41,6 8,4% 148,4 100,7 47,4%

Ajustes não-recorrentes - PC LD

PC LD (1,1) - N/A (1,1) - N/A

EBITDA Ajustado 44,0 41,6 5,7% 147,2 100,7 46,2%

(19)

• Receita bruta variável contratual (CVU, como definido no CCEAR) de R$ 112,8 milhões

(vs R$ 48,3 milhões no 3T16), referente ao despacho da usina. A elevação da receita

variável contratual foi motivada pelo maior despacho da usina (99% no 3T17 vs 89%

no 3T16), aliado ao maior preço do carvão no mercado internacional (CIF ARA API#2);

• Receita bruta referente à recomposição do lastro – FID, no montante de R$ 28,9 milhões

(vs R$ 8,9 milhões no 3T16);

• Receita bruta referente a operações de hedge de custos de compensação por

indisponibilidade (ADOMP), no valor de R$30,3 milhões;

• Impostos e encargos sobre a receita bruta, no valor de R$ 27,6 milhões.

Os custos operacionais, excluindo depreciação e amortização, apresentaram aumento de

104,9%, totalizando R$ 195,5 milhões, impactados principalmente por:

Custo variável:

(i)

aumento de R$ 55,4 milhões nos custos de carvão, diesel, água, químicos e

disposição de cinzas (que no 3T17 totalizaram R$ 116,9 milhões vs R$ 61,5 milhões

no 3T16), decorrente do maior despacho no 3T17 vs 3T16, e da elevação do preço

do carvão no mercado internacional;

(ii)

aumento de R$ 17,1 milhões nos custos com energia comprada para a recomposição

de lastro – FID (baseado na média móvel dos últimos 60 meses, referência agosto

de 2016), que no 3T17 totalizaram R$ 24,2 milhões (vs R$ 7,1 milhões no 3T16),

com contrapartida na receita conforme mencionado acima;

(iii)

custos referentes a operações de hedge de custos de compensação por

indisponibilidade (ADOMP), no valor de R$11,5 milhões;

(iv)

aumento de R$ 18,7 milhões nas penalidades para compensação por

indisponibilidade (ADOMP).

Custo fixo:

(i) redução de 13,1% nos custos fixos de Operação & Manutenção, resultante do insourcing

de serviços antes terceirizados.

As despesas operacionais (SG&A), excluindo depreciação e amortização, no 3T17 totalizaram

R$ 3,7 milhões, apresentando queda de 10,6% em relação ao 3T16, resultado da redução das

despesas com serviços de consultoria e administrativas.

No 3T17, o EBITDA ajustado de Itaqui, de forma a excluir impactos não-recorrentes, alcançou

R$ 44,0 milhões, um crescimento de 5,7% quando comparado ao valor registrado no 3T16. A

margem EBITDA foi de 18%, impactada negativamente pelo maior despacho no trimestre.

Embora as iniciativas em curso para o aumento da eficiência operacional da usina tenham se

refletido, não apenas na disponibilidade verificada, mas também na redução, ao longo do

trimestre, da margem negativa unitária, o maior nível de despacho no 3T17 pressionou

negativamente a margem EBITDA.

(20)

Cabe ressaltar, entretanto, que o impacto do ADOMP no trimestre foi em grande parte

neutralizado pela operação de hedge realizada.

Pecém II (Equivalência Patrimonial)

A Companhia registrou um resultado negativo de Equivalência Patrimonial no montante de R$6,2

milhões, impactado principalmente pelo prejuízo incorrido por Pecém II. Em 30 de setembro de

2017, a ENEVA detinha uma participação de 50% em Pecém II.

A análise a seguir considera 100% de Pecém II.

A receita operacional líquida de Pecém II no trimestre apresentou crescimento de 31,2% em

relação ao 3T16, totalizando R$151,5 milhões, composta por:

• Receita bruta fixa de R$ 90,1 milhões, com aumento de 8,0% em relação ao mesmo

período do ano anterior, devido principalmente ao reajuste contratual anual pelo IPCA,

ocorrido em novembro de 2016;

• Receita bruta variável contratual (CVU, como definido no CCEAR), referente ao despacho

da usina, de R$ 70,6 milhões (vs R$ 42,1 milhões no 3T16). A elevação da receita

DRE - Pecém II 3T17 3T16 % 9M17 9M16 %

(R$ milhões)

Receita Operacional Bruta 169,4 129,3 31,0% 516,5 463,0 11,6%

Receita Fixa 90,1 83,4 8,0% 270,3 250,3 8,0%

Receita Variável 79,4 45,9 72,9% 246,2 212,8 15,7%

C C EAR 70,6 42,1 67,5% 221,9 170,1 30,5%

Mercado de curto prazo 8,8 3,8 133,2% 24,3 42,7 -43,0% Lastro (FID) 5,9 1,3 349,1% 5,9 5,3 10,0%

Outros (0,9) 2,5 N/A 14,6 37,3 -60,8%

Deduções sobre a Receita Bruta (17,9) (13,8) 29,4% (54,7) (49,1) 11,3% Receita Operacional Líquida 151,5 115,5 31,2% 461,8 413,9 11,6%

Custo Fixo (26,1) (27,9) -6,2% (78,1) (75,4) 3,6%

Transmissão e encargos regulatórios (7,0) (6,8) 2,2% (20,3) (20,0) 1,3%

O&M (19,2) (21,0) -8,9% (57,8) (55,4) 4,4%

Custo Variável (64,4) (43,3) 48,6% (220,0) (183,1) 20,2%

C ombustível (51,6) (38,7) 33,4% (198,5) (171,7) 15,6%

Outros (5,8) (5,4) 8,1% (15,8) (14,0) 12,7%

Lastro (FID) (4,9) (0,5) 872,2% (5,6) (0,5) 1021,1%

Hedge ADOMP (1,6) - N/A (1,6) - N/A

Indisponibilidade (ADOMP) (0,5) 1,2 N/A 1,5 3,1 -52,4% Depreciação e Amortização (23,9) (19,1) 24,9% (64,0) (55,2) 15,9% Despesas Operacionais (3,4) (4,0) -14,2% (7,2) (12,9) -44,3% SG&A (3,3) (3,9) -15,1% (6,9) (12,7) -45,7% Depreciação e Amortização (0,1) (0,1) 35,8% (0,3) (0,2) 49,0% EBITDA 57,4 40,4 42,0% 156,8 140,9 11,3% Ajustes não-recorrentes PC LD - - N/A - 1,8 N/A EBITDA Ajustado 57,4 40,4 42,0% 156,8 140,9 11,3%

(21)

variável contratual foi motivada pelo maior despacho da usina (99% no 3T17 vs 51%

no 3T16), aliado ao maior preço do carvão no mercado internacional (CIF ARA API#2);

• Receita bruta referente à recomposição do lastro – FID, no montante de R$ 5,9 milhões

(vs R$ 1,3 milhões no 3T16);

• Receita bruta referente a operações de hedge de custos de compensação por

indisponibilidade (ADOMP), no valor de R$3,8 milhões;

• Impostos e encargos sobre a receita bruta, no valor de R$ 17,9 milhões.

Os custos operacionais, excluindo depreciação e amortização, totalizaram R$ 90,9 milhões,

um aumento de 27,6% em relação ao 3T16; atribuído principalmente a:

Custo variável:

(i)

aumento de 30,4% dos custos de carvão, diesel, água, químicos e disposição de

cinzas, que no trimestre totalizaram R$ 57,4 milhões, impactados pelo maior

despacho no 3T17, pela elevação do preço internacional do carvão e pelo aumento

de R$ 1,2 milhão nos custos de água, devido ao Encargo Hídrico Emergencial

instituído pelo Governo do Estado do Ceará em setembro de 2016;

(ii)

aumento de R$ 4,4 milhões nos custos com energia comprada para a recomposição

de lastro – FID (baseado na média móvel dos últimos 60 meses, referência agosto

de 2016), que no 3T17 totalizaram R$ 4,9 milhões (vs R$ 0,5 milhões no 3T16),

com contrapartida na receita conforme mencionado acima;

(iii)

custos referentes a operações de hedge de custos de compensação por

indisponibilidade (ADOMP), no valor de R$ 1,6 milhão;

(iv)

aumento de R$ 1,7 milhão nas penalidades para compensação por indisponibilidade

(ADOMP).

Custo fixo: (i) redução de R$1,9 milhões nos custos fixos de Operação & Manutenção.

As despesas operacionais (SG&A) no 3T17 totalizaram R$ 3,4 milhões, com redução de

15,1% em relação ao valor reportado no 3T16.

No 3T17, o EBITDA ajustado de Pecém II alcançou R$ 57,4 milhões, com crescimento de

42,0% quando comparado ao valor registrado no 3T16. A margem EBITDA atingiu 38%, 3 p.p.

superior à verificada no mesmo período do ano anterior.

(22)

3.2.4. Comercialização

Este segmento é composto pela controlada indireta ENEVA Comercializadora de Energia Ltda.

A receita operacional líquida do segmento de comercialização no 3T17 alcançou R$ 142,8

milhões, 4,5x superior à receita registrada no 3T16 (R$ 31,3 milhões), face ao significativo

aumento no volume de energia comercializada, que atingiu 1.274.514 MWh (vs 556.089 MWh

no 3T16) e do PLD médio, que foi de R$435,3/MWh (vs R$115,7/MWh no 3T16).

Os custos operacionais seguiram a mesma tendência, alcançando R$ 135,0 milhões,

refletindo, principalmente, a elevação de R$ 99,3 milhões dos custos com energia comprada

para revenda.

O EBITDA Ajustado foi de R$ 6,5 milhões, contra R$ 5,9 milhões negativos no 3T16, refletindo

a significativa ampliação das margens de comercialização.

3.2.5. Holding & Outros

Este segmento é composto pelas holdings ENEVA S.A. e ENEVA Participações S.A., além das

subsidiárias criadas para o desenvolvimento de projetos.

Os custos e despesas operacionais do segmento, excluindo depreciação e amortização,

totalizaram R$ 19,6 milhões, com aumento de 15,7% em relação ao valor reportado no 3T16,

DRE - Comercializadora

3T17 3T16 % 9M17 9M16 %

(R$ milhões)

Receita Operacional Líquida 142,8 31,3 356,7% 251,8 69,6 261,8% Custos Operacionais (135,0) (36,5) 269,4% (256,6) (97,8) 162,5% Energia Elétrica C omprada para Revenda (134,9) (35,6) 278,6% (246,1) (70,4) 249,4% Outros (0,0) (0,9) N/A (10,5) (27,3) -61,5% Despesas Operacionais (1,3) (0,6) 121,7% (3,1) (0,5) 508,7% Depreciação e Amortização (0,0) (0,0) 133,7% (0,0) (0,0) 118,4% EBITDA 6,5 (5,9) N/A (7,9) (28,7) -72,4% Ajustes não-recorrentes - - N/A 10,4 20,1 -48,5% EBITDA Ajustado 6,5 (5,9) N/A 2,5 (8,6) N/A

% Margem de EBITDA ajustado 5% -19% 1% -12%

DRE - Controladora e Outros 3T17 3T16 % 9M17 9M16 %

(R$ milhões)

Receita Operacional Líquida

0,2

3,3

-94,3%

0,3

9,8

-96,6% Custos Operacionais (0,0) (3,9) -99,5% (0,1) (7,5) -99,2% Despesas Operacionais (20,3) (13,6) 49,6% (81,4) (37,6) 116,3% SG&A (19,5) (13,0) 50,5% (79,6) (35,7) 123,0% Depreciação e Amortização (0,8) (0,6) 29,2% (1,8) (1,9) -8,0% EBITDA (19,4) (13,7) 41,9% (79,4) (33,4) 137,7% Ajustes não-recorrentes 2,3 3,2 -29,1% 25,3 76,9 -67,2% EBITDA Ajustado (21,7) (16,9) 28,3% (104,6) (110,3) -5,2%

(23)

-impactados, principalmente pela alocação dos custos corporativos da PGN na holding Eneva

após a fusão (+R$6 milhões), com consequente redução do G&A do segmento de Upstream

em 50,1%.

3.3. Resultado Financeiro Consolidado

No 3T17, a ENEVA registrou um resultado financeiro líquido negativo no valor de R$122,3

milhões, contra um resultado também negativo de R$171,7 milhões no mesmo período do ano

passado.

O resultado foi impactado, principalmente, pela queda dos índices que corrigem os contratos de

financiamento da Companhia, contribuindo para uma redução das despesas financeiras oriundas

dos contratos de financiamento e debêntures. O CDI médio, principal indexador da dívida

consolidada da Companhia, caiu de 14,1% a.a. no 3T16 para 9,2% a.a. no 3T17. A TJLP foi

reduzida de 7,5% a.a. no 3T16 7,0% a.a. no 3T17. Já a inflação medida pelo IPCA, que no 3T16

foi de 1,0%, apresentou redução para 0,6% no 3T17.,

4. Investimentos

Os investimentos consolidados no 3T17 totalizaram R$78,7 milhões, comparados aos R$62,0

milhões verificados no mesmo período de 2016. Do total dos investimentos no 3T17

destacam-se (i) o dedestacam-senvolvimento dos campos de Gavião Caboclo e Gavião Azul; (ii) a perfuração de

poços exploratórios em Morada Nova e Angical; (iii) a implantação do sistema de captação e

tratamento de água do Rio Mearim no Complexo Parnaíba; (iv) programas de eficiência

destinados a aumentar a disponibilidade operacional de Itaqui (revitalização da torre de

resfriamento); e (v) a aquisição de estoque de peças sobressalentes para atividades de

manutenção em Itaqui.

Dos R$ 78,7 milhões investidos, aproximadamente 79% foram destinados a atividades de E&P.

Resultado Financeiro (R$MM)

3T17 3T16 % 9M17 9M16 %

Receitas Financeiras 33,8 43,3 -21,9% 89,3 140,1 -36,3% Variações Monetárias 1,3 0,3 403,8% 1,3 42,8 -96,9% Rendas 13,9 16,6 -15,9% 50,2 47,5 5,7% Rendas de partes relacionadas 6,6 9,5 -29,9% 22,8 26,3 -13,2% Outros 11,9 17,0 -30,0% 15,0 23,6 -36,5% Despesas Financeiras (156,0) (215,0) -27,4% (499,9) (655,9) -23,8% Variações monetárias (1,4) (1,7) -15,9% (26,1) (14,0) 86,5% Encargos de dívidas (113,6) (148,4) -23,4% (360,4) (437,5) -17,6% C usto Debentures (18,8) (48,6) -61,4% (69,0) (134,2) -48,6% Outros (19,0) (15,9) 19,8% (42,2) (68,2) -38,1% Juros sobre Provisão de Abandono (0,8) (0,9) -6,9% (2,7) (3,8) -29,4% Variação C ambial (2,2) 0,4 N/A 1,1 1,8 -41,1% Despesas Partes Relacionadas (0,2) - N/A (0,6) - N/A Resultado Financeiro Líquido (122,3) (171,7) -28,8% (410,6) (515,8) -20,4%

(24)

Capex (R$MM)

3T17

YTD 2017

Geração: carvão (Itaqui)

8,5

11,5

Geração: gás

6,6

11,7

Upstream

62,2

181,9

Outros

1,4

5,2

Total

78,7

210,3

O investimento da ENEVA em Pecém II foi de R$ 12 milhões (valor já ajustado pela participação

da ENEVA, de 50%).

5. Endividamento

Em 30 de setembro de 2017, a dívida bruta consolidada totalizava R$ 5,0 bilhões, com redução

de 3,5% em relação ao final de 2016. Desse total, 3% está denominado em moeda estrangeira.

O custo nominal médio ponderado da dívida era de 11,8% a.a. e prazo médio de vencimento de

4,3 anos.

A dívida bruta consolidada não inclui a dívida de Pecém II, que no final do 3T17 totalizava R$

1,1 bilhão.

Perfil da Dívida Bruta Consolidada

4.28

3T17

4.3

2T17

5. 0

3T16

5.6 Libor

3%

Pré

4%

TJLP

32%

IPCA

7%

CDI

55%

11.8% 11.9% 14.1%

Prazo Médio (anos)

Perfil Dívida - %

Cústo Médio - %

3T17 2T17

(25)

Evolução da Dívida Bruta (R$ milhões)

A posição de caixa consolidada da Companhia ao final do trimestre era de R$ 689,7 milhões

(incluindo R$ 175,2 milhões em depósitos vinculados). A dívida líquida consolidada ao final do

3T17 totalizava R$ 4,3 bilhões, equivalente a uma relação dívida líquida/EBITDA ajustado dos

últimos 12 meses de 3,5x.

Considerando a participação da ENEVA em Pecém II (50%), a relação dívida líquida/EBITDA

ajustado dos últimos 12 meses, ao final do 3T17, seria de 3,6.

Impacto da Oferta Pública Primária de Ações no Endividamento da Eneva

Conforme mencionado anteriormente, a Eneva concluiu em outubro uma oferta pública de ações,

tendo levantado R$ 806,0 milhões em recursos primários, líquidos de comissões e despesas. No

mesmo mês, foi feita a liquidação antecipada da dívida de Parnaíba II junto à Caixa Econômica

Federal, no montante de R$ 391 milhões. Os impactos estimados no endividamento da

Companhia e cronograma de amortização da dívida bruta são apresentados abaixo:

(26)

Cronograma de Vencimento da Dívida Consolidada

(R$ milhões)

Obs: Posição consolidada de caixa inclui disponibilidades + títulos e valores mobiliários + depósitos vinculados a financiamentos.

Em 31 de setembro de 2017

_Pós-oferta

Dívida Líquida Consolidada

(R$ bilhões)

Dívida Líquida

Consolidada/EBITDA

últimos 12 meses

(R$ bilhões)

(27)

6. Mercado de Capitais

O Capital Social da ENEVA em 30 de setembro de 2017 era composto por 239.128.430 ações

ordinárias, das quais 100,0% estavam em circulação. A Eneva concluiu, em 20 de outubro,

oferta pública de distribuição primária e secundária de ações, no valor total de R$

876.206.892,00, sendo R$ 834.482.759,00 em recursos primários para a Companhia. O preço

por ação foi fixado em R$ 11,00, com base no resultado do procedimento de coleta de intenções

de investimento (“Bookbuilding”). Foram emitidas 75.862.069 (setenta e cinco milhões

oitocentos e sessenta e dois e sessenta e nove) novas ações ordinárias. O capital social da

Companhia foi elevado para R$ 8.862.843.387,01, representado por 314.990.499 ações

ordinárias.

A distribuição secundária de ações correspondeu à 3.793.103 ações ordinárias de emissão da

Companhia. Os acionistas vendedores foram o Banco BTG Pactual S.A., o Itaú Unibanco S.A., o

Ice Focus EM Credit Master Fund Limited e a Uniper Holding GmbH.

O preço da ação da ENEVA no final do terceiro trimestre de 2017 era de R$15,55, apresentando

uma valorização de 14,3% na comparação com 30 de junho de 2017. Em igual intervalo, o

Índice Bovespa (Ibovespa) e o Índice de Energia Elétrica (IEE) valorizaram 18,1% e 8,4%,

respectivamente. Nos últimos 12 meses, as ações da ENEVA valorizaram 19,7%, o Ibovespa

subiu 27,3% e o IEE valorizou 13,8%. O valor de mercado da Companhia no final do 3T17 era

de R$ 3.718,4 milhões. O volume financeiro médio negociado no 3T17 foi de R$ 0,2 milhão.

3T17

2T17

3T16

12 meses

Volume (MM)*

0,011

0,018

0,068

0,017

Volume financeiro (R$MM)*

R$ 0,2

R$ 0,3

R$ 0,8

R$ 0,2

C otação por ação (fechamento)

R$ 15,55

R$ 13,61

R$ 12,99

R$ 15,55

Valorização da ENEV3

14,3%

-6,1%

12,0%

19,7%

Valorização do IEE

8,4%

-4,7%

17,9%

13,8%

Valorização do Ibovespa

18,1%

-3,2%

13,3%

27,3%

N° de ações 30/09/2017

239.128.430 Valor de mercado (R$MM)

R$ 3.718,4

N° de ações a partir de 05/10/2017

314.990.499 Valor de mercado (R$MM)

R$

3.716,9

*M édia Diária

(28)

Composição Acionária

A ENEVA é uma companhia listada no Segmento Novo Mercado desde o seu IPO em 2007.

Atualmente, não possui acordo de acionistas em vigor. A composição acionária em 20 de outubro

de 2017, data do encerramento da oferta pública, é apresentada abaixo:

Perfil de Ações em Circulação

20 de outubro de 2017

80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 3 0 / 0 6 / 1 7 0 7 / 0 7 / 1 7 1 4 / 0 7 / 1 7 2 1 / 0 7 / 1 7 2 8 / 0 7 / 1 7 0 4 / 0 8 / 1 7 1 1 / 0 8 / 1 7 1 8 / 0 8 / 1 7 2 5 / 0 8 / 1 7 0 1 / 0 9 / 1 7 0 8 / 0 9 / 1 7 1 5 / 0 9 / 1 7 2 2 / 0 9 / 1 7 2 9 / 0 9 / 1 7

Performance Mercado de Capitais - 3T17 30/06/2017 = 100

IBOV ENEV3 IEEX

14,3% 18,1% 8,4% R$/ação 30/06/2017 13,61 29/09/2017 15,55 60 70 80 90 100 110 120 130 140 3 0 / 0 9 / 1 6 3 1 / 1 0 / 1 6 3 0 / 1 1 / 1 6 3 1 / 1 2 / 1 6 3 1 / 0 1 / 1 7 2 8 / 0 2 / 1 7 3 1 / 0 3 / 1 7 3 0 / 0 4 / 1 7 3 1 / 0 5 / 1 7 3 0 / 0 6 / 1 7 3 1 / 0 7 / 1 7 3 1 / 0 8 / 1 7 3 0 / 0 9 / 1 7

Performance Mercado de Capitais - 12M 30/09/2016 = 100

IBOV ENE V3 IEE X

R$/ação 30/09/2016 12,99 29/09/2017 15,55 19,7% 27,3% 13,8%

82,0%

18,0%

Nacional

Estrangeiro

1,8%

98,2%

Individuais

Institucionais

(29)

Conferência de Resultados do 3T17

Sexta-feira, 10 de novembro de 2017

14h00 (Horário de Brasília) / 11h00 (EUA ET)

Números de acesso no Brasil

+55 11 3193-1001

+55 11 2820-4001

Número de acesso no EUA

+1 646 828-8246 ou +1 786 924-6977

Senha: ENEVA

Contatos da ENEVA

Relações com Investidores:

+55 21 3721-3030

ri@eneva.com.br

(30)

ANEXOS

DRE - 3T17 (R$MM)

Geração: Gás Upstream Eliminações entre Segmentos Total Geração: Carvão Comercialização Holding e Outros Eliminações entre Segmentos Total

Receita Operacional Bruta 644,6 296,9 (296,9) 644,6 271,9 157,8 0,2 (139,2) 935,3 Deduções da Receita Bruta (65,9) (44,6) 63,2 (47,2) (27,6) (15,0) (0,0) 12,9 (77,0) Receita Operacional Líquida 578,7 252,3 (233,6) 597,4 244,3 142,8 0,2 (126,3) 858,3 Custos Operacionais (437,9) (98,0) 233,6 (302,3) (226,8) (135,0) (0,0) 126,3 (537,8) Depreciação e amortização (28,7) (49,9) - (78,6) (31,3) - - - (109,9) PC LD + Poços secos - - - - - - - (9,6) (9,6) Despesas Operacionais (9,2) (39,1) - (48,3) (3,7) (1,3) (20,3) (8,5) (82,1) Depreciação e amortização (0,5) (1,3) - (1,8) (0,1) (0,0) (0,8) (8,5) (11,2) EBITDA 160,8 166,4 (0,0) 327,2 45,1 6,5 (19,4) - 369,0 Ajustes não-recorrentes - 10,7 - 10,7 (1,1) - 2,3 (9,6) 2,3 EBITDA ajustado 160,8 177,1 (0,0) 337,9 44,0 6,5 (17,1) - 371,3 Outras receitas/despesas (1,8) (0,1) - (1,9) (2,9) (0,4) 16,9 (21,5) (9,9) Resultado Financeiro Líquido (53,0) (33,8) - (86,8) (34,7) 0,0 (0,8) - (122,3) Equivalência Patrimonial - (6,2) 6,2 - - - 68,1 (74,4) (6,2) EBT 76,8 75,1 6,2 158,1 (23,8) 6,1 64,0 (104,3) 100,0 Impostos C orrentes e Diferidos (17,0) (26,8) - (43,8) - (0,8) - - (44,5) Participações Minoritárias - - - - - - - 0,3 0,3 Resultado Líquido 59,7 48,3 6,2 114,3 (23,8) 5,3 64,0 (104,1) 55,7

(31)

DRE - 3T16 (R$MM) Geração: Gás Upstream Eliminações entre Segmentos Total Geração: Carvão Comercialização Holding e Outros Eliminações entre Segmentos Total

Receita Operacional Bruta 485,0 241,4 (241,1) 485,3 156,9 34,4 3,6 (14,9) 665,3 Deduções da Receita Bruta (49,5) (37,1) 63,9 (22,7) (15,8) (3,2) (0,3) 1,4 (40,6) Receita Operacional Líquida 435,5 204,3 (177,2) 462,7 141,1 31,3 3,3 (13,6) 624,8 Custos Operacionais (298,2) (104,6) 177,2 (225,6) (119,7) (36,5) (3,9) 13,6 (372,2) Depreciação e amortização (29,7) (68,0) - (97,7) (24,3) - (0,1) - (122,1) PC LD + Poços secos - (15,2) - (15,2) - - - - (15,2) Despesas Operacionais (8,6) (35,8) - (44,4) (4,1) (0,6) (13,6) (15,1) (77,8) Depreciação e amortização (0,1) (1,1) - (1,2) 0,0 (0,0) (0,6) (15,1) (16,9) EBITDA 158,6 133,0 (0,0) 291,6 41,6 (5,9) (13,5) 0,0 328,9 Ajustes não-recorrentes (0,0) (8,9) - (8,9) - (0,0) - - (8,9) EBITDA ajustado 158,6 148,2 (0,0) 306,7 41,6 (5,9) (13,5) 0,0 320,0 Outras receitas/despesas (0,0) 69,6 - 69,6 (0,5) 0,9 (8,3) 22,4 84,1 Resultado Financeiro Líquido (67,7) (51,8) - (119,5) (39,1) 0,6 (13,8) - (171,7) Equivalência Patrimonial - - - - - - 11,5 (21,1) (9,6) EBT 61,1 81,8 (0,0) 142,8 (22,2) (4,4) (24,9) (13,9) 77,5 Impostos C orrentes e Diferidos (14,1) (2,1) - (16,2) - - 0,0 - (16,2) Participações Minoritárias - - - - - - - 0,6 0,6 Resultado Líquido 46,9 79,7 (0,0) 126,6 (22,2) (4,4) (24,9) (13,3) 61,9

(32)

DRE - 9M17 (R$MM)

Geração: Gás Upstream Eliminações entre Segmentos Total Geração: Carvão Comercialização Holding e Outros Eliminações entre Segmentos Total

Receita Operacional Bruta 1.381,4 512,1 (512,0) 1.381,6 526,4 279,7 0,4 (222,1) 1.965,9 Deduções da Receita Bruta (142,0) (72,4) 98,6 (115,8) (53,4) (27,9) (0,0) 20,5 (176,6) Receita Operacional Líquida 1.239,4 439,7 (413,4) 1.265,8 472,9 251,8 0,3 (201,5) 1.789,3 Custos Operacionais (841,4) (182,6) 413,4 (610,7) (388,1) (256,6) (0,1) 201,5 (1.053,9) Depreciação e amortização (86,1) (92,5) - (178,5) (75,3) - - 3,8 (250,0) PC LD + Poços secos - - - - - - - (20,1) (20,1) Despesas Operacionais (25,3) (72,5) - (97,7) (11,7) (3,1) (81,4) (26,9) (220,8) Depreciação e amortização (1,5) (2,4) - (3,9) (0,0) (0,0) (1,8) (26,9) (32,6) EBITDA 460,3 279,5 (0,0) 739,8 148,4 (7,9) (79,4) (3,8) 817,2 Ajustes não-recorrentes - 10,9 - 10,9 (1,1) 10,4 - 6,9 27,0 EBITDA ajustado 460,3 290,4 (0,0) 750,7 147,2 2,5 (79,4) 3,1 844,2 Outras receitas/despesas (0,1) 0,1 - (0,0) (3,0) (0,4) (19,0) 12,7 (9,8) Resultado Financeiro Líquido (173,4) (113,9) - (287,3) (108,7) 1,1 (15,7) - (410,6) Equivalência Patrimonial - (6,2) 6,2 - - - 107,8 (124,3) (16,4) EBT 199,2 64,6 6,2 270,0 (38,5) (7,3) (8,0) (138,5) 77,7 Impostos C orrentes e Diferidos (52,9) (21,3) - (74,1) - (0,8) - - (74,9) Participações Minoritárias - - - - - - - 1,2 1,2 Resultado Líquido 146,3 43,3 6,2 195,8 (38,5) (8,0) (8,0) (137,2) 4,0