Variação Indicadores Financeiros de Dívida 3T19 dez/18 p.p. · 2019-10-18 · Perda Técnica Perda Não Técnica Perda Total NOTA: Devido ao fato de o prazo de apuração do indicador

O mercado das distribuidoras no 3T19 atingiu o patamar de 14.010 GWh, +1,9% vs. 3T18. No 9M19 o

volume foi de 43.417 GWh, +3,7% vs. 9M18.

As despesas totalizaram R$ 740,2 milhões no 3T19, +1,8% vs. 3T18. No 9M19, o valor foi de R$ 2.285,8

milhões, +1,5% vs. 9M18. Confirmando a disciplina de custos e ganho de eficiências que tem permitido

crescer despesas abaixo da inflação absorvendo parte do crescimento da base de clientes.

EBITDA: R$ 1.506,6 milhões (+15,0% vs. 3T18), R$ 4.206,0 milhões no 9M19 (+20,4% vs. 9M18). No 3T19

contabilizado R$ 157,4 milhões na Elektro de atualização do VNR (menor glosa e maior BRR), pós revisão,

não recorrente. No 3T18 contabilizado R$ 87,0 milhões na Coelba e R$ 61,3 milhões na Cosern, também

não recorrentes (VNR). No 3T19 impacto de R$ 48 milhões IFRS15 (R$ 148 milhões em 9M19).

Lucro de R$ 599,4 milhões no 3T19 (+19,7% vs. 3T18) e R$ 1.610,8 milhões no 9M19 (+36,2% vs. 9M18).

CAPEX total realizado de R$ 2.963,8 milhões no 9M19.

As quatro distribuidoras apresentaram redução nas perdas totais no 3T19 vs. 3T18, assim como reduções

nos patamares de DEC e FEC.

5ª RTP da Elektro (ago/19), com efeito médio percebido pelo consumidor de (-8,32%), resultado de uma

menor Parcela A e +5,2% na Parcela B. Reconhecimento de 97,9% dos investimentos na RAB (R$ 3,9

bilhões) e aumento do limite das Perdas Regulatórias para 8,03% (vs. 6,6%).

Fortalecimento do Balanço: redução da alavancagem de 3,49 em dez/18 para 3,33 em set/19.

Aprovada a construção da totalidade dos 12 parques do Complexo Oitis, situados no Piauí e Bahia, com

capacidade de 566,5 MW.

Avanço nas obras: em transmissão destaque para o içamento das torres do Lote 4 do Leilão de Abr/17; em

eólicas destaque para o início das obras do complexo Chafariz.

DESTAQUES

Rio de Janeiro, 18 de outubro de 2019 – Neoenergia anuncia

hoje os seus resultados do terceiro trimestre e nove meses de

2019 (3T19 e 9M19).

Dívida Líquida(1)/EBITDA(2) 3,33 3,49 (0,06) p.p.

EBITDA/Resultado Financeiro(2) 4,06 3,89 0,02 p.p.

Rating Corporativo (S&P) AAA AAA

(1) Dívida líquida de disponibilidades, aplicações financeiras e títulos e valores mobiliários

(2) EBITDA e Resultado Financeiro de 12 meses

Indicadores Financeiros de Dívida 3T19 dez/18Variação

p.p.

Receita Operacional Líquida 6.915,2 6.938,5 (0,3%) 20.406,9 18.597,9 9,7%

Margem Bruta 2.295,4 2.088,9 9,9% 6.653,6 5.869,8 13,4%

Despesas Operacionais (PMSO) (740,2) (726,6) 1,9% (2.285,8) (2.252,2) 1,5%

EBITDA 1.506,6 1.310,4 15,0% 4.206,0 3.493,8 20,4%

Resultado Financeiro (310,2) (267,0) 16,2% (972,9) (845,0) 15,1%

Lucro Atribuído aos Controladores 599,4 500,7 19,7% 1.610,8 1.183,1 36,2%

Mercado cativo (GWh) 10.208 10.262 (0,5%) 32.368 31.657 2,2%

Mercado cativo + livre (GWh) 14.010 13.743 1,9% 43.417 41.870 3,7%

Volume de energia injetada (GWh) 16.089 15.952 0,9% 50.099 48.276 3,8%

Número de Clientes (mil) 13.980 13.728 1,8%

9M19 9M18

INDICADORES OPERACIONAIS

∆ %DESTAQUES (R$ MM)

3T193T19 3T18 ∆ %

SUMÁRIO

1

1. DESEMPENHO OPERACIONAL 3

1.1. Redes 3

1.2. Renováveis 9

1.3. Liberalizados 11

2. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO 12

2.1. Consolidado 12

2.2. Redes 13

2.3. Renováveis 18

2.4. Liberalizado 19

3. EBITDA (LAJIDA) 19

3.1. Conciliação do EBITDA 20

4. RESULTADO FINANCEIRO 20

5. INVESTIMENTOS 21

5.1. Controladas e Coligadas 21

5.2. Redes 21

5.3. Renováveis 22

5.3.1. Parques Eólicos 22

5.3.2. Usinas Hidrelétricas 22

5.4. Liberalizado 23

6. ENDIVIDAMENTO 23

6.1. Posição de Dívida e Alavancagem Financeira 23

6.2 Cronograma de amortização das dívidas 23

6.3. Perfil Dívida 24

7. RATING 24

8. MERCADO DE CAPITAIS 25

9. OUTROS ASSUNTOS RELEVANTES 26

9.1. Tarifas 26

9.2. Clientes Baixa Renda 26

9.3 Eleição do Conselho de Administração 27

10. NOTA DE CONCILIAÇÃO 28

ANEXO I – Ativos de Transmissão em Implementação 29

ANEXO II – Ativos Eólicos em Construção 30

ANEXO III – Quadros por Segmentos 31

TELECONFERÊNCIA 3T19

Segunda-feira, 21 de outubro de 2019

Horário: 11:00 (BRT) | 10:00 (EST)

(com tradução simultânea para o inglês)

Telefone para conexão: +55 (11) 2820-4001 ou +55 (11) 3193-1001 EUA/Canada (Toll Free): +1 800 469-5743 ou +1 800 492 3904

Demais países: +1 646 828 8246 ou +1 646 291-8936 Senha: Neoenergia

Acesso ao Webcast: http://choruscall.com.br/neoenergia/3q19.htm

A Neoenergia S.A., apresenta os resultados do terceiro trimestre (3T19) a partir de análises gerenciais que a

administração entende traduzir da melhor forma o negócio da companhia, conciliada com os padrões

internacionais de demonstrações financeiras (International Financial Reporting standards – IFRS).

http://mailerurl.mziq.com/wf/click?upn=BGAqpDsbhGxaMssecqzw7azcDuSqIeQzIk-2B-2BBByFmsu8r2UagSaO1nAsVU2YPCWxSVU-2BETepAxnywi8fgd6AHw-3D-3D_8QCCbimmPC0Mj8fHEARIKehx4ZQlx3FRPpdMUrrZOq3BVUxGpffmlonkdy-2BRbrabPCGLd42RsDbzHF1CrUSwvxLE9U9O19rShiJYQ5WP0qEEo41LNTPU5DdyhHvrG1OnDAHMcOa7QBTvzgB0KUmW371PD7UMoVpC6-2FZcrPPHakFzIsWszYwt4TieujQ-2FksiRcpYFCtyl2e1SYfjtPi82Vxir3-2FOUYsUD-2Fk32CPi5EPw-3D

Resultados em 30 de setembro de 2019

Publicado em 18 de outubro de 2019

NEOENERGIA S.A. | RELEASE 3T19 3

1. DESEMPENHO OPERACIONAL

O Grupo Neoenergia possui três segmentos estratégicos, que são apresentados da seguinte forma: (i) Redes –

distribuição e transmissão; (ii) Renováveis – geração eólica e hidrelétricas e (iii) Liberalizado – geração térmica e

comercialização de energia.

1.1. Redes

1.1.1. Distribuidoras

1.1.1.1 Número de Consumidores

A tabela a seguir reflete a evolução da quantidade dos consumidores ativos em 2019 em cada distribuidora do Grupo

Neoenergia. Em comparação com Setembro de 2018 houve aumento de 252 mil consumidores.

1.1.1.2. Evolução do Mercado

A energia distribuída (cativo + livre) pelas Distribuidoras da Neoenergia, em 3T19, foi 14.010 GWh, acréscimo de

1,9% em relação ao mesmo período de 2018.

Os valores de energia distribuída por tipo de cliente são apresentados na tabela abaixo:

O consumo residencial cativo apresentou aumento em todas as distribuidoras. O crescimento de 2,4% da classe no

3T19 quando comparada ao 3T18 foi impulsionado por aumento na base de clientes e pelas altas temperaturas

registradas ao longo do mês de setembro na região Sudeste, área de concessão da Elektro.

A classe industrial cativa apresentou decréscimo de 16,6% no volume de energia no 3T19 vs. 3T18, compensado

pela migração para o mercado livre.

Número de

Consumidores (milhares)

Consolidado Consolidado

Residencial 12.256 5.339 3.316 1.281 2.319 12.026 5.249 3.251 1.257 2.268

Industrial 41 14 5 1 21 43 14 5 1 22

Comercial 931 405 231 102 193 907 390 227 98 192

Rural 586 235 156 61 135 589 232 161 62 134

Outros 166 80 32 24 29 164 79 33 24 29

Total 13.980 6.072 3.741 1.469 2.698 13.728 5.965 3.676 1.443 2.644

3T19 3T18

Residencial 1.648 1.621 1,7% 1.152 1.115 3,3% 519 501 3,6% 1.088 1.067 2,0% 4.407 4.304 2,4%

Industrial 361 397 (9,1%) 160 269 (40,5%) 74 80 (7,5%) 368 409 (10,0%) 963 1.155 (16,6%)

Comercial 759 757 0,3% 577 573 0,7% 234 230 1,7% 493 496 (0,6%) 2.063 2.055 0,4%

Rural 567 567 - 158 170 (7,1%) 110 117 (6,0%) 276 276 - 1.111 1.130 (1,7%)

Outros 676 643 5,1% 450 429 4,9% 188 186 1,1% 350 359 (2,5%) 1.664 1.617 2,9%

Energia Distribuída -

Mercado Cativo Total4.012 3.985 0,7% 2.496 2.555 (2,3%) 1.125 1.115 0,9% 2.575 2.606 (1,2%) 10.208 10.262 (0,5%)

Mercado Livre 1.032 918 12,4% 842 727 15,8% 274 266 3,0% 1.654 1.570 5,4% 3.802 3.481 9,2%

TOTAL

(Cativo+Livre)5.044 4.903 2,9% 3.338 3.282 1,7% 1.399 1.382 1,2% 4.229 4.176 1,3% 14.010 13.743 1,9%

-

COELBA CELPE COSERN ELEKTRO

3T19 3T18 % 3T19 3T18 - 3T19 3T18 - 3T19 3T18Energia Distribuída -

Mercado Cativo (GWh)

CONSOLIDADO

3T19 3T18 -




Comparando o 3T19 ao 3T18, a classe comercial cativa cresceu 0,4%, também impactada pela migração para o

mercado livre.

A classe rural reduziu 1,8% no 3T19 comparado ao mesmo período de 2018 por conta de redução do consumo nas

atividades agropecuárias e de irrigação.

As outras classes apresentaram um crescimento de 2,9% no 3T19, impulsionado principalmente pelo aumento de

Iluminação Pública (consequência da política de recuperação de energia adotada em 2019) e de consumo de

unidades de Serviço Público.

1.1.1.3. Balanço Energético (GWh)

A energia injetada (energia fornecida aos clientes próprios + concessionárias de fronteira + clientes livre + perdas)

atingiu o patamar de 16.089 GWh no 3T19, volume 0,86% superior ao 3T18. Do total da energia injetada, 63,45%

foi destinada ao consumo cativo, 23,63% para o consumo do mercado livre e suprimento de fronteira. O restante é

considerado como perdas.

Dif % Dif %

Mercado Cativo 4.012 3.985 27 0,68% 12.576 12.200 376 3,08%

Mercado Livre + Suprimento 1.032 918 114 12,39% 3.016 2.676 341 12,74%

Energia Entregue (A) 5.044 4.903 141 2,87% 15.592 14.875 717 4,82%

Perdas Totais (B ) 862 904 (43) (4,70%) 2.899 2.673 226 8,46%

Energia Injetada (C) = (A) + (B) 5.906 5.807 98 1,69% 18.491 17.548 943 5,37%

PT/ Energia Requerida % (B)/(C) 14,6% 15,6% -0,98 p.p. - 15,7% 15,2% 0,45 p.p. -

Mercado Cativo 2.496 2.555 (60) (2,33%) 8.129 7.966 164 2,06%

Mercado Livre + Suprimento 842 727 115 15,89% 2.353 2.131 221 10,38%


Perdas Totais (B ) 654 725 (71) (9,79%) 2.230 2.146 84 3,90%

Energia Injetada (C) = (A) + (B) 3.992 4.007 (15) (0,38%) 12.712 12.243 469 3,83%

PT/ Energia Requerida % (B)/(C) 16,4% 18,1% -1,71 p.p. - 17,5% 17,5% 0,01 p.p. 0,00%

Mercado Cativo 1.125 1.115 10 0,87% 3.454 3.408 46 1,34%

Mercado Livre + Suprimento 274 266 7 2,78% 807 774 34 4,34%


Perdas Totais (B ) 165 175 (11) (6,10%) 445 440 5 1,07%


PT/ Energia Requerida % (B)/(C) 10,5% 11,3% -0,73 p.p. - 9,5% 9,5% -0,07 p.p. -

9M19 9M189M19 x 9M18

BALANÇO ENERGÉTICO (GWh) 3T19 3T183T19 x 3T18




NOTA: Os números no Balanço Energético refletem o trimestre e os nove meses, desta forma o índice de PT/ Energia Requerida

não deve ser o mesmo ao informado no item 1.1.1.4 Perdas, que apresenta percentual acumulado nos últimos 12 meses.

1.1.1.4. Perdas

As perdas de energia são acompanhadas através do índice percentual que calcula a razão entre a energia injetada

e a energia fornecida/faturada, acumuladas no período de 12 meses. Com base nessa metodologia, apresentamos

abaixo a comparação dos índices do 3T19 e 3T18 das distribuidoras do grupo Neoenergia.

No 3T19, Coelba, Celpe e Elektro reduziram a distância entre as perdas apuradas e seus limites regulatórios,

refletindo a trajetória de melhoria desse indicador.

Mercado Cativo 2.575 2.606 (31) (1,20%) 8.209 8.084 125 1,55%

Mercado Livre + Suprimento 1.654 1.570 85 5,40% 4.873 4.632 241 5,21%


Perdas Totais (B ) 398 405 (7) (1,63%) 1.108 1.147 (39) (3,40%)


PT/ Energia Requerida % (B)/(C) 8,6% 8,8% -0,23 p.p. - 7,8% 8,3% -0,47 p.p. -

CONSOLIDADO

Mercado Cativo 10.208 10.262 (54) (0,53%) 32.368 31.657 711 2,24%

Mercado Livre + Suprimento 3.802 3.481 321 9,23% 11.050 10.213 837 8,20%

Energia Entregue (A) 14.010 13.743 268 1,95% 43.417 41.870 1.548 3,70%

Perdas Totais (B ) 2.079 2.210 (131) (5,92%) 6.681 6.406 275 4,30%

Energia Injetada (C) = (A) + (B) 16.089 15.952 137 0,86% 50.099 48.276 1.823 3,78%

PT/ Energia Requerida % (B)/(C) 12,9% 13,9% -0,93 p.p. - 13,3% 13,3% 0,07 p.p. -

3T18 3T19 3T18 3T19 3T18 Aneel 3T19 Aneel

6,6% (até ago/19)

8,03%(após ago/19)

8,34% 6,56% 7,96%6,21% 5,98% 2,13% 1,98%

17,35% 16,04%

8,49% 8,45% 1,61% 1,47% 10,10% 10,81% 9,92% 10,72%

13,67% 15,12% 14,30%

8,32% 8,34% 9,28% 9,01% 17,60% 16,09%

11,06% 11,12% 3,89% 4,00% 14,95%

DISTRIBUIDORAS

Perdas

Perda Técnica Perda Não Técnica Perda Total

NOTA: Devido ao fato de o prazo de apuração do indicador de perdas de setembro de 2019 ser posterior ao período de divulgação deste relatório, os

dados apresentados são estimados. O indicador de setembro de 2018 foi ajustado para a apuração definitiva.




A Revisão Tarifária Periódica da Elektro (agosto/2019) elevou o patamar de perdas da distribuidora de 6,6% para

8,03%.

A Cosern segue enquadrada no limite regulatório e no 3T19 aumentou a distância entre as perdas apuradas e o

patamar contemplado na tarifa.

1.1.1.4.1. Perdas Reais

As perdas de energia reais são acompanhadas através do índice percentual que calcula a razão entre a energia

injetada, e, a energia fornecida/faturada somadas à energia não faturada.

O gráfico abaixo demonstra a evolução, ao longo dos primeiros nove meses de 2019, do índice de perdas reais,

acumuladas mensalmente em cada distribuidora – refletindo o resultado das ações de combate às perdas de

energia.

A Neoenergia tem apresentado, de forma consistente, reduções nos níveis de perdas de suas distribuidoras,

comprovando sua eficiência na implantação do plano de combate e prevenção das perdas comerciais.

1.1.1.5. Arrecadação e Inadimplência

O índice de arrecadação é impactado pela capacidade de pagamento dos clientes e ações de cobrança da

Companhia. No gráfico abaixo é apresentado o resultado até setembro de 2019 (acumulado nos últimos 12 meses)

e seu comportamento em relação ao mesmo período do ano anterior. Pode-se verificar a melhor performance em

todas as distribuidoras do grupo.




Outra medida de inadimplência é a relação entre valor provisionado (PECLD) e o faturamento acumulado no ano de

2019.

O indicador PECLD/ROB apresentou no 3T19 piora em Coelba, Celpe e Elektro fruto de ações de inspeção de

combate às perdas.

1.1.1.7. DEC e FEC

A qualidade do fornecimento de energia é verificada principalmente pelos indicadores DEC - Duração Equivalente

de Interrupção por Consumidor e FEC - Frequência Equivalente de Interrupção por Consumidor, que aferem as

falhas ocorridas na rede de distribuição.

Todas as distribuidoras do Grupo estão abaixo do limite regulatório tanto para o indicador DEC quanto para o

indicador FEC, quando comparamos o 3T19 com o 3T18, conforme ilustrado nos gráficos abaixo, que apresentam

a média móvel dos últimos 12 meses:

NOTA: Devido ao fato de o prazo de apuração dos indicadores de qualidade de setembro de 2019 ser posterior ao período de divulgação deste relatório, os dados apresentados são estimados. Os indicadores de setembro de 2018 foram ajustados para a apuração definitiva.

PECLD/ ROB 3T19 3T18 Var. 9M19 9M18 Var

1,30% 0,83% 0,47 p.p. 1,00% 0,94% 0,06 p.p.

2,62% 1,49% 1,13 p.p. 1,80% 1,86% -0,06 p.p.

0,31% 0,43% -0,12 p.p. 0,35% 0,49% -0,14 p.p.

1,46% 0,86% 0,60 p.p. 0,98% 0,89% 0,09 p.p.




1.1.2. Transmissoras

Atualmente estão em operação três transmissoras do Grupo Neoenergia: Afluente T, Narandiba e Potiguar Sul.

1.1.2.1. Taxa de Disponibilidade da Linha

O limite estabelecido pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) estipula como normal a disponibilidade entre 95%

e 98%. Este indicador baliza a qualidade do serviço aferida pela ANEEL através da disponibilidade do sistema de

transmissão. Nos últimos três anos, as transmissoras do grupo estiveram com disponibilidade acima do limite

superior definido pela ONS.

Em operação EstadoParticipação

Neoenergia

Entrada

Operação

(Prazo ANEEL)

Final da

Concessão

LT 230 KV Itagibá - Funil C-1 13/09/2009

LT 230 KV Brumado ll - Itagibá C-1 13/09/2009

LT 230 KV Ford - Pólo C-2 02/08/2009

LT 230 KV Pólo - Camaçari lV C-2 19/01/2015

LT 230 KV Ford - Pólo C-1 24/11/2009

LT 230 KV Pólo - Camaçari IV C-1 18/01/2015

LT 230 KV Tomba - Governador Mangabeira C-1 31/01/2016

LT 230 KV Tomba - Governador Mangabeira C-2 31/12/1990

LT 138 KV Funil - Poções C-1 01/05/1993

Tomba 31/12/1990

Brumado II - 230/69kV 11/12/2002

Itagibá 13/09/2009

Subestação de Narandiba 06/06/2011 28/01/2039

Subestação Brumado II - 230/138kV 21/09/2014 28/08/2042

Subestação Extremoz II - 230/69kV RN 04/07/2015 10/05/2042

LT 500 KV Campina Grande III - Ceará-Mirim II-C2 RN / PB 100% 07/11/2016 01/08/2043

POTIGUAR SUL (Extensão Total 196,1 Km)

Linhas de Transmissão

Subestações Rede Básica

BA100%

AFLUENTE T (Extensão Total 489,1 Km)


BA 87,80% 08/08/2027


BA 87,80% 08/08/2027

SE NARANDIBA




1.1.2.2. Licenças Ambientais e Evolução da Construção dos Ativos de Transmissão

Os projetos de construção dos lotes de transmissão obtidos nos leilões de Abril/17, Dezembro/17 e Dezembro/18

seguem com avanços significativos, confirmando o cronograma previsto pela Neoenergia. Os lotes do leilão de

Abril/17 já possuem 100% do Capex contratado, bem como todas as licenças e, como destaque, o Lote 4 já teve o

içamento de suas torres iniciado.

Os projetos dos leilões de Dezembro/17 seguem avançados no que diz respeito à obtenção de licenças e

contratação de construtoras. Já possuem 92% do Capex contratado/oferta firme.

Por fim, os projetos dos leilões de Dezembro/18 cujos processos de licenciamento e projetos executivos estão

conforme o planejado, já tiveram os projetos básicos dos 4 lotes entregues à ANEEL, todas as DUP´s emitidas e

encontram-se com 70% do Capex contratado/oferta firme.

1.2. Renováveis

O Grupo Neoenergia atua no setor de energia renovável por meio de duas frentes: a eólica e a hídrica. Levando em

conta os ativos em operação e em construção, a empresa conta com um total de 44 parques eólicos e 7 usinas

hidrelétricas.

RAP

R$ LP LI LO

Lote 4 66

Lote 20 13

Lote 22 13

Lote 27 12

Lote 4 126

Lote 6 57

Lote 2 117

Lote 3 69

Lote 1 194

Lote 14 121

LP = Licença Prévia

LI = Licença de Instalação

LO = Licença de OperaçãoA Iniciar

Avanço Fisico Projetos TransmissãoLICENÇAS

Concluído

Em andamento

Leilão

Abr/2017

Leilão

Dez/2017

Leilão

Dez/2018

Hidro Eólica




1.2.1. Parques Eólicos

No terceiro trimestre de 2019, a Companhia atuou no segmento de geração renovável por meio de 17 parques

eólicos, com uma capacidade instalada de 515,8 MW: Arizona I; Caetité I, II e III; Calango I, II, III, IV, V e VI; Mel II;

Santana I e II; Canoas; Lagoa I e II; e Rio do Fogo.

A Companhia possui em processo de construção: Complexo Chafariz localizado na Paraíba (15 parques com

produção de 471,2 MW) e Complexo Oitis no Piauí e Bahia (12 parques com produção 566,5 MW).

O portfólio de ativos em operação de energia eólica totalizará 1,6 GW em 2022, dos quais, 51% foi vendido via Leilão em Ambiente de Contratação Regulada (ACR), e 49% está destinado ao Ambiente de Contratação Livre (ACL), alinhado com a estratégia de ter um posicionamento na liberalização do mercado de energia brasileiro.

No 3T19 o montante de energia eólica gerado foi de 663GWh, 0,60% maior que o volume gerado no mesmo período

do ano anterior. A disponibilidade dos parques esteve conforme programado (acima de 97%) no 3T19. No

acumulado dos 9 meses de 2019 o recurso eólico está pontualmente abaixo da média histórica.

1.2.1.1. Evolução da construção dos parques eólicos

Todos os parques eólicos do Complexo Chafariz (Paraíba) já obtiveram licença de instalação e outorga até junho

de 2019. As obras foram iniciadas antes do previsto.

Os parques eólicos do Complexo Oitis (Piauí e Bahia), referentes ao Leilão A-4 de 2019 se encontram em fase de

habilitação pela ANEEL.

Autorização Vencimento

EOL Caetité 1 100% BA Caetité 30,00 13 29/10/2012 28/10/2042

EOL Caetité 2 100% BA Caetité 30,00 14,7 07/02/2011 06/02/2046

EOL Caetité 3 100% BA Caetité 30,00 11,2 24/02/2011 23/02/2046

EOL Calango 1 100% RN Bodó e Santana do Mato 30,00 13,9 28/04/2011 27/04/2046

EOL Calango 3 100% RN Bodó, Santana do Mato e Lagoa Nova 30,00 13,9 30/05/2011 29/05/2046

EOL Rio do Fogo (ENERBRASIL) 100% RN Rio do Fogo 49,30 17,9 19/12/2001 18/12/2031

EOL Arizona 1 100% RN Rio do Fogo 28,00 12,9 04/03/2011 03/03/2046

EOL Mel 2 100% RN Areia Branca 20,00 8,8 28/02/2011 27/02/2046

EOL Calango 6 100% RN Bodó e Cerro Corá 30,00 18,5 20/11/2014 19/11/2049

EOL Santana 1 100% RN Bodó, Lagoa Nova e Cerro Corá 30,00 17,3 14/11/2014 13/11/2049

EOL Santana 2 100% RN Bodó e Lagoa Nova 24,00 13,1 14/11/2014 13/11/2049

EOL Calango 2 100% RN Bodó 30,00 12,8 09/05/2011 08/05/2046



EOL Canoas 100% PB São José do Sabugi e Junco do Seridó 31,50 17,7 04/08/2015 03/08/2050

EOL Lagoa 2 100% PB 31,50 17,5 04/08/2015 03/08/2050

EOL Lagoa 1 100% PB 31,50 18,7 04/08/2015 03/08/2050São José do Sabugi e Santa Luzia

Eólicas em operação

Participação

Neoenergia

(Direta e Indireta)

Estado Localidade

Capacidade

Instalada

(MW)

Energia

Assegurada

(MW)

Data da Concessão

LP LI LO

Complexo Chafariz

Complexo Oitis

Concluído LP = Licença Prévia

Em andamento LI = Licença de Instalação

A Iniciar LO = Licença de Operação

LICENÇASAvanço Fisico Eólicas




1.2.2. Hidrelétricas

A Neoenergia tem participação em 7 usinas hidrelétricas: Itapebi, Corumbá, Baguari, Dardanelos, Teles Pires, Baixo

Iguaçu e Belo Monte que está parcialmente em operação mas que já alcançou 100% de sua garantia física e tem

sua conclusão prevista para o fim de 2019.

1.3. Liberalizados

1.3.1. Termopernambuco

A Termopernambuco é uma térmica inserida no PPT (Programa Prioritário de Térmicas). Possui PPAs com Coelba

(65MW) e Celpe (390MW) com duração até 2024, que garantem a receita da usina. Tem capacidade instalada de

533 MW e energia assegurada de 504MW e sua concessão vence em 2030.

Em 2019 Termopernambuco deslocou o calendário de paradas programadas para o 2T19, aproveitando melhores

patamares de PLD, diferente do ano anterior quando as grandes manutenções ocorreram no 3T18. No 9M19, a

geração mostra-se menor pelos dias sem produção devido à restrição no despacho pelo ONS ou por não

fornecimento de gás, cujos efeitos no resultado da Companhia são minimizados pela compra de energia a preços

inferiores ao custo variável unitário para suprir seus contratos de venda e por menor OPEX variável (devido a menor

quantidade de horas de fogo).


UHE Itapebi 100% BA Rio Jequitinhonha 462,01 209,1 28/05/1999 31/08/2035

UHE Corumbá III 70% GO Rio Corumbá 96,45 49,3 07/11/2001 14/02/2037

UHE Baguari I 51% MG Rio Doce 140,00 84,7 15/08/2006 31/12/2039

UHE Dardanelos - Águasda Pedra 51% MT Rio Aripuanã 261,00 154,9 03/07/2007 02/01/2043

Teles Pires 51% MT / PA Rio Teles Pires 1.819,80 930,7 07/06/2011 06/06/2046

Belo Monte 10% PA Rio Xingu 10.010,88 4571 26/08/2010 25/08/2045

Baixo Iguaçu - Geração Céu Azul 70% PR Rio Iguaçu 350,20 172,4 20/08/2012 30/10/2049

Data da ConcessãoHidrelétricas em

operação

Participação

Neoenergia

(Direta e Indireta)

Estado Localidade

Capacidade

Instalada

(MW)

Energia

Assegurada

(MW)




2. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

2.1. Consolidado

Conforme expresso na Orientação Técnica CPC 08, o reconhecimento e mensuração das variações entre os custos

não gerenciáveis efetivamente ocorridos em relação às tarifas homologadas são classificados sempre na linha de

Receita Operacional como Valores a Receber/Devolver de Parcela A e Outros Itens Financeiros. Considerando que

grande parte da Parcela A é registrada como custo de energia, a análise isolada de variações de receita e custo

pode levar a distorções na interpretação do resultado do período. Desta forma, a Companhia acredita ser mais

adequado explicar as variações do resultado pela Margem Bruta.

A Neoenergia totalizou Margem Bruta de R$ 2.295,4 milhões no 3T19, variação positiva de 9,9% (R$ 206,5 milhões)

em relação ao 3T18. Na visão acumulada 9M19 a Margem atingiu R$ 6.653,6 milhões (13,4% acima do 9M18). As

variações são explicadas principalmente pelo resultado de Redes, em função do crescimento de 1,9% do mercado

total (cativo + livre) no trimestre e de 3,7% no acumulado, do aumento da base em 252 mil consumidores, além da

aplicação do IFRS 15 sobre os ativos de transmissão em construção, R$ 48 milhões em 3T19 e R$148 milhões nos

9M19.

As Despesas Operacionais da Neoenergia seguem refletindo as capturas de eficiências do Grupo, com crescimento

de 1,9% na comparação entre o 3T19 vs 3T18 e de 1,5% na comparação do 9M19 vs 9M18; ambos abaixo da

inflação acumulada de 12 meses findos em setembro de 2019 divulgada pela FGV – Fundação Getúlio Vargas

(3,37%) e absorvendo parcialmente o aumento da base de clientes.

A PECLD apresentou no 3T19 um aumento de R$ 22,0 milhões frente ao mesmo período do ano anterior. No

acumulado o aumento observado foi de R$18,9 milhões decorrentes das ações de inspeção de combate às perdas.

Na linha de Equivalência Patrimonial, merece destaque o impacto positivo de R$ 25,3 milhões (R$ 36,2 milhões no

3T19 vs. R$ 11,0 milhões no 3T18), referente, sobretudo, a um ganho de arbitragem por Belo Monte (+R$ 17

milhões). No 9M19, o ganho de arbitragem foi compensado pelo impacto negativo da liquidação da energia livre de

Belo Monte a um PLD baixo na região Norte, retração de R$ 19,1 milhões (-23,6% vs. 9M18).

Em setembro de 2019, a União Federal transitou em julgado a decisão favorável à Coelba e Cosern do

reconhecimento do direito ao crédito relativo aos valores indevidamente recolhidos no que tange à inclusão do ICMS

na base de cálculo do PIS/COFINS, devidamente atualizados pela Taxa SELIC. No 3T19, Coelba e Cosern

constituíram créditos de PIS e de COFINS a recuperar, R$ 2.535,9 milhões e R$ 642,5 milhões, respectivamente,

R$ % R$ %

Receita Operacional Líquida (1) 6.915,2 6.938,5 (23,3) (0,3%) 20.406,9 18.597,9 1.809,0 9,7%

Custos Com Energia (2) (4.813,9) (5.051,9) 238,0 (4,7%) (14.153,3) (13.123,0) (1.030,3) 7,9%

Margem Bruta s/VNR 2.101,4 1.886,6 214,7 11,4% 6.253,6 5.474,9 778,7 14,2%

Ativo Financeiro da Concessão (VNR) 194,1 202,2 (8,2) (4,0%) 399,9 394,9 5,1 1,3%

MARGEM BRUTA 2.295,4 2.088,9 206,5 9,9% 6.653,6 5.869,8 783,8 13,4%

Despesa Operacional (PMSO) (740,2) (726,6) (13,6) 1,9% (2.285,8) (2.252,2) (33,6) 1,5%

PECLD (84,8) (62,9) (22,0) 34,8% (223,7) (204,9) (18,9) 9,2%

(+) Equivalência Patrimonial 36,2 11,0 25,3 229,1% 62,0 81,1 (19,1) (23,6%)

EBITDA 1.506,6 1.310,4 196,2 15,0% 4.206,0 3.493,8 712,2 20,4%

Depreciação (368,7) (324,5) (44,2) 13,6% (1.086,6) (961,4) (125,2) 13,0%

Resultado Financeiro (310,2) (267,0) (43,3) 16,2% (972,9) (845,0) (127,9) 15,1%

IR/CS (210,7) (201,6) (9,1) 4,5% (479,8) (458,3) (21,5) 4,7%

Minoritário (17,5) (16,5) (1,0) 6,1% (55,9) (46,0) (9,9) 21,5%

LUCRO LÍQUIDO 599,4 500,7 98,7 19,7% 1.610,8 1.183,1 427,6 36,2%(1)

Considera Receita de Construção

(2) Considera Custos de Construção

VariaçãoDRE CONSOLIDADO (R$ MM) 3T19 3T18 9M19 9M18

Variação




como consequência da exclusão do ICMS da base de cálculo desses impostos. Foi constituído passivo no mesmo

valor, com efeito nulo no resultado, descontado de despesas e honorários advocatícios.

Como resultado dos efeitos apresentados, o EBITDA encerrou o 3T19 meses em R$ 1.506,6 milhões, aumento de

15,0% em relação ao 3T18. No acumulado de nove meses de 2019, o incremento do EBITDA que atingiu R$ 4.206,0

milhões foi de 20,4% em relação ao 9M18.

Considerando os fatores acima mencionados, A Neoenergia registrou Lucro Líquido de R$ 599,4 milhões no 3T19

acima 19,7% do 3T18 e Lucro Líquido de R$ 1.610,8 milhões no acumulado até setembro de 2019, 36,2% acima do

resultado acumulado de setembro de 2018.

2.2. Redes

O resultado do segmento de Redes contempla o desempenho tanto das distribuidoras como dos ativos de

transmissão.

No 3T19 o segmento Redes consolidou Margem Bruta de R$ 1.986,4 milhões variação de 14,7% (R$ 254,3 milhões)

acima de 3T18. Vale frisar que em virtude de efeitos não recorrentes na atualização do ativo da concessão (VNR),

por menor glosa e maior BRR, após as revisões tarifárias de Coelba (R$ 87,0 milhões), Cosern (R$ 61,3 milhões) e

Elektro (R$ 157,4 milhões) a margem do 3T19 foi impulsionada em R$157,4 milhões, ao passo que a margem de

3T18 foi majorada em R$ 148,3 milhões. Desconsiderando esses efeitos não recorrentes a margem 3T19 vs 3T18

apresenta aumento de 15,5%.

No acumulado 9M19 a Margem Bruta cresceu 19,5% frente aos 9M18, desconsiderando os efeitos não recorrentes

do VNR acima descritos o crescimento é de 19,9%.

Tanto a expansão do 3T19 quanto a dos 9M19 frente aos mesmos períodos de 2018 se devem a aumento na base

de clientes das quatro distribuidoras do Grupo, que aliado a maior temperatura do primeiro semestre refletiram em

aumento da energia distribuída em 3,7% além do impacto dos reajustes e revisões tarifárias.

Ainda na Margem Bruta é importante destacar o efeito da aplicação do IFRS 15 sobre os ativos de transmissão em

construção que impactou o resultado do 3T19 em R$ 48 milhões e acumulado 9M19 em R$ 148 milhões.

No que tange as Despesas é importante frisar que as distribuidoras seguem capturando eficiências oriundas de

redesenho de processos que permitiram no 3T19 aumento de 2,6% frente ao 3T18 e 2,2% no 9M19 frente ao 9M18,

absorvendo, desta forma, boa parte da pressão inflacionária e do aumento da base de clientes.

No 3T19, Coelba e Cosern constituíram créditos de PIS e de COFINS a recuperar, R$ 2.535,9 milhões e R$ 642,5

milhões, respectivamente, como consequência da exclusão do ICMS da base de cálculo desses impostos, por ter

R$ % R$ %

Receita Liquida 6.453,0 6.362,7 90,2 1,4% 19.130,0 17.010,4 2.119,5 12,5%

Custos Com Energia (4.660,6) (4.832,9) 172,2 (3,6%) (13.738,7) (12.558,6) (1.180,1) 9,4%

Margem Bruta s/ VNR 1.792,3 1.529,9 262,5 17,2% 5.391,3 4.451,9 939,4 21,1%

Ativo Financeiro da Concessão (VNR) 194,1 202,2 (8,2) (4,0%) 399,9 394,9 5,1 1,3%

Margem Bruta 1.986,4 1.732,1 254,3 14,7% 5.791,2 4.846,8 944,5 19,5%

Despesa Operacional (PMSO) (616,8) (601,4) (15,4) 2,6% (1.926,7) (1.885,0) (41,7) 2,2%

PECLD (103,6) (62,3) (41,2) 66,3% (239,4) (204,3) (35,0) 17,2%

EBITDA 1.266,1 1.068,3 197,7 18,5% 3.625,2 2.757,4 867,8 31,5%

Depreciação (264,5) (236,6) (28,0) 11,8% (785,4) (689,2) (96,3) 14,0%


IR CS (181,0) (162,6) (18,4) 11,3% (422,5) (356,5) (66,0) 18,5%

LUCRO LÍQUIDO 534,7 433,4 101,3 23,4% 1.553,8 1.050,6 503,3 47,9%

VariaçãoDRE REDES (R$ MM) 3T19 3T18

Variação9M19 9M18




tido a ação transitado em julgado. Foi constituído passivo no mesmo valor, com efeito nulo no resultado, descontado

de despesas e honorários advocatícios.

Como resultado das variações citadas anteriormente, o EBITDA encerrou 3T19 em R$ 1.266,1 milhões, aumento

de 18,5% comparado ao 3T18 (R$ 1.068,3 milhões). Nos 9M19 o aumento foi de 31,5% em relação ao mesmo

período de 2018. Desconsiderando o mesmo efeito não recorrente da atualização do VNR conforme descrito acima,

o crescimento de EBITDA seria de 20,5% no 3T19 e 32,9% no acumulado de nove meses de 2019.

Considerando os fatores acima mencionados, o segmento de Redes registrou Lucro Líquido de R$ 534,7 milhões

no 3T19 acima 23,4% do 3T18 e de R$ 1.553,8 milhões no acumulado de setembro de 2019, 47,9% acima do 9M18

(R$ 1.050,6 milhões). Desconsiderando o mesmo efeito não recorrente da atualização do VNR, o crescimento do

Lucro Líquido seria de 28,4% no 3T19 e 52,2% no acumulado de nove meses de 2019.

2.2.1.1. COELBA

A Coelba encerrou 3T19 com Margem Bruta de R$ 820,0 milhões, aumento de 4,4% em relação ao 3T18. Vale

destacar que a Margem Bruta de 3T18 foi positivamente impactada pelo efeito não recorrente da atualização do

Ativo Financeiro da Concessão (VNR) em virtude do 4º ciclo de revisão tarifária da Coelba em R$ 87,0 milhões, por

menor glosa e maior BRR. Desconsiderando esse impacto, a Margem Bruta da Coelba no 3T19 apresentou

crescimento de 17,3% frente ao 3T18, reflexo de crescimento de 2,9% na energia distribuída e 1,8% de número de

clientes. Nos 9M19 a Margem Bruta atingiu R$ 2.528,1 milhões, crescimento de 19,6% em relação ao mesmo

período de 2018. Desconsiderando o mesmo efeito não recorrente da atualização do VNR de R$ 87,0 milhões

ocorrido em 3T18, o crescimento de Margem Bruta seria de 24,7%, impulsionado pela expansão da base de clientes

e maiores temperaturas, refletido na maior energia distribuída de 4,8%, assim como pela revisão tarifária da

Companhia em abril de 2018 e do reajuste tarifário de abril de 2019.

Em relação às Despesas Operacionais a Coelba segue apresentando capturas de eficiências de modo que na

comparação de 3T19 com 3T18 teve redução de 0,2% absorvendo dessa forma parte da inflação e do crescimento

de clientes. No acumulado as Despesas Operacionais totalizaram R$ 841,4 milhões, redução de 5,6% em relação

ao 9M18 também efeito das eficiências e sinergias implantadas desde o ano passado. A Companhia segue com

seu plano de primarização de eletricistas.

A Coelba encerrou 3T19 com EBITDA de R$ 512,3 milhões, aumento de 4,6% vs. 3T18 que por sua vez foi

impactado, pelo efeito não recorrente da atualização do Ativo Financeiro da Concessão (VNR) no 4º ciclo de revisão

tarifária em R$ 87 milhões. Desconsiderando esse impacto, o crescimento de EBITDA seria de 27,2% no 3T19 e

50,1% no acumulado de nove meses de 2019.

R$ % R$ %

Receita Liquida 800,4 670,5 129,9 19,4% 2.399,9 1.898,8 501,1 26,4%

Ativo Financeiro da Concessão (VNR) 19,5 115,3 (95,7) (83,1%) 128,1 215,8 (87,7) (40,6%)

Margem Bruta 820,0 785,8 34,2 4,4% 2.528,1 2.114,6 413,4 19,6%

Despesa Operacional (PMSO) (274,3) (274,9) 0,6 (0,2%) (841,4) (891,0) 49,6 (5,6%)

PECLD (33,3) (21,1) (12,2) 57,8% (79,7) (65,7) (14,0) 21,3%

EBITDA 512,3 489,8 22,6 4,6% 1.606,9 1.157,9 449,0 38,8%

Depreciação (124,8) (106,5) (18,3) 17,2% (361,6) (313,9) (47,7) 15,2%


IR CS (48,7) (68,1) 19,4 (28,5%) (139,9) (116,7) (23,2) 19,9%

LUCRO LÍQUIDO 208,4 237,6 (29,3) (12,3%) 734,0 459,2 274,8 59,8%

VariaçãoDRE COELBA (R$ MM) 3T19 3T18

Variação9M19 9M18




Lucro de R$ 208,4 milhões no 3T19, redução de 12,3% vs. 3T18 (sem o impacto não recorrente do VNR seria de

R$ 180,3 milhões, aumento de 15,6% vs. 3T18). No 9M19, o Lucro foi de R$ 734,0 milhões, 59,9% acima do 9M18.

Desconsiderando o mesmo efeito não recorrente do VNR, o Lucro apresentaria incremento de 82,7%.

Por fim, a Coelba constituiu no 3T19 créditos de PIS e de COFINS a recuperar no valor total de R$ 2.535,9 milhões,

como consequência da exclusão do ICMS da base de cálculo desses impostos, por ter tido a ação transitado em

julgado. Foi constituído passivo no mesmo valor, com efeito nulo no resultado, descontado de despesas e honorários

advocatícios.

2.2.1.2. CELPE

A Celpe encerrou 3T19 com Margem Bruta de R$ 375,7 milhões, aumento de 20,0% vs. 3T18 explicado

principalmente pelo crescimento de 1,7% do mercado total no período. No 9M19 a Margem Bruta atingiu R$ 1.181,6

milhões, crescimento de 11,5% vs 9M18, pela expansão do mercado +3,8% (maior base de clientes e maiores

temperaturas).

As Despesas Operacionais da Celpe seguem apresentando captura de eficiências de modo que na comparação de

3T19 com 3T18 apresenta redução de 6,0%, absorvendo dessa forma tanto a inflação quanto o crescimento da base

de clientes. No acumulado, as Despesas Operacionais totalizaram R$ 500,4 milhões, aumento de 2,5% vs. 9M18

refletindo também a maior eficiência dos processos que permite absorver a expansão da base de clientes e parte

da inflação. A Companhia segue com seu plano de primarização de eletricistas.

Como resultado das explicações acima, o EBITDA da Celpe alcançou, no 3T19 R$ 185,4 milhões, crescimento de

41,1% vs. 3T18. Nos 9M19 o aumento foi de 21,6% alcançando R$ 593,6 milhões vs. 9M18.

Lucro de R$ 28,8 milhões aumento de R$ 29,2 milhões vs 3T18. Para o acumulado de setembro de 2019, a

Celpe atingiu Lucro de R$ 109,9 milhões, aumento de 16,7%, comparado ao mesmo período de 2018.

R$ % R$ %

Receita Liquida 368,7 303,1 65,5 21,6% 1.135,3 1.010,0 125,3 12,4%


Margem Bruta 375,7 313,2 62,5 20,0% 1.181,6 1.059,4 122,2 11,5%

Despesa Operacional (PMSO) (149,5) (159,0) 9,4 (6,0%) (500,4) (488,3) (12,1) 2,5%

PECLD (40,7) (22,8) (17,8) 78,5% (87,6) (82,8) (4,8) 5,8%

EBITDA 185,4 131,4 54,0 41,1% 593,6 488,3 105,3 21,6%

Depreciação (65,4) (58,0) (7,4) 12,8% (191,3) (168,5) (22,8) 13,5%


IR CS (8,3) (2,3) (6,1) 260,9% (34,8) (35,2) 0,4 (1,1%)

LUCRO LÍQUIDO 28,8 (0,4) 29,2 N/A 109,9 94,2 15,7 16,7%

VariaçãoDRE CELPE (R$ MM) 3T19 3T18

Variação9M19 9M18




2.2.1.3. COSERN

A Cosern encerrou 3T19 com Margem Bruta de R$ 187,7 milhões, queda de 17,8% em relação ao 3T18. Vale

destacar que a Margem Bruta de 3T18 foi positivamente impactada pelo efeito não recorrente da atualização do

Ativo Financeiro da Concessão (VNR) em virtude do 4º ciclo de revisão tarifária da Cosern em R$ 61,3 milhões, por

menor glosa e maior BRR. Desconsiderando esse impacto, a Margem Bruta da Cosern no 3T19 apresentou

crescimento de 12,3% frente ao 3T18, reflexo de crescimento de 1,2% na energia distribuída. No 9M19 a Margem

Bruta atingiu R$ 551,2 milhões, decréscimo de 1,5% em relação ao mesmo período de 2018. Desconsiderando o

mesmo efeito não recorrente da atualização do VNR de R$ 61,3 milhões ocorrido em 3T18, o crescimento de

Margem Bruta no 9M19 seria de 10,6%, impulsionado pela expansão da base de clientes e maior consumo, refletido

na maior energia distribuída de 1,9%, assim como pela revisão tarifária da Companhia em abril de 2018 e reajuste

tarifário de abril de 2019.

Em relação às Despesas Operacionais a Cosern segue apresentando captura de eficiências de modo que na

comparação de 3T19 com 3T18 apresenta redução de 5,2% absorvendo dessa forma tanto a inflação quanto o

crescimento da base de clientes. No 9M19 as Despesas Operacionais totalizaram R$ 172,4 milhões, aumento de

6,4% vs. 9M18 explicado pelo aumento pontual em ações de cobrança e de manutenção da rede.

Como resultado das explicações acima, o EBITDA da Cosern alcançou, no 3T19, R$ 134,3 milhões, 21,6% pior do

que o apurado no mesmo período de 2018. No acumulado de nove meses de 2019, a redução foi de 4,3% em 9M18.

Desconsiderando o mesmo efeito não recorrente da atualização do VNR de R$ 61,3 milhões ocorrido em 3T18, o

crescimento de EBITDA seria de 22,0% no 3T19 e 13,7% no acumulado de nove meses de 2019.

Considerando os fatores acima mencionados, a Cosern registrou Lucro de R$ 70,2 milhões no 3T19, 20,8% menor

que o mesmo período de 2018 (R$ 88,6 milhões). No 9M19 totalizou R$ 193,2 milhões, 7,6% abaixo do resultado

do mesmo período de 2018 (R$ 209,1 milhões). Desconsiderando o mesmo efeito não recorrente da atualização do

VNR de R$ 40,4 milhões ocorrido em 3T18, o crescimento do Lucro seria de 45,6% no 3T19 e 14,5% no 9M19.

A Cosern constituiu no 3T19 créditos de PIS e de COFINS a recuperar no valor total de R$ 642,5 milhões, como

consequência da exclusão do ICMS da base de cálculo desses impostos, por ter tido a ação transitado em julgado.

Foi constituído passivo no mesmo valor, com efeito nulo no resultado, descontado de despesas e honorários

advocatícios.

R$ % R$ %

Receita Liquida 183,5 160,8 22,8 14,1% 523,2 472,0 51,2 10,8%


Margem Bruta 187,7 228,4 (40,7) (17,8%) 551,2 559,7 (8,5) (1,5%)

Despesa Operacional (PMSO) (51,3) (54,1) 2,8 (5,2%) (172,4) (162,1) (10,3) 6,4%

PECLD (2,1) (3,0) 0,9 (30,0%) (7,1) (9,3) 2,2 (23,7%)

EBITDA 134,3 171,4 (37,0) (21,6%) 371,7 388,3 (16,6) (4,3%)

Depreciação (23,4) (21,1) (2,3) 10,9% (68,6) (61,1) (7,6) 12,3%

Resultado Financeiro (24,7) (28,6) 3,8 (13,6%) (71,1) (64,4) (6,7) 10,4%

IR CS (16,1) (33,1) 17,0 (51,4%) (38,8) (53,7) 14,9 (27,7%)

LUCRO LÍQUIDO 70,2 88,6 (18,4) (20,8%) 193,2 209,1 (15,9) (7,6%)

VariaçãoDRE COSERN (R$ MM) 3T19 3T18

Variação9M19 9M18




2.2.1.4. ELEKTRO

A Elektro encerrou o 3T19 com Margem Bruta de R$ 537,4 milhões, variação positiva de 48,2% (R$ 174,7 milhões)

em relação ao 3T18. Vale destacar o efeito não recorrente do reconhecimento positivo de R$ 157,4 milhões referente

ao Ativo Financeiro da Concessão (VNR) por menor glosa e maior BRR, homologado pela ANEEL no 5º Ciclo de

Revisão Tarifária Periódica em agosto/19. Desconsiderando esse efeito, a variação da Margem Bruta no 3T19 seria

de 4,8% em relação ao 3T18, reflexo do incremento de 1,3% na energia distribuída por maior temperatura e

crescimento industrial de alguns clientes dos setores da construção civil, papel e automotivo. Nos 9M19, a Margem

Operacional Bruta foi de R$ 1.337,1 milhões, montante R$ 289,8 milhões (27,7%) superior ao 9M18. Se expurgado

o efeito não recorrente no VNR, a Margem Bruta seria R$ 1.179,7 milhões, incremento de 12,7% vs. 9M18 explicado

pelo crescimento de 2,9% no volume de energia distribuída no período.

As Despesas Operacionais totalizaram R$ 137,7 milhões no 3T19 – aumento de 39,0% (R$ 38,6 milhões)

comparado com 3T18, em virtude de elevação pontual em serviços de terceiros e maior contencioso jurídico relativo

a ações cíveis e trabalhistas. No 9M19 as despesas foram de R$ 63,9 milhões acima do 9M18 em função de maior

contencioso jurídico e gastos pontuais com rescisão.

Em função dos fatores acima mencionados, a Elektro encerrou o 3T19 com EBITDA de R$ 369,6 milhões,

desempenho 48,9% superior ao 3T18, impactado em R$ 157,4 milhões pelo efeito não recorrente no VNR.

Desconsiderando esse efeito, o EBITDA encerraria o 3T19 com R$ 212,2 milhões, retração de 14,5% em relação

ao 3T18. No acumulado de nove meses, o EBITDA registrado de R$ 863,4 milhões (aumento de 31,6% vs. 9M18),

desconsiderando o efeito não recorrente no VNR, seria de R$ 706,0 milhões (aumento de 7,6% vs. 9M18).

Lucro de R$ 179,9 milhões no 3T19, incremento de 104,2% vs. 3T18 (sem o impacto não recorrente do VNR seria

de R$ 76,0 milhões, retração de 13,7% vs. 3T18). No 9M19, o Lucro foi de R$ 369,9 milhões, 58,3% acima do 9M18.

Desconsiderando o efeito não recorrente VNR, o Lucro apresentaria incremento de 13,8%.

Por fim, a 5ª RTP da Elektro foi homologada em agosto, com efeito médio percebido pelo consumidor de (-8,32%)

na tarifa, resultado de uma menor Parcela A e de um aumento de 5,2% na Parcela B. Destaque para o

reconhecimento de 97,9% dos investimentos na RAB (R$ 3,9 bilhões) além do maior reconhecimento das Perdas

Regulatórias em 8,03% (vs. 6,6%).

R$ % R$ %

Receita Liquida 374,1 353,5 20,6 5,8% 1.139,5 1.005,3 134,2 13,3%

Ativo Financeiro da Concessão (VNR) 163,3 9,2 154,1 1675,0% 197,5 42,0 155,6 370,2%

Margem Bruta 537,4 362,7 174,7 48,2% 1.337,1 1.047,2 289,8 27,7%

Despesa Operacional (PMSO) (137,7) (99,1) (38,6) 39,0% (408,8) (344,9) (63,9) 18,5%

PECLD (30,1) (15,4) (14,7) 95,5% (64,9) (46,4) (18,5) 39,9%

EBITDA 369,6 248,2 121,4 48,9% 863,4 656,0 207,5 31,6%

Depreciação (51,4) (49,0) (2,4) 4,9% (164,2) (143,6) (20,6) 14,3%

Resultado Financeiro (48,0) (58,4) 10,4 (17,8%) (164,7) (138,9) (25,8) 18,6%

IR CS (90,3) (52,7) (37,6) 71,3% (164,6) (139,7) (24,9) 17,8%

LUCRO LÍQUIDO 179,9 88,1 91,9 104,2% 369,9 233,7 136,2 58,3%

VariaçãoDRE ELEKTRO (R$ MM) 3T19 3T18

Variação9M19 9M18




2.3. Renováveis

O resultado do segmento de Renováveis contempla o desempenho dos parques eólicos e usinas hidrelétricas do

Grupo Neoenergia.

NOTA: para fins de análise gerencial, a equivalência patrimonial das empresas EAPSA e Teles Pires está sendo considerada dentro do segmento de Renováveis,

enquanto que nas Demonstrações Financeiras, a equivalência patrimonial dessas empresas é considerada no resultado da Holding.

O segmento Renováveis encerrou o período de 3T19 com Margem Bruta de R$ 189,3 milhões, retração de 28,2%

(R$ 74,2 milhões) quando comparada ao 3T18, impactada pelo efeito negativo das Eólicas (-R$ 77milhões) em

virtude de menores ventos em 2019 e de ter comercializado energia no ambiente livre em 2018. No 9M19, a Margem

Bruta foi de R$ 602,0 milhões, retração de R$ 43,4 milhões (-6,7%), com o impacto negativo acumulado de R$ 92

milhões das eólicas (reflexo da menor eolicidade e do fato de as eólicas terem tido a oportunidade de comercializar

no mercado livre em 2018) sendo compensado pela entrada em operação da usina de Baixo Iguaçu, no segmento

de hidros.

As despesas operacionais no 3T19 foram de R$ 55,5 milhões (+15,6% vs.3T18); no 9M19, somaram R$ 154,6

milhões, variação de R$ 19 milhões (+14,0% vs.9M18). Tanto para o trimestre quanto para o acumulado no ano, as

variações são explicadas pelo maior OPEX decorrente da entrada em operação de Baixo Iguaçu e pelo fim da

garantia de O&M nos parques Calangos nas Eólicas.

Cabe acrescentar que no trimestre houve impacto positivo de R$ 25,7 milhões via equivalência patrimonial (R$ 36,3

milhões no 3T19 vs. R$ 10,6 milhões no 3T18) referente, sobretudo, a um ganho de arbitragem por Belo Monte (+R$

17 milhões). No 9M19, o ganho de arbitragem foi compensado pelo impacto negativo da liquidação da energia livre

de Belo Monte a um PLD baixo na região Norte, resultando em uma retração de R$ 18,8 milhões via equivalência

patrimonial (-23,2% vs. 9M18).

Resultado dos efeitos mencionados acima, o EBITDA do segmento Renováveis encerrou o 3T19 em R$ 169,7

milhões, redução de 24,9% em relação ao 3T18. No acumulado de nove meses de 2019, a retração do EBITDA foi

de 13,9% em relação ao 9M18. O Lucro do 3T19 foi R$ 73,9 milhões (-45,7% vs. 3T19) e no 9M19 foi de R$ 204,6

milhões (-36,6% vs. 9M18).

R$ % R$ %

Receita Liquida 238,5 370,1 (131,6) (35,6%) 724,5 852,1 (127,6) (15,0%)

Custos Com Energia (49,1) (106,6) 57,5 (53,9%) (122,5) (206,7) 84,2 (40,7%)

MARGEM BRUTA 189,3 263,5 (74,2) (28,2%) 602,0 645,5 (43,4) (6,7%)

Despesa Operacional (PMSO) (55,5) (48,0) (7,5) 15,6% (154,6) (135,6) (19,0) 14,0%

PECLD (0,4) (0,0) (0,4) - (1,1) (0,1) (1,0) 1000,0%

(+) Equivalência Patrimonial 36,3 10,6 25,7 242,5% 62,3 81,1 (18,8) (23,2%)

EBITDA 169,7 226,0 (56,3) (24,9%) 508,7 590,9 (82,2) (13,9%)

Depreciação (49,8) (34,2) (15,6) 45,6% (135,3) (102,5) (32,8) 32,0%


IR/CS (9,2) (23,2) 14,0 (60,3%) (54,0) (67,0) 13,1 (19,4%)

LUCRO LÍQUIDO 73,9 136,2 (62,3) (45,7%) 204,6 322,8 (118,2) (36,6%)

9M18Variação

DRE RENOVÁVEIS (R$ MM) 3T19 3T18Variação

9M19




2.4. Liberalizado

NOTA: A partir do 3T19, a Neoserv passou a ser consolidada no segmento Liberalizado tanto nas Demonstrações Financeiras quanto para análises gerenciais.

O segmento Liberalizado consolidou Margem Bruta de R$ 125,9 milhões no 3T19, crescimento de 29,4% em relação

ao 3T18, impactada principalmente pela parada programada de 20 dias de Termopernambuco durante o 3T18. No

9M19, a Margem Bruta do segmento registrou R$ 275,2 milhões, redução 30,6% (-R$121,5 milhões vs. 9M18)

impactada, pela frustração de premissas da atividade de comercialização no primeiro semestre aliado aos ganhos

em 2018 advindos da oportunidade de comercializar energia descontratada das Eólicas e Teles Pires no mercado

livre. A Neoenergia comercializadora mudou a estratégia comercial direcionando o foco da NC para o atendimento

a clientes finais em vez de operações com outros agentes (trading).

As despesas operacionais do segmento no 3T19 foram de R$ 26,3 milhões (-41,6% vs.3T18); no 9M19, as despesas

somaram R$ 83,1 milhões, variação de R$ 53,7 milhões (-39,3% vs.9M18). As reduções, tanto no trimestre quanto

no acumulado de nove meses, são reflexo de eficiências, oportunidades de capitalização e menor volume de horas

de operação da usina termelétrica.

O EBITDA de Liberalizado alcançou, no 3T19, R$ 99,7 milhões, montante 86,0% melhor que o apurado no mesmo

período de 2018. No 9M19, o EBITDA de R$ 192,4 milhões foi impactado negativamente em R$ 68,9 milhões pela

frustração de premissas da atividade de comercialização no início do ano.

Considerando os fatores acima mencionados, o segmento registrou Lucro Líquido de R$ 18,2 milhões no 3T19,

incremento de R$ 35,9 milhões quando comparado ao mesmo período de 2019. No acumulado de 9 meses, o lucro

apurado, de R$ 56,9 milhões, representou melhoria de 13,8% em relação ao 9M18.

3. EBITDA (LAJIDA)

Para o terceiro trimestre de 2019, o EBITDA da Companhia é composto 84,0% pelo segmento de Redes (R$1.266,1

milhões), 11,3% pelo segmento Renováveis (R$ 169,7 milhões) e 6,6% pelo segmento de Liberalizado (R$ 99,7

milhões).

No 3T19 a Neoenergia consolidou EBITDA de R$ 1.506,6 milhões, aumento de 15,0% em relação ao mesmo período

de 2018, conforme detalhado no item anterior. Nos 9M19, o EBITDA foi de R$ 4.206,0 milhões, aumento de 20,4%

em relação ao 9M18.

R$ % R$ %

Receita Liquida 710,0 982,7 (272,7) (27,8%) 1.952,8 2.590,2 (637,5) (24,6%)

Custos Com Energia (584,1) (885,4) 301,3 (34,0%) (1.677,6) (2.193,6) 516,0 (23,5%)

Margem Bruta 125,9 97,3 28,6 29,4% 275,2 396,7 (121,5) (30,6%)

Despesa Operacional (PMSO) (26,3) (45,0) 18,7 (41,6%) (83,1) (136,8) 53,7 (39,3%)

PECLD 0,1 1,3 (1,2) (92,3%) 0,2 1,4 (1,1) (85,7%)

EBITDA 99,7 53,6 46,1 86,0% 192,4 261,2 (68,9) (26,3%)

Depreciação (36,9) (34,8) (2,0) 6,0% (61,5) (57,8) (3,8) 6,4%

Resultado Financeiro (30,1) (25,6) (4,5) 17,6% (78,9) (123,8) 44,9 (36,3%)

IR CS (14,6) (10,9) (3,7) 33,9% 4,9 (29,6) 34,6 (116,6%)

LUCRO LÍQUIDO 18,2 (17,7) 35,9 (202,8%) 56,9 50,0 6,9 13,8%

9M18Variação

DRE LIBERALIZADO (R$ MM) 3T19 3T18Variação

9M19




3.1. Conciliação do EBITDA

Atendendo a Instrução CVM nº 527 demonstramos no quadro abaixo a conciliação do EBITDA (sigla em inglês para

Lucro Antes dos Juros, Impostos, Depreciação e Amortização, LAJIDA) e, complementamos que os cálculos

apresentados estão alinhados com os critérios dessa mesma instrução:

4. RESULTADO FINANCEIRO

De forma consolidada, o resultado financeiro da Companhia atingiu despesa no total de R$ 310,2 milhões, valor

16,2% maior do que a despesa reportada no 3T18, principalmente em função de:

No 3T19, para as linhas de Encargos de dívida, variações monetárias e cambiais e instrumentos financeiros

derivativos, houve uma melhora de R$ 66,6 milhões no resultado líquido que se explica principalmente por captações

à taxas mais competitivas, ações de gestão de passivos e pela queda do IPCA e da TJLP, cujos impactos mais do

que compensaram o efeito desfavorável incorrido pelo aumento de 3,2% (R$ 646 milhões) no saldo médio da dívida

consolidada.

Para a linha de Receita de Aplicações Financeiras o resultado negativo, comparado ao 3T18, de R$ 32,0 milhões

foi devido, principalmente, à redução de 37% (R$ 2,1 milhões) no volume médio das disponibilidades amparada pela

distribuição de lucros pela holding a seus controladores e pelas amortizações de dívida realizadas entre as referidas

datas. Essa redução reflete ainda a estratégia de antecipação de captações adotada no 3T18, em função da

proximidade do período eleitoral, que fez com que as Companhias do Grupo aumentassem sua liquidez.

Na tabela abaixo apresentamos os principais indexadores:

R$ % R$ %

Lucro líquido do período (A) 599,4 500,7 98,7 19,7% 1.610,8 1.183,1 427,6 36,2%

Lucro Atribuído aos minoritários (17,5) (16,5) (1,0) 6,1% (55,9) (46,0) (9,9) 21,5%

Despesas financeiras (B) (1.440,9) (1.848,8) 407,9 (22,1%) (3.827,8) (5.186,0) 1.358,1 (26,2%)

Receitas financeiras ( C) 1.130,6 1.581,8 (451,2) (28,5%) 2.855,0 4.341,0 (1.486,0) (34,2%)

Imposto de renda e contribuição social (D) (210,7) (201,6) (9,1) 4,5% (479,8) (458,3) (21,5) 4,7%

Depreciação e Amortização (E) (368,7) (324,5) (44,2) 13,6% (1.086,6) (961,4) (125,2) 13,0%

EBITDA = (A-(B+C+D+E)) 1.506,6 1.310,4 196,2 15,0% 4.206,0 3.493,8 712,2 20,4%

9M189M19 x 9M18

EBITDA (R$ MM) 3T19 3T183T19 x 3T18

9M19

R$ % R$ %

Renda de aplicações financeiras 53,4 85,4 (32,0) (37,5%) 147,4 228,1 (80,6) (35,4%)

Juros, comissões e acréscimo moratório 40,9 51,7 (10,8) (20,9%) 145,1 148,1 (3,0) (2,0%)

Encargos de dívida, variações monetárias e cambiais (856,0) (735,2) (120,8) 16,4% (1.475,2) (2.196,6) 721,4 (32,8%)

Variações monetárias e cambial - Outras (9,3) 47,8 (57,1) (119,5%) (25,5) (24,6) (1,0) 3,7%

Instrumentos financeiros derivativos 514,7 327,3 187,5 57,3% 449,2 1.181,9 (732,7) (62,0%)

Atualização provisão para contingências / depósitos

judiciais(27,6) (19,7) (7,9) 40,1% (80,4) (55,4) (25,0) 45,1%

Atualização do ativo / passivo financeiro setorial 16,0 23,6 (7,6) (32,2%) 37,8 41,0 (3,2) (7,8%)

Obrigações pós emprego (21,1) (23,6) 2,5 (10,6%) (63,4) (70,8) 7,4 (10,5%)

Outras receitas (despesas) financeiras líquidas (21,2) (24,2) 3,0 (12,4%) (107,9) (96,7) (11,2) 11,6%

Total (310,2) (267,0) (43,3) 16,2% (972,9) (845,0) (127,9) 15,1%

VariaçãoRESULTADO FINANCEIRO

LÍQUIDO (R$ MM) 3T19 3T18

Variação9M19 9M18




5. INVESTIMENTOS

O Grupo Neoenergia encerrou 3T19 com investimento total de R$ 1.162,4 milhões, montante que compreende todos

os investimentos realizados pelas companhias as quais o Grupo Neoenergia consolida. No acumulado de nove

meses, o CAPEX realizado foi de R$ 2.963,8 milhões.

Estão abaixo discriminados os investimentos consolidados, separados por segmento:

5.1. Controladas e Coligadas

Os investimentos realizados pelas companhias de controle conjunto ou coligadas corresponderam ao montante de

R$ 52,7 milhões no 3T19 e de R$ 92,8 milhões no 9M19.

5.2. Redes

5.2.1. Distribuição

No 3T19, a Neoenergia realizou CAPEX no montante de R$ 921,7 milhões. No acumulado do ano de 2019 as

Distribuidoras do Grupo realizaram CAPEX de R$ 2.343,5 milhões, dos quais R$ 1.365,8 milhões foram destinados

à Expansão de Redes (líquido de subvenção), R$ 408,4 milhões foram alocados em Renovação de Ativos e R$

318,4 milhões foram feitos para Melhoria de Redes; por fim, R$ 250,9 milhões foram destinados a projetos de

combate a perdas, inadimplência e outros.

Índices 3T19 3T18 Δ %

CDI 1,54% 1,59% -0,05 p.p. N/A

TJLP 5,95% 6,56% -0,61 p.p. N/A

Δ USD¹ 0,3322 0,1481 0,18 124,31%

IPCA 0,26% 0,72% -0,46 p.p. N/A

Nota 1: variação cambial entre 30/junho a 30/setembro.

CAPEX Neoenergia

(R$ milhões)3T19 3T18 ∆ % 9M19 9M18 ∆ %

Redes 1.080,2 926,0 16,7% 2.767,2 1.983,8 39,5%

Renováveis 47,7 134,0 (64,4%) 99,8 311,0 (67,9%)

Liberalizado 33,7 23,3 44,6% 95,8 46,2 107,4%

Holding 0,8 0,2 N/A 1,0 0,5 100,0%

TOTAL 1.162,4 1.083,4 7,3% 2.963,8 2.341,5 26,6%

EAPSA(1) 0,2 0,3 - 0,3 0,5 -

Teles Pires(2) 22,5 0,8 N/A 23,3 2,0 N/A

Belo Monte(3)30,0 92,6 (67,7%) 69,3 215,5 (68,1%)

Total 52,7 93,7 (43,6%) 92,8 218,0 (57,3%)

* Empresas não consolidadas pela Neoenergia(1) Valor correspondente a 51% de participação da Neoenergia na Energética Águas da Pedra(2) Valor correspondente a 51% de participação(3) Valor correspondente a 10% de participação

Controladas e

Coligadas*3T19 3T18 ∆ % 9M19 9M18 ∆ %




5.2.2. Transmissão

No 3T19, o CAPEX total investido nas transmissoras foi de R$ 159,8 milhões, totalizando R$ 423,7 milhões no

acumulado do ano. O ativo contratual equivalente em nove meses é de R$ 647,9 milhões.

Em relação ao lotes do leião de abril de 2017 100% do CAPEX previsto está contratado. Destaque para o início da

montagem e içamento das torres do Lote 4. Para os Lotes arrematados em dezembro de 2017, 92% do CAPEX

previsto já está contratado ou em proposta firme. Por fim, para os Lotes arrematados no Leilão de dezembro de

2018 70% do CAPEX previsto está contratado ou em proposta firme.

5.3. Renováveis

5.3.1. Parques Eólicos

Todos os parques eólicos do Complexo Chafariz (Paraíba), tanto os contratados no Leilão A-6 de 2017 como os

que serão construídos para vender energia no mercado livre, já obtiveram licença de instalação e outorga até junho

de 2019. Já foi concedida autorização de supressão de vegetação, bem como autorização do IPHAN. Para esses

parques, 94% do CAPEX estimado está contratado, com hedge de moeda e os contratos de conexão com a empresa

de transmissão já foi celebrado. As obras foram iniciadas antes do previsto.

Os parques eólicos do Complexo Oitis (Piauí e Bahia), referentes ao Leilão A-4 de 2019, contratados no dia 28 de

junho de 2019, se encontram em fase de habilitação pela ANEEL. A construção dos 12 parques, cuja capacidade é

de 566,5 MW foi autorizada pelo Conselho de Administração em 19 de setembro de 2019. Para esse complexo, 4%

da energia será destinada ao ambiente de contratação regulada (ACR), o que garante acesso ao ponto de conexão,

bem como o desconto na TUST; e 96% será destinada ao ambiente de contratação livre (ACL).

O CAPEX realizado nos parques eólicos no acumulado de nove meses de 2019 foi de R$ 32,7 milhões.

5.3.2. Usinas Hidrelétricas

No 9M19, os investimentos em plantas hidrelétricas, no montante de R$ 67,1 milhões, foram majoritariamente

voltados para a execução e conclusão das obras de Baixo Iguaçu.

INVESTIMENTOS REALIZADOS

Natureza Investimento

(Preço corrente - valores em R$ MM)3º TRI YTD 3º TRI YTD 3º TRI YTD 3º TRI YTD 3º TRI YTD

Expansão de Rede (348,3) (950,8) (87,4) (278,3) (45,6) (134,6) (76,3) (198,0) (557,5) (1.561,7)

Programa Luz para Todos (145,9) (384,7) - - - - (0,0) (0,3) (145,9) (385,0)

Novas Ligações (123,0) (352,7) (65,1) (213,2) (23,3) (75,6) (31,5) (89,9) (242,9) (731,5)

Novas SE's e RD's (79,4) (213,3) (22,3) (65,2) (22,3) (59,0) (44,7) (107,8) (168,7) (445,3)

Compromisso ECV - - 0,0 0,1 - - - - 0,0 0,1

Renovação de Ativos (75,1) (188,9) (36,7) (71,8) (14,6) (42,3) (36,1) (105,4) (162,5) (408,4)

Melhoria da Rede (57,5) (168,5) (12,4) (64,8) (7,4) (30,9) (26,9) (54,2) (104,2) (318,4)

Perdas e Inadimplência (28,4) (50,3) (32,0) (66,7) (3,6) (8,1) (3,1) (5,4) (67,2) (130,6)

Outros (41,3) (72,5) (8,6) (15,4) (4,9) (10,0) (10,2) (22,4) (65,0) (120,3)

Movimentação Material (Estoque x Obra) (0,0) (123,0) 9,6 (46,7) (0,4) (26,4) 12,4 (31,5) 21,6 (227,7)

(=) Investimento Bruto (550,7) (1.554,1) (167,5) (543,7) (76,5) (252,3) (140,1) (417,0) (934,8) (2.767,1)

SUBVENÇÕES 21,2 169,0 5,7 8,7 0,7 2,9 7,0 15,4 34,7 195,9

(=) Investimento Líquido (529,4) (1.385,1) (161,8) (535,0) (75,8) (249,5) (133,1) (401,6) (900,1) (2.571,2)

Movimentação Material (Estoque x Obra) 0,0 123,0 (9,6) 46,7 0,4 26,4 (12,4) 31,5 (21,6) 227,7

(=) CAPEX (529,4) (1.262,1) (171,4) (488,3) (75,4) (223,0) (145,5) (370,1) (921,7) (2.343,5)

CONSOLIDADO




5.4. Liberalizado

A Termopernambuco realizou investimentos no montante de R$ 33,7 milhões no 3T19 e R$ 95,8 milhões no

acumulado de 9 meses. Os investimentos foram voltados para a aumento de confiabilidade e disponibilidade da

Usina, destacando-se aquisição e substituição de rotor, hot gas path (HGP) da turbina a gás, conforme

recomendação do fabricante, e aumento de estoque sobressalente para aumento da disponibilidade.

6. ENDIVIDAMENTO

6.1. Posição de Dívida e Alavancagem Financeira

Em setembro de 2019, a dívida bruta consolidada da Neoenergia, incluindo empréstimos, financiamentos,

debêntures e instrumentos financeiros, foi de R$ 21.309,4 milhões (dívida líquida R$ 17.540,1 milhões),

apresentando um aumento de 7% em relação a dezembro de 2018. O valor do endividamento total em setembro de

2019 contava com 86% da dívida contabilizada no longo prazo e 14% no curto prazo.

O indicador financeiro Dívida total líquida/EBITDA passou de 3,49 em 31 de dezembro de 2018 para 3,33 em 30 de

setembro de 2019.

6.2 Cronograma de amortização das dívidas

O gráfico abaixo apresenta o cronograma de vencimentos de principal e juros da dívida (em milhões de reais),

utilizando as curvas forward de mercado para os indexadores e moedas atrelados ao endividamento da Companhia

vigente em 30 de setembro de 2019. Sendo assim, as informações apresentadas abaixo diferem das do cronograma

de vencimentos apresentado nas demonstrações financeiras de 30 de setembro de 2019, que considera os índices

e moedas realizados no encerramento do período e não as projeções de mercado.




6.3. Perfil Dívida

Os gráficos abaixo apresentam o saldo de dívidas segregado por fonte de captação e por indexador. O custo médio

da dívida consolidada no terceiro trimestre de 2019 foi de 105,4% do CDI, redução comparado ao custo de 113,8%

do 3T18.

7. RATING

Em 24 de janeiro de 2019, a Standard & Poor’s –S&P reafirmou os ratings de crédito corporativo de Neoenergia e

suas subsidiárias, Coelba, Celpe, Cosern e Elektro Redes ‘brAAA’ na Escala Nacional Brasil, com perspectiva

estável. Na mesma data, a S&P reafirmou os ratings de emissões ‘brAAA’ da Coelba, Celpe, Cosern e Elektro

Redes, e ‘brAA+’ da Neoenergia, Calango 6, NC Energia e Termopernambuco.

Para Celpe, em 29 de março de 2019, a S&P Global Ratings atribuiu o rating de emissão ‘brAAA’ na Escala Nacional

Brasil à 10ª emissão de debêntures da Companhia Energética de Pernambuco - Celpe (Celpe: BB-/Estável/--;

brAAA/Estável/--).

DÍVIDA POR INDEXADOR

64%

22%

13%1%

CDI e SELIC IPCA

TJLP PRÉ




8. MERCADO DE CAPITAIS

Em 30 de setembro, o valor de mercado da Companhia era de R$ 25,0 bilhões com as ações (NEOE3) cotadas a

R$ 20,57, representando valorização de 31,4% desde o IPO em 01 de julho de 2019, desempenho este superior ao

Ibovespa (+3,7%) e ao IEE (+6,7%). As ações da Neoenergia negociaram com volume médio diário de 7,2 mil e

volume financeiro de R$ 84,2 bilhões no período em referência.

As ações em circulação totalizam 18,67% do capital da Companhia. Desse total, 51,7% são acionistas nacionais, e

48,3% acionistas estrangeiros, e estão classificados da seguinte forma: Fundos de Investimentos Nacionais (40,6%);

Fundos de Investimentos Estrangeiros (41,4%); Pessoas Físicas (7,1%) e Outros (10,9%).

Até11/07A partir

de 12/07

NEOENERGIA AA- AA- AAA AAA

Perspectiva Negativa Estável Estável Estável

COELBA AA- AA- AAA AAA


CELPE AA- AA- AAA AAA


COSERN AA- AA- AAA AAA


ELEKTRO REDES AA- AA- AAA AAA


ITAPEBI (Rating de Emissão) A+ - - -

TERMOPE (Rating de Emissão) A+ A+ A++ A++

NC Energia (Rating de Emissão) A+ A+ A++ A++

2017 2019

2018Rating Corporativo - Escala Nacional

(Longo Prazo)

RENTABILIDADE DA AÇÃO - até 30/09/2019

31,4%

6,7%

3,7%

-20,0%

0,0%

20,0%

40,0%

NEOENERGIA IEE IBOV




9. OUTROS ASSUNTOS RELEVANTES

9.1. Tarifas

Revisão Tarifária da Elektro

Em 20 de Agosto de 2019, a ANEEL aprovou o resultado da 5ª Revisão Tarifária Periódica da Elektro, que vigorou

a partir de 27 de agosto de 2019. A Parcela B já liquida de outras receitas, atingiu R$1.627 milhões (aumento de

5% considerando o mercado do ano teste). Descontando receitas de ultrapassagem de demanda e excedente de

reativos, a Parcela B foi de R$1.584 milhões. A Parcela A, apresentou redução em virtude da incidência de menores

encargos da CDE, assim como do término de relevante componente financeiro do último processo tarifário de 2018.

O efeito médio a ser percebido pelo consumidor neste processo tarifário foi uma redução de 8,32%.

Para a Base de Remuneração Líquida, o valor aprovado foi de R$ 3.905 milhões, a valores de agosto de 2019,

refletido um reconhecimento de 97,9% dos investimentos realizados. Quanto às Perdas Regulatórias reconhecidas

na tarifa da Companhia, a ANEEL estabeleceu o percentual de 8,03%, ao invés de 6,6%, ficando o limite atual mais

aderente à realidade da área de concessão da Elektro.

9.2. Clientes Baixa Renda

A Resolução ANEEL nº 414/2010 define o conceito de consumidores de baixa renda, caracterizada por tarifas

diferenciadas de consumo de energia elétrica, subsidiadas por um benefício criado pelo Governo Federal e

regulamentado pela Lei nº 12.212 e pelo Decreto nº 7.583.

Grupo de Consumo abr/19 abr/19 abr/19 ago/19

AT - Alta Tensão (>2,3kV) 5,09% 3,76% 2,81% -2,89%

BT - Baixa Tensão (<2,3kV) 6,67% 5,56% 5,48% -11,17%

Efeito tarifário médio AT+BT 6,22% 5,04% 4,73% -8,32%

Início da Vigência 22-abr-19 29-abr-19 22-abr-19 27-ago-19

Processo Revisional Reajuste Anual Reajuste Anual Reajuste Anual RTP

Próxima Revisão Tarifária abr/23 abr/21 abr/23 ago/23

Nº de Consumidores

Residenciais (milhares)Consolidado

Convencional 9.477 3.933 2.420 979 2.144

Baixa Renda 2.778 1.406 896 301 175

Total 12.256 5.339 3.316 1.281 2.319

Nº de Consumidores

Residenciais (milhares)Consolidado

Convencional 9.575 4.164 2.371 971 2.069

Baixa Renda 2.451 1.085 880 286 199

Total 12.026 5.249 3.251 1.257 2.268

3T19

3T18




9.3 Eleição do Conselho de Administração

O Conselho de Administração da Neoenergia é composto por sete membros da Iberdrola, três membros da Previ e

três membros independentes, todos com prazo de mandato unificado de dois anos, com possibilidade de reeleição.

Em 22 de agosto de 2019 ocorreu a AGE que aprovou, por maioria, a eleição dos membros para compor o Conselho

de Administração para um novo mandato (22 de agosto de 2019 a 21 de agosto de 2021).

Os membros independentes foram reeleitos: Sr. Cristiano Frederico Ruschmann (Experiência em Direito Tributário

Local e Internacional), Sr. Juan Manuel Eguiagaray Ucelay (Ex-Ministro da Indústria e de Energia) e Sra. Regina

Helena Jorge Nunes (Presidente da Agência de Rating S&P Global Ratings no Brasil e Argentina e Líder do Cone

Sul da América Latina de 2011 a 2018), que se enquadram aos critérios de independência dispostos no

Regulamento do Novo Mercado, bem como a Política de Indicação para membros do Conselho de Administração

da Companhia.




10. NOTA DE CONCILIAÇÃO

A Neoenergia s.a., apresenta os resultados do terceiro trimestre (3T19) a partir de análises gerenciais que a

administração entende traduzir da melhor forma o negócio da companhia, conciliada com os padrões

internacionais de demonstrações financeiras (International Financial Reporting Standards – IFRS).

Memória de Cálculo (CONSOLIDADO) Trimestre Acumulado Trimestre AcumuladoCorrespondência nas Notas

Explicativas

( + ) Receita líquida 7.177,8 21.007,5 7.201,3 19.174,6 Demonstrações de resultado

( - ) Outras receitas (284,5) (625,6) (265,8) (599,4) Nota 24

( + ) Outras receitas - Outras receitas 22,0 25,0 3,1 22,7 Nota 24e

= RECEITA Operacional Líquida 6.915,2 20.406,9 6.938,5 18.597,9

( + ) Custos com energia elétrica (3.614,1) (10.879,2) (3.998,8) (10.649,4) Demonstrações de resultado

( + ) Combustível para produção de energia (135,8) (302,0) (101,3) (327,4) Nota 26

( + ) Custos de construção (1.063,9) (2.972,1) (951,8) (2.146,1) Demonstrações de resultado

= Custo com Energia (4.813,9) (14.153,3) (5.051,9) (13.123,0)

( + ) Valor de reposição estimado da concessão 194,1 399,9 202,2 394,9 Nota 24e

= MARGEM BRUTA 2.295,4 6.653,6 2.088,9 5.869,8

( + ) Custos de operação (858,7) (2.532,4) (890,6) (2.679,1) Demonstrações de resultado

( + ) Despesas com vendas (70,4) (204,4) (70,6) (235,4) Demonstrações de resultado

( + ) Outras receitas/despesas gerais e administrativas (341,7) (1.010,4) (208,4) (673,7) Demonstrações de resultado

( - ) Combustível para produção de energia 135,8 302,0 101,3 327,4 Nota 26

( - ) Depreciação 326,1 958,8 281,3 826,7 Nota 26

( + ) Outras receitas 284,5 625,6 265,8 599,4 Nota 24

( - ) Outras receitas - Outras receitas (22,0) (25,0) (3,1) (22,7) Nota 24e

( - ) Valor de reposição estimado da concessão (194,1) (399,9) (202,2) (394,9) Nota 24e

= Despesa Operacional (PMSO) (740,2) (2.285,8) (726,6) (2.252,2)

( + ) PECLD (84,8) (223,7) (62,9) (204,9) Demonstrações de resultado

( + ) Equivalência Patrimonial 36,2 62,0 11,0 81,1 Demonstrações de resultado

EBITDA 1.506,6 4.206,0 1.310,4 3.493,8

( + ) Depreciação e Amortização (368,7) (1.086,6) (324,5) (961,4) Demonstrações de resultado e Nota 26

( + ) Resultado Financeiro (310,2) (972,9) (267,0) (845,0) Demonstrações de resultado

( + ) IR/CS (210,7) (479,8) (201,6) (458,3) Demonstrações de resultado

( + ) Minoritário (17,5) (55,9) (16,5) (46,0) Demonstrações de resultado

LUCRO LÍQUIDO 599,4 1.610,8 500,7 1.183,1 Demonstrações de resultado

Ano atual Ano anterior




ANEXO I – Ativos de Transmissão em Implementação

No quadro a seguir estão listadas as transmissoras em implementação do Grupo Neoenergia (data base

30/09/2019):

Em implantação EstadoParticipação

Neoenergia

Entrada

Operação (Prazo

ANEEL)

Final da

Concessão

LT 230 KV Rio Brilhante – Campo Grande 2

LT 230 KV Campo Grande 2 – Imbirussu

LT 230 KV Rio Brilhante Dourados 2

LT 230 KV Dourados 2 - Dourados

LT 230 KV Nova Porto Primavera – Rio Brilhante

LT 230 KV Nova Porto Primavera – Ivinhema 2

SE Dourados 02 MS 100% 11/08/2022 11/08/2047

SE Fernão Dias (COMPARTILHADA) SP 100% 11/02/2021 11/08/2047

SE Biguaçu (COMPARTILHADA) SC 100% 11/02/2021 11/08/2047

SE Sobral III (COMPARTILHADA) CE 100% 11/02/2021 11/08/2047

LT 500 KV Miracema – Gilbués II TO / PI

LT 500 KV Gilbués II – Barreiras II PI / BA

LT 500 KV Santa Luzia II – Campina Grande III PB

LT 500 KV Santa Luzia II – Milagres II PB / CE

SE Santa Luzia II PB 100% 09/03/2023 09/03/2048

LT 525 kV Areia - Joinville Sul - C1 PR / SC

LT 525 kV Joinville Sul - Itajaí 2 - C1

LT 525 kV Itajaí 2 - Biguaçu - C1

LT 230 kV Itajaí - Itajai 2 - CS - C1 e C2

LT 230 kV Rio do Sul - Indaial - CD - C1 e C2

LT 230 kV Indaial - Gaspar 2 - CD - C1 e C2

SE 525/230/138 kV Joinvile Sul

SE 525/230/138 kV Itajaí 2

SE 2301138 KV Jaraguá do Sul

SE 230/138 kV Indaial

LT 500 kV Terminal Rio - Lagos, CD, C1 e C2

LT 500 kV Lagos - Campos 2, CD, C1 e C2

SE 500 kV Campos 2 RJ 100% 22/03/2024 22/03/2049

LT 500 kV Campos 2 - Mutum, CD, C1 e C2 RJ/ES /MG 100% 22/03/2024 22/03/2049

LT 525 kV Capivari do Sul. Siderópolis 2, C1 RS / SC

LT 525 kV Povo Novo - Guaiba 3, C3

LT 230 kV Livramento 3 - Santa Maria 3, C2

LT 230 kV Siderópolis 2 - Forquilhinha, C2 SC

SE 525 kV Marmeleiro - Compensaçao Síncrona (COMPARTILHADA)

SE 230 kV Livramento 3 - Compensaçao Síncrona (COMPARTILHADA)

EKTT 15-A


MS

100% 11/08/2022 11/08/2047

MS / SP


EKTT 12-A (Extensão Total 578 Km)

EKTT 13-A


EKTT 14-A




EKTT 1 (Extensão Total 729 Km)


100% 09/03/2023 09/03/2048



100% 09/03/2023 09/03/2048

EKTT 3 (Extensão Total 328 Km em Circuito Duplo)


RJ 100%

EKTT 11 (Extensão Total 673 Km) (*)


100% 22/03/2024 22/03/2049SC


SC 100% 22/03/2024 22/03/2049

RS 100% 22/03/2024 22/03/2049

22/03/2024 22/03/2049

EKTT 4 (Extensão Total 239 Km em Circuito Duplo)





100% 22/03/2024 22/03/2049RS





ANEXO II – Ativos Eólicos em Construção

No quadro a seguir estão listadas os parques eólicos em construção do Grupo Neoenergia (data base 30/09/2019):


CANOAS 2 100% PB São José do Sabugi e Santa Luzia 34,65 16,3 26/06/2018 18/06/2053

CANOAS 4 100% PB São José do Sabugi 34,65 16,5 26/06/2018 18/06/2053

CHAFARIZ 1 100% PB Santa Luzia 34,65 18,2 21/06/2018 18/06/2053





LAGOA 3 100% PB São José do Sabugi 34,65 17,2 26/06/2018 18/06/2053

LAGOA 4 100% PB São José do Sabugi e Santa Luzia 20,79 10,2 26/06/2018 18/06/2053

CANOAS 3 100% PB São José do Sabugi e Santa Luzia 34,65 16,8 05/02/2019 04/02/1954

CHAFARIZ 4 100% PB Santa Luzia e Areia de Baraúnas 34,65 17,8 05/02/2019 04/02/1954


VENTOS DE ARAPUÁ 1 100% PB Areia de Baraúnas 24,26 11,6 05/02/2019 04/02/1954

VENTOS DE ARAPUÁ 2 100% PBAreia de Baraúnas, São Mamede e Santa

Luzia34,65 17,2 05/02/2019 04/02/1954

VENTOS DE ARAPUÁ 3 100% PB Areia de Baraúnas e São Mamede 13,86 5,8 05/02/2019 04/02/1954

OITIS 1 100% PI Dom Inocêncio 37,10 19,8 ND ND

OITIS 8 100% PI Dom Inocêncio 37,10 19,4 ND ND

OITIS ACL (10 parques) 100% PI/BA Dom Inocêncio e Casa Nova 492,30 ND ND

Energia

Assegurada

(MW)

Data da Concessão

Eólicas em construção

Participação

Neoenergia

(Direta e Indireta)

Estado LocalidadeCapacidade

Instalada (MW)




ANEXO III – Quadros por Segmentos

R$ % R$ %

MARGEM BRUTA 2.295,4 2.088,9 206,5 9,9% 6.653,6 5.869,8 783,8 13,4%

(-) Despesas Operacionais (PMSO) (740,2) (726,6) (13,6) 1,9% (2.285,8) (2.252,2) (33,6) 1,5%

(-) PECLD (84,8) (62,9) (22,0) 34,8% (223,7) (204,9) (18,9) 9,2%

(+) Equivalência Patrimonial/Venda de Ativos 36,2 11,0 25,3 229,1% 62,0 81,1 (19,1) -23,6%

EBITDA 1.506,6 1.310,4 196,2 15,0% 4.206,0 3.493,8 712,2 20,4%

Depreciação (368,7) (324,5) (44,2) 13,6% (1.086,6) (961,4) (125,2) 13,0%


IR/CS (210,7) (201,6) (9,1) 4,5% (479,8) (458,3) (21,5) 4,7%

Eliminações (Part. Minoritária) (17,5) (16,5) (1,0) 6,1% (55,9) (46,0) (9,9) 21,5%

LUCRO LÍQUIDO 599,4 500,7 98,7 19,7% 1.610,8 1.183,1 427,6 36,2%

3T18Variação

9M19 9M18Variação

DRE (R$ MM)

CONSOLIDADO

3T19




R$ % R$ % R$ % R$ %

MARGEM BRUTA 1.986,4 1.732,1 254,3 14,7% 5.791,2 4.846,8 944,5 19,5% 189,3 263,5 (74,2) -28,2% 602,0 645,5 (43,4) -6,7%

(-) Despesas Operacionais (PMSO) (616,8) (601,4) (15,4) 2,6% (1.926,7) (1.885,0) (41,7) 2,2% (55,5) (48,0) (7,5) 15,6% (154,6) (135,6) (19,0) 14,0%

(-) PECLD (103,6) (62,3) (41,2) 66,3% (239,4) (204,3) (35,0) 17,2% (0,4) (0,0) (0,4) - (1,1) (0,1) (1,0) 1000,0%(+) Equivalência Patrimonial/Venda de Ativos - - - - 36,3 10,6 25,7 242,5% 62,3 81,1 (18,8) -23,2%

EBITDA 1.266,1 1.068,3 197,7 18,5% 3.625,2 2.757,4 867,8 31,5% 169,7 226,0 (56,3) -24,9% 508,7 590,9 (82,2) -13,9%

Depreciação (264,5) (236,6) (28,0) 11,8% (785,4) (689,2) (96,3) 14,0% (49,8) (34,2) (15,6) 45,6% (135,3) (102,5) (32,8) 32,0%

Resultado Financeiro (285,9) (235,7) (50,1) 21,3% (863,4) (661,2) (202,2) 30,6% (36,8) (32,5) (4,4) 13,2% (114,8) (98,5) (16,3) 16,5%

IR/CS (181,0) (162,6) (18,4) 11,3% (422,5) (356,5) (66,0) 18,5% (9,2) (23,2) 14,0 -60,3% (54,0) (67,0) 13,1 -19,4%

Eliminações (Part. Minoritária) - - - - - - - -

LUCRO LÍQUIDO 534,7 433,4 101,3 23,4% 1.553,8 1.050,6 503,3 47,9% 73,9 136,2 (62,3) -45,7% 204,6 322,8 (118,2) -36,6%

-

R$ % R$ % R$ % R$ %

MARGEM BRUTA 125,9 97,3 28,6 29,4% 275,2 396,7 (121,5) -30,6% (6,2) (4,0) (2,2) 55,0% (14,9) (19,1) 4,2 -22,0%

(-) Despesas Operacionais (PMSO) (26,3) (45,0) 18,7 -41,6% (83,1) (136,8) 53,7 -39,3% (41,6) (32,2) (9,4) 29,2% (121,4) (94,8) (26,7) 28,1%

(-) PECLD 0,1 1,3 (1,2) -92,3% 0,2 1,4 (1,1) -85,7% 19,0 (1,8) 20,8 N/A 16,4 (1,8) 18,2 N/A

(+) Equivalência Patrimonial/Venda de Ativos - - - - (0,1) 0,4 (0,4) -125,0% (0,3) (0,0) (0,3) -

EBITDA 99,7 53,6 46,1 86,0% 192,4 261,2 (68,9) -26,3% (28,9) (37,6) 8,7 -23,1% (120,2) (115,7) (4,5) 3,9%

Depreciação (36,9) (34,8) (2,0) 6,0% (61,5) (57,8) (3,8) 6,4% (17,6) (18,9) 1,4 -6,9% (104,3) (111,9) 7,6 -6,8%

Resultado Financeiro (30,1) (25,6) (4,5) 17,6% (78,9) (123,8) 44,9 -36,3% 42,6 26,8 15,8 59,0% 84,2 38,5 45,7 118,7%

IR/CS (14,6) (10,9) (3,7) 33,9% 4,9 (29,6) 34,6 -116,6% (5,9) (5,0) (1,0) 18,0% (8,3) (5,2) (3,1) 59,6%

Eliminações (Part. Minoritária) - - - - (17,5) (16,5) (1,0) 6,1% (55,9) (46,0) (9,9) 21,5%

LUCRO LÍQUIDO 18,2 (17,7) 35,9 -202,8% 56,9 50,0 6,9 13,8% (27,3) (51,2) 23,9 -46,7% (204,6) (240,3) 35,7 -14,9%

VariaçãoVariação3T19 3T18

Variação9M19 9M183T19 3T18

Variação9M19 9M18DRE (R$ MM)

LIBERALIZADO OUTROS

REDES

3T19 3T18Variação

9M19 9M18Variação

DRE (R$ MM)Variação

RENOVÁVEIS

3T19 3T18Variação

9M19 9M18




R$ % R$ % R$ % R$ %

MARGEM BRUTA 820,0 785,8 34,2 4,4% 2.528,1 2.114,6 413,4 19,6% 375,7 313,2 62,5 20,0% 1.181,6 1.059,4 122,2 11,5%

(-) Despesas Operacionais (PMSO) (274,3) (274,9) 0,6 -0,2% (841,4) (891,0) 49,6 -5,6% (149,5) (159,0) 9,4 -6,0% (500,4) (488,3) (12,1) 2,5%

(-) PECLD (33,3) (21,1) (12,2) 57,8% (79,7) (65,7) (14,0) 21,3% (40,7) (22,8) (17,8) 78,5% (87,6) (82,8) (4,8) 5,8%(+) Equivalência Patrimonial/Venda de Ativos - - - - - - - -EBITDA 512,3 489,8 22,6 4,6% 1.606,9 1.157,9 449,0 38,8% 185,4 131,4 54,0 41,1% 593,6 488,3 105,3 21,6%

Depreciação (124,8) (106,5) (18,3) 17,2% (361,6) (313,9) (47,7) 15,2% (65,4) (58,0) (7,4) 12,8% (191,3) (168,5) (22,8) 13,5%

Resultado Financeiro (130,6) (77,6) (53,0) 68,3% (371,4) (268,2) (103,2) 38,5% (82,9) (71,5) (11,3) 15,9% (257,6) (190,4) (67,2) 35,3%IR/CS (48,7) (68,1) 19,4 -28,5% (139,9) (116,7) (23,2) 19,9% (8,3) (2,3) (6,1) 260,9% (34,8) (35,2) 0,4 -1,1%Eliminações (Part. Minoritária) - - - - - - - -

LUCRO LÍQUIDO 208,4 237,6 (29,3) -12,3% 734,0 459,2 274,8 59,8% 28,8 (0,4) 29,2 N/A 109,9 94,2 15,7 16,7%

R$ % R$ % R$ % R$ %

MARGEM BRUTA 187,7 228,4 (40,7) -17,8% 551,2 559,7 (8,5) -1,5% 537,4 362,7 174,7 48,2% 1.337,1 1.047,2 289,8 27,7%

(-) Despesas Operacionais (PMSO) (51,3) (54,1) 2,8 -5,2% (172,4) (162,1) (10,3) 6,4% (137,7) (99,1) (38,6) 39,0% (408,8) (344,9) (63,9) 18,5%

(-) PECLD (2,1) (3,0) 0,9 -30,0% (7,1) (9,3) 2,2 -23,7% (30,1) (15,4) (14,7) 95,5% (64,9) (46,4) (18,5) 39,9%(+) Equivalência Patrimonial/Venda de Ativos - - - - - - - -EBITDA 134,3 171,4 (37,0) -21,6% 371,7 388,3 (16,6) -4,3% 369,6 248,2 121,4 48,9% 863,4 656,0 207,5 31,6%

Depreciação (23,4) (21,1) (2,3) 10,9% (68,6) (61,1) (7,6) 12,3% (51,4) (49,0) (2,4) 4,9% (164,2) (143,6) (20,6) 14,3%

Resultado Financeiro (24,7) (28,6) 3,8 -13,6% (71,1) (64,4) (6,7) 10,4% (48,0) (58,4) 10,4 -17,8% (164,7) (138,9) (25,8) 18,6%

IR/CS (16,1) (33,1) 17,0 -51,4% (38,8) (53,7) 14,9 -27,7% (90,3) (52,7) (37,6) 71,3% (164,6) (139,7) (24,9) 17,8%

Eliminações (Part. Minoritária) - - - - - - - -

LUCRO LÍQUIDO 70,2 88,6 (18,4) -20,8% 193,2 209,1 (15,9) -7,6% 179,9 88,1 91,9 104,2% 369,9 233,7 136,2 58,3%

Variação

3T19 3T18Variação VariaçãoVariação

3T19 3T18 9M19 9M18

3T19 3T18Variação

9M19 9M18

DRE (R$ MM)

REDES

9M18

COELBA CELPE

COSERN ELEKTRO

DRE (R$ MM) 3T19 3T18Variação

9M19

9M19 9M18

Variação

Variação




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Variação Indicadores Financeiros de Dívida 3T19 dez/18 p.p. · 2019-10-18 · Perda Técnica Perda Não Técnica Perda Total NOTA: Devido ao fato de o prazo de apuração do indicador