Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA · A administração da Companhia é responsável pela elaboração dessas informações contábeis intermediárias de acordo com o CPC 21(R1)

Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA

Informações trimestrais em 30 de setembro de 2018

Centrais Elétricas do Pará S.A. – CELPA


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Conteúdo Relatório sobre a revisão de Informações Trimestrais - ITR 3

Balanços patrimoniais 5

Demonstrações do resultado 6

Demonstrações do resultado abrangente 7

Demonstrações das mutações do patrimônio líquido 8

Demonstrações dos fluxos de caixa - Método indireto 9

Demonstrações do valor adicionado 10

Notas explicativas às informações trimestrais 11

KPMG Auditores Independentes, uma sociedade simples brasileira e firma-membro da rede KPMG de firmas-membro independentes e afiliadas à KPMG International Cooperative (“KPMG International”), uma entidade suíça.

KPMG Auditores Independentes, a Brazilian entity and a member firm of the KPMG network of independent member firms affiliated with KPMG International Cooperative (“KPMG International”), a Swiss entity.

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KPMG Auditores Independentes

Tv. Dom Romualdo de Seixas, 1.476, salas 1.505 e 1.506

Ed. Evolution - Bairro Umarizal

66055-200 - Belém/PA - Brasil

Caixa Postal 81 - CEP 66017-970 - Belém/PA - Brasil

Telefone +55 (91) 3321-0150

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Relatório sobre a revisão de Informações Trimestrais - ITR Aos Administradores e Acionistas da Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA Belém - PA Introdução Revisamos as informações contábeis intermediárias da Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA (“Companhia”), contidas no Formulário de Informações Trimestrais - ITR referentes ao trimestre findo em 30 de setembro de 2018, que compreendem o balanço patrimonial em 30 de setembro de 2018 e as respectivas demonstrações do resultado e do resultado abrangente para os períodos de três e nove meses findos naquela data e das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o período de nove meses findo naquela data, incluindo as notas explicativas. A administração da Companhia é responsável pela elaboração dessas informações contábeis intermediárias de acordo com o CPC 21(R1) e a IAS 34 - Interim Financial Reporting, emitida pelo International Accounting Standards Board - IASB, assim como pela apresentação dessas informações de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários, aplicáveis à elaboração das Informações Trimestrais - ITR. Nossa responsabilidade é a de expressar uma conclusão sobre essas informações contábeis intermediárias com base em nossa revisão. Alcance da revisão Conduzimos nossa revisão de acordo com as normas brasileiras e internacionais de revisão de informações intermediárias (NBC TR 2410 - Revisão de Informações Intermediárias Executada pelo Auditor da Entidade e ISRE 2410 - Review of Interim Financial Information Performed by the Independent Auditor of the Entity, respectivamente). Uma revisão de informações intermediárias consiste na realização de indagações, principalmente às pessoas responsáveis pelos assuntos financeiros e contábeis e na aplicação de procedimentos analíticos e de outros procedimentos de revisão. O alcance de uma revisão é significativamente menor do que o de uma auditoria conduzida de acordo com as normas de auditoria e, consequentemente, não nos permitiu obter segurança de que tomamos conhecimento de todos os assuntos significativos que poderiam ser identificados em uma auditoria. Portanto, não expressamos uma opinião de auditoria.

KPMG Auditores Independentes, uma sociedade simples brasileira e firma-membro da rede KPMG de firmas-membro independentes e afiliadas à KPMG International Cooperative (“KPMG International”), uma entidade suíça.

KPMG Auditores Independentes, a Brazilian entity and a member firm of the KPMG network of independent member firms affiliated with KPMG International Cooperative (“KPMG International”), a Swiss entity.

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Conclusão sobre as informações intermediárias Com base em nossa revisão, não temos conhecimento de nenhum fato que nos leve a acreditar que as informações contábeis intermediárias incluídas nas informações trimestrais acima referidas não foram elaboradas, em todos os aspectos relevantes, de acordo com o CPC 21(R1) e a IAS 34, emitida pelo IASB aplicáveis à elaboração de Informações Trimestrais - ITR e apresentadas de forma condizente com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários.

Outros assuntos

Demonstrações do valor adicionado As informações contábeis intermediárias, relativas às demonstrações do valor adicionado (DVA) referentes ao período de nove meses findo em 30 de setembro de 2018, elaboradas sob a responsabilidade da administração da Companhia, apresentadas como informação suplementar para fins da IAS 34, foram submetidas a procedimentos de revisão executados em conjunto com a revisão das informações trimestrais - ITR da Companhia. Para a formação de nossa conclusão, avaliamos se essas demonstrações estão reconciliadas com as informações contábeis intermediárias e registros contábeis, conforme aplicável, e se a sua forma e conteúdo estão de acordo com os critérios definidos no Pronunciamento Técnico CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado. Com base em nossa revisão, não temos conhecimento de nenhum fato que nos leve a acreditar que não foram elaboradas, em todos os seus aspectos relevantes, de forma consistente com as informações contábeis intermediárias tomadas em conjunto.

Belém, 07 de novembro de 2018

KPMG Auditores Independentes CRC PA-000742/F

João Alberto da Silva Neto Contador CRC RS-048980/O-0 T-CE


Balanços patrimoniais em 30 de setembro de 2018 e 31 de dezembro de 2017

(Em milhares de Reais)

Ativo Nota 30/09/2018 31/12/2017 Passivo Nota 30/09/2018 31/12/2017Circulante Circulante

Caixa e equivalentes de caixa 5 842.045 1.075.402 Fornecedores 13 674.086 697.858 Investimentos de curto prazo - 525 Obrigações e encargos sobre folha de pagamento 22.765 14.886 Contas a receber de clientes 6 1.530.655 1.563.737 Empréstimos e financiamentos 14 27.569 193.478 Contas a receber - bandeiras tarifárias 542 5.192 Debêntures 15 101.980 7.346 Aquisição de combustível - conta CCC 75.704 77.895 Impostos e contribuições a recolher 385.209 364.046 Serviços pedidos 8 194.313 135.055 Impostos sobre lucro a recolher 721 1.120 Valores a receber de parcela A e outros itens financeir 7 147.524 43.277 Dividendos 132.618 127.216 Partes relacionadas 10 2.266 - Encargos do consumidor 32.612 32.961 Depósitos judiciais 17 - 7.689 Contribuição de iluminação pública 15.335 14.003 Estoques 10.376 9.974 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 58.678 59.569 Impostos e contribuições a recuperar 77.356 73.971 Participação nos lucros 32.549 31.543 Impostos e contribuições sobre o lucro a recuperar 42.425 42.066 Partes relacionadas 10 2.636 60 Outros créditos a receber 9 117.665 112.798 Instrumentos financeiros derivativos 26.4 21.516 19.946

Valores a pagar da recuperação judicial 18 35.076 8.544 Total do ativo circulante 3.040.871 3.147.581 Provisões para processos cíveis, fiscais, trabalhistas e regulatóri 17 28.142 28.070

Outras contas a pagar 19 441.339 428.339

Total do passivo circulante 2.012.831 2.028.985

Não circulante Não circulanteContas a receber de clientes 6 531.444 454.447 Empréstimos e financiamentos 14 1.446.231 1.678.277 Sub-rogação da CCC - valores aplicados 27.720 8.466 Debêntures 15 1.504.886 987.462 Aquisição de combustível - conta CCC 101.709 101.311 Impostos e contribuições a recolher 35.737 36.489 Depósitos judiciais 17 92.032 86.954 Imposto de renda e contribuição social diferidos 16 25.222 - Serviços pedidos 8 10.115 - Provisões para processos cíveis, fiscais, trabalhistas e regulatóri 17 95.649 91.557 Instrumentos financeiros derivativos 26.4 180.355 48.720 Valores a devolver de parcela A e outros itens financeiros 7 19.732 14.269 Impostos e contribuições a recuperar 67.165 68.107 Partes relacionadas 10 8.963 8.601 Impostos e contribuições sobre o lucro a recuperar 46.830 45.561 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 129.278 123.340 Imposto de renda e contribuições social diferidos 16 - 8.401 Valores a pagar da recuperação judicial 18 812.987 965.523 Outros créditos a receber 9 82.667 72.344 Plano de aposentadoria e pensão 43.216 43.216 Ativo financeiro da concessão 11 1.981.491 1.776.977 Outras contas a pagar 19 34.373 35.766 Investimentos 14.271 15.128 Intangível 12 2.753.113 2.762.202 Total do passivo não circulante 4.156.274 3.984.500

Total do ativo não circulante 5.888.912 5.448.618 Patrimônio líquido Capital social 20.1 1.521.740 1.521.740

Reserva de reavaliação 20.2 116.257 130.160 Reservas de lucros 930.976 936.422 Outros resultados abrangentes (5.608) (5.608)Lucros acumulados 197.313 -

Total do patrimônio líquido 2.760.678 2.582.714

Total do ativo 8.929.783 8.596.199 Total do passivo e patrimônio líquido 8.929.783 8.596.199

As notas explicativas são parte integrante das informações trimestrais.

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Demonstrações do resultado

Períodos de três e nove meses findos em 30 de setembro de 2018 e 2017


Nota

01/01/2018a

30/09/2018

01/07/2018a

30/09/2018

01/01/2017a

30/09/2017

01/07/2017a

30/09/2017

Receita operacional líquida 22 4.008.859 1.483.807 3.670.021 1.407.520

Custos de energia elétrica, construção e operação 23 (3.131.008) (1.118.660) (2.684.111) (982.240)

Energia elétrica comprada para revenda 24 (2.199.227) (797.574) (1.768.916) (676.440)

Custo de construção 23 (561.755) (191.529) (601.478) (188.962)

Custo da operação 23 (370.026) (129.557) (313.717) (116.838)

Lucro bruto 877.851 365.147 985.910 425.280

Despesas operacionais

Despesas com vendas 23 (264.209) (72.951) (301.571) (78.094)

Despesa gerais e administrativas 23 (164.568) (55.214) (189.895) (76.887)

Outras despesas operacionais, líquidas (27.096) (10.472) (50.414) (21.126)

Total de despesas operacionais (455.873) (138.637) (541.880) (176.107)

421.978 226.510 444.030 249.173

Receitas financeiras 594.655 256.587 192.978 62.999

Despesas financeiras (789.128) (319.691) (347.872) (100.564)

Resultado financeiro, líquido 25 (194.473) (63.104) (154.894) (37.565)

Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social 227.505 163.406 289.136 211.608

Imposto de renda e contribuição social - corrente 16.3 (10.472) (6.400) (15.710) (13.970)

Imposto de renda e contribuição social - diferidos 16.3 (33.623) (23.224) (25.803) (6.812)

Impostos sobre o lucro (44.095) (29.624) (41.513) (20.782)

Lucro líquido do período 183.410 133.782 247.623 190.826

Lucro básico por lote de mil ações - R$ 0,08319 0,06068 0,11232 0,08656

Lucro diluído por lote de mil ações - R$ 0,08319 0,06068 0,11232 0,08656

Quantidade de ações no final do período (em milhares de ações) 20.1 2.204.621 2.204.621 2.204.621 2.204.621


Resultado antes do resultado financeiro líquido, imposto de renda e contribuição social

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Demonstrações do resultado abrangente

Períodos de três e nove meses findos em 30 de setembro de 2018 e 2017


01/01/2018a

30/09/2018

01/07/2018a

30/09/2018

01/01/2017a

30/09/2017

01/07/2017a

30/09/2017

Lucro líquido do período 183.410 133.782 247.623 190.826

Outros resultados abrangentes do período, líquido de impostos - - - -

Total resultados abrangentes 183.410 133.782 247.623 190.826


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Demonstrações das mutações do patrimônio líquido

Períodos de nove meses findos em 30 de setembro de 2018 e 2017


Capital social

Reserva de reavaliação

Outros resultados

abrangentes LegalBenefícios

fiscais Investimento

Dividendos adicionais propostos

Lucros acumulados Total

Saldos em 31 de dezembro de 2016 1.521.740 149.385 (3.434) 23.972 110.522 296.281 19.546 - 2.118.012

Lucro líquido do período - - - - - - - 247.623 247.623

Realização da reserva de reavaliação NE 20.2 - (13.785) - - - - - 13.785 -

Dividendos adicionais propostos a pagar - - - - - - (19.546) - (19.546)

Saldos em 30 de setembro de 2017 1.521.740 135.600 (3.434) 23.972 110.522 296.281 - 261.408 2.346.089

- - - - -

Saldos em 31 de dezembro de 2017 1.521.740 130.160 (5.608) 54.649 184.939 691.388 5.446 - 2.582.714

Lucro líquido do período - - - - - - - 183.410 183.410

Realização da reserva de reavaliação NE 20.2 - (13.903) - - - - - 13.903 -

Dividendos adicionais propostos a pagar - - - - - - (5.446) - (5.446)

Saldos em 30 de setembro de 2018 1.521.740 116.257 (5.608) 54.649 184.939 691.388 - 197.313 2.760.678


Reservas de lucros

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Demonstrações dos fluxos de caixa - método indireto


(Em milhares de Reais)30/09/2018 30/09/2017

Fluxo de caixa das atividades operacionaisLucro líquido do período 183.410 247.623 Ajustes para:

Amortização 187.431 158.747 Baixa de intangível e ativo financeiro 41.371 262 Atualização do ativo financeiro (49.800) (26.904)Encargos de dívidas, juros, variações monetárias e cambiais líquidas 399.559 190.055 Perdas (Ganhos) com instrumentos derivativos (113.648) 54.719 Ajuste a valor presente 27.994 31.753 Provisão (reversão) para processos cíveis, fiscais, trabalhistas e regulatórios 22.394 24.081 Provisão (reversão) para redução ao valor recuperável do contas a receber 129.893 177.593 Valores a devolver de parcela A e outros itens financeiros (98.784) (146.704)Rendimentos de aplicações financeiras - (53.174)Imposto de renda e contribuição social correntes 10.472 15.710 Imposto de renda e contribuição social diferidos 33.623 25.803 Outros 36.986 41.786

810.901 741.350

Variações nos ativos e passivos, circulante e não circulantesContas a receber de clientes (173.808) (256.016)Contas a receber - bandeiras tarifárias 4.650 (109)Aquisição de combustível - conta CCC 1.793 28.780 Serviços pedidos (69.373) (25.563)Depósitos judiciais 2.611 (4.970)Estoques (402) (2.199)Impostos e contribuições a recuperar (2.443) 7.037 Impostos e contribuições sobre o lucro a recuperar (1.628) 19.973 Sub-rogação da CCC (19.254) 41.475 Outros créditos a receber (15.190) (96.906)Fornecedores (23.690) 33.689 Obrigações e encargos sobre folha de pagamento 7.879 4.563 Impostos e contribuições a recolher 20.411 54.913 Impostos e contribuições sobre o lucro a recolher (4.666) 4.476 Imposto de renda e contribuição social pagos (6.205) (12.244)Encargos do consumidor (349) 11.933 Contribuição de iluminação pública 1.332 (13.369)Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética (31.939) (24.268)Participação nos lucros 1.006 (5.019)Partes relacionadas 545 (51.129)Provisão para processos cíveis, fiscais, trabalhistas e regulatórios (18.230) (33.098)Outras contas a pagar 11.607 9.425 Juros pagos (113.987) (91.243)

Caixa utilizado nas atividades operacionais (429.330) (399.869)

381.571 341.481

Fluxo de caixa de atividades de investimentoAquisições no ativo intangível (373.379) (566.974)Resgates /aplicações financeiras 525 367.626 Investimento (191) -

(373.045) (199.348)

Fluxo de caixa de atividades de financiamentoAmortização de instrumentos financeiros derivativos - (140.314)Captação de empréstimos e financiamentos e debêntures 1.403.210 645.944 Amortização de empréstimos e financiamentos e debêntures (1.434.301) (536.059)Valores pagos da recuperação judicial (210.748) (101.430)Dividendos pagos (44) -

(241.883) (131.859)

(Redução) Aumento líquido em caixa e equivalentes de caixa (233.357) 10.274

Caixa e equivalentes de caixa no início do período 1.075.402 182.874 Caixa e equivalentes de caixa no fim do período 842.045 193.148

(Redução) Aumento líquido em caixa e equivalentes de caixa (233.357) 10.274


Fluxo de caixa líquido proveniente das atividades operacionais

Fluxo de caixa líquido utilizado nas atividades de investimento

Fluxo de caixa líquido utilizado nas atividades de financiamento

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Demonstrações do valor adicionado


(Em milhares de Reais)30/09/2018 30/09/2017

ReceitasVendas de produtos, serviços e construção 5.707.587 5.227.214 Provisão para redução ao valor recuperável do contas a receber (129.893) (177.593) Provisão para processos cíveis fiscais e trabalhistas (16.222) (14.747) Outras (despesas) receitas operacionais (8.235) (33.671) Outras (despesas) receitas não recorrentes (18.861) (16.743)

5.534.376 4.984.460

Insumos adquiridos de terceiros (inclui ICMS e IPI)Custos dos produtos, serviços vendidos e construção (2.760.982) (2.370.394) Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (281.531) (279.585) Subvenção – CCC (86.841) (68.975)

(3.129.354) (2.718.954)

Valor adicionado bruto 2.405.022 2.265.506

Amortização (187.431) (158.747)

Valor adicionado líquido gerado pela Companhia 2.217.591 2.106.759

Valor adicionado recebido em transferênciaReceitas financeiras 594.655 192.978 Outras - (138.237)

594.655 54.741

Valor adicionado total a distribuir 2.812.246 2.161.500

Distribuição do valor adicionadoEmpregados

Remuneração direta 84.436 78.582 Benefícios 27.077 24.998 FGTS 9.977 8.820 Outros (16.329) (17.818)

105.161 94.582 Tributos

Federais 788.194 715.993 Estaduais 935.623 882.109 Municipais 722 604

1.724.539 1.598.706 Remuneração de capitais de terceiros

Juros 690.528 189.637 Aluguéis 10.008 10.954 Encargos com partes relacionadas 3.838 5.494 Outros 94.762 14.504

799.136 220.589 Remuneração de capitais próprios

Lucro líquido no período 183.410 247.623 183.410 247.623

Valor adicionado 2.812.246 2.161.500


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Notas explicativas às informações trimestrais

(Em milhares de Reais, exceto quando indicado de outra forma)

1 Contexto operacional A Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA (“Companhia”), sociedade anônima de capital aberto, com sede na Cidade de Belém, no Estado do Pará, controlada pela Equatorial Energia S.A., é a concessionária do serviço público de distribuição, geração de energia elétrica e atividades associadas ao serviço de energia elétrica naquele Estado, podendo prestar serviços técnicos de sua especialidade na área de concessão que abrange todo o Estado do Pará, com 1.247.955 km2, atendendo, em 30 de setembro de 2018, 2.626.245 consumidores em 144 municípios, sendo tais atividades regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia - MME. A Companhia possui suas ações negociadas unicamente no Mercado de Balcão Organizado da B3.

2 Contrato de concessão de distribuição de energia elétrica Conforme Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº 182/1998, assinado em 28 de julho de 1998, celebrado entre a ANEEL, a CELPA e o acionista controlador, o prazo de concessão é de 30 anos, com vencimento em 28 de julho de 2028, podendo ser renovado por igual período. Por meio do Despacho nº 4.621, de 25 de novembro de 2014, a ANEEL aprovou modelo de aditivo aos contratos de concessão do serviço público de distribuição de energia elétrica, cujo objetivo é garantir que os saldos remanescentes de ativos e passivos regulatórios relativos a valores financeiros a serem apurados com base nos regulamentos preestabelecidos pela ANEEL, incluídos aqueles constituídos após a última alteração tarifária comporão o valor da indenização a ser recebida pelo concessionário em eventual término da concessão, por qualquer motivo. A Companhia, nos termos da legislação vigente, celebrou o referido aditivo em 10 de dezembro de 2014, com a aprovação de seu Conselho de Administração.

2.1 Contrato de comercialização de energia elétrica e potência nos sistemas isolados Além do contrato de distribuição acima mencionado, a Companhia celebrou o Contrato de Comercialização de Energia Elétrica e Potência nos Sistemas Isolados - CCESI nº 01/2016 referente a 23 usinas Termelétricas - UTE, para geração de energia elétrica nos sistemas isolados. Após a licitação, modalidade de leilão (Leilão 02-2016 ANEEL), realizada pela ANEEL em abril de 2016, todas as usinas passaram a ser operadas pelo vencedor da licitação Consórcio Energia do Pará (CEPA) que a partir de fevereiro/2017 tem a responsabilidade pela geração em todos os municípios que ainda não foram conectados ao Sistema Nacional Interligado (SIN), perdendo assim a validade do contrato 181/1998. Os prazos deste contrato, em sua maioria, são de 5 anos prorrogáveis por mais 12 meses. O processo acima tornou o consórcio Energia do Pará (CEPA) o novo PIE (Produtor Independente de Energia), cabendo a CELPA a distribuição de energia elétrica nos municípios supra mencionados e manterá o mecanismo de reembolso de despesas inerentes ao processo do sistema isolado de energia elétrica, conforme REN 801/2017. A única usina que estava sob outorga da CELPA, a usina de Monte Dourado, onde havia capacidade total instalada de 6,88 MW foi conectada ao SIN em 28 de setembro de 2018.



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3 Base de preparação e apresentação das informações trimestrais

3.1 Declaração de conformidade As informações trimestrais foram elaboradas de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 21 (R1) - Demonstração Intermediária e com a norma internacional de relatório financeiro IAS 34 - Interim Financial Reporting, emitida pelo International Accounting Standards Board - IASB, assim como práticas contábeis adotadas no Brasil (BR-GAAP) que compreendem aquelas incluídas na legislação societária brasileira e apresentadas de forma condizente com as normas expedidas nos Pronunciamentos Contábeis (CPC) e aprovados pelo Conselho Federal de Contabilidade (CFC) e pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM), aplicáveis à elaboração das informações trimestrais - ITR. A Companhia também se utiliza das orientações contidas no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico Brasileiro e das normas definidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), quando estas não são conflitantes com as práticas contábeis adotadas no Brasil e/ou com as práticas contábeis internacionais. A emissão dessas informações trimestrais foi autorizada pela Administração em 07 de novembro de 2018. Todas as informações relevantes próprias das informações trimestrais, e somente elas, estão sendo evidenciadas, e correspondem àquelas utilizadas pela Administração na sua gestão. Após a sua emissão, somente os acionistas têm o poder de alterar as informações trimestrais.

3.2 Moeda funcional e moeda de apresentação Estas informações trimestrais estão apresentadas em Reais, que é a moeda funcional da Companhia. Todos os saldos foram arredondados para o milhar mais próximo, exceto quando indicado de outra forma.

3.3 Uso de estimativas e julgamentos Na preparação destas informações trimestrais, a Administração utilizou julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação das políticas contábeis da Companhia e os valores reportados dos ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas. As estimativas e premissas são revisadas de forma contínua. As revisões das estimativas são reconhecidas prospectivamente. As informações sobre julgamentos realizados na aplicação das políticas contábeis que têm efeitos significativos sobre os valores reconhecidos, e as informações sobre as incertezas relacionadas a premissas e estimativas que possuem um risco significativo de resultar em um ajuste material nos períodos findos em 30 de setembro de 2018 e 2017 estão incluídas nas seguintes notas explicativas:

Nota explicativa 6.1 - Receita não faturada: Estimativas dos montantes da receita sobre a energia consumida porém não faturada;



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Nota explicativa 6.2 - Contas a receber: Critérios de análise de risco de crédito para determinação da provisão para redução ao valor recuperável;

Nota explicativa 11 - Ativo financeiro da concessão: Critério de apuração e atualização do ativo financeiro da concessão;

Nota explicativa 12 - Intangível: Cálculo da amortização do ativo intangível da concessão de forma linear pelo prazo correspondente ao direito de cobrar os consumidores pelo uso do ativo da concessão que o gerou (vida útil regulatória dos ativos) ou pelo prazo do contrato de concessão, dos dois o menor;

Nota explicativa 16 - Imposto de renda e contribuições sociais diferidos: O imposto de renda e contribuição social diferidos sobre diferenças temporárias considerando as suas projeções de lucro tributável e disponibilidade de lucro tributável futuro. Os tributos diferidos são reconhecidos em relação às diferenças temporárias entre os valores contábeis para fins de informações trimestrais e os correspondentes valores para fins de tributação; e em relação aos prejuízos fiscais, considerando as suas projeções de lucro tributável e disponibilidade de lucro tributável futuro;

Nota explicativa 17 - Provisões para processos cíveis, fiscais, trabalhistas e regulatórios: Reconhecimento de provisões para riscos fiscais, cíveis e trabalhistas por meio da avaliação da probabilidade de perda que inclui avaliação das evidências disponíveis, a hierarquia das leis, as jurisprudências disponíveis, as decisões mais recentes nos tribunais e sua relevância no ordenamento jurídico, bem como a avaliação dos advogados externos; e

Nota explicativa 26.3 - Instrumentos financeiros: Definição do valor justo através de técnicas de avaliação, incluindo o método de fluxo de caixa descontado, para ativos e passivos financeiros não obtidos em mercados ativos.

(i) Mensuração do valor justo Uma série de políticas e divulgações contábeis da Companhia requer a mensuração de valor justo para ativos e passivos financeiros e não financeiros.

A Companhia estabeleceu uma estrutura de controle relacionada à mensuração de valor justo. Isso inclui uma equipe de avaliação que possui a responsabilidade geral de revisar todas as mensurações significativas de valor justo, incluindo os valores justos de Nível 3 com reporte diretamente ao Diretor Financeiro, quando houver. A equipe de avaliação revisa regularmente dados não observáveis significativos e ajustes de avaliação. Se informação de terceiros, tais como cotações de corretoras ou serviços de preços, é utilizada para mensurar valor justo, a equipe de avaliação analisa as evidências obtidas de terceiros para suportar a conclusão de que tais avaliações atendem os requisitos dos CPC / IFRS, incluindo o nível na hierarquia do valor justo em que tais avaliações devem ser classificadas. Ao mensurar o valor justo de um ativo ou um passivo, a Companhia usa dados observáveis de mercado, tanto quanto possível. Os valores justos são classificados em diferentes níveis em uma hierarquia baseada nas informações (inputs) utilizadas nas técnicas de avaliação da seguinte forma:

Nível 1: preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos e passivos idênticos.



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Nível 2: inputs, exceto os preços cotados incluídos no Nível 1, que são observáveis para o ativo ou passivo, diretamente (preços) ou indiretamente (derivado de preços).

Nível 3: inputs, para o ativo ou passivo, que não são baseados em dados observáveis de mercado (inputs não observáveis).

A Companhia reconhece, quando aplicável, as transferências entre níveis da hierarquia do valor justo no período da revisão das informações trimestrais, ou no final do exercício das demonstrações financeiras em que ocorreram as mudanças. Informações adicionais sobre as premissas utilizadas na mensuração dos valores justos estão incluídas na nota explicativa 26.3.

3.4 Base de mensuração As informações trimestrais foram preparadas com base no custo histórico, com exceção dos seguintes itens materiais reconhecidos nos balanços patrimoniais:

Aplicações financeiras de curto prazo (fundo de investimento) mensurados pelo valor justo;

Instrumentos financeiros derivativos são mensurados pelo valor justo; e

O ativo ou passivo líquido de benefício definido é reconhecido como o valor justo dos ativos do plano, deduzido do valor presente da obrigação do benefício definido, e é limitado.

4 Principais políticas contábeis As informações trimestrais são apresentadas sem a repetição de determinadas notas explicativas previamente divulgadas, mas com a evidenciação das alterações relevantes ocorridas no período, se houver. As práticas contábeis utilizadas na preparação destas informações trimestrais são as mesmas adotadas na preparação das demonstrações financeiras anuais da Companhia, descritas na nota n° 4, relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2017, exceto, as novas práticas contábeis adotadas conforme demonstrado na nota 4.1. Portanto, estas informações trimestrais devem ser lidas em conjunto com as demonstrações financeiras anuais da Companhia do exercício findo em 31 de dezembro de 2017, emitidas em 08 de março de 2018, que contemplam o conjunto completo das notas explicativas.

A Companhia adotou todos os pronunciamentos revisados e interpretações emitidas pelo CPC e IASB que estavam em vigor em 30 de setembro de 2018.

4.1 Principais mudanças nas políticas contábeis

4.1.1 Pronunciamento Técnico CPC 47 - Receita de Contratos com Clientes (IFRS 15 - Revenue from Contracts with Customers) A Companhia adotou o CPC 47/IFRS 15 usando o método de efeito cumulativo, com aplicação inicial a partir de 1º de janeiro de 2018. Como resultado, a Companhia não aplicou os requerimentos exigidos pela norma para o período comparativo apresentado. O princípio básico da norma consiste em que a Companhia deve reconhecer receitas para descrever a transferência de bens ou serviços prometidos a clientes no valor que reflita a contraprestação à qual a Companhia espera ter direito em troca desses bens ou serviços.



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A norma determina que a receita deve ser reconhecida de forma líquida de contraprestação variável. Eventuais descontos, abatimentos, restituições, créditos, concessões de preços, incentivos, bônus de desempenho, penalidades ou outros itens similares são classificados pela norma como contraprestação variável. As Distribuidoras são avaliadas pela ANEEL em diversos aspectos no fornecimento de energia elétrica para clientes. Entre eles, está a qualidade do serviço e do produto oferecidos aos consumidores. A qualidade dos serviços prestados compreende a avaliação das interrupções no fornecimento de energia elétrica. Destacam-se no aspecto da qualidade do serviço os indicadores de continuidade individuais DIC, FIC, DMIC e DICRI. Uma vez descumpridos esses indicadores, a Companhia é obrigada a ressarcir os clientes, através de desconto na fatura mensal de consumo de energia. Até 31 de dezembro de 2017, essas penalidades eram contabilizadas como despesa operacional. A norma determina que a Companhia só pode contabilizar os efeitos de um contrato com um cliente quando for provável que receberá a contraprestação à qual terá direito em troca dos bens ou serviços que serão transferidos. Ao avaliar se a possibilidade de recebimento do valor da contraprestação é provável, a Companhia deve considerar apenas a capacidade e a intenção do cliente de pagar esse valor da contraprestação, quando devido. Contratos celebrados com clientes que apresentam longo histórico de inadimplência e que por diversos motivos não estão com o fornecimento de energia suspenso, deixaram de ter as respectivas receitas reconhecidas. Com base na avaliação da Companhia, não há contratos sujeitos a tal situação, logo, não há impactos oriundos da adoção da norma. Os impactos da adoção do IFRS 15 na Demonstrações do resultado do período de 30 de setembro de 2018, estão abaixo apresentados:

Saldos sem adoção do

CPC 47/ IFRS 15

Ajustes CPC 47/IFRS 15

Saldo reportado

Receita líquida (a) 4.027.143 (18.284) 4.008.859 Custo da energia elétrica, construção e operação (3.131.008) - (3.131.008) Despesas com vendas (264.209) - (264.209) Despesas gerais e administrativas (164.568) - (164.568) Outras despesas operacionais, líquidas (a) (45.380) 18.284 (27.096) Resultado financeiro líquido (194.473) - (194.473) Impostos sobre o lucro (44.095) - (44.095) Lucro líquido do período 183.410 - 183.410

(a) Penalidades DIC/FIC e outras anteriormente reconhecidas como “outras despesas operacionais”, sendo reclassificadas para deduções da receita, conforme norma.

4.1.2 Pronunciamento Técnico CPC 48 - Instrumentos Financeiros (IFRS 9 - Financial Instruments) A Companhia adotou o CPC 48/IFRS 9 com aplicação inicial a partir de 1º de janeiro de 2018, aproveitando a isenção que lhe permite não reapresentar informações comparativas de períodos anteriores decorrentes das alterações na classificação e mensuração de instrumentos financeiros, incluindo perdas de crédito esperadas.



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Classificação - Ativos e passivos financeiros O CPC 48/IFRS 9 contém três principais categorias de classificação para ativos financeiros: mensurados ao custo amortizado, ao valor justo por meio de outros resultados abrangentes (VJORA) e ao valor justo por meio do resultado (VJR). A norma elimina as categorias existentes no CPC 38/IAS 39 de mantidos até o vencimento, empréstimos e recebíveis e disponíveis para venda. Os novos requerimentos de classificação não produziram impactos na contabilização dos ativos e passivos financeiros da Companhia, conforme demonstrado a seguir:

Categoria dos instrumentos financeiros 30/09/2018 31/12/2017 Ativo CPC 38/IAS 39 CPC 48/IFRS 9 Contábil Mercado Contábil Mercado

Caixa e equivalentes de caixa Empréstimos e recebíveis Custo amortizado 127.959 127.959 108.216 108.216

Caixa e equivalentes de caixa (Fundo de investimentos) VJR VJR 714.086 714.086 967.186 967.186 Investimentos de curto prazo VJR VJR - - 525 525

Contas a receber de clientes Empréstimos e recebíveis Custo amortizado 2.062.099 2.062.099 2.018.184 2.018.184

Instrumentos financeiros derivativos VJR VJR 180.355 180.355 48.720 48.720 Sub-rogação da CCC - valores aplicados VJR VJR 27.720 27.720 8.466 8.466

Ativo financeiro de concessão Empréstimos e recebíveis VJR 1.981.491 1.981.491 1.776.977 1.776.977

Total do ativo 5.093.710 5.093.710 4.928.274 4.928.274

Categoria dos instrumentos financeiros 30/09/2018 31/12/2017

Passivo CPC 38/IAS 39 CPC 48/IFRS 9 Contábil Mercado Contábil Mercado Fornecedor Custo amortizado Custo amortizado 674.086 674.086 697.858 697.858 Empréstimos e financiamentos Custo amortizado Custo amortizado 1.473.800 1.449.617 1.871.755 1.883.539 Instrumentos financeiros derivativos VJR VJR 21.516 21.516 19.946 19.946 Valores a pagar da recuperação judicial Custo amortizado Custo amortizado 848.063 848.063 974.067 986.203 Debêntures Custo amortizado Custo amortizado 1.606.866 1.655.157 994.808 1.034.930 Total do passivo 4.624.331 4.648.439 4.558.434 4.622.476

Redução ao valor recuperável (impairment) - Ativos financeiros e ativos contratuais O CPC 48/IFRS 9 substitui o modelo de “perdas incorridas” do CPC 38/IAS 39 por um modelo prospectivo de “perdas de crédito esperadas”. O novo modelo de perdas esperadas se aplicará aos ativos financeiros mensurados ao custo amortizado ou ao VJORA, com exceção de investimentos em instrumentos patrimoniais e ativos contratuais. As provisões para perdas esperadas foram mensuradas com base nas perdas de crédito esperadas para a vida inteira, ou seja, perdas de crédito que resultam de todos os possíveis eventos de inadimplência ao longo da vida esperada de um instrumento financeiro. O potencial das perdas estimadas foi analisado com base na experiência real de perda de crédito nos últimos anos. A Companhia realizou o cálculo das taxas de perda separadamente para cada segmento de clientes (residencial, industrial, comercial, rural e setor público). Além disso, quando aplicável, foram consideradas as mudanças no risco de crédito seguindo avaliações de crédito externas publicadas. Após as análises, conclui-se que os critérios atualmente utilizados pela Companhia, são suficientes e estão em linha com as avaliações requeridas pela norma, logo, não há impactos oriundos da adoção da norma.



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5 Caixa e equivalentes de caixa 30/09/2018 31/12/2017 Caixa e bancos 47.475 50.930 Aplicações financeiras de curto prazo (i) 794.570 1.024.472 Total 842.045 1.075.402

(i) Aplicações financeiras de curto prazo 30/09/2018 31/12/2017 CDB 80.484 57.285 Fundos de investimentos 714.086 967.186 Debêntures compromissadas - 1 Total 794.570 1.024.472

(i) As aplicações financeiras de curto prazo referem-se, a renda fixa, lastreados a CDB - Certificados de Depósitos Bancários, Operações Compromissadas com característica de recompra, de alta liquidez, contratados diretamente com as instituições financeiras que operam no Mercado Financeiro Nacional e possuem baixo risco de crédito. Os Fundos de investimentos representam operações de baixo risco em instituições financeiras com classificação de risco acima de AA- e são compostos por diversos ativos visando melhor rentabilidade com o menor nível de risco, tais como: títulos de renda fixa, títulos públicos, operações compromissadas, debêntures, CDBs, entre outros, de acordo com a política de investimento da Companhia. Tais aplicações são remuneradas pela variação do Certificado de Depósito Interbancário (CDI) com percentual em torno de 101,23% (92,19% em 31 de dezembro de 2017) e estão disponíveis para utilização nas operações da Companhia, prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa e estão sujeitos a um insignificante risco de mudança de valor, ou seja, são ativos financeiros com liquidez imediata. Essas operações têm vencimentos inferiores a três meses da data de contratação e com compromisso de recompra pelo emissor, logo são classificadas como caixa e equivalentes de caixa, conforme CPC 03 (R2).

A Companhia adota a estratégia de aplicar seus recursos financeiros em fundos de investimento e ativos que possuem o objetivo de acompanhar as variações das taxas de juros praticadas no mercado de depósitos interbancários e classificados como caixa e equivalentes de caixa. A Companhia utiliza os fundos de investimentos na sua gestão diária de caixa.

6 Contas a receber de clientes

6.1 Composição dos saldos

30/09/2018 31/12/2017 Contas a receber de consumidores faturados (a) 945.641 1.036.411 Contas a receber de consumidores não faturados (b) 194.337 166.022 Parcelamentos (c) 1.189.754 1.020.603 Baixa renda e viva luz 30.738 39.092 Outras 84.007 74.220 Total 2.444.477 2.336.348

(-) Provisão para redução ao valor recuperável do contas a receber (382.378) (318.164) Total contas a receber clientes 2.062.099 2.018.184 Circulante 1.530.655 1.563.737 Não circulante 531.444 454.447

(a) A variação é decorrente da reestruturação das ações de cobrança da Companhia que está possibilitando o aumento da arrecadação dos novos faturamentos, assim como a recuperação positiva de débitos pretéritos, para os quais, alguns já estavam baixados para perdas, que acabam sendo em sua grande maioria parcelados a medida que os clientes não possuem poder aquisitivo para honrar as suas dívidas. .



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(b) Consiste na estimativa de energia fornecida entre a data de leitura e o encerramento do mês, conforme prática estabelecida no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico de 2015; e

(c) Parcelamentos sobre faturas de energia elétrica, que podem ser efetuados com prazo de até 48 vezes. Os parcelamentos possuem juros de 1% a.m. O aumento da recuperação dos débitos pretéritos assim como o aumento da negociação do consumo não registrado geram um aumento temporário no contas a receber parcelado.

6.2 Provisão para redução ao valor recuperável do contas a receber

31/12/2017 Provisões

adições Reversões

(baixas) 30/09/2018 Contas a receber de consumidores faturados (a) 162.873 517.332 (529.951) 150.254 Parcelamentos 148.974 94.434 (19.484) 223.924 Outras 6.317 18.402 (16.519) 8.200 Total 318.164 630.168 (565.954) 382.378

(a) A Companhia reavaliou os títulos de consumidores por vencimento, para o período findo em 30 de setembro de 2018, e verificou que um total de R$ 65.678 (R$ 161.388 em 31 de dezembro de 2017) encontrava-se vencido há mais de 360 dias. Assim, a Companhia realizou a baixa dos mesmos, levando em consideração os prazos legalmente estabelecidos. A referida baixa não impactou o resultado do período, visto que os títulos baixados estavam provisionados anteriormente.

A constituição da provisão para redução ao valor recuperável do contas a receber está de acordo com os critérios definidos segundo a melhor estimativa da Administração e considerando a Instrução Geral nº 6.3.2 do Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica- (critérios mencionados nas demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2017).

a. Contas a receber de consumidores faturados

30/09/2018

Saldos a vencer Vencidos

até 90 dias Vencidos há mais

de 90 dias Total Residencial 158.901 198.302 79.421 436.624 Industrial 62.762 14.769 33.046 110.577 Comercial 114.285 43.747 32.415 190.447 Rural 10.522 15.753 23.006 49.281 Poder público 44.298 27.396 15.755 87.449 Iluminação pública 11.511 6.833 10.554 28.898 Serviço público 12.947 21.252 8.166 42.365 Total fornecimento faturado 415.226 328.052 202.363 945.641



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31/12/2017


até 90 dias Vencidos há mais

de 90 dias Total Residencial 200.226 222.375 91.392 513.993 Industrial 61.292 18.666 38.107 118.065 Comercial 119.131 51.191 35.117 205.439 Rural 12.014 16.760 22.267 51.041 Poder público 44.751 40.535 13.226 98.512 Iluminação pública 11.185 7.746 10.056 28.987 Serviço público 4.645 7.318 8.411 20.374 Total fornecimento faturado 453.244 364.591 218.576 1.036.411

b. Parcelamentos 30/09/2018


até 90 dias

Vencidos

há mais de 90 dias Total

Residencial 647.698 55.408 161.634 864.740 Industrial 29.197 2.470 15.415 47.082 Comercial 82.946 9.896 30.104 122.946 Rural 29.776 3.397 9.749 42.922 Poder público 62.188 3.526 4.525 70.239 Iluminação pública 14.665 581 1.760 17.006 Serviço público 21.979 1.407 1.433 24.819 Total do parcelamento 888.449 76.685 224.620 1.189.754

31/12/2017


até 90 dias

Vencidos

há mais de 90 dias Total

Residencial 567.095 48.612 107.004 722.711 Industrial 30.637 4.291 11.473 46.401 Comercial 84.450 8.584 20.429 113.463 Rural 24.577 2.567 6.244 33.388 Poder público 61.013 2.802 4.727 68.542 Iluminação pública 17.035 1.384 363 18.782 Serviço público 15.304 1.173 839 17.316 Total do parcelamento 800.111 69.413 151.079 1.020.603



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7 Valores a receber (devolver) da parcela A e outros itens financeiros A conta de Compensação dos Valores da Parcela A (CVA) é o mecanismo destinado a registrar as variações de custos relacionados à compra de energia e encargos regulatórios, ocorridas no período entre reajustes tarifários e/ou revisões periódicas, com a finalidade de permitir maior neutralidade no repasse destas variações para as tarifas, onde a concessionária contabiliza as variações destes custos como ativos e passivos regulatórios, conforme demonstrado a seguir: 31/12/2017 Constituição Baixa(g) Atualização Amortização 30/09/2018 Parcela A CDE - conta de desenvolvimento energético (a) (27.033) 19.230

1.551

(589) 10.922 4.081

PROINFA - Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica 579 1.264

(122)

58 (695) 1.084

Rede básica 37.313 10.025 2.444 1.696 (13.464) 38.014 Compra de energia - CVA (b) 269.761 410.247 6.613 18.104 (74.603) 630.122 ESS - encargos do serviço do sistema (c) (234.757) (73.786) 18.658 (9.090) 95.934 (203.041) 45.863 366.980 29.144 10.179 18.094 470.260 Itens financeiros Sobrecontratação de energia (d) 80.973 (135.210) (6.264) (1.036) (21.197) (82.734) Neutralidade 5.582 19.963 (385) (33) (16.355) 8.772 CEMAT violação do limite de continuidade 182 -

-

- (182) -

Ultrapassagem de demanda e reativo excedente (127.015) (33.332)

-

(6.801) - (167.148)

Ativo regulatório ANGRA III (e) 23.663 - (4.598) 580 (19.645) - Outros (f) (240) (30.252) 12.194 456 (83.516) (101.358) (16.855) (178.831) 947 (6.834) (140.895) (342.468) Total 29.008 188.149 30.091 3.345 (122.801) 127.792

Circulante 43.277 147.524 Não circulante (14.269) (19.732)

(a) Variação positiva em virtude da elevação dos valores homologados pela ANEEL a título de revisão orçamentária para pagamento em 2018 em que

superaram os valores de cobertura no período;

(b) No período findo em 30 de setembro de 2018 houve o aumento dos custos com o efeito disponibilidade e exposição financeira, resultantes dos custos repassados às distribuidoras para atendimento do mercado, afetado diretamente pelo acionamento de térmicas cujo preço de geração é superior ao PLD. Para exposição financeira, o aumento teve como fato as diferenças de PLD entre os submercados. Acrescenta-se a variação do período o efeito gerado pelas recontabilizações do Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits de Energia Nova - MCSD;

(c) O Encargo de Serviço do Sistema está relacionado ao pagamento de Usinas Térmicas despachadas e que operam com o preço de compra acima do PLD. A medida de despachar essas térmicas é tomada pelo Operador Nacional do Sistema - ONS para garantir a segurança energética do sistema. Na revisão tarifária periódica da Companhia, o valor de previsão desse encargo concedido pela ANEEL foi maior que os custos efetivamente pagos, acrescido do recebimento de Receitas via Conta de Energia de Reserva, a CONER, o que no procedimento de modicidade tarifária resulta na recomposição via passivo regulatório. Com isso, no período findo em 30 de setembro de 2018, a conta de ESS realizou-se abaixo da cobertura tarifária, o que resultou em uma constituição passiva de R$ 73.786;

(d) A apuração da Sobrecontratação é resultante da diferença entre o PLD e o preço médio de compra da distribuidora, associado ao montante negociado no mercado de curto prazo. Para o período findo de 30 de setembro de 2018, devido a situação de contratos e mercado, o cenário apresenta uma venda de energia no mercado spot, sendo que o PLD está em média de R$ 230,54, ou seja, um valor maior que o preço médio de compra de energia (PMIX) e a operação de venda que resulta na constituição de um passivo regulatório. Porém, a variação do período teve como fator principal o efeito da recontabilização de operações no mercado de curto prazo dos períodos de agosto a outubro de 2017 recalculados pela CCEE na liquidação de janeiro/18.

(e) No período findo em 30 de setembro de 2018, o ativo regulatório de Angra III constituído em 2017, foi integralmente amortizado.

(f) Amortização do financeiro Risco Hidrológico, e contabilização do Ressarcimento de P&D, oriundo da devolução pela União, do excedente de arrecadação do adicional de 0,3% sobre a Receita Operacional Líquida - ROL, instituído pela Lei nº 12.111/2009, que foi repassado às tarifas de energia elétrica, e recolhido ao Tesouro Nacional, no período de janeiro de 2010 a dezembro de 2012, visando ressarcir Estados e municípios pela eventual perda de recolhimento do ICMS incidente sobre combustíveis fósseis utilizados na geração de energia elétrica, nos 24 meses seguintes à interligação dos respectivos Sistemas Isolados ao Sistema Interligado Nacional - SIN.

(g) Com relação ao montante de reconhecimento das baixas dos ativos e passivos regulatórios no referido trimestre, tais valores referem-se as diferenças entre os custos homologados pela ANEEL no processo de RTA - Reajuste Tarifário quanto aos valores de Parcela A e demais componentes financeiros, que são incluídos nas tarifas no início do período tarifário e aqueles efetivamente incorridos ao longo do período de vigência da tarifa. Os respectivos valores são realizados ao término do período tarifário, ou seja, na data do reajuste tarifário, ocorrendo a amortização dos saldos remanescentes, bem como a extinção dos saldos apurados e não recuperados



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Anualmente, no mês de agosto, a ANEEL apura o novo índice do reajuste tarifário da Companhia adequando suas despesas da Parcela A (custo não gerenciáveis, como compra de energia, encargos setoriais, encargos de transmissão). Através da Resolução Homologatória nº 2.433, de 07 de agosto de 2018, a ANEEL realizou o reajuste tarifário anual da Companhia, onde as novas tarifas entraram em vigor no dia 7 de agosto de 2018 com vigência até 6 de agosto de 2019. Neste processo as CVA contabilizadas pela Companhia são validadas devendo ser feito a baixa das diferenças apuradas entre o valor apurado pela Companhia e o concedido pela ANEEL no mesmo período. A apuração das diferenças desses diversos pontos é chamada de efeito do reajuste na Companhia. As tarifas de aplicação ficaram, em média, reajustadas em 11,75%, correspondendo ao efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, considerando-se os componentes financeiros incluídos nas tarifas da Companhia.

8 Serviços pedidos Referem-se aos custos apurados através de serviços executados para terceiros ou para a própria outorgada registrados através de Ordens de Serviço - ODS, custos referentes à retirada (baixa) de bem integrante do ativo imobilizado registrados através de Ordens de Desativação - ODD e custos de alienações de bens mediante a emissão de Ordens de Alienação - ODA, sendo os critérios para apuração desses custos estabelecidos e determinados pelo Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica - MCSE. 30/09/2018 31/12/2017 Circulante Desativações e alienações em curso (a) 82.932 23.266 Serviço próprio (b) 24.365 16.054 Serviço próprio P&D e PEE (c) 43.714 57.920 Serviços prestados a terceiros (d) 43.302 37.173 Outros - 642 Total 194.313 135.055

Não circulante Serviço próprio P&D e PEE (c) 10.115 - Total 10.115 -

(a) O aumento ocorrido no período findo de 30 de setembro de 2018 se comparando a 31 de dezembro de 2017 corresponde principalmente aos custos decorrentes da retirada (baixa) de bens integrantes do ativo imobilizado registrados através de ODD, entre as quais destacamos: baixa de medidores; geradores, transformadores e religadores de distribuição;

(b) Referem-se principalmente ao aumento na emissão de ordens de serviços para apuração de custos com a execução dos serviços de relocação de instalações elétricas;

(c) Variação decorrente do encerramento de projetos de Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento baixados no período; e

(d) A variação apresentada decorre, principalmente, do aumento da instalação e retirada de rede e ramal de serviço de caráter temporário para o estabelecimento de fornecimento provisório.



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9 Outros créditos a receber 30/09/2018 31/12/2017 Circulante Valores a recuperar de empregados 2.709 1.642 Adiantamento a fornecedores -PROINFA 5.877 5.948 Alienação de bens e direitos 1.167 1.516 Crédito ressarcimento de energia 6.562 3.564 Créditos em conta de energia elétrica 273 507 Despesas pagas antecipadamente 345 3 Arrecadação de convênios 212 119 Neutralidade PIS/COFINS (a) 22.951 - Subvenção descontos tarifários 49.805 69.303 Outros créditos a receber (b) 27.764 30.196 Total 117.665 112.798 Não circulante Valores a liberar (c) 16.287 16.287 Caução em garantia (d) 62.012 51.690 Outros créditos a receber 4.368 4.367 Total 82.667 72.344

(a) Diferenças apuradas entre o PIS/COFINS resultantes da aplicação das alíquotas médias equivalentes sobre a receita do mês de referência e os valores efetivamente arrecadados no mês de vigência da alíquota média equivalente.

(b) No período findo em 30 de setembro de 2018 o montante é composto pelas seguintes operações: i) R$ 7.911 de uso mútuo de poste, que é o compartilhamento da infraestrutura da disponibilidade de energia elétrica, contabilizados; ii) R$ 6.576 refere-se a incorporação de rede, participação financeira de obras conforme Resolução 223/229/414 - ANEEL; e iii) R$ 13.277 outros valores diversos a receber;

(c) Refere-se ao saldo de valores a liberar com o Banco Daycoval no montante de R$ 16.287, bloqueado em decorrência, dos contratos de financiamento repactuados através do Plano de Recuperação Judicial; e

(d) Em cumprimento às exigências contratuais do contrato de Dívida de Médio e Longo Prazo (DMLP), junto à Secretaria do Tesouro Nacional (STN), Bônus de Desconto e Bônus ao Par, são mantidas garantias constituídas em forma de caução em dinheiro junto à STN e que se destinam a amortizar os valores de principal desses empréstimos, cujo vencimento se dá em 15 de abril de 2024.

10 Partes relacionadas Os principais saldos de ativos e passivos em 30 de setembro de 2018 e 31 de dezembro de 2017, assim como as transações que influenciaram o resultado do período, relativas a operações com partes relacionadas, decorrem de transações da Companhia com sua controladora, acionistas e suas partes relacionadas, profissionais-chaves da Administração (Presidente e Diretores) e outras partes relacionadas, conforme Deliberação CVM nº 560, de 11 de dezembro de 2008, que aprovou o CPC 05 (R1) - Divulgação sobre Partes Relacionadas. Não houve alterações significativas no período em relação às divulgações realizadas nas demonstrações financeiras anuais da Companhia. Remuneração de pessoal-chave da Administração O pessoal-chave da Administração inclui os Conselheiros de Administração, o Presidente e os Diretores. A remuneração total foi fixada em até R$ 14.500, conforme Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária, realizadas em 25 de abril de 2018.



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Proporção de cada elemento na remuneração total, referente ao período de 30 de setembro de 2018 paga pela Companhia no período:

Conselho de

Administração

% Diretoria

Estatutária

% Total

Números de membros

6 8 14

Remuneração fixa anual 189

100% 3.021 45% 3.210 Salário ou Pró-labore 189 2.471 37% 2.660 Benefícios diretos e indiretos - 550 8% 550

Remuneração variável -

- 3.529 52% 3.529

Bônus

- 3.529 52% 3.529

Benefícios pós emprego

-

- 177 3% 177

Valor total da remuneração por órgão 189

100% 6.727

100% 6.916

11 Ativo financeiro da concessão A movimentação dos saldos referentes ao ativo financeiro da concessão está conforme a seguir demonstrada:

31/12/2017 Atualização do

ativo financeiro (a) Capitalização 30/09/2018 Ativo financeiro 2.648.494 99.305 254.297 3.002.096 Obrigações especiais (871.517) (49.505) (99.583) (1.020.605) Total 1.776.977 49.800 154.714 1.981.491

(a) Visando a melhor estimativa da indenização ao final da concessão, o valor justo do ativo financeiro é revisado

mensalmente, considerando a atualização pelo IPCA, por ser este um dos principais critérios de atualização anual utilizada pelo regulador nos processos de reajuste tarifário.

A concessão da Companhia não é onerosa, dessa forma, não há obrigações financeiras fixas e pagamentos a serem realizados ao poder concedente.

12 Intangível O ativo intangível está constituído conforme a seguir demonstrado: 30/09/2018

Taxas anuais médias

ponderadas de amortização (%) Custo Amortização

(-) Obrigações

vinculadas à Concessão

Valor líquido

Em serviço 4,51% 5.566.892 (2.662.813) (1.085.854) 1.818.225 Em curso 1.155.176 - (220.288) 934.888

Total 6.722.068 (2.662.813) (1.306.142) 2.753.113



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31/12/2017

Taxas anuais médias

ponderadas de amortização (%) Custo Amortização

(-) Obrigações

vinculadas à Concessão

Valor líquido

Em serviço 4,43% 5.418.368 (2.438.583) (1.057.225) 1.922.560 Em curso 1.080.089 - (240.447) 839.642

Total 6.498.457 (2.438.583) (1.297.672) 2.762.202

Movimentação do ativo intangível

31/12/2017 Adições Baixas Capitalização/ transferência 30/09/2018

Em serviço 5.418.368 - (87.166) 235.690 5.566.892 (-) Amortização (2.438.583) (268.213) 43.983 (2.662.813) Total em serviço 2.979.785 (268.213) (43.183) 235.690 2.904.079 Em curso 1.080.089 565.074 - (489.987) 1.155.176 Total em curso 1.080.089 565.074 - (489.987) 1.155.176 Obrigações especiais (1.854.396) (191.695) 1.812 99.583 (1.944.696) (-) Amortização 556.724 81.830 - - 638.554 Total em obrigações especiais (1.297.672) (109.865) 1.812 99.583 (1.306.142) Total 2.762.202 186.996 (41.371) (154.714) 2.753.113

Intangível em curso O saldo do intangível em curso está constituído conforme a seguir demonstrado: 30/09/2018 31/12/2017 Obras em andamento 1.010.465 919.953 Materiais em depósitos 108.313 110.197 Adiantamento a fornecedores 36.398 49.939 Total 1.155.176 1.080.089

13 Fornecedores 30/09/2018 31/12/2017 Suprimento de energia elétrica (a) 455.886 429.129 Encargos de uso da rede elétrica 12.266 12.783 Materiais e serviços 205.934 255.946 Total 674.086 697.858

(a) No período findo em 30 de setembro de 2018 os custos com compra de energia tiveram um preço médio maior em relação ao mesmo período de 2017 devido ao preço médio de pagamento dos contratos de energia leilão terem sofrido atualização devido o RTA, assim como com o preço da energia oriunda das térmicas está mais caro devido o acionamento das térmicas, o que faz com que haja um desembolso maior.



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14 Empréstimos e financiamentos

Composição do saldo 30/09/2018

Principal e encargos

Custo médio da dívida (% a.a.) Circulante Não circulante Total

Moeda estrangeira (USD) Tesouro Nacional 5,16% 1.725 73.479 75.204 CCBI Citibank 2,78% 7.044 1.113.940 1.120.984 Total moeda estrangeira 8.769 1.187.419 1.196.188 Moeda nacional Eletrobras 6,90% 8.943 29.044 37.987 IBM 7,12% 2.284 69 2.353 Caixa 6,00% 3.900 29.700 33.600 Santander 7,70% 3.673 200.000 203.673 Subtotal 18.800 258.813 277.613 (-) Custo de captação - (1) (1) Total moeda nacional 18.800 258.812 277.612 Total 27.569 1.446.231 1.473.800



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31/12/2017

Principal e encargos

Custo médio da dívida (% a.a.) Circulante Não circulante Total

Moeda estrangeira (USD) Tesouro Nacional 4,76% 597 60.448 61.045 CCBI Citibank 3,13% 3.801 578.900 582.701 Total moeda estrangeira 4.398 639.348 643.746 Moeda nacional Eletrobras 6,90% 8.978 35.085 44.063 Guanabara 11,43% 1.694 - 1.694 IBM 11,36% 11.138 1.441 12.579 BNDES 9,60% 163.915 773.546 937.461 Caixa 6,00% 3.933 32.544 36.477 Santander 9,76% 122 200.000 200.122 Subtotal 189.780 1.042.616 1.232.396 (-) Custo de captação (700) (3.687) (4.387) Total moeda nacional 189.080 1.038.929 1.228.009 Total 193.478 1.678.277 1.871.755

Em 30 de setembro de 2018 os valores em empréstimos e financiamentos possuem um custo médio de 3,77% a.a., equivalente a 56,67% do CDI (7,35% a.a., equivalente a 74,03% do CDI, em 31 de dezembro de 2017). Cronograma de amortização da dívida Em 30 de setembro de 2018 e 31 de dezembro 2017, as parcelas relativas ao principal dos empréstimos e financiamentos apresentavam os seguintes vencimentos: 30/09/2018 31/12/2017 Vencimento Valor % Valor % Circulante 27.569 2% 193.478 10% 2019 3.031 0% 188.114 10% 2020 515.278 35% 534.544 29% 2021 492.490 33% 592.865 32% 2022 73.032 5% 132.076 7% Após 2022 362.401 25% 234.365 12% Subtotal 1.446.232 98% 1.681.964 90% Custo de captação (Não circulante) (1) 0% (3.687) 0% Não circulante 1.446.231 98% 1.678.277 90% Total 1.473.800 100% 1.871.755 100%



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Movimentação da dívida A movimentação da conta de empréstimos e financiamentos está conforme a seguir demonstrada: Moeda nacional Moeda estrangeira (USD) Passivo Passivo não Passivo Passivo não circulante circulante circulante circulante Total

Saldos em 31 de dezembro de 2017 189.080

1.038.929

4.398

639.348 1.871.755 Ingressos - 13.211 - 390.000 403.211 Encargos 44.843 - 27.381 - 72.224 Variação monetária e cambial 26.839 (798) - 158.071 184.112 Transferências 792.529 (792.529) - - - Amortizações de principal (990.801) - - - (990.801) Pagamentos de juros (48.077) - (23.010) - (71.087) Custo de captação 4.387 (1) - - 4.386 Saldos em 30 de setembro de 2018 18.800 258.812 8.769 1.187.419 1.473.800

Covenants e garantias dos empréstimos e financiamentos Os empréstimos e financiamentos contratados pela Companhia possuem garantias financeiras (real e fidejussória) e covenants e cujo não cumprimento durante o período de apuração, poderá acarretar o vencimento antecipado dos contratos. No período findo em 30 de setembro de 2018, a Companhia manteve-se dentro dos limites estipulados nos contratos.

15 Debêntures

Movimentação da dívida A movimentação das debêntures do período está conforme a seguir demonstrada:

Passivo

circulante Passivo não

circulante Total Saldos em 31 de dezembro de 2017 7.346 987.462 994.808 Ingressos - 1.000.000 1.000.000 Encargos 71.531 - 71.531 Transferência 493.500 (493.500) - Amortização do principal (443.500) - (443.500) Pagamento de juros (26.483) - (26.483) Variação monetária 3.839 12.103 15.942 Custo de captação (4.253) (1.179) (5.432) Saldos em 30 de setembro de 2018 101.980 1.504.886 1.606.866



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Primeira emissão de debêntures Em 25 de julho de 2016, a Companhia realizou a Primeira Emissão de Debêntures, cuja distribuição foi encerrada em 5 de agosto de 2016, sendo uma emissão privada de debêntures simples, não conversíveis em ações, com garantia real e adicional fidejussória da Controladora Equatorial Energia S.A., em série única, no montante total de R$ 100.000, com vencimento em maio/2020 e destinou-se prioritariamente para aumento do capital de giro da Companhia. Debêntures contratada com taxa equivalente à IPCA + 9,0% a.a., com amortização de 50% em 30 de maio de 2019 e 50% em 30 de maio de 2020. Em 30 de setembro de 2018 o saldo remanescente é de R$ 110.855 (R$ 104.392 em 31 de dezembro de 2017) e a taxa efetiva é de 13,94% a.a. (11,80% a.a. em 31 de dezembro de 2017). Segunda emissão de debêntures Em 13 de outubro de 2016, a Companhia realizou a Segunda Emissão de Debêntures, cuja distribuição foi encerrada em 1 de dezembro de 2016, sendo uma emissão privada de debêntures simples, não conversíveis em ações, com garantia real e adicional fidejussória da Controladora Equatorial Energia S.A., dividida em duas séries, sendo a primeira série no montante total de R$ 60.000 e a segunda série no montante total de R$ 23.000, ambas com vencimento em janeiro/2024 destinando-se prioritariamente para aumento do capital de giro da Companhia. Custo de contratação da primeira série é IPCA + 8,04% a.a. e da segunda série é IPCA + 7% a.a., com amortização em três parcelas iguais a partir de 15 de janeiro de 2022. Em 30 de setembro de 2018 o saldo remanescente é de R$ 67.482 para a primeira série e R$ 25.165 para a segunda série, com taxa efetiva de 12,93% e 11,85% a.a., respectivamente (R$ 90.472 com taxa de 10,57% a.a. em 31 de dezembro de 2017). Terceira emissão de debêntures Em 11 de novembro de 2016, a Companhia realizou a Terceira Emissão de Debêntures, cuja distribuição foi encerrada em 26 de dezembro de 2016, sendo uma emissão de debêntures incentivada, simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, com garantia adicional fidejussória da Controladora Equatorial Energia S.A. no montante de R$ 300.000, dividido em duas séries de R$ 199.069 e R$ 100.931, com vencimento em dezembro/2021e dezembro/2023 respectivamente, destinaram-se prioritariamente para implementação do programa de investimentos da Companhia. Contrato ao custo de IPCA + 6,70% a.a. para a 1ª série e, IPCA + 6,87% a.a. para 2ª série. Em 30 de setembro de 2018 o saldo remanescente é de R$ 222.081 para a primeira série e R$ 112.741 para a segunda série, com taxa efetiva de 11,53% e 11,71% a.a., respectivamente (R$ 309.247 com taxa de 9,56% a.a. em 31 de dezembro de 2017).

Quarta emissão de debêntures Em 5 de dezembro de 2016, a Companhia realizou a Quarta Emissão de Debêntures, cuja distribuição foi encerrada em 28 de dezembro de 2016, sendo uma emissão privada de debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, com garantia adicional fidejussória da Controladora Equatorial Energia S.A., em série única, no montante total de R$ 500.000, com vencimento em dezembro/2019 e destinou-se prioritariamente para aumento do capital de giro da Companhia. Em 18 de maio de 2018, a Companhia realizou a aquisição facultativa de R$ 443.500 Debêntures (R$ 457.351, incluindo a remuneração aplicável) transferindo esses debenturistas para a 2ª série da 5ª Emissão de Debêntures da Companhia. Em 30 de setembro de 2018 o saldo remanescente é de R$ 57.705, com taxa efetiva de 7,72% a.a. (R$ 501.382 com taxa 11,51% a.a. em 31 de dezembro de 2017).



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Quinta emissão de debêntures Em 25 de abril de 2018, a Companhia realizou a Quinta Emissão de Debêntures, cuja distribuição foi encerrada em 18 de maio de 2018, sendo uma emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, no montante de R$ 1.000.000, dividido em duas séries de R$ 543.033 e R$ 456.967, sendo o público alvo da segunda série os titulares da 4ª emissão da Companhia. As duas séries têm vencimento em abril/2023, destinou-se à gestão ordinária dos negócios da Emissora, com o objetivo de cobrir necessidades de capital de giro. Contrato ao custo de CDI + 1,10% a.a. para a 1ª série e, CDI + 1,30% a.a. para 2ª série. Em 30 de setembro de 2018 o saldo remanescente é de R$ 557.998 para a primeira série e R$ 469.767 para a segunda série, com taxa efetiva de 7,83% a.a. e 8,04% a.a., respectivamente. Cronograma de amortização da dívida As parcelas relativas às debêntures e os seus vencimentos estão programados conforme descrito a seguir: 30/09/2018 31/12/2017 Vencimento Valor % Valor % Circulante 101.980 6% 7.346 1% 2019 56.500 4% 552.247 56% 2020 53.839 3% 51.970 5% 2021 211.107 13% 204.727 21% Após 2021 1.194.920 74% 188.818 19% Não circulante 1.516.366 94% 997.762 100%

Custo de captação - Não circulante (11.480) (1%) (10.300) -1% Total não circulante 1.504.886 94% 987.462 99% Total 1.606.866 100% 994.808 100%

Covenants As debêntures contratadas pela Companhia possuem covenants e garantias financeiras (quirografárias), cujo não cumprimento durante o período de apuração, poderá acarretar o vencimento antecipado dos contratos. No período findo em 30 de setembro de 2018, a Companhia manteve-se dentro dos limites estipulados nos contratos, conforme demonstrado a seguir: Covenants debêntures 1ª debêntures 2ª debêntures 1º Dívida líquida/EBITDA: <3,5 3,0 3,0 2º EBITDA/Despesa financeira líquida: >2 3,7 3,7 Covenants debêntures 3ª debêntures 4ª debêntures 1º Dívida líquida/EBITDA: <3,5 2,6 2,6 2º EBITDA/Despesa financeira líquida: >=1,5 4,0 4,0 Covenants debêntures 5ª debêntures 1º Dívida líquida/EBITDA: < 4 2,6



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16 Imposto de renda e contribuição social diferidos A Companhia reconheceu imposto de renda e contribuição social diferidos sobre diferenças temporárias, e, imposto de renda sobre prejuízos fiscais e contribuição social sobre o lucro líquido sobre base negativa, considerando as suas projeções de lucro tributável. Os créditos fiscais diferidos sobre prejuízos fiscais não possuem prazo de prescrição e os seus efeitos financeiros ocorrerão no momento da sua realização. O imposto de renda é calculado à alíquota de 25%, considerando o adicional de 10% e a contribuição social foi constituída à alíquota de 9%. Dessa forma, os referidos créditos fiscais estão contabilizados no ativo não circulante, considerando a expectativa de sua realização, sendo observado o limite de 30% para compensação anual com lucros tributáveis, conforme determinação do CPC 32 - Tributos sobre o lucro.

16.1 Composição dos créditos e débitos de imposto de renda e contribuição social diferidos

(i) Composição dos tributos diferidos 30/09/2018 31/12/2017 IRPJ prejuízos fiscais e CSLL sobre base negativa 169.535 169.535 IRPJ e CSLL sobre diferenças temporárias (134.874) (94.081) IRPJ e CSLL sobre reserva de reavaliação (a) (59.883) (67.054) Total (25.222) 8.401

(a) Em 31 de dezembro de 2017 a CELPA apresentava impostos diferidos sobre Reserva de Reavaliação no montante de

R$ 67.054, e em 30 de setembro de 2018 no montante de R$ 59.883, cuja redução justifica-se pela realização contínua da Reserva de Reavaliação conforme Lei 11.638/2007.

(ii) Composição do IRPJ e da CSLL sobre diferenças temporárias 30/09/2018 31/12/2017 Provisão para contingências 42.089 40.679 Provisão para redução ao valor recuperável do contas a receber 130.009 108.176 Provisão para participação nos lucros 11.067 10.725 Depreciação acelerada (106.785) (94.571) Provisão fundo de pensão 14.694 14.693 Custo de captação, AVP e atualização do ativo financeiro (197.027) (189.698) SWAP (54.005) (9.783) Outras despesas não dedutíveis 25.084 25.698 Total (134.874) (94.081)

16.2 Expectativa de recuperação Com base nos estudos técnicos de viabilidade, a Administração estima que a realização dos créditos fiscais possa ser feita até 2021, conforme demonstrado abaixo: Expectativa de realização 2018 2019 2020 2021 Total Impostos diferidos 17.026 74.372 77.307 830 169.535



31

A Companhia não realizou imposto de renda diferido sobre prejuízos fiscais no período findo em 30 de setembro de 2018 (R$ 8.754 em 31 de dezembro de 2017), pois tem optado pela realização dos benefícios fiscais da depreciação acelerada até 2018, incentivo tecnológico e benefício SUDAM até 2021. O estudo técnico de viabilidade, que inclui a recuperação dos impostos diferidos, é revisado anualmente, foi elaborado pela Companhia, examinado pelo Conselho Fiscal e aprovado pelo Conselho de Administração em 07 de março de 2018.

16.3 Conciliação da despesa com imposto de renda e contribuição social A conciliação da despesa calculada pela aplicação das alíquotas fiscais e da despesa do Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e da Contribuição Social Sobre Lucro Líquido (CSLL) debitada em resultado, nos períodos de 30 de setembro de 2018 e de 2017, está demonstrada conforme a seguir:

30/09/2018 30/09/2017 IRPJ CSLL IRPJ CSLL Lucro contábil antes do imposto de renda (IRPJ) e da contribuição social (CSLL) 227.505 227.505 289.136 289.136 Alíquota fiscal 25% 9% 25% 9% Pela alíquota fiscal 56.876 20.475 72.284 26.022 Adições: Provisão para contingências 30.948 11.141 34.738 12.506 Provisão para redução ao valor recuperável do contas a receber 157.542 56.715 133.554 48.080 Ajuste a valor presente 7.061 2.542 7.938 2.858 Variação de SWAP 255.777 92.080 6.525 2.349 IRPJ/CSLL sobre reserva de reavaliação 5.273 1.898 5.221 1.880 Provisão para fundo de pensão 10.804 3.889 9.603 3.457 Provisão para participação nos lucros 8.137 2.929 6.737 2.425 Custo de Captação, AVP e atualização do ativo financeiro 12.376 4.455 2.438 878 Outras provisões 13.344 4.805 13.556 4.884 501.262 180.454 220.310 79.317

Exclusões: Provisão para contingências (29.911) (10.768) (38.312) (13.792) Provisão para redução ao valor recuperável do contas a receber (141.489) (50.936) (127.497) (45.899) Variação de SWAP (288.293) (103.785) (27.925) (10.053) Provisão para fundo de pensão (10.804) (3.889) (9.603) (3.457) Provisão para participação nos lucros (7.886) (2.839) (7.992) (2.877) Custo de Captação, AVP e atualização do ativo financeiro (24.826) (8.938) (9.164) (3.299) Depreciação acelerada (12.214) - (20.207) - Outras provisões (12.832) (4.756) (9.771) (3.519) (528.255) (185.911) (250.471) (82.896)

IRPJ e CSLL 29.883 15.018 42.123 22.443

Compensação base negativa de CSLL - (4.546) - (6.733) Incentivo PAT (717) - (1.011) - Incentivo prorrogação licença maternidade (46) - (99) - IRPJ e CSLL no resultado do período 29.120 10.472 41.013 15.710 Alíquota efetiva (excluindo IRPJ/CSLL diferidos) 12,80% 4,60% 14% 5%

Ativo fiscal diferido 27.807 5.816 21.653 4.150 (-) IRPJ subvenção governamental (29.120) - (41.013) - IRPJ e CSLL no resultado do período 27.807 16.288 21.653 19.860

Alíquota efetiva com ativo fiscal diferido 12% 7% 7% 7%



32

Em 30 de setembro de 2018, o valor do imposto de renda calculado sobre o lucro de exploração foi de R$ 38.827 (R$ 54.684 em 30 de setembro de 2017).

17 Provisão para processos cíveis, fiscais, trabalhistas e regulatórios A Companhia é parte (polo passivo) em ações judiciais e processos administrativos perante tribunais e órgãos governamentais, decorrentes do curso normal das suas operações, envolvendo questões fiscais, trabalhistas, aspectos cíveis e outros assuntos. A Administração, com base em informações de seus assessores jurídicos, análise das demandas judiciais pendentes e, quanto às ações trabalhistas, com base nas experiências anteriores referentes às quantias reivindicadas, constituiu provisão em montante considerado suficiente para cobrir as prováveis perdas estimadas com as ações em curso, conforme a seguir demonstrado:

30/09/2018 31/12/2017

Provisão Depósitos judiciais Provisão

Depósitos judiciais

Cíveis (a) 94.828 59.811 90.644 63.071 Fiscais - 105 - - Trabalhistas 25.723 32.116 25.992 31.572 Regulatórios 3.240 - 2.991 - Total 123.791 92.032 119.627 94.643 Circulante 28.142 - 28.070 7.689 Não circulante 95.649 92.032 91.557 86.954

(a) Dos valores de depósitos judiciais cíveis, R$ 43.366 se referem a fluxos de contratos de cédulas bancárias que estão sendo depositados no âmbito do processo de recuperação judicial. Esses créditos foram listados no plano de recuperação judicial e foram impugnados pelas instituições financeiras credoras. Os valores permanecerão depositados em juízo até que seja proferida pela justiça uma decisão final de mérito sobre a sujeição ou não dos créditos ao regime recuperacional.

Movimentação dos processos no período

31/12/2017 30/09/2018

Saldo Inicial

Adições

Utilização (1)

Reversão de provisão

(2)

Atualização (3)

Saldo Final

Cíveis 90.644 16.573 (12.842) (3.917) 4.370 94.828 Trabalhistas 25.992 1.500 (5.388) (1.968) 5.587 25.723 Regulatórias 2.991 - - - 249 3.240 Total 119.627 18.073 (18.230) (5.885) 10.206 123.791

(1) Gastos efetivos (pagamentos) com contingências judiciais.

(2) Reversões realizadas no período.

(3) Atualizações monetárias.



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Cíveis A Companhia figura como ré em 15.695 processos cíveis em 30 de setembro de 2018 (13.439 processos em 31 de dezembro de 2017), sendo que 12.363 tramitam em Juizados Especiais (10.596 processos em 31 de dezembro de 2017), os quais, em sua grande maioria, referem-se a pleitos de danos materiais e morais, assim como ressarcimento de valores pagos por consumidores. Os processos cíveis mais significativos envolvem ações indenizatórias questionando acidentes com a rede de distribuição, falha no fornecimento, morte por descarga elétrica ou danos decorrentes da rescisão de contratos com fornecedores. Além dos processos provisionados, existem outras contingências cíveis cuja possibilidade de perda em 30 de setembro de 2018 é avaliada pela Administração, com base na avaliação da gerência jurídica da CELPA e seus assessores legais externos, como possível, no montante de R$ 331.570 (R$ 326.991 em 31 de dezembro de 2017) para as quais não foi constituída provisão. Os assuntos discutidos nos processos mais relevantes de diagnóstico possível na esfera cível são devoluções de valores pagos, questionamento sobre a cobrança de consumo não registrado, falha no fornecimento de energia elétrica, e quebra de contrato, que são demandas nas quais antigos fornecedores da Companhia alegam desequilíbrio contratual e pleiteiam ressarcimento de danos decorrentes da execução dos contratos. Fiscais A Companhia figura como ré em 90 processos fiscais em 30 de setembro de 2018 (89 processos em 31 de dezembro de 2017) os quais versam sobre repasse de PIS, COFINS, ICMS, taxa de uso de ocupação do solo, dentre outros assuntos relativos a lançamentos e autuações fiscais. Existem processos fiscais cuja possibilidade de perda em 30 de setembro de 2018 avaliada pela Administração, com base na avaliação da Gerência Jurídica e seus assessores legais externos, como possível, no montante de R$ 17.014 (R$ 16.182 em 31 de dezembro de 2017) para os quais não foi constituída provisão. O assunto mais relevante é execução fiscal de ICMS - Imposto sobre Circulação de Mercadoria e Serviço que representa R$ 16.164 do valor possível. Trabalhistas O passivo trabalhista em 30 de setembro de 2018 é composto por 1.332 reclamações ajuizadas (1.207 reclamações em 31 de dezembro de 2017) por ex-empregados contra a Companhia, com pedidos que variam entre verbas rescisórias, horas extras, periculosidade, equiparação e/ou reenquadramento salarial, doença ocupacional/reintegração, entre outros, assim como por ações movidas por ex-empregados de empresas terceirizadas (responsabilidade subsidiária), que pleiteiam, em sua maioria, verbas rescisórias. Dos processos trabalhistas existentes, constam atualmente 02 (duas) ações coletivas ajuizadas pelo Ministério Público do Trabalho e 23 (vinte e três) ações coletivas movidas pelos Sindicatos representantes das categorias dos empregados.



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Além dos processos provisionados, existem outros processos trabalhistas, cuja possibilidade de perda em 30 de setembro de 2018 é avaliada pela Administração, com base na avaliação da Gerência Jurídica e seus assessores legais externos, como possível, no montante de R$ 51.059 (R$ 56.547 em 31 de dezembro de 2017) para os quais não foi constituída provisão. As ações coletivas relevantes com diagnóstico possível e reclamações trabalhistas individuais requerendo o pagamento de verbas rescisórias, dentre outros envolvendo empresas terceirizadas prestadoras de serviços, respondendo a CELPA apenas subsidiariamente nesses pleitos. Em decisão tomada no dia 4 de agosto de 2015, o Tribunal Superior do Trabalho (TST) mudou o entendimento e determinou que os créditos trabalhistas passem a ser corrigidos pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo Especial (IPCA-E) a qual foi confirmada em 05/12/2017 e não mais pela Taxa Referencial Diária (TRD). A decisão foi tomada com base no julgamento feito pelo Supremo Tribunal Federal (STF), que reconheceu como inconstitucional o uso da Taxa Referencial Diária (TRD), como índice de correção monetária, por não recompor integralmente o valor da moeda, não sendo apto então a repor o patrimônio lesado. Regulatórias O valor de R$ 3.240 corresponde a prováveis penalidades a serem aplicadas contra a CELPA, referente a Termos de Notificação e Auto de Infração da ANEEL, bem como penalidade de Medição de fronteira na CCEE. A Companhia está sujeita às leis de preservação ambiental e aos respectivos regulamentos nas esferas Federal, Estadual e Municipal. A Companhia considera que a exposição aos riscos ambientais, baseada na avaliação dos dados disponíveis, no atendimento às leis e aos regulamentos aplicáveis, não apresenta impacto relevante em suas informações trimestrais ou no resultado de suas operações.

18 Valores a pagar da recuperação judicial

18.1 Composição da dívida 30/09/2018 31/12/2017 Circulante Credores operacionais (a) 18.437 18.354 Encargos setoriais - 2.914 Credores financeiros (b) 16.639 1.150 (-) Ajuste a valor presente (c) - (13.874) Total circulante 35.076 8.544 Não circulante Credores operacionais (a) 40.084 45.217 Intragrupos 81.300 77.875 Credores financeiros (b) 1.030.777 1.195.598 (-) Ajuste a valor presente (c) (339.174) (353.167) Total não circulante 812.987 965.523 Total 848.063 974.067

(a) Valores devidos aos credores ligados à operação da Companhia, tais como prestadores de serviços, fornecedores de

materiais, locatários, entre outros que foram homologados no âmbito do Plano de Recuperação Judicial da CELPA.



35

(b) É o grupo de credores dentre os quais estão: (i) instituições financeiras públicas ou privadas; (ii) titulares de créditos decorrentes de operações financeiras ou bancárias, inclusive, mas sem se limitar a, Bonds e créditos decorrentes de operações de derivativos, com ou sem vinculação de recebíveis. Em 16 de fevereiro de 2018, houve a liquidação antecipada do contrato com o Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID, no montante de R$193.382 milhões; e

(c) Em 30 de Setembro de 2018, o saldo é composto por: R$ 301.099 de empréstimos e financiamentos, R$ 13.875 de credores operacionais, R$ 24.200 de intragrupos (Em 31 de dezembro de 2017, o saldo do ajuste a valor presente totaliza R$ 367.041, sendo R$ 327.833 de empréstimos e financiamentos, R$ 13.874 de credores operacionais e R$ 25.334 de intragrupos).

O cronograma de pagamento das parcelas de longo prazo dos valores a pagar de recuperação judicial é o seguinte:

30/09/2018 31/12/2017 Vencimento Valor % Valor % Circulante 35.076 4% 8.544 1% 2020 - 0% 107.255 11% 2021 81.039 10% 37.353 4% Após 2021 1.071.122 126% 1.174.082 121% Subtotal 1.152.161 136% 1.318.690 135% ( - ) Ajuste a valor presente (Não circulante) (339.174) (40%) (353.167) (36%) Não circulante 812.987 96% 965.523 99% Total geral 848.063 100% 974.067 100%

18.2 Movimentação dos valores a pagar de recuperação judicial

Saldo em

31/12/2017 Reclassificação

RJ Juros e

encargos

Variação monetária e cambial Amortização

Ajuste a valor

presente Saldo em

30/09/2018 Credores operacionais 49.697 82 - - (5.134) - 44.645 Encargos setoriais 2.915 - - 9 (2.924) - - Intragrupo 52.540 - 3.426 - - 1.134 57.100 Credores financeiros 868.915 - 39.811 13.549 (202.690) 26.733 746.318 Total 974.067 82 43.237 13.558 (210.748) 27.867 848.063



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19 Outras contas a pagar 30/09/2018 31/12/2017 Circulante Devolução a consumidores 26.782 28.103 ANEEL - autos de infração 3.010 3.010 Convênios de arrecadação 5.531 5.052 Encargos tarifários 11.953 10.096 Multas regulatórias 1.880 1.623 Cauções 10.913 8.255 Questionamentos tributários - CCC (a) 347.548 338.541 Outras contas a pagar 33.722 33.659 Total circulante 441.339 428.339 Não circulante ANEEL - autos de infração 25.719 26.619 Outras contas a pagar 8.654 9.147 Total não circulante 34.373 35.766 Total 475.712 464.105

(a) Refere-se a questionamentos tributários a restituir ao Fundo CCC conforme Resolução Normativa nº 427/11. A

variação ocorrida durante o período findo em 30 de setembro de 2018 deve-se, basicamente, à atualização IPCA e à inclusão dos novos valores de ICMS, PIS e COFINS. Existem valores a receber no qual seus recebimentos deverão ser finalizados após conclusão da fiscalização que está em curso.

20 Patrimônio líquido

20.1 Capital social O capital social da Companhia subscrito em 30 de setembro de 2018 é de R$ 1.521.740 (R$ 1.521.740 em 31 de dezembro de 2017) sem valor nominal, e sua composição por classe de ações e principais acionistas está demonstrada conforme a seguir:

Acionistas Ações

ordinárias

Ações preferenciais nominativas

Classe A


Classe B


Classe C Total % Equatorial Energia 2.131.276.838 346.012 2 115.903 2.131.738.755 96,50% Eletrobrás 20.664.721 121.339 1.074.634 - 21.860.694 0,99% Outros (minoritários) 52.679.010 1.699.465 10.737 1.085.346 55.474.558 2,51%

Total

2.204.620.569 2.166.816 1.085.373 1.201.249 2.209.074.007 100,00%

Não houve mudanças na quantidade de ações no exercício corrente em relação ao exercício anterior. Não há ações mantidas pela Companhia em tesouraria. De acordo com o estatuto social, a Companhia fica autorizada a aumentar o seu capital social, independentemente de reforma estatutária, até o limite de R$ 2.000.000 (dois bilhões de reais), mediante a emissão de novas ações ordinárias, cuja a quantidade não é prevista em estatuto.



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Dentro do limite do capital autorizado, o Conselho de Administração será competente para deliberar sobre a emissão de ações, debêntures simples, debêntures conversíveis em ações ou bônus de subscrição, estabelecendo se o aumento se dará por subscrição pública ou particular, as condições de integralização e o preço da emissão, podendo, ainda, excluir o direito de preferência ou reduzir o prazo para exercício nas emissões cuja colocação seja feita mediante venda em bolsa de valores ou por subscrição pública, ou em oferta pública de aquisição de controle, nos termos estabelecidos em lei. As ações preferenciais são inconversíveis em ações ordinárias, gozando de prioridade no recebimento de dividendos. As ações preferenciais classe A terão direito a dividendo mínimo de 6% (seis por cento) a.a. sobre o valor do capital representado por essa classe de ações. As ações preferenciais classe B terão direito a dividendo mínimo de 10% (dez por cento) a.a. sobre o valor do capital representado por essa classe de ações. As ações preferenciais classe C terão direito a dividendo mínimo de 3% (três por cento) a.a. sobre o valor do capital representado por essa classe de ações.

20.2 Reserva de reavaliação

Movimentação da reserva de reavaliação

31/12/2017 Quota de

reavaliação Baixa 30/09/2018 Reserva de reavaliação 197.212 (20.602) (489) 176.121 Encargo tributário (67.052) - 7.188 (59.864) Total 130.160 (20.602) 6.699 116.257

Procedimento admitido pela Lei das Sociedades por Ações (Lei 6.404/76) pelo qual os bens componentes do ativo imobilizado podem ser avaliados a valores de mercado, desde que sejam obedecidos os dispositivos legais pertinentes. As diferenças entre valores de mercado e valores contábeis são reconhecidas a crédito de uma conta específica do patrimônio líquido, denominada reserva de reavaliação.



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21 Receita operacional Em 30 de setembro de 2018 e 2017, a composição do fornecimento de energia elétrica pelas classes de consumidores é demonstrada conforme a seguir: 30/09/2018

Nº de

consumidores (*) MWh (*) R$ Residencial 1.682.959 2.097.621 2.106.665 Industrial 3.928 416.293 294.539 Comercial 175.734 1.131.772 956.291 Rural 169.861 204.655 119.220 Poder público 19.066 374.905 338.083 Iluminação pública 496 378.910 187.045 Serviço público 2.097 189.400 58.157 Consumo próprio 242 13.824 - Receita pela disponibilidade - Uso da rede 191 947.877 134.816 Suprimento CCEE - - 311.746 Baixa renda 571.671 635.801 136.168 Subvenção CDE - Outros - - 129.993 Transferência para obrigações especiais - ultrapassagem de demanda/excedente de reativos - - (33.332) Receita de construção - - 561.755 Valores a receber/devolver da parcela A e outros itens financeiros - - 298.489 Atualização do ativo financeiro - - 49.800 Outras - - 58.152 Total 2.626.245 6.391.058 5.707.587



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30/09/2017

Nº de

consumidores (*) MWh (*) R$ Residencial 1.602.156 2.145.061 2.007.917 Industrial 3.910 469.576 275.124 Comercial 179.940 1.196.019 945.124 Rural 159.727 193.842 105.168 Poder público 19.007 384.343 336.521 Iluminação pública 487 344.277 158.120 Serviço público 2.047 188.743 32.512 Consumo próprio 229 12.217 - Receita pela disponibilidade - Uso da rede1 148 849.783 92.139 Suprimento CCEE - - 26.193 Baixa renda¹ 590.395 626.541 121.173 Subvenção CDE - Outros - - 130.067 Transferência para obrigações especiais - ultrapassagem de demanda/excedente de reativos - - (27.861) Receita de construção - - 601.478 Valores a receber/devolver da parcela A e outros itens financeiros - - 348.350 Atualização do ativo financeiro - - 26.904 Outras - - 48.285 Total 2.558.046 6.410.402 5.227.214

(*) Informação não revisada pelos auditores independentes.

1 Para melhor forma de apresentação e comparação com o período atual, a Companhia reclassificou a quantidade do MWh da Receita pela disponibilidade - Uso da rede, antes apresentado nas classes Industrial, Comercial e Rural bem como realizou a abertura do nº de consumidores para a mesma rubrica não apresentado anteriormente em 2017. Adicionalmente, segregou os valores de Baixa Renda, antes apresentado na classe residencial.



40

22 Receita operacional líquida A conciliação da receita bruta para a receita líquida está conforme a seguir demonstrada: 30/09/2018 30/09/2017 Fornecimento de energia elétrica 4.591.318 4.432.215

Receita de distribuição 3.981.875 3.794.592 Remuneração financeira WACC 180.961 159.206 Valores a receber/devolver de parcela A e outros itens financeiros (a) 298.489 348.350 Subvenção CDE - Outros 129.993 130.067

Suprimento de energia elétrica (b) 311.746 26.193 Receita pela disponibilidade - uso da rede (c) 134.816 92.139 Receita de construção (d) 561.755 601.478 Atualização do ativo financeiro 49.800 26.904 Outras receitas 58.152 48.285 Receita operacional bruta 5.707.587 5.227.214 Deduções da receita

ICMS sobre venda de energia elétrica (935.623) (882.109) PIS e COFINS (421.320) (388.565) Encargos do consumidor (36.390) (33.049) ISS (722) (604) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (286.389) (252.866) Penalidades DIF/FIC e outras (18.284) -

Deduções da receita operacional (1.698.728) (1.557.193) Receita operacional líquida 4.008.859 3.670.021

(a) Em relação aos montantes de ativos e passivos, no período findo de 30 de Setembro de 2018 tivemos uma redução se

comparado ao mesmo período de 2017, devido aos seguintes fatores: i) Revisão Tarifária Extraordinária com redução tarifária, ii) a cobertura tarifária para pagamentos do ESS foi superior a cobertura atual de pagamento do referido encargo, aliado a esse fato, em 2018 ocorreu a despesa com Energia de reserva, no montante de R$ 27.472, o que não aconteceu no mesmo período de 2017; iii). No período findo de 30 de setembro de 2018 com a cobertura de R$ 190,51 e PLD médio R$ 230,54, gerou uma Ativo Regulatório para compra de energia Leilão(CVA Energia) e um Passivo Regulatório Energia no mercado SPOT (Sobrecontratação) se comparado com o exercício findo de 31 de dezembro de 2017 que a cobertura tarifária era 173,52, e o PLD médio de R$ 75,88. ; iv) Também contribui nessa redução, o reajuste tarifário de 2018 (que afeta o período em análise de 2017), ter recebido um montante dos componentes financeiros ativos superiores ao recebidos no reajuste de 2017.

(b) A variação apresentada é em virtude das operações de venda de energia no mercado de curto prazo - MCP e do preço de liquidação das diferenças - PLD. No período findo em 30 de Setembro de 2018 o PLD atingiu o patamar de R$ 473,58 (R$ 521,83 em 30 de Setembro de 2017). Adicionalmente no ano de 2018 houve uma elevação da receita em virtude do efeito das recontabilizações do MCSD de energia nova.

(c) A variação significativa está relacionada com a migração de 34 clientes do ambiente cativo para o livre totalizando 176 clientes livres em 30 de Setembro de 2018, equivalente a um crescimento do consumo de energia de 14,2% quando comparado com o mesmo período de 2017.

(d) A variação do período é decorrente da queda no volume de investimentos da Companhia em comparação ao mesmo período do ano anterior.



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23 Custos do serviço e despesas operacionais 30/09/2018

Custos/despesas operacionais Custo do serviço

de energia elétrica Despesas

com vendas Despesas

administrativas Total Pessoal 23.354 22.388 59.419 105.161 Material 11.468 1.427 (1.155) 11.740 Serviços de terceiros 84.134 107.474 62.457 254.065 Energia elétrica comprada para revenda 1.923.315 - - 1.923.315 Encargo uso do sistema de transmissão e distribuição 275.912 - - 275.912 Custo de construção 561.755 - - 561.755 Provisão para redução ao valor recuperável do contas a receber e perdas com clientes comerciais - 129.893 - 129.893 Provisão para processos cíveis, fiscais, trabalhistas e regulatórios - - 16.222 16.222 Amortização 159.252 - 28.179 187.431 Arrendamento e aluguéis 5.101 1.971 2.936 10.008 Subvenção CCC 86.841 - - 86.841 Outros (124) 1.056 (3.490) (2.558) Total 3.131.008 264.209 164.568 3.559.785

30/09/2017

Custos/despesas operacionais Custo do serviço de

energia elétrica Despesas com

vendas Despesas

administrativas Total Pessoal 25.483 19.370 49.729 94.582 Material 5.769 1.300 (612) 6.457 Serviços de terceiros 80.220 107.988 88.270 276.478 Energia elétrica comprada para revenda 1.600.428 - - 1.600.428 Encargo uso do sistema de transmissão e distribuição 168.488 - - 168.488 Custo de construção 601.478 - - 601.478 Provisão para redução ao valor recuperável do contas a receber e perdas com clientes comerciais - 177.593 - 177.593 Provisão para processos cíveis, fiscais e trabalhistas - - 14.747 14.747 Amortização 128.810 - 29.937 158.747 Arrendamento e aluguéis 6.093 1.960 2.901 10.954 Subvenção CCC 68.975 - - 68.975 Outros (1.631) (6.640) 4.923 (3.348) Total 2.684.113 301.571 189.895 3.175.579

24 Energia elétrica comprada para revenda

GWh (*) R$ 30/09/2018 30/09/2017 30/09/2018 30/09/2017 Energia de leilão (a) 5.931 5.319 1.389.746 1.023.489 Contratos Eletronuclear 210 210 52.157 47.648 Contratos cotas de garantias 2.000 2.365 179.939 144.613 Encargo de Serviço do Sistema - ESS/ Energia reserva - - (1.032) (21.241) Energia de curto prazo - CCEE (b) - - 471.004 534.089 Programa incentivo fontes alternativas energia - PROINFA 139 143 48.104 46.570 Encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição (c) - - 275.912 168.488 (-) Parcela a compensar crédito PIS/COFINS não cumulativo - - (216.603) (174.740) Total 8.280 8.037 2.199.227 1.768.916

(*) Informações não revisadas pelos auditores independentes.

(a) Para o período findo em 30 de setembro de 2018 a variação se comparando ao mesmo período de 2017 refere-se ao custo com os contratos de energia, que tiveram um aumento de volume contratado de 3,02 % em relação a 2017, o preço médio pago em 2018 foi maior em 13,41% em relação a 2017. Portanto, os contratos novos que iniciaram o suprimento em 2018, assim como a atualização das tarifas pelo IPCA dos contratos vigentes, resultaram nesse aumento do custo com a Compra de Energia dos leilões.



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(b) No período findo em 30 de Setembro de 2018 as receitas de compra de energia no curto prazo tiveram influências dos seguintes fatores: (i) PLD utilizado para liquidação de energia comprada no mercado spot, cujo valor médio para este período ficou em R$ 230,54 por MWh (R$ 206,24 em 30 de Setembro de 2017); e ii) Contratos de energia de 2018 negociados no mercado de curto prazo.

(c) O saldo sofreu acréscimo no período atual em virtude da inclusão de uma parcela referente a indenizações devidas as empresas de transmissão de energia. Estas indenizações referem-se a investimentos antigos, realizados antes do ano 2000, mas que ainda não haviam sido completamente amortizados. Ao aceitarem a renovação antecipada das concessões, por meio da Medida Provisória (MP) nº 579/2012, as transmissoras garantiram direito à indenização, gerando aumento médio das tarifas de transmissão em 74,74%, conforme valores considerados na Receita Anual Permitida (RAP) da Resolução Homologatória nº 2258/2017, publicada em 30/06/2017.

25 Resultado financeiro líquido

30/09/2018 30/09/2017 Receitas financeiras

Rendas financeiras (a) 51.963 74.461 Valores a receber/devolver parcela A 31.497 18.658 Operações com instrumentos financeiros derivativos (b) 406.832 - Acréscimo moratório de energia vendida 90.828 87.417 Variação monetária e cambial da dívida (c) - 11.055 Variação monetária e cambial da caução STN 2 16.799 4.992 PIS/COFINS sobre receita financeira (7.299) (7.768) Atualização sub-rogação CCC 1.038 - Descontos obtidos 2 48 Outras receitas financeiras 2.995 4.115

Total de receitas financeiras 594.655 192.978 Despesas financeiras

Valores a receber/devolver parcela A (28.152) (14.482) Operações com instrumentos financeiros derivativos (b) (293.184) (54.719) Variação monetária e cambial da dívida (c) (231.419) (29.169) Variação monetária e cambial da caução STN 3 (6.477) (5.202) Encargos da dívida (155.173) (157.037) Atualização de eficientização e contingências (10.643) (23.025) Multas regulatórias (258) (3.947) Despesa financeira de AVP (28.245) (31.753) Encargos com partes relacionadas (412) (2.265)

Juros passivos (22.058) (20.537) Descontos concedidos (4.880) (2.915) Outras despesas financeiras (8.227) (2.821)

Total de despesas financeiras (789.128) (347.872) Resultado financeiro líquido (194.473) (154.894)

(a) No período findo de 30 de setembro de 2018 houve uma redução da taxa CDI em 3,17% no período, passando de uma rentabilidade de 7,98 % no período findo de 30 de setembro de 2017 para 4,81% no período findo de 30 de setembro de 2018;

(b) Refere-se principalmente à contratação de operações de Swap, que trocam Dólar+spread por CDI+spread, onde a principal variação refere-se ao câmbio sobre essas operações. No período findo de 30 de setembro de 2018 o principal efeito refere-se à variação cambial, gerando receita em 2018 com o aumento do dólar em 21,04%, saindo de R$3,31 em 31 de dezembro de 2017 para R$ 4,00 em 30 de setembro de 2018; e

2 Para fins de comparabilidade e melhor análise dos saldos com o período atual, a Companhia reclassificou valores de “variação monetária e cambial da caução STN” que estavam na rubrica “variação monetária e cambial da dívida”.



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(c) Efeito gerado pelo crescimento da dívida bruta em moeda estrangeira de R$ 390.000 e em moeda nacional de R$ 1.000.000, crescimento da inflação (IPCA e IGP-M) e avanço do dólar de 21,04% em 2018, ante a uma retração de 2,80% no mesmo período de 2017.

26 Instrumentos financeiros

26.1 Considerações gerais Em atendimento à Deliberação CVM 604, de 19 de novembro de 2009, que aprovou os Pronunciamentos Técnicos CPC 38, 39 e 40, a Companhia efetuou análise dos seus instrumentos financeiros, a saber: caixa e equivalentes de caixa, contas a receber de clientes, ativos financeiros da concessão, fornecedores, empréstimos e financiamentos, debêntures e derivativos, procedendo as devidas adequações em sua contabilização, quando necessário. A Administração desses instrumentos financeiros é por meio de estratégias operacionais e controles internos visando assegurar liquidez, rentabilidade e segurança. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condições contratadas versus condições vigentes no mercado. A Administração faz uso dos instrumentos financeiros visando remunerar ao máximo suas disponibilidades de caixa, manter a liquidez de seus ativos e proteger-se de variações de taxas de juros ou câmbio e obedecer aos índices financeiros constituídos em seus contratos de financiamento (covenants), sendo eles dívida líquida sobre LAJIDA ajustado3 (DL/LAJIDA Ajustado) e dívida líquida sobre a dívida líquida somada ao patrimônio líquido (DL/DL+PL).

26.2 Política de utilização de derivativos A Companhia utiliza operações com derivativos, apenas para conferir proteção às oscilações de indexadores macroeconômicos e conferir proteção às oscilações de cotações de moedas estrangeiras. Estas operações não são realizadas em caráter especulativo.

26.3 Categoria e valor justo dos instrumentos financeiros Os valores justos estimados de ativos e passivos financeiros da Companhia foram determinados por meio de informações disponíveis no mercado e metodologias apropriadas de avaliações. Entretanto, considerável julgamento foi requerido na interpretação dos dados de mercado para produzir a estimativa do valor de realização mais adequado. Como consequência, as estimativas a seguir não indicam, necessariamente, os montantes que poderão ser realizados no mercado de troca corrente. O uso de diferentes metodologias de mercado pode ter um efeito material nos valores de realização estimados.

3 O LAJIDA Ajustado é calculado por meio do LAJIDA acrescido ou reduzido por itens que entendemos como não recorrentes ou que não afetam a nossa geração de caixa, como perda/ganho na desativação de bens e direito.



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Em atendimento à Instrução CVM nº 475, os saldos contábeis e os valores de mercado dos instrumentos financeiros inclusos no balanço patrimonial em 30 de setembro de 2018 e 31 de dezembro de 2017 estão identificados conforme a seguir: 30/09/2018 31/12/2017

Ativo

Categoria dos instrumentos financeiros Contábil Mercado Contábil Mercado

Caixa e equivalentes de caixa Custo amortizado 127.959 127.959 108.216 108.216 Caixa e equivalentes de caixa (Fundo de investimentos) Valor justo por meio do resultado 714.086 714.086

967.1864

967.186

Investimentos de curto prazo Valor justo por meio do resultado - - 525 525 Contas a receber de clientes Custo amortizado 2.062.099 2.062.099 2.018.184 2.018.184 Instrumentos financeiros derivativos

Valor justo por meio do resultado 180.355 180.355 48.720 48.720

Sub-rogação da CCC - valores aplicados


Ativo financeiro de concessão Valor justo por meio do resultado 1.981.491 1.981.491 1.776.977 1.776.977 Total do ativo 5.093.710 5.093.710 4.928.274 4.928.274

30/09/2018 31/12/2017

Passivo

Categoria dos instrumentos financeiros Contábil Mercado Contábil Mercado

Fornecedor Custo amortizado 674.086 674.086 697.858 697.858

Empréstimos e financiamentos Custo amortizado 1.473.800 1.449.617 1.871.755 1.883.539

Instrumentos financeiros derivativos


Valores a pagar da recuperação judicial

Custo amortizado 848.063 848.063 974.067 986.203

Debêntures Custo amortizado 1.606.866 1.655.157 994.808 1.034.930 Total do passivo 4.624.331 4.648.439 4.558.434 4.622.476

Caixa e equivalente de caixa - são classificados como custo amortizado. O saldo de caixa e bancos tem nível 1 na hierarquia de valor justo, enquanto o saldo de aplicação financeira, considerado com caixa e equivalente de caixa, tem nível 2 na hierarquia de valor justo.

Investimentos de curto prazo e Fundo de investimento - são classificados como de valor justo através do resultado. A hierarquia de valor justo dos investimentos de curto prazo é nível 2.

Contas a receber de clientes - decorrem diretamente das operações da Companhia, são classificados como custo amortizado, e estão registrados pelos seus valores originais, sujeitos a provisão para perdas e ajuste a valor presente, quando aplicável. Nível 2 na hierarquia de valor justo.

Ativo financeiro de concessão - são classificados como valor justo por meio do resultado, são ativos financeiros que representam o direito incondicional de receber uma determinada quantia ao final do prazo de concessão. Nível 2 na hierarquia de valor justo.

4 Para o período findo em 30 de setembro de 2018 a companhia adequou o saldo apresentado anteriormente no exercício findo em 31 de dezembro de 2017.



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Fornecedores - decorrem diretamente da operação da Companhia e são classificados como passivo ao custo amortizado. Nível 2 na hierarquia de valor justo.

Empréstimos e financiamentos - tem o propósito de gerar recursos para financiar os programas de investimento da Companhia e eventualmente gerenciar necessidades de curto prazo. São classificados como passivo ao custo amortizado. Nível 2 na hierarquia de valor justo.

Valores a pagar da recuperação judicial - decorrente do plano de recuperação judicial da CELPA que são classificados como passivo ao custo amortizado. Nível 2 na hierarquia de valor justo.

Debêntures - são classificadas como passivo ao custo amortizado e estão contabilizados pelo seu valor amortizado. Para fins de divulgação, as debêntures tiveram seus valores de mercado calculados com base em taxas de mercado secundário da própria dívida ou dívida equivalente, divulgadas pela ANBIMA. Nível 2 na hierarquia de valor justo.

Instrumentos financeiros derivativos - são classificados pelo valor justo através do resultado e tem como objetivo a proteção às oscilações de taxa de juros e moeda estrangeira. Para as operações de swaps, a determinação do valor de mercado foi realizada utilizando as informações de mercado disponíveis. Nível 2 na hierarquia de valor justo.

26.4 Instrumentos financeiros derivativos A Companhia possui swap com o banco Citibank referente às operações em moeda estrangeira, com seu vencimento em 19 de abril de 2021. Em 30 de setembro de 2018, os saldos devedores dos contratos de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira do banco Citibank é R$ 1.120.984 (em 31 de dezembro de 2017, os saldos devedores dos contratos de empréstimos e financiamentos em moeda estrangeira do banco Citibank é R$ 582.701). De acordo com o CPC 40(R1), apresentamos abaixo os valores dos instrumentos derivativos da Companhia, vigentes em 30 de setembro de 2018 e 31 de dezembro de 2017, que podem ser assim resumidos: Operações passivas Valor justo Objetivo de hedge de risco de mercado Indexadores 30/09/2018 31/12/2017 Citibank-542 MM Ponta ativa US$ + libor + 1,39% a.a. 724.902 599.963 Ponta passiva 117,25% do CDI (566.235) (571.189) Total

158.667 28.774

Citibank - 390 MM Ponta ativa US$ + Libor + 0,84% a.a. 407.988 - Ponta passiva 111,8% do CDI (407.816) - Total 172 - Líquido Não circulante 180.355 48.720 Líquido Circulante (21.516) (19.946) Total 158.839 28.774



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Técnicas de avaliação específicas utilizadas para instrumentos financeiros derivativos: Preços de mercado das instituições financeiras. O valor justo de swaps de taxa de juros é calculado pelo valor presente dos fluxos de caixa futuros estimados com base nas curvas de rendimento adotadas pelo mercado.

Destacamos que, como as regras contábeis que tratam do assunto exigem que o swap seja contabilizado a valor de mercado, por mais que a proteção seja perfeita do ponto de vista de caixa, podem ocorrer oscilações nos resultados.

26.5 Gerenciamento dos riscos financeiros - Instrução CVM nº 475 O Conselho de Administração da Companhia tem a responsabilidade global sobre o estabelecimento e supervisão da estrutura de gerenciamento de risco da Companhia. Os riscos descritos a seguir são uma compilação dos riscos apontados pelas diversas áreas da Companhia, em suas áreas de especialidades. A Administração da CELPA define a forma de tratamento e os responsáveis por acompanhar cada um dos riscos levantados, para sua prevenção e controle. Os procedimentos de gerenciamento de risco do Grupo a que pertence são estabelecidos para identificar e analisar os riscos aos quais a Companhia está exposta, para definir limites de riscos e controles apropriados, e para monitorar os riscos e a aderência aos limites definidos. As políticas de gerenciamento de risco e os sistemas são revisados regularmente para refletir mudanças nas condições de mercado e nas atividades da Companhia. A Companhia através de suas normas e procedimentos de treinamento e gerenciamento, busca manter um ambiente de disciplina e controle no qual todos os funcionários tenham consciência de suas atribuições e obrigações. O Comitê de Auditoria da Controladora Equatorial Energia S.A., supervisiona a forma como a Administração monitora a aderência aos procedimentos de gerenciamento de risco das Companhias do Grupo, e revisa a adequação da estrutura de gerenciamento de risco em relação aos riscos aos quais a Companhia está exposta. O Comitê de Auditoria da Controladora Equatorial Energia é auxiliado pelo time de auditoria interna na execução de suas atribuições. A auditoria interna realiza revisões regulares e esporádicas nos procedimentos de gerenciamento de risco, e o resultado é reportado para o Comitê de Auditoria da Controladora Equatorial Energia S.A. Para o período de 30 de setembro de 2018 não houve mudança nas políticas de gerenciamento de risco da Companhia em relação ao exercício anterior, findo em 31 de dezembro de 2017.



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(i) Risco de crédito Risco de crédito é o risco da Companhia em incorrer em perdas financeiras caso um cliente ou uma contraparte em um instrumento financeiro falhe em cumprir com suas obrigações contratuais. Esse risco é principalmente proveniente das contas a receber de clientes e de instrumentos financeiros da Companhia. A Administração acompanha as situações em aberto e para mitigar o risco de inadimplência, é realizado anualmente workshop de cobrança para identificação dos principais grupos de inadimplentes e tomadas de decisões estratégicas para combatê-los. Periodicamente o comitê de cobrança acompanha a execução e eficiência de todas as decisões tomadas no workshop. A Companhia utiliza todas as ferramentas de cobrança permitidas pelo órgão regulador, tais como corte por inadimplência, negativação de débitos e negociação das posições em aberto. Para mitigar o risco das instituições financeiras depositárias de recursos ou de investimentos financeiros, a Companhia seleciona apenas instituições com baixo risco, avaliadas por agências de rating. A Companhia preserva seus ativos de concessão de acordo com a legislação vigente e monitora as possíveis definições nas regras de reversão da concessão. O valor contábil dos ativos financeiros representa a exposição máxima do crédito. A Companhia possui bens ou outros ativos dados em garantia de suas operações para a obtenção de crédito, dentre os quais alienação fiduciária e percentual de recebíveis sobre a receita operacional líquida. Contas a receber A exposição da Companhia a risco de crédito é influenciada principalmente pelas características individuais de cada cliente. Contudo, a Administração também considera os fatores que podem influenciar o risco de crédito da sua base de clientes, incluindo o risco de não pagamento do mercado e do Estado no qual os clientes estão localizados. Tendo em vista a atividade da Companhia, não há uma concentração relevante da receita em um grupo específico da carteira de clientes. A Companhia limita a sua exposição ao risco de crédito de contas a receber, estabelecendo um prazo máximo de pagamento de acordo com a classe consumidora, e após transcorrido esse prazo, o fornecimento de energia fica sujeito a corte, e o seu restabelecimento somente ocorre após regularização do débito. A carteira de clientes da Companhia está representada da seguinte forma:

Classe consumidora

%

30/09/2018 31/12/2017 Residencial 60,9% 50,0% Industrial 7,0% 10,5% Comercial 15,0% 20,2% Rural 4,1% 4,6% Poder público 7,7% 9,9% Iluminação pública 2,0% 2,4% Serviço público 3,3% 2,4% Total 100% 100%



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A Companhia registrou uma provisão para perda que representa sua estimativa de perdas incorridas referentes à Contas a receber de clientes, conforme apresentado na nota 6.2, incluindo o movimento na provisão para perdas por redução ao valor recuperável durante o período. Em 30 de setembro de 2018 e 31 de dezembro de 2017, a exposição máxima ao risco de crédito para contas a receber de clientes por classe consumidora estava assim apresentada:

30/09/2018

Classe consumidora Consumidores

faturados Consumidores não faturados Parcelamentos

Baixa renda

e viva luz Total Residencial 436.624 105.600 864.740 30.738 1.437.702 Industrial 110.577 7.721 47.082 - 165.380 Comercial 190.447 40.755 122.946 - 354.148 Rural 49.281 5.130 42.922 - 97.333 Poder público 87.449 24.962 70.239 - 182.650 Iluminação pública 28.898 169 17.006 - 46.073 Serviço público 42.365 10.000 24.819 - 77.184 Total 945.641 194.337 1.189.754 30.738 2.360.470

31/12/2017

Classe consumidora

Consumidores

faturados

Consumidores não faturados

Parcelamentos

Baixa renda

e viva luz

Total Residencial 513.993 87.343 722.711 39.092 1.363.139 Industrial 118.065 8.495 46.401 - 172.961 Comercial 205.439 36.922 113.463 - 355.824 Rural 51.041 4.250 33.388 - 88.679 Poder público 98.512 20.736 68.542 - 187.790 Iluminação pública 28.987 173 18.782 - 47.942 Serviço público 20.374 8.103 17.316 - 45.793 Total 1.036.411 166.022 1.020.603 39.092 2.262.128

Caixa e equivalente de caixa A Companhia detém caixa e equivalentes de caixa de R$ 842.045 em 30 de setembro de 2018 (R$ 1.075.402 em 31 de dezembro de 2017). O Caixa e equivalentes de caixa são mantidos com bancos e instituições financeiras que possuem rating entre AA- e AA+, baseado na agência de rating. Derivativos Os derivativos são contratados com bancos e instituições financeiras que possuem rating entre AA- e AA+, baseado na agência de rating.

(ii) Risco de liquidez Risco de liquidez é o risco de que a Companhia irá encontrar dificuldades em cumprir as obrigações associadas com seus passivos financeiros que são liquidados com pagamentos em caixa ou com outro ativo financeiro. A abordagem da Companhia na Administração da liquidez é de garantir, na medida do possível, que sempre terá liquidez suficiente para cumprir com suas obrigações no vencimento, tanto em condições normais como de estresse, sem causar perdas inaceitáveis ou risco de prejudicar a reputação da Companhia. Para determinar a capacidade financeira da Companhia em cumprir adequadamente os compromissos assumidos, os fluxos de vencimentos dos recursos captados e de outras obrigações fazem parte das divulgações. Informações com maior detalhamento sobre os empréstimos captados pela Companhia são apresentadas nas notas explicativas 14 (Empréstimos e financiamentos) e 15 (Debêntures).



49

A Companhia tem obtido recursos a partir da sua atividade comercial e do mercado financeiro, destinando-os principalmente ao seu programa de investimentos e à administração de seu caixa para capital de giro e compromissos financeiros. A gestão dos investimentos financeiros tem foco em instrumentos de curto prazo, de modo a promover máxima liquidez e fazer frente aos desembolsos. A geração de caixa da Companhia e sua pouca volatilidade nos recebimentos e obrigações de pagamentos ao longo dos meses do ano, prestam à Companhia estabilidade nos seus fluxos, reduzindo o seu risco de liquidez. A Companhia busca manter o nível de seu caixa e equivalentes de caixa e outros investimentos com mercado ativo em um montante superior às saídas de caixa para liquidação de endividamento para os próximos 12 meses. O índice de disponibilidade por dívida de curto prazo era de 6,1 em 30 de setembro de 2018 (5,3 em 31 de dezembro de 2017).

Exposição ao risco de liquidez A seguir, estão os vencimentos contratuais de passivos financeiros na data da demonstração financeira. Esses valores são brutos e não descontados, e incluem pagamentos de juros contratuais e excluem o impacto dos acordos de compensação: 30/09/2018

Valor contábil

2 meses ou

menos 2-12

meses 1-2 anos 2-5 anos Mais que 5

anos Passivos financeiros não derivativos Empréstimos bancários com garantia 1.473.800 11.881 15.688 375.025 982.878 88.328

Subtotal - Empréstimos e Financiamentos

1.473.800 11.881 15.688 375.025 982.878 88.328

Títulos de dívida emitidos sem garantida (Debêntures) 1.606.866 31.043 70.936 106.361 1.263.195 135.331

Subtotal - Debêntures

1.606.866 31.043 70.936 106.361 1.263.195 135.331

Empréstimos bancários sem garantia 848.063 1.131 33.946 (43.779) 31.934 824.831

Subtotal - Demais passivos financeiros não derivativos

848.063 1.131 33.946 (43.779) 31.934 824.831

Fornecedores 674.086 651.306 22.780 - - - Total 4.602.815 695.361 143.350 437.607 2.278.007 1.048.490 Passivos financeiros derivativos Swaps de taxas de juros utilizados para hedging 98.334 (2.364) (24.513) (10.164) 135.376 - Total 98.334 (2.364) (24.513) (10.164) 135.376 -

Os fluxos de entradas/(saídas), divulgados na tabela acima, representam os fluxos de caixa contratuais não descontados relacionados aos passivos financeiros derivativos mantidos para fins de gerenciamento de risco e que normalmente não são encerrados antes do vencimento contratual. A divulgação apresenta os montantes dos fluxos de caixa líquidos para derivativos que são liquidados em caixa com base em sua exposição líquida e fluxos de caixa bruto de entradas e saídas para os derivativos que têm liquidação simultânea bruta.



50

Adicionalmente, conforme divulgado nas notas explicativas 14 e 15, a Companhia possui operações financeiras com cláusulas contratuais restritivas (covenants). O não cumprimento futuro desta cláusula contratual restritiva pode exigir que a Companhia liquide a dívida antes da data prevista. Estas cláusulas contratuais restritivas são monitoradas regularmente pela diretoria financeira e reportada periodicamente para a Administração para garantir que o contrato esteja sendo cumprido. Não gerando qualquer expectativa futura de que as condições acordadas não sejam cumpridas pela Companhia.

(iii) Riscos de mercado Risco de mercado é o risco de que alterações nos preços de mercado - tais como taxas de câmbio, taxas de juros e preços de ações - irão afetar os ganhos da Companhia ou o valor de seus instrumentos financeiros, compreendendo ainda os limitadores de endividamento definidos em contratos, cujo descumprimento pode implicar em vencimento antecipado, conforme descritos a diante desta nota explicativa. O objetivo do gerenciamento de risco de mercado é gerenciar e controlar as exposições a riscos de mercado, dentro de parâmetros aceitáveis, e ao mesmo tempo otimizar o retorno. A Companhia utiliza derivativos para gerenciar riscos de mercado. Todas essas operações são conduzidas dentro das orientações estabelecidas pelo Comitê de Gerenciamento de Risco. Geralmente, a Companhia busca aplicar contabilidade de Swap para gerenciar a volatilidade no resultado.

(iv) Risco de taxa de câmbio Este risco é oriundo da possibilidade da Companhia vir a incorrer em perdas por conta das flutuações no câmbio. Atualmente a exposição ao câmbio é de 24,7% (22,21 % em 2017), de sua dívida (respectivo a empréstimos e financiamentos, credores financeiros de recuperação judicial e AVP de credores financeiros em moeda estrangeira) conforme demonstrado a seguir:

Indexador R$ MM Custo médio

(a.a.)

Prazo final médio

(mês/ano) Prazo médio

(em anos) Part. (%) Libor semestral 31 3,6% abr/24 5,6 0,8% Libor trimestral 1.121 2,8% jan/22 1,3 29,3% Pré-fixado 45 6,2% abr/24 5,5 1,2% Moeda estrangeira 1.197 2,9% mar/22 4,8 31,3% CDI 1.291 3,9% dez/22 4,2 33,7% Pré-fixado 503 10,3% ago/32 12,0 13,2% RGR 4 6,0% abr/22 1,8 0,1% IGP-M 260 11,1% set/34 15,3 6,8% FINISA 34 6,0% jun/27 4,5 0,9% IPCA 538 12,3% mai/22 3,3 14,1%

Moeda nacional

2.630 7,6% nov/25 6,2 68,8% Total 3.827 6,1% out/24 5,8 100%

A Companhia monitora continuamente as taxas de câmbio e de juros de mercado com o objetivo de avaliar a eventual necessidade da contratação de derivativos para se proteger contra o risco de volatilidade dessas taxas.



51

A Companhia possui duas dívidas em moeda estrangeira, sendo que uma delas, que representa 93,7% da exposição cambial, possui SWAP para proteção contra as oscilações de câmbio. E a outra que possui uma Caução para proteção contra as oscilações de câmbio, tem baixa representatividade no endividamento global da Companhia e é derivada de seu contrato com a Secretaria do Tesouro Nacional - STN. A sensibilidade da dívida foi demonstrada em cinco cenários, em conformidade com a Instrução nº 475 da CVM, um cenário com taxas reais verificadas em 31 de dezembro de 2017 (Cenário Provável); mais dois cenários com apreciação de 25% (Cenário II) e 50% (Cenário III) da cotação da moeda estrangeira considerada. Incluímos ainda mais dois cenários com o efeito inverso ao determinado na instrução para demonstrar os efeitos com a redução de 25% (Cenário IV) e 50% (Cenário V). A moeda utilizada na análise de sensibilidade e os seus respectivos cenários estão demonstrados a seguir: Risco do fluxo de caixa associado à variação cambial

Operação Risco

Saldo em R$

(exposição)

Cenário

Provável Cenário II

+25% Cenário III

+50% Cenário IV

-25% Cenário V

-50% Passivos financeiros Empréstimos, financiamentos USD 1.196.188 (944.784) (1.243.831) (1.542.878) (645.737) (346.691) Impacto no resultado (83.733) 215.314 517.351 (382.780) (681.827) Referência para passivos financeiros

Taxa em 30/09/2018 +25%

+50% -25% -50%

Dólar USD/R$ (12 meses) 4,00 5,00 6,00 3,00 2,00 Fonte: Santander

(v) Risco de vencimento antecipado A Companhia possui contratos de empréstimos, financiamentos e debêntures com covenants que, em geral, requerem a manutenção de índices econômico-financeiros em determinados níveis. O descumprimento desses índices pode implicar em vencimento antecipado das dívidas. A Administração acompanha suas posições, bem como projeta seu endividamento futuro para atuar preventivamente aos limites de endividamento mencionados nas notas explicativas 14 (Empréstimos e financiamentos) e 15 (Debêntures). Em consideração aos contratos sujeitos à Recuperação Judicial, a novação dos créditos incitou a suspensão de cláusulas contratuais de vencimento antecipado e de covenants financeiros e não financeiros, salvo quando acordado entre as partes.

(vi) Risco de taxa de juros As variações das taxas de juros da economia afetam tanto os ativos quanto os passivos financeiros da Companhia. A seguir são demonstrados os impactos dessas variações na rentabilidade dos investimentos financeiros e no endividamento em moeda nacional da Companhia. A sensibilidade dos ativos e passivos financeiros da Companhia foi demonstrada em cinco cenários.



52

Apresentamos em conformidade com a Instrução nº 475 da CVM, um cenário com taxas reais verificadas em 30 de setembro de 2018 (Cenário Provável) mais dois cenários com apreciação de 25% (Cenário II) e 50% (Cenário III) dos indexadores.

Incluímos, ainda, mais dois cenários com o efeito inverso ao determinado na instrução para demonstrar os efeitos com a redução de 25% (Cenário IV) e 50% (Cenário V) desses indexadores.

Risco do fluxo de caixa ou valor justo associado à

taxa de juros (R$ Mil)

Impacto no resultado

Operação Risco

Saldo em R$

(exposição) Cenário

Provável

Cenário II

+25% Cenário III

+50% Cenário IV

-25% Cenário V

-50% Ativos financeiros Aplicações financeiras CDI 794.570 853.924 867.750 881.502 840.099 826.273 Impacto no resultado 59.354 73.180 86.932 45.529 31.703 Passivos financeiros Empréstimos, financiamentos e debêntures CDI (1.291.496) (78.198) (100.638) (123.078) (55.758) (33.318) IGP-M (260.250) (11.981) (15.510) (19.038) (8.453) (4.924) IPCA (538.323) (22.262) (28.122) (33.982) (16.402) (10.542) Total de passivos financeiros (2.090.069) (112.441) (144.270) (176.098) (80.613) (48.784) Impacto no resultado (135.881) (167.767) (199.509) (104.019) (72.208) Efeito líquido no resultado (76.526) (94.587) (112.577) (58.490) (40.505)

Referência para ativos e passivos financeiros

Taxa em 30/09/2018 +25% +50% -25% -50%

CDI (% 12 meses) 6,65 9,34 11,20 5,60 3,73 SELIC (% 12 meses) 6,66 9,58 11,50 5,75 3,83 TJLP (% 12 meses) 6,73 8,25 9,90 4,95 3,30 IGP-M (% 12 meses) 10,04 7,17 8,60 4,30 2,87 IPCA (%12 meses) 3,34 5,69 6,83 3,41 2,28

Fonte: Santander

(vii) Risco de escassez de energia O Sistema Elétrico Brasileiro é abastecido predominantemente pela geração hidrelétrica. Um período prolongado de escassez de chuva, durante a estação úmida, reduzirá o volume de água nos reservatórios dessas usinas, trazendo como consequência o aumento no custo na aquisição de energia no mercado de curto prazo e na elevação dos valores de Encargos de Sistema em decorrência do despacho das usinas termelétricas. Em uma situação extrema poderá ser adotado um programa de racionamento, que implicaria em redução de receita. Com a finalidade de incentivar o uso racional da energia, o governo através do Decreto nº 8.401/2015, criou a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias (conta bandeiras) no sentido de sinalizar a situação hidrológica do país, contendo assim o consumo de energia de forma não racional.

(viii) Risco da revisão e do reajuste das tarifas de fornecimento Os Processos de Revisão e Reajuste Tarifários são garantidos por contrato e empregam metodologias previamente definidas. Alterações na metodologia vigente devem ser amplamente discutidas e contarão com contribuições da Companhia, concessionárias e demais agentes do Setor. Em caso de evento imprevisível que venha a afetar o equilíbrio econômico-financeiro da



53

concessão, poderá a Companhia justificar e requerer ao regulador a abertura de uma Revisão Tarifária Extraordinária, ficando a realização desta a critério do regulador. A própria ANEEL também poderá proceder com Revisões Extraordinárias caso haja criação, alteração ou exclusão de encargos e/ou tributos, para seu repasse às tarifas.

26.6 Gestão do capital A política da Administração da Companhia é manter uma base sólida de capital para manter a confiança do investidor, dos credores e do mercado e o desenvolvimento futuro do negócio. A Administração monitora o retorno de capital e também o nível de dividendos para os acionistas. A Administração procura manter um equilíbrio entre os mais altos retornos possíveis com níveis adequados de alavancagem e as vantagens e a segurança proporcionada por uma posição de capital saudável, estabelecendo e acompanhando as diretrizes dos níveis de endividamento e liquidez, assim como as condições de custo e prazo dos financiamentos contratados. O gerenciamento do capital está baseado no acompanhamento de três indicadores financeiros, estabelecendo os limites máximos que não comprometem as operações da Companhia:

Dívida líquida / EBITDA

Dívida líquida / (dívida líquida + patrimônio líquido)

Dívida de curto prazo / dívida total

No período findo em 30 de setembro de 2018, a Companhia atingiu níveis esperados dos indicadores mencionados acima.

27 Compromissos Os compromissos relacionados a contratos de longo prazo com a compra de energia são os seguintes: Vigência 2018 2019 2020 Após 2020 * Energia contratada (R$) 2018 a 2032 582.197 2.518.243 2.709.447 55.746.767 Energia contratada (MhW) 2018 a 2032 2.993.503 11.531.898 12.030.913 183.794.516

(*) estimado 12 anos após 2020.

Os valores relativos aos contratos de compra de energia, cuja vigência varia de 6 a 30 anos, representam o volume total contratado pelo preço atualizado de acordo com a cláusula do CCEAR, e foram homologados pela ANEEL.

28 Seguros A Companhia mantém apólices de seguros, por montantes considerados suficientes, para cobrir prejuízos causados por eventuais sinistros em seu patrimônio, bem como por reparações em que seja civilmente responsável por danos involuntários, materiais e/ou corporais causados a terceiros decorrentes de suas operações, considerando a natureza de sua atividade. Os seguros da Companhia são contratados conforme os preceitos de gerenciamento de riscos e seguros geralmente empregados por empresas de distribuição de energia elétrica. As premissas de risco adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma revisão das informações financeiras, consequentemente, não foram analisadas pelos nossos auditores independentes.



54

A especificação por modalidade de risco e data de vigência dos principais seguros, de acordo com as apólices de seguros contratadas pela Companhia estão demonstrados a seguir:

Riscos Vencimento das apólices

Importância segurada

Riscos operacionais 31/12/2018 327.359 Responsabilidade civil geral - operações 31/12/2018 7.000 Seguro garantia judicial (a) 211.902 Seguro garantia leilão de energia (b) 143 Automóvel 31/12/2018 (c)

(a) Apólices vigentes até 2023.

(b) Apólices vigentes até 2019.

(c) 60 veículos próprios segurados.

A Companhia adota a política de contratar cobertura de seguros para os bens sujeitos aos riscos por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais sinistros, considerando a natureza de sua atividade. Os seguros da Companhia são contratados conforme os preceitos de gerenciamento de riscos e seguros geralmente empregados por empresas de distribuição de energia elétrica. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de um exame de informações trimestrais e, consequentemente, não foram revisadas pelos nossos auditores independentes.

29 Eventos subsequentes Em 07 de novembro de 2018, a Companhia em sua assembleia geral extraordinária, elegeu como presidente o Marcos Antônio Souza de Almeida.

Conselho de Administração

Armando de Souza Nascimento

Augusto Miranda da Paz Júnior

Carlos Augusto Leone Piani

Eduardo Haiama

Firmino Ferreira Sampaio Neto

José Jorge de Vasconcelos Lima



55

Conselho Fiscal

Paulo Roberto Franceschi

Saulo Tarso Alves de Lara

Vanderlei Dominguez da Rosa

Rogério Cesar Neves Aranha

Diretoria Executiva

Raimundo Nonato Alencar de Castro Diretor Presidente

Fábio Baldez Machado Gomes

Diretor de Relações com Investidores

Carla Ferreira Medrado Diretora

Chrysthyan Gonçalves de Almeida

Diretor

Humberto Soares Filho Diretor

Leonardo da Silva Lucas Tavares de Lima

Diretor

Marcos Antônio Souza de Almeida Diretor

Tinn Freire Amado

Diretor

Geovane Ximenes de Lira Gerente de Contabilidade e Tributos

Contador CRC PE 012996-O-3 S-PA

1

4T16 Comentários de desempenho – 3T18

Brasília, 08 de novembro de 2018 - A Equatorial Energia S.A. (BM&FBOVESPA: EQTL3) anuncia hoje os seus resultados do terceiro trimestre e primeiros nove meses de 2018 (3T18 e 9M18).

Lotes 8, 9 e 12 (SPEs 1, 2 e 3) da Equatorial Transmissão obtêm Licença de Instalação. PDD de Cemar e Celpa representam 0,2% e 1,3% da ROB trimestral, respectivamente.

► O EBITDA Consolidado Ajustado alcançou R$576 milhões, um aumento de 14,6% em relação ao reportado no 3T17.

► O volume total de energia distribuída atingiu 3.812 GWh, com queda de 0,1% no mercado da CEMAR e de 3,1% na CELPA, relativamente

aos volumes do 3T17.

► As perdas totais na CEMAR fecharam o 3T18 em 16,4% da energia injetada, aumento de 0,2 p.p em relação a 2T18. Na CELPA, as perdas

totais encerraram o 3T18 em 27,5% da energia injetada.

► Na CELPA, os indicadores de qualidade DEC e FEC encerraram o 3T18 em 24,2 horas e 15,6 vezes. Na CEMAR, os índices DEC e FEC

encerraram o período em 14,3 horas e 7,5 vezes.

► No 3T18, os investimentos consolidados da Equatorial totalizaram R$506 milhões, 74% maiores do que os investimentos realizados no

3T17, principalmente em virtude dos investimentos em Transmissão, que somaram R$ 193 milhões no trimestre.

► Em 17 de outubro, a Equatorial Energia concluiu a operação para aquisição do controle acionário da CEPISA, ficando com 89,94% de

participação na companhia. Na mesma data, realizou aporte de capital de R$ 721 milhões na companhia e deve passar a consolidar seus

números a partir do 4T18.

► Em 27 de setembro, a Equatorial sagrou-se vencedora do leilão da participação de 49% do capital da Intesa. A conclusão da operação

depende de aprovação da ANEEL e do CADE.

► Desde o 1T18, por força do IFRS, as compensações pagas aos consumidores por descumprimentos dos indicadores individuais de

qualidade, DIC, FIC, DMIC e Nível de Tensão foram transferidas para Deduções da Receita, afetando a Receita Operacional Líquida (ROL)

da Companhia. Anteriormente, essas compensações eram contabilizadas dentro do Outros, do PMSO.

Destaques financeiros (R$ MM) 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Receita operacional líquida (ROL) 2.422 2.725 12,5% 6.347 7.470 17,7%

EBITDA ajustado (trimestral) 503 576 14,6% 1.194 1.330 11,3%

Margem EBITDA (%ROL) 20,8% 21,1% 0,4 p.p. 18,8% 17,8% -1,0 p.p.

EBITDA ajustado (últ.12 meses) 1.673 1.851 10,7% 1.673 1.851 10,7%

Lucro líquido ajustado 252 262 3,9% 453 501 10,6%

Margem líquida (%ROL) 10,4% 9,6% -0,8 p.p. 7,1% 6,7% -0,4 p.p.

Lucro l íquido a justado por ação (R$/ação) 1,27 1,32 3,9% 2,28 2,52 10,6%

Investimentos 289 506 74,9% 1.027 1.298 26,3%

Dívida líquida 2.582 3.370 30,5% 2.582 3.370 30,5%

Dívida l íquida/EBITDA a justado (úl t.12 meses) 1,5 1,8 0,28 x 1,5 1,8 0,28 x

Disponibi l idade / Dívida de curto prazo 2,3 2,5 0,1 x 2,3 2,5 0,1 x

Dados operacionais 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Energia distribuída (GWh)

CEMAR 1.602 1.601 -0,1% 4.486 4.583 2,2%

CELPA 2.281 2.211 -3,1% 6.410 6.391 -0,3%

N° de consumidores (Mil)

CEMAR 2.419 2.474 2,3% 2.419 2.474 2,3%

CELPA 2.558 2.626 2,7% 2.558 2.626 2,7%

2


1. DESTAQUES FINANCEIROS E OPERACIONAIS ............................................................................................................................. 1

2. COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA .......................................................................................................................................................... 3

3. EQUATORIAL TRANSMISSÃO ...................................................................................................................................................... 4

4. DESEMPENHO OPERACIONAL .................................................................................................................................................. 56

5. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO ........................................................................................................................... 1213

6. ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOS ........................................................................................................................................ 32

7. ENDIVIDAMENTO ..................................................................................................................................................................... 34

8. INVESTIMENTOS ....................................................................................................................................................................... 37

9. MERCADO DE CAPITAIS ............................................................................................................................................................ 39

10. SERVIÇOS PRESTADOS PELO AUDITOR INDEPENDENTE ......................................................................................................... 44

11. EVENTOS DE DIVULGAÇÃO ..................................................................................................................................................... 44

ANEXO 1 – DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADO DO PERÍODO (R$MM) .......................................................................................... 46

ANEXO 2 – DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADO POR EMPRESA (R$MM) ....................................................................................... 51

ANEXO 3 – BALANÇO PATRIMONIAL (R$MM) .............................................................................................................................. 52

3


2. Composição Acionária

As informações constantes desta seção são pró-forma e refletem a composição acionária atual, conforme consta

na data de divulgação destes comentários de desempenho. Esta posição reflete um acompanhamento gerencial da

Companhia.

4


3. Equatorial Transmissão

Atualmente, a Equatorial Transmissão possui 8 lotes de transmissão em estágio pré operacional e 51% de

participação na Intesa, linha operacional.

Em leilão realizado em 27 de setembro, a Equatorial sagrou-se vencedora para aquisição da participação

remanescente de 49% no capital social da Intesa. Os números da Intesa só passarão a ser consolidados na

Companhia após a conclusão da operação.

3.1 Resumo dos lotes

3.2 Breakdown das RAPs

Os lotes 23 e 31 (SPEs 07 e 08) possuem RAPs parciais que, uma vez concluídas, ainda que antes da conclusão

integral dos lotes, já são elegíveis à reconhecimento de receita.

3.3 Licenças Ambientais e Evolução da Construção

Em novembro de 2018, os lotes 8, 9 e 12 (Bloco 2) obtiveram Licença de Instalação do IBAMA, o que já possibilita

o início da fase de construção.

Já foram iniciadas as obras civis dos lotes 23 e 31 (Blocos 1 e 4). Abaixo, demonstramos a evolução percentual da

implantação das linhas de transmissão e destaques das subestações, na posição de 30 de setembro de 2018.

Trechos do Lote 23 - SPE 07 % RAP

LT 500 kV Vila do Conde - Marituba e SE Marituba 60,6% 59

2 trechos de LT, LTs 230 kV Guamá-Utinga 6,8% 7

Subestação de Marituba 19,0% 18

LT 230 kV Marituba - Castanhal 13,7% 13

RAP Total 100,0% 97

Lote 31 – SPE 08 % RAP

LT 230 kV Transamazônica - Tapajós, SE Tapajós 58,0% 78

SE Rurópolis, Compensador Síncrono 13,4% 18

LT 230 kV Xingu - Altamira 9,6% 13

LT 230 kV Altamira - Transamazônica 19,0% 26

RAP Total 135

Lote Estado kmNº de

subestações

Capex

Regulatório

Status do

LicenciamentoObras Civis RAP

Lote 23 PA 125 2 462 LI Parcial Iniciadas 97

Lote 08 BA 251 482 LI Emitida 84

Lote 09 BA 213 1 505 LI Emitida 76

Lote 12 BA/PI 380 593 LI Emitida 111

Lote 14 BA/MG 594 1 1.148 LP Emitida 201

Lote 15 BA/MG 257 469 LP Emitida 93

Lote 16 MG 330 546 LP Emitida 115

Lote 31 PA 436 3 719 LI Emitida Iniciadas 135

Estado kmNº de

subestações

Início da

OperaçãoFim do Contrato RAP (51%)

INTESA TO/GO 695 5 mai/08 abr/36 75

TOTAL 3.281 12 987

LP = Li cença Prévia ; LI = Li cença de Ins ta lação

ATIVOS OPERACIONAIS

INTESA

PROJETOS

BLOCO 1

BLOCO 2

BLOCO 3

BLOCO 4

5


Limpeza de Faixa

Fundações Montagem das Torres

Lote 23 - SPE 07

LT Vila do Conde - Marituba 44% 1% 0%

Lote 31 - SPE 08

LT Xingú - Altamira 86% 65% 23%

LT Altamira - Transamazônica 57% 39% 0%

LT Transamazônica - Tapajós 38% 1% 0%

SPE 07 – Lote 23

Subestação Marituba:

Dentro da Subestação de Marituba, há 3 setores, um para cada nível de tensão, 69, 230 e 500 kV. A terraplanagem

dos setores de 69 e 230 kV está concluída; a do setor de 500 kV está em 95%.

Fundações dos setores de 69 e 230 kV iniciadas.

Subestação Vila do Conde:

Terraplanagem concluída, fundações de equipamentos, pórticos e casa de comando iniciadas.

SPE 08 – Lote 31

Subestação Tapajós:

Terraplanagem concluída, fundações de equipamentos, pórticos e casa de comando iniciadas.

Subestação Rurópolis:

Compensador síncrono embarcado em Belém.

Fase final das obras civis da casa de comando, início do lançamento de cabos de controle e montagem do

transformador.

Subestação Transamazônica:

Terraplanagem 80% concluída.

Subestação Altamira:

Fundações concluídas, montagem de equipamentos em andamento. Casa de comando em 70%.

4. Desempenho Operacional

6


As informações operacionais constantes desta seção são pró-forma e refletem 100% das operações da CEMAR e

100% das operações da CELPA.

4.1 Vendas de Energia Elétrica

CEMAR

No 3T18, o consumo de energia dos mercados cativo e livre apresentou uma redução de 0,1% em relação ao mesmo

período do ano anterior, atingindo 1.600 GWh. O resultado negativo apurado ocorre principalmente em função das

quedas nas classes Residencial (-0,4%), Industrial (-4,0%) e Comercial (-1,5%), que somadas contraíram em 12,7

GWh no 3T18. Assim, apesar do incremento resultante das classes Rural e Serviço Público (+10,7 GWh), o volume

de vendas na Cemar no 3T18 apresenta uma redução de 2,5 GWh.

Vendas por classe de consumo:

� Residencial: O consumo da classe residencial (51% do total de vendas da CEMAR), caiu 0,4% em relação ao

3T17, representando uma queda de 3,2 GWh, apesar do acrécimo de 60 mil clientes no 3T18. Assim, verifica-

se que o consumo médio residencial reduziu-se 3,1% quando comparado ao mesmo período do ano passado.

� Industrial: O consumo de energia da classe industrial (7% do total de vendas da CEMAR) reduziu-se em 4% no

3T18 em comparação ao 3T17, impactando negativamente em 4,7 GWh. A quantidade de clientes teve um

efeito negativo de 5,8 GWh, enquanto que o consumo médio contribuiu positivamente com 1,1 GWh. Esse

comportamento é explicado principalmente pela queda de consumo na indústria cimenteira (-26%) e pela

indústria emagadora de soja, que contraiu-se em torno de 10% no 3T18. Desconsiderando o efeito do

desligamento, em janeiro de 2018, de um grande consumidor do segmento de cimento, a classe industrial

cresceria 3,4% (+8,6 GWh) no 3T18.

� Comercial: No 3T18, o consumo da classe comercial (20% do total de vendas da CEMAR) apresentou queda de

1,5%, refletindo uma redução de 4,8 GWh no trimestre, em consequência da redução do número de clientes (-

4,0%), tendo sido parcialmente compensada pelo aumento no consumo médio da classe (+2,6%).

� Outros: O consumo de outras classes - rural, poder público, iluminação pública, serviço público e consumo

próprio (22% do total de vendas da CEMAR) apresentou crescimento de 2,9 % com relação ao 3T17 e impactou

positivamente em 10,1 GWh no volume total de energia no 3T18. A quantidade de clientes e o consumo médio

apresentaram incrementos de 4,3 GWh, e 5,8 GWh, respectivamente.

7


CELPA

No 3T18, a venda de energia para os mercados cativo e livre caiu 3,1% em relação ao mesmo trimestre do ano

anterior, atingindo 2.211 GWh. Este resultado negativo é decorrente principalmente: i) das condições climáticas

atípicas no trimestre: elevada pluviometria (+172%) e queda de 0,6°C da temperatura média máxima, e; ii) aumento

do nível de perdas de energia no trimestre.

Vendas por classe de consumo:

� Residencial: O consumo da classe residencial (42% do volume total de vendas da CELPA) apresentou queda de

7,1% em relação ao mesmo período do ano anterior, influenciado tanto pelas condições climáticas

desfavoráveis quanto pelo aumento no percentual de perdas. O consumo médio do período foi impactado pelos

mesmos fatores e apresentou redução de 9,6% apesar do crescimento do número de consumidores residenciais

no período, de 2,8%;

� Industrial: As vendas à classe industrial, mercados cativo e livre (18% do volume total de vendas da CELPA),

apresentaram crescimento de apenas 0,1% no 3T18 devido ao desempenho negativo dos setores de siderurgia

(-8,5%) e de fabricação de minerais não metálicos (-18,5%), responsáveis por 30% do consumo da classe.

Adicionalmente, o número de clientes industriais apresentou evolução de 0,9% no 3T18;

� Comercial: a segunda maior classe de consumo (22% do volume total de vendas da CELPA) apresentou queda

de 2,4% nas vendas, mercados cativo e livre, no 3T18 em comparação ao mesmo período do ano anterior,

influenciada pelas condições climáticas desfavoráveis ao consumo de energia e pela base elevada de

comparação do mesmo período de 2017. Os ramos de Serviços e Comércio Varejista, que juntos são

responsáveis por 57% do consumo da classe, apresentaram queda de 11,0% e 0,5%, respectivamente.

Adicionalmente, houve redução de 2,3% no número de clientes comerciais no 3T18;

� Outros: Nas demais classes (cativo + livre), houve um crescimento no consumo de energia de 3,1% em relação

ao 3T17, impulsionado principalmente pelo crescimento das classes Rural e Iluminação Pública, que juntas

representam 51% da classe Outros. O número de clientes das demais classes evoluiu 5,7% no 3T18;

8


Classes de consumo (MWh) 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

CEMAR

Residencial 814.851 811.631 -0,4% 2.300.950 2.357.022 2,4%

Industrial 74.835 65.121 -13,0% 203.441 187.237 -8,0%

Comercial 277.508 263.179 -5,2% 811.680 764.914 -5,8%

Outros 347.593 357.727 2,9% 952.572 996.905 4,7%

Total (cativo) 1.514.787 1.497.657 -1,1% 4.268.643 4.306.078 0,9%

Industrial 43.020 48.078 11,8% 118.945 121.265 2,0%

Comercial 41.829 51.320 22,7% 94.431 146.355 55,0%

Outros 2.523 2.564 1,6% 3.997 4.192 4,9%

Consumidores livres 87.372 101.962 16,7% 217.373 271.813 25,0%

Energia de Conexão - outras Distribuidoras 2.343 1.264 -46,0% 7.519 4.834 -35,7%

Total Distribuída - CEMAR* 1.602.158 1.600.884 -0,1% 4.486.016 4.582.724 2,2%

(*) Inclui mercados cativo, livre, uso distribuidora e consumo próprio

CELPA

Residencial 1.004.581 933.720 -7,1% 2.771.602 2.733.421 -1,4%

Industrial 156.914 150.321 -4,2% 469.576 416.293 -11,3%

Comercial 420.491 394.630 -6,2% 1.196.019 1.131.772 -5,4%

Outros 390.967 403.029 3,1% 1.123.421 1.161.695 3,4%

Total (cativo) 1.972.952 1.881.700 -4,6% 5.560.619 5.443.181 -2,1%

Industrial 236.921 243.810 2,9% 662.716 704.695 6,3%

Comercial 69.083 83.429 20,8% 181.285 237.068 30,8%

Outros 2.093 2.074 -0,9% 5.782 6.114 5,7%

Consumidores livres 308.097 329.313 6,9% 849.783 947.877 11,5%

Total (cativo + livres) - CELPA 2.281.049 2.211.013 -3,1% 6.410.402 6.391.059 -0,3%

Total (cativo + livres) - Equatorial 3.883.207 3.811.897 -1,8% 10.896.417 10.973.783 0,7%

Número de consumidores 3T17 3T18 Var.

CEMAR

Residencial - convencional 1.321.978 1.477.303 11,7%

Residencial - baixa renda 841.507 746.417 -11,3%

Industrial 8.193 7.784 -5,0%

Comercial 155.959 149.664 -4,0%

Outros 91.307 92.445 1,2%

Total CEMAR 2.418.944 2.473.613 2,3%

CELPA

Residencial - convencional 1.602.156 1.682.961 5,0%

Residencial - baixa renda 590.395 571.671 -3,2%

Industrial 3.967 4.001 0,9%

Comercial 180.029 175.850 -2,3%

Outros 181.499 191.762 5,7%

Total CELPA 2.558.046 2.626.245 2,7%

Total Equatorial 4.976.990 5.099.858 2,5%

9


4.2 Balanço Energético

CEMAR

O volume de energia injetada pelo sistema da CEMAR alcançou 1.968 GWh no 3T18, apresentando um crescimento

de cerca de 0,6% em relação ao mesmo período do ano anterior. Se desconsiderarmos o efeito do desligamento,

desde janeiro de 2018, de um cliente da indústria cimenteira, esse crescimento seria de cerca de 1,1%. O volume

de energia distribuída apresentou redução de 0,2% em relação ao 3T17.

CELPA

O volume de energia injetada pelo sistema da CELPA alcançou 3.125 GWh no 3T18, apresentando uma queda de

1,6% em relação ao mesmo período do ano anterior. Já o volume de energia distribuída atingiu 2.211 GWh no 3º

trimestre, apresentando queda de 3,1%, em relação ao 3T17.

Bal. energético (MWh) - CELPA 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Sistema interligado 3.076.741 3.024.188 -1,7% 8.647.135 8.615.528 -0,4%

Sistema isolado 97.391 100.470 3,2% 280.453 279.805 -0,2%

Energia injetada 3.174.132 3.124.658 -1,6% 8.927.587 8.895.333 -0,4%

Energia distribuída* 2.281.049 2.211.013 -3,1% 6.410.402 6.391.059 -0,3%

Perdas totais 893.083 913.645 2,3% 2.517.186 2.504.275 -0,5%

Bal. energético (MWh) - CEMAR 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Sistema interligado 1.955.282 1.967.897 0,6% 5.496.258 5.532.750 0,7%

Energia injetada 1.955.282 1.967.897 0,6% 5.496.258 5.532.750 0,7%

Energia distribuída* 1.602.158 1.599.619 -0,2% 4.486.015 4.577.891 2,0%

Energia de conexão com outras distribuidoras 2.343 1.264 -46,0% 7.519 4.834 -35,7%

Perdas totais 350.780 367.013 4,6% 1.002.724 950.026 -5,3%

10


4.3 Perdas na Distribuição de Energia

CEMAR

As perdas totais dos últimos 12 meses encerrados no 3T18 representaram 16,4% da energia injetada, aumento de

0,2 p.p. em relação ao 2T18. As perdas não-técnicas sobre o mercado de baixa tensão encerraram o 3T18 em 6,6%,

0,3 p.p. acima do valor do 2T18. Para efeito do cálculo do percentual de perdas não técnicas, o percentual de perdas

técnicas deduzido do total de perdas é aquele aprovado pela ANEEL na última Revisão Tarifária da Companhia, de

12,06%.

No 3T18, ocorreu a redução da meta regulatória de perdas não-técnicas sobre o mercado de baixa tensão de 10,3%

para 9,8% conforme definido na última revisão trarifária. Apesar da queda no percentual regulatório e da elevada

complexidade da área de concessão (4ª mais complexa do Brasil, segundo ranking da ANEEL), a Cemar manteve seu

índice abaixo da meta regulatória.

CELPA

As perdas totais dos últimos 12 meses encerrados no 3T18 representaram 27,5% da energia injetada, aumento de

0,3 p.p. em relação ao valor observado no 2T18. As perdas não-técnicas sobre o mercado de baixa tensão atingiram

35,8% no 3T18, 0,9 p.p. acima do valor do 2T18. Para efeito do cálculo do percentual de perdas não técnicas, o

percentual de perdas técnicas deduzido do total de perdas é aquele aprovado pela ANEEL na última Revisão

Tarifária da Companhia, de 10,15%. O valor regulatório de perdas totais sobre a energia injetada caiu de 26,9% para

26,8% no último Reajuste Tarifário da Celpa. O valor da meta regulatória de perdas não técnicas sobre o mercado

de baixa tensão permanece em 34,0%.

Perdas não-técnicas sobre mercado de baixa tensão

(últimos 12 meses)

Perdas totais sobre energia injetada

(últimos 12 meses)

Perdas não-técnicas sobre mercado de baixa tensão

(últimos 12 meses) Perdas totais sobre energia injetada

(últimos 12 meses)

11


4.4 Indicadores de qualidade – DEC e FEC

O nível da qualidade e da eficiência do sistema de distribuição é medido pelos índices de DEC (Duração Equivalente

de Interrupção por Unidade Consumidora, que mede a duração média das interrupções, em horas por cliente por

período) e FEC (Frequência Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora, que mede a frequência das

interrupções, em número de interrupções por cliente por período).

CEMAR

Ao final do 3T18, o DEC (acumulado dos últimos 12 meses) alcançou 14,3 horas, um aumento de 1,2% em relação

às 14,1 horas verificadas ao final do 2T18. O indicador FEC (acumulado dos últimos 12 meses) do final do 3T18 foi

de 7,5 vezes, mantendo o valor em relação ao fechamento do último trimestre. Como é possível observar nos

gráficos abaixo, ambos os indicadores estão substancialmente abaixo das metas determinadas pela ANEEL. Em 2017, a CEMAR foi a segunda colocada no ranking de qualidade das distribuidoras de energia com mais de 400 mil consumidores, apurado pela ANEEL.

CELPA

Ao final do 3T18, o DEC acumulado dos últimos 12 meses alcançou 24,2 horas, uma redução de 4,63% em relação às

25,4 horas verificadas ao final do 2T18. O indicador FEC (acumulado dos últimos 12 meses) registrado foi de 15,6

vezes, representando redução de 3,72% em relação ao índice do fechamento do 2T18. Atualmente, ambos os

indicadores encontram-se em níveis inferiores às metas determinadas pela ANEEL na última revisão tarifária da

CELPA.

12


4.5 Energia Contratada

A energia contratada para atender ao mercado no 3T18 totalizou 1.943 GWh na CEMAR e 2.883 GWh na CELPA, o que representa um acréscimo de 10,0% e 8,9% respectivamente em relação ao mesmo trimestre de 2017, em função da entrada de novos contratos com volume maior em relação a 2017. O preço de compra de energia nos leilões para o 3T18 aumentou em 12,1% na CEMAR e 8,9% na CELPA em relação ao mesmo trimestre do ano anterior, devido a:

(i) o início de suprimento de novos contratos em 2018, cujo o preço de aquisição de energia no leilão foi superior à média da carteira anterior;

(ii) atualização dos preços de compra de energia nos contratos anteriores, que deve ser atualizado no mesmo mês do reajuste da distribuidora pelo IPCA (agosto tanto para CEMAR como para CELPA).

Além disso, devido à situação contratual das empresas, houve venda de energia no Mercado de Curto Prazo com o PLD atingindo o teto máximo em julho e agosto/18, reduzindo o custo médio com a energia contratada em 4,3% (Cemar) e 8,9% (Celpa) em relação ao mesmo trimenstre de 2017.

Contratos (MWh) 2018 2019 2020 2021 2022

Fonte hídrica 3.747.413 2.915.894 2.420.663 2.035.103 2.055.870

Fonte térmica 1.215.135 1.982.444 1.877.189 1.872.061 2.028.129

Cotas de garantia física 2.144.239 1.944.272 1.838.338 1.833.315 1.833.315

Outras fontes 667.598 952.635 1.113.655 1.110.613 1.248.655

Total - MWh 7.774.386 7.795.246 7.249.845 6.851.091 7.165.969

Contratos (MWh) 2018 2019 2020 2021 2022

Fonte hídrica 4.862.972 4.679.325 3.980.891 3.970.014 4.000.529

Fonte térmica 2.170.999 2.822.740 2.820.062 2.812.356 3.041.678

Cotas de garantia física 2.736.989 2.573.470 2.438.671 2.432.008 2.432.008

Outras fontes 1.708.730 2.375.728 2.382.236 2.375.728 2.578.562

Total - MWh 11.479.690 12.451.261 11.621.860 11.590.106 12.052.776

CEMAR

CELPA

CEMAR

Custo médio de aquisição de energia* 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Compra de Energi a - Contra tos (R$MM) 261 318 21,7% 748 881 17,8%

MWh Contrata do 1.120.114 1.409.899 25,9% 3.605.930 4.074.724 13,0%

Compra de Energi a - Spot (R$MM) 66 - 100,0% 66 - 100,0%

MWh - Spot 137.438 - 100,0% 137.438 - 100,0%

Venda de Energia - Spot (R$MM) - (19) N/A (10) (42) 335,2%

MWh - Spot - (38.050) N/A (133.687) (211.477) 58,2%

Cota s de Gara ntia Fís ica (R$ MM) 37 50 34,7% 109 136 24,2%

MWh - Cota s 646.860 534.095 -17,4% 1.793.053 1.521.775 -15,1%

Custo médio de compra de energia (R$ / MWh) 191,4 183,1 -4,3% 169,1 181,0 7,0%

* Líquida de PIS/COFINS

CELPA

Custo médio de aquisição de energia* 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Compra de Energi a - Contra tos (R$MM) 417 488 17,0% 1.152 1.333 15,8%

MWh Contrata do 1.799.441 2.184.251 21,4% 5.672.094 6.279.831 10,7%

Compra de Energi a - Spot (R$MM) 85 - 100,0% 85 - 100,0%

MWh - Spot 182.773 (128.208) 170,1% 182.773 (426.088) 333,1%

Venda de Energia (venda) - Spot (R$MM) - (64) N/A (18) (98) 459,7%

MWh - Spot - - N/A (231.285) - -100,0%

Cota s de Gara ntia Fís ica (R$ MM) 49 65 32,0% 145 179 23,7%

MWh - Cota s 847.976 699.186 -17,5% 2.365.231 2.000.169 -15,4%

Custo médio de compra de energia (R$ / MWh) 194,6 177,2 -8,9% 170,7 180,0 5,5%

* Líquida de PIS/COFINS

13


5. Desempenho Econômico-Financeiro

As informações constantes desta seção refletem: i) 100% das operações da CEMAR, excluindo 34,89% dos minoritários

antes do Lucro Líquido, resultando na participação de 65,11%, ii) 100,0% das operações da CELPA, excluindo 3,50%

dos minoritários antes do Lucro Líquido, resultando na participação de 96,50%, iii) 100% das operações da 55 Soluções,

e iv) 100% da Equatorial Transmissão.

Em conformidade com as práticas contábeis adotadas no Brasil, os resultados referentes às participações de 25% na

Geramar e de 51% na Intesa são consolidados na Equatorial apenas através de Equivalência Patrimonial.

5.1 Desempenho Econômico-Financeiro Consolidado

DRE (R$ MM) 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Receita operaciona l bruta (ROB) 3.381 3.777 11,7% 8.858 10.364 17,0%

Receita operaciona l l íquida (ROL) 2.422 2.725 12,5% 6.347 7.470 17,7%

Custo de energia el étri ca (1.451) (1.812) 24,9% (3.993) (5.051) 26,5%

Custo e despesas operaci ona is (399) (357) -10,6% (1.191) (1.185) -0,5%

EBITDA 572 556 -2,8% 1.164 1.234 6,0%

Outras receitas/des pes as operacionai s (18) (10) -43,6% (37) (34) -6,5%

Depreci ação (97) (115) 19,3% (286) (316) 10,6%

Resultado do serviço (EBIT) 475 441 -7,3% 878 917 4,5%

Resultado financeiro (21) (84) 306,4% (134) (255) 90,2%

Amortização de ágio (1) (3) 69,3% (4) (8) 69,3%

Lucro antes da tributação (EBT) 457 380 -17,0% 757 715 -5,6%

IR/CSLL (71) (69) -2,7% (135) (144) 6,9%

Parti cipações mi nori tárias (74) (62) -16,3% (134) (137) 2,3%

Lucro líquido (LL) 312 248 -20,4% 488 434 -11,2%

14


EBITDA Consolidado Equatorial Abaixo, demonstramos a conciliação do EBITDA Consolidado da Equatorial.

Além dos ajustes específicos de CEMAR e CELPA (vide seção de EBITDA de cada uma das distribuidoras nestes

Comentários de Desempenho), o EBITDA Consolidado da Equatorial é também ajustado de forma a excluir as despesas

relacionadas ao programa de opção de compra de ações, no valor de R$ 169 mil neste trimestre, dado que são despesas

meramente contábeis, não havendo qualquer impacto de caixa.

O EBITDA Consolidado ajustado da Equatorial atingiu R$576 milhões no 3T18, um aumento de 14,6% em relação ao

3T17.

Conciliação do EBITDA (R$ milhões) 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Res ultado do Exercício 386 310 -19,6% 622 571 -8,3%

Impostos sobre o Lucro 71 69 -2,7% 135 144 6,9%

Res ultado Financeiro 18 61 237,2% 121 203 67,4%

Depreciação e amortização* 97 115 19,3% 286 316 10,6%

EBITDA societário** 572 556 -2,8% 1.164 1.234 6,0%

* Inclui Amortização do Direi to de Concess ão

**Calculado em conformidade com a Ins trução CVM 527/12

EBITDA consolidado Equatorial 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

EBITDA CEMAR 266 245 -8,0% 559 601 7,4%

EBITDA CELPA 303 298 -1,8% 603 609 1,1%

Diferença PPA CELPA na Consol idação 0 - N/A (0) - -100,0%

EBITDA Holding + outros 3 13 421,9% 2 23 1200,5%

EBITDA Equatorial 572 556 -2,8% 1.164 1.234 6,0%

Ajustes CEMAR (43) 20 -146,8% 9 37 313,1%

Ajustes CELPA (26) (0) -99,5% 18 58 218,5%

Ajuste PPA Celpa (0) - N/A 0 - -100,0%

Ajustes Stock options (EQTL) 0 0 N/A 3 2 -53,4%

EBITDA Equatorial ajustado 503 576 14,6% 1.194 1.330 11,3%

15


Lucro Líquido Consolidado Equatorial

Para o cálculo do Lucro Líquido consolidado da Equatorial, além dos ajustes de EBITDA e Lucro Líquido (vide seção de

lucro líquido de cada uma das distribuidoras nestes comentários de desempenho), também é feito o ajuste

proporcionalmente à participação da Equatorial em cada um das Companhias (65,11% na Cemar e 96,5% na Celpa).

O lucro líquido consolidado ajustado atingiu R$262 milhões no trimestre, aumento de 3,9% em relação ao valor

apresentado no 3T17.

Lucro líquido consolidado Equatorial 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Lucro l íquido CEMAR 120 103 -14,1% 198 231 16,5%

Lucro l íquido CELPA 184 129 -29,9% 239 177 -25,9%

Lucro l íquido Holding + Outros 8 16 105,6% 51 26 -49,1%

Lucro líquido Equatorial 312 248 -20,4% 488 434 -11,2%

Ajustes CEMAR (22) 9 -141,8% (28) 12 -141,7%

Ajustes CELPA (38) 5 -112,2% (9) 54 -685,3%

Ajustes Stock options (EQTL) 0 0 1197,1% 2 1 -53,6%

Lucro líquido Equatorial ajustado 252 262 3,9% 453 501 10,6%

16


5.2 Desempenho Econômico Financeiro – CEMAR

As informações econômico-financeiras constantes desta seção refletem 100% das operações da CEMAR.


Receita operacional bruta (ROB) 1.255 1.400 11,6% 3.324 3.894 17,2%

Receita operacional líquida (ROL) 898 990 10,3% 2.408 2.776 15,3%

Custo de energia elétrica (505) (627) 24,2% (1.459) (1.759) 20,6%

Custo e despesas operacionais (127) (118) -6,9% (390) (416) 6,7%

EBITDA 266 245 -8,0% 559 601 7,4%

Outras receitas/despesas operacionais (6) (4) -36,2% (20) (16) -22,5%

Depreciação (42) (44) 3,1% (126) (127) 1,0%

Resultado do serviço (EBIT) 224 201 -10,1% 433 474 9,3%

Resultado financeiro 4 (11) -343,8% (23) (41) 75,1%

Lucro antes da tributação (EBT) 228 191 -16,4% 410 433 5,6%

IR/CSLL (45) (33) -26,0% (75) (79) 4,6%

Lucro Líquido 184 158 -14,1% 335 354 5,8%

17


5.2.1 - Receita operacional

No 3T18, a Receita Operacional Bruta atingiu R$1.400 milhões, um aumento de 11,6% quando comparada ao 3T17.

Excluindo-se a Receita de Construção, a Receita Operacional Bruta registrou um aumento de 12,0% em relação ao

mesmo trimestre do ano anterior, alcançando R$1.305 milhões.

Esse desempenho é explicado, principalmente, por:

(i) Aumento nos valores de parcela A (R$19 milhões), afetado diretamente pelo aumento das despesas relacionadas ao custo de aquisição de energia elétrica, seja por risco hidrológico, encargo do serviço do sistema ou exposição financeira no período.

(ii) No 3T18, se comparada com o mesmo período de 2017, a receita de suprimento de energia foi maior em R$ 22 milhões em função de venda do excedente de energia no mercado de curto prazo. Dado que o volume de sobrecontratação estimado para o ano está dentro do limite regulatório de 105% da energia injetada, a venda de energia de curto prazo não impacta os resultados da Companhia (EBITDA e Lucro).

Por força do IFRS, desde o 1T18, as compensações pagas aos consumidores por descumprimentos dos indicadores individuais de qualidade, DIC, FIC, DMIC e Nível de Tensão foram transferidas para Deduções da Receita, afetando a Receita Operacional Líquida (ROL) da Companhia. Anteriormente, essas compensações eram contabilizadas dentro do Outros, do PMSO. No 3T18, a CEMAR registrou R$ 1 milhão em compensações pagas (R$ 1 milhão no 3T17). A Receita Líquida, desconsiderando a Receita de Construção, atingiu R$ 990 milhões, um aumento de 10,3% em relação ao mesmo trimestre do ano anterior.

Análise da receita 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Nº de clientes 2.418.944 2.473.613 2,3% 2.418.944 2.473.613 2,3%

Volume de vendas (MWh) 1.602.158 1.600.884 -0,1% 4.486.016 4.582.724 2,2%

KWh por cliente (no período) 662 647 -2,3% 1.855 1.853 -0,1%

Vendas as classes (R$ MM) 930 1.046 12,5% 2.462 2.877 16,9%

Residencial 528 604 14,5% 1.378 1.670 21,2%

Industrial 44 43 -2,9% 118 119 1,1%

Comercial 185 200 8,4% 515 560 8,7%

Outras classes 174 199 14,7% 451 528 17,2%

(-)Ultrapassagem de demanda / reativo excedente (R$ MM) (3) (5) 54,1% (9) (13) 38,4%

Suprimento (R$ MM) 1 23 2404,8% 11 206 1813,9%

Outras receitas (R$ MM) 145 130 -10,5% 286 332 16,0%

Subvenção baixa renda 53 53 -0,2% 148 155 4,6%

Subvenção CDE outros 20 31 55,6% 50 70 38,6%

Uso da rede 9 19 113,0% 19 37 88,5%

Atualização ativo financeiro 89 15 -82,8% 68 31 -54,4%

Baixa de ativo financeiro (39) - 100,0% (39) - 100,0%

Outras receitas operacionais 13 12 -7,9% 39 40 2,6%

Valores a receber de parcela A e outros itens financeiros (R$ MM) 93 112 20,5% 258 226 -12,4%

Receita de construção (R$ MM) 89 95 6,1% 317 267 -15,8%

Receita operacional bruta (R$ MM) 1.255 1.400 11,6% 3.324 3.894 17,2%

Receita operacional bruta (s/ receita de construção) (R$ MM) 1.166 1.305 12,0% 3.007 3.628 20,6%

Deduções à receita (R$ MM) (357) (410) 14,8% (916) (1.118) 22,1%

PIS e COFINS (106) (115) 9,1% (250) (313) 25,2%

Encargos do consumidor (9) (10) 10,0% (24) (28) 16,5%

Conta de desenvolvimento energético - CDE (48) (62) 27,9% (152) (174) 14,4%

ICMS (194) (221) 13,8% (489) (595) 21,6%

ISS 0 (0) -504,5% (1) (1) 95,0%

Compensações Indicadores de Qualidade - (1) N/A - (7) N/A

Receita operacional líquida (R$ MM) 898 990 10,3% 2.408 2.776 15,3%

Receita operacional líquida sem receita de construção (R$ MM) 808 895 10,7% 2.092 2.509 20,0%

18


5.2.2 - Custos e Despesas

No 3T18, os custos e despesas operacionais, excluindo custos de construção, totalizaram R$693 milhões, 18,5% maior

ao montante verificado no 3T17.

Custos e despesas operacionais gerenciáveis

No 3T18, as despesas de pessoal, material, serviço de terceiros e outros (PMSO) totalizaram R$107 milhões, aumento de 5,3% em relação ao 3T17. A inflação acumulada nos últimos 12 meses, medida pelo IPCA, foi de 4,53% e pelo INPC de 3,97%.

As principais variações no PMSO do 3T18 vs 3T17 estão detalhadas a seguir:

� Material: aumento de 21,7% ou R$0,6 milhão:

(i) Aquisição de materiais de manutenção para obras e readequação dos equipamentos de plantão e leitura.

� Serviço de Terceiros: aumento de 9,1% ou R$6,0 milhões:

(i) Intensificação das ações de cobrança e faturamento (+R$3,7 milhões); (ii) Intensificação das ações de combate à fraude (+R$2,3 milhões);

R$ MM 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Pessoal 28 27 -1,4% 84 85 0,7%

Participação nos resultados 4 4 -2,7% 13 16 27,5%

Materia l 3 3 21,7% 8 8 -6,1%

Serviço de terceiros 66 72 9,1% 199 220 10,3%

Outros 6 5 -12,9% 19 12 -40,4%

Compensações de indicadores de qualidade 1 - 100,0% 8 - 100,0%

PMSO Reportado 101 107 5,3% 311 324 4,1%

Compensações de indicadores de qualidade (1) - 100,0% (8) - 100,0%

PMSO Ajustado 100 107 6,8% 303 324 6,9%

PCLD e perdas 13 2 -82,3% 39 58 48,9%

% Receita bruta (s/ receita de construção) 1,1% 0,2% -0,9 p.p. 1,3% 1,6% 0,3 p.p.

Provisões para contingências 7 5 -22,4% 19 18 -6,7%

Provisões 19 7 -62,1% 58 76 30,7%

Outras despesas (receitas) operacionais 6 4 -36,2% 20 16 -22,5%

Depreciação e amortização 42 44 3,1% 126 127 1,0%

Custos e despesas gerenciáveis 169 162 -4,4% 516 543 5,3%

Energia comprada e transporte 377 483 28,3% 1.057 1.315 24,4%

Encargos uso rede e conexão 39 49 26,4% 86 178 107,7%

Custos e despesas não-gerenciáveis 415 532 28,1% 1.142 1.493 30,6%

Custos de construção 89 95 6,1% 317 267 -15,8%

Total 674 788 17,1% 1.975 2.303 16,6%

19


No 3T18, foram transferidos R$ 1,4 milhão em compensações pagas aos consumidores por descumprimento de

indicadores de qualidade individuais para a linha de deduções da receita. Para manter a comparabilidade entre os

períodos, inserimos na tabela uma linha com o PMSO Ajustado, excluindo também essas compensações do 3T17.

No 3T18, a Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa (PCLD) totalizou R$2,3 milhões, ou 0,2% da receita

operacional bruta (ROB), patamar 0,9 p.p. inferior ao observado no mesmo trimestre de 2017. Dentre as ações de

cobrança promovidas pela Companhia com o objetivo de reduzir o percentual de PCLD, destacamos: (i) Aumento do

número de suspensões de fornecimento por inadimplência no trimestre; (ii) envio de cobranças eletrônicas (SMS ou

URAs); (iii) reformulação na segmentação de clientes, buscando tornar as ferramentas de cobrança mais aderentes ao

perfil do consumidor; (iv) antecipação da régua de cobrança com reaviso especial para clientes com parcelamento; (v)

estruturação de campanhas para regularização do débito.

5.2.3 – EBITDA

No 3T18, o EBITDA atingiu R$245 milhões, valor já impactado pela contabilização de ativos e passivos regulatórios

líquidos.

Considerando os efeitos não recorrentes, o EBITDA Ajustado do 3T18 alcançou R$ 265 milhões, um aumento de 18,9% em relação ao mesmo trimestre de 2017. Dentre os impactos não-recorrentes nestre trimestre, destacam-se:

(i) Outras Receitas/Despesas Operacionais: despesas de desativação de ativos (R$ 4 milhões), ajustadas por serem despesas não-caixa;

(ii) Efeitos Descontos Tarifários e Reajuste/Revisão Tarifária: R$ 15,3 milhões referentes à diferença entre os componentes financeiros homologados pela ANEEL no último reajuste tarifário e aqueles reconhecidos pela Companhia ao longo dos últimos 12 meses, assim como pela transição de tarifas nos meses de agosto e setembro, ajustado por sua competência ser de outros trimestres;

EBITDA (R$ milhões) 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Res ul tado do Exercício 184 158 -14,1% 335 354 5,8%

Impos tos sobre o Lucro 45 33 -26,0% 75 79 4,6%

Res ul tado Financei ro (4) 11 -343,8% 23 41 75,1%

Depreciação e Amorti zação 42 44 3,1% 126 127 1,0%

EBITDA societário (CVM)* 266 245 -8,0% 559 601 7,4%

Outras recei tas/des pes as operacionais 6 4 -36,2% 20 16 -22,5%

Des cas amento PIS/COFINS (1) (0) -62,8% (1) (1) 102,2%

Cus tos de Parcela A sem CVA corres pondente - 0 N/A (0) 7 -1512,5%

Baixa do ativo financei ro - - N/A 39 - -100,0%

Atual i zação do VNR do ativo financei ro (45) - -100,0% (45) - -100,0%

Efei to Des contos Tarifários (3) (6) 95,0% (3) (6) 95,0%

Efei to Rea jus te / Revis ão Tari fária (1) 22 -2176,2% (1) 22 -2176,2%

EBITDA societário ajustado 223 265 18,9% 568 638 12,2%

*Ca lculado em conformidade com a ins trução CVM 527/12

20


5.2.4 – Resultado Financeiro

No 3T18, o resultado financeiro líquido foi negativo em R$ 11 milhões, contra R$ 4 milhões positivo reportados no

3T17, gerando uma variação de R$15 milhões negativo.

Impactos recorrentes:

(i) Redução de Rendas Financeiras de 27% (R$ 7 milhões) no 3T18, quando comparado ao mesmo período de

2017. A redução da taxa DI de 67 bps gerou efeito negativo de R$ 9 milhões, em contrapartida ao aumento

médio da disponibilidade, que gerou efeito positivo de R$ 2 milhões;

(ii) Após a liquidação da operação de 4131 em Outubro de 2017 e, consequentemente, fim do seu respectivo

hedge, não houve mais resultado referente a operações de swap e a linha de variação cambial passou a

ser menos relevante;

(iii) Aumento em encargos e variação monetária sobre a dívida de 32%. O crescimento da dívida bruta pela

captação de R$ 1 bilhão em Debêntures e Notas Promissórias, líquido das liquidações de dívidas com Banco

do Brasil e Debêntures de R$ 314 milhões gerou efeito negativo de R$ 9 milhões; o crescimento da inflação

e redução dos juros, gerou um efeito negativo de R$ 3 milhões;

(iv) Acréscimo moratório de energia vendida cresceu R$ 5 milhões no 3T18 comparado ao mesmo período de

2017. Aumento relacionado à intensificação das ações de cobrança pela Companhia.

5.2.5. Imposto de Renda Pessoa Jurídica e Contribuição Social sobre Lucro Líquido

Na CEMAR, a apuração do Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e da Contribuição Social sobre Lucro Líquido (CSLL)

a pagar é influenciada positivamente pelos seguintes itens: (i) incentivo fiscal de redução de 75% do Imposto de Renda,

decorrente do benefício de modernização total, obtido junto à SUDENE (válido até 2027); (ii) incentivo fiscal que

permite a depreciação acelerada dos investimentos na ampliação e modernização da rede de distribuição, sendo estes

integralmente considerados como despesa dedutível para fins de apuração do Imposto de Renda de forma imediata

(válido até 2018); e (iii) compensação de prejuízos acumulados. Cabe ressaltar que, com exceção do item iii, todos os

itens citados acima são aplicáveis apenas ao IRPJ.

Composição da Taxa Efetiva de Imposto de Renda e Contribuição Social

R$ MM 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Rendas financeiras 28 21 -27,1% 100 73 -27,52%

Acréscimo moratório de venda de energia 19 24 25,5% 52 67 27,35%

Operações de Swap (15) - 100,0% (19) - 100,00%

Variação cambial sobre dívida 10 (0) -100,9% 7 (0) 103,81%

Encargos e var. monetária dívidas (38) (51) 32,2% (147) (166) -12,44%

Outras receitas (0) 0 -132,1% 4 3 -30,68%

Outras despesas 0 (5) -5952,5% (21) (17) 17,05%

Resultado financeiro 4 (11) -343,8% (23) (41) 75,95%

IRPJ/CSLL (R$MM) 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

LAIR (a) 228 191 -16,4% 410 433 5,6%

Despesa IRPJ/CSLL (45) (33) -26,0% (75) (79) 4,6%

(+) Ativo fi s ca l di ferido 26 17 32,1% 38 41 -9,0%

= Imposto caixa (b) (19) (16) -17,9% (38) (38) 0,2%

Taxa efetiva de IRPJ e CSLL = (b) / (a) 8,3% 8,2% -0,1 p.p. 9,2% 8,7% -0,5 p.p.

21


No 3T18, as despesas de IRPJ e CSLL, incluindo o ativo fiscal diferido de R$17 milhões, totalizaram R$33 milhões.

Considerando a utilização dos incentivos fiscais, a Companhia não teve saída de caixa para IRPJ, apenas para CSLL no

montante de caixa de R$16 milhões.

5.2.6. Lucro Líquido

No 3T18, a CEMAR apresentou lucro líquido ajustado de R$ 172 milhões, aumento 14,5% em relação ao 3T17.

Lucro líquido (R$ milhões) 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Lucro líquido 184 158 -14,1% 335 354 5,8%

Impactos l íquidos EBITDA (l íquidos IR) (34) 14 -141,8% (8) 18 -317,3%

Parcelamento REFIS - - N/A (2) - -100,0%

Lucro líquido ajustado 150 172 14,5% 325 372 14,7%

22


5.3 Desempenho Econômico-Financeiro – CELPA


Receita operacional bruta (ROB) 1.994 2.098 5,2% 5.227 5.708 9,2%

Receita operacional líquida (ROL) 1.402 1.484 5,9% 3.664 4.009 9,4%

Custo de energia elétrica (865) (989) 14,3% (2.370) (2.761) 16,5%

Custo e despesas operacionais (233) (197) -15,5% (691) (638) -7,6%

EBITDA 303 298 -1,8% 603 609 1,1%

Outras receitas/despesas operacionais (13) (7) -46,9% (17) (19) 12,6%

Depreciação (54) (71) 32,1% (159) (187) 18,1%

Resultado do serviço (EBIT) 249 227 -9,1% 444 422 -5,0%


Lucro antes da tributação (EBT) 212 163 -22,8% 289 228 -21,3%

IR/CSLL (21) (30) 42,5% (42) (44) 6,2%

Lucro líquido (LL) 191 134 -29,9% 248 183 -25,9%

23


5.3.1. Receita operacional

No 3T18, a receita operacional bruta cresceu 5,2% em relação ao valor reportado no 3T17, atingindo R$ 2.098 milhões.

Excluindo-se a receita de construção, a receita operacional bruta apresentou um aumento de 5,6%, alcançando

R$1.906 milhões. Este desempenho é explicado, principalmente por:

(i) Crescimento de 33% dos valores a receber de parcela A e outros itens financeiros, atingindo R$181 milhões,

afetados diretamente pelo aumento das despesas relacionadas ao custo de aquisição de energia elétrica, seja por risco hidrológico, encargo do serviço do sistema ou exposição financeira no período; e

(ii) No 3T18 a receita de suprimento de energia foi maior em R$ 49 milhões em relação ao 3T17, em função da

venda do excedente de energia no mercado de curto prazo.

Desde o 1T18, por força do IFRS 15, as compensações pagas aos consumidores por descumprimentos dos indicadores

individuais de qualidade, DIC, FIC, DMIC e Nível de Tensão foram transferidas para Deduções da Receita, afetando a

Receita Operacional Líquida (ROL) da Companhia. Anteriormente, essas compensações eram contabilizadas dentro do

Outros, do PMSO. No 3T18, a CELPA registrou R$ 3 milhões em compensações pagas (R$ 5 milhões no 3T17).

Análise da receita 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

No. de clientes 2.558.046 2.626.245 2,7% 2.558.046 2.626.245 2,7%

Volume de vendas (MWh) 2.281.049 2.211.013 -3,1% 6.410.402 6.391.059 -0,3%

KWh por cliente (no período) 892 842 -5,6% 2.506 2.434 -2,9%

Vendas as classes (R$ MM) 1.479 1.491 0,8% 3.860 4.060 5,2%

Res idencia l 780 760 -2,6% 2.008 2.107 4,9%

Indus tri a l 105 118 13,4% 275 295 7,1%

Comerci a l 355 351 -1,2% 945 956 1,2%

Outras clas ses 240 262 9,2% 632 703 11,1%

(-)Ultrapassagem de demanda / reativo excedente (R$ MM) (12) (12) -0,5% (28) (33) -19,6%

Suprimento (R$ MM) 10 59 495,7% 26 312 1090,2%

Outras receitas (R$ MM) 193 187 -2,9% 419 509 21,6%

Subvenção ba ixa renda 125 84 -32,5% 251 266 5,9%

Uso da rede 39 46 19,2% 92 135 46,3%

Atual ização ati vo fi nancei ro 10 35 232,0% 27 50 85,1%

Outras recei tas operacionais 19 22 16,8% 48 58 20,4%

Valores a receber de parcela A e outros itens financeiros (R$ MM) 135 181 33,8% 348 298 -14,3%

Receita de construção (R$ MM) 189 192 1,4% 601 562 -6,6%

Receita operacional bruta (R$ MM) 1.994 2.098 5,2% 5.227 5.708 9,2%

Receita operacional bruta (s/ receita de construção) (R$ MM) 1.805 1.906 5,6% 4.626 5.146 11,2%

Deduções à receita (R$ MM) (587) (614) -4,7% (1.557) (1.699) -9,1%

PIS e COFINS (148) (150) 1,2% (389) (421) -8,4%

Encargos do cons umidor (13) (13) -5,3% (33) (36) -10,1%

Conta de desenvolvi mento energético - CDE (81) (101) -24,2% (253) (286) -13,3%

ICMS (344) (347) -0,7% (882) (936) -6,1%

ISS (0) (0) -21,1% (1) (1) -19,6%

Compens ações Indicadores de Qual idade - (3) N/A - (18) N/A

Receita operacional líquida (R$ MM) 1.408 1.484 5,4% 3.670 4.009 9,2%

Receita operacional líquida sem receita de construção (R$ MM) 1.219 1.292 6,0% 3.069 3.447 12,3%

24


5.3.2. Custos e Despesas Operacionais

No 3T18, os custos e despesas operacionais, excluindo custos de construção e gastos com os sistemas isolados,

totalizaram R$1.033 milhões, um aumento de 10,9% em relação ao 3T17.

Custos e despesas operacionais gerenciáveis

O PMSO (pessoal, material, serviço de terceiros e outros) reportado no 3T18 foi de R$129 milhões, apresentando uma redução de 9,7%, em relação ao 3T17 A inflação acumulada nos últimos 12 meses, medida pelo IPCA, foi de 4,53% e pelo INPC de 3,97%.

As principais variações no PMSO do 3T18 em relação ao 3T17 estão detalhadas a seguir:

� Pessoal: aumento de 20% ou R$6 milhões, devido a:

(i) Aumento da participação dos lucros e resultados (R$2 milhões) e efeito de reajuste do pacote de benefícios

(R$1 milhão);

� Serviço Terceiros: redução de 24% ou R$25 milhões a:

25


(i) Efeitos não-recorrentes de serviços de terceiros no 3T17, referentes a provisão de honorários advocatícios

(R$16 milhões) e serviço de recadastramento de iluminação pública (R$7 milhões);

(ii) Redução no número de equipes de combate às perdas, gerando economia de R$ 1 milhão no trimestre;

� Outros: redução de 48,6% ou R$ 4,2 milhões, devido principalmente a:

(i) Transferência das despesas de multas e penalidades para a rubrica de deduções de receitas operacionais no

3T18, em conformidade com o IFRS 15 (R$5 milhões);

No 3T18, a CELPA constituiu Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa (PCLD) no valor de R$25 milhões, equivalente a 1,3% da Receita Operacional Bruta (ROB) sem a Receita de Construção do trimestre, apresentando uma melhora significativa em relação ao 3T17, quando registrou-se um percentual de 2,1% da ROB.

Dentre as ações de cobrança promovidas pela Companhia com o objetivo de reduzir o percentual de PCLD, destacamos: (i) Aumento no número de suspensões de fornecimento por inadimplência no trimestre; (ii) aumento de no envio de cobranças eletrônicas (SMS ou URAs); (iii) reformulação na segmentação de clientes, buscando tornar as ferramentas de cobrança mais aderentes ao perfil do consumidor; (iv) antecipação da régua de cobrança com reaviso especial para clientes com parcelamento; (v) estruturação de campanhas para regularização do débito.

26


SISTEMAS ISOLADOS Os Sistemas Isolados são regiões ou cidades não conectadas ao SIN (Sistema Interligado Nacional), que possuem usinas de geração térmica exclusivamente dedicadas ao seu abastecimento. O resultado da operação destes sistemas isolados no 3T18 foi de R$ 1,1 milhão, considerando a parcela recebida via tarifa no Ambiente de Contratação Regulada (ACR médio). Em comparação com o 3T17, verificam-se as seguintes variações:

• Aplicação do fator de corte sobre a subvenção CCC, conforme Despacho 3.523 de out/17, válido para o ano de 2018;

• Aumento da parcela recebida via ACR médio em 2017 que era de 204,84 R$/MWh passando a 213,00 R$/MWh, de acordo com o Despacho 3.440 de out/17;

• Crescimento de mercado, bem como a inflação sobre a tarifa de compra de energia potência do PIE, especialmente o que se refere ao item de compra de combustível pelo PIE, que forma o preço da referida tarifa.

Abaixo, inclui-se uma tabela com a apuração gerencial do resultado trimestral da operação dos Sistemas Isolados.

A Receita de ACR é calculada através da multiplicação do volume gerado no Sistema Isolado no trimestre (100,4 GWh),

conforme Balanço Energético da Companhia, pelo valor do ACR médio (R$ 213/MWh). Essa receita faz parte da Venda

às Classes da Companhia, pois está incluída na Parcela A.

Destaca-se que ao final do 3T18, no dia 28 de setembro, a localidade de Monte Dourado foi interligada ao SIN (Sistema

Interligado Nacional). Desde 2017, esta é a 4ª região integrada, somando-se a Cachoeira do Arari, Soure e Salvaterra.

SISTEMAS ISOLADOS 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

RECEITAS / REEMBOLSOS (106) (131) -24,1% (342) (371) -8,4%

N/A

Subvenção CCC (86) (110) -28,1% (285) (311) -9,3%

Recei ta de ACR (incluso na Parcela A) (20) (21) -7,2% (57) (60) -3,7%

CUSTOS / DESPESAS 102 133 29,7% 337 374 10,9%

Serviço de tercei ros 0 2 52178,6% 10 3 -74,4%

Outros 1 1 -6,8% 3 2 -24,2%

Matéria prima p/ produção de energia elétrica 5 2 -48,5% 37 8 -79,8%

Contratação de energia e potência - SI 97 127 31,3% 287 361 26,0%

SUPERÁVIT (DÉFICIT) DO SISTEMA ISOLADO (4) 1 -129,7% (5) 3 -158,3%

Energia Injetada (GWh) 97 100 3,1% 280 280 -0,3%

27


5.3.3 EBITDA

No 3T18, o EBITDA atingiu R$298 milhões, valor já impactado pela contabilização de ativos e passivos regulatórios

líquidos.

Dentre os impactos não-recorrentes nestre trimestre, destacam-se:

(i) Outras Receitas/Despesas Operacionais: despesas de desativação de ativos (R$ 7 milhões), ajustadas por serem despesas não-caixa;

(ii) Efeitos Descontos Tarifários e Reajuste/Revisão Tarifária: R$ 8 milhões referentes à diferença entre os componentes financeiros homologados pela ANEEL no último reajuste tarifário e aqueles reconhecidos pela Companhia ao longo dos últimos 12 meses, ajustado por ser considerado como um ganho extraordinário no resultado trimestral da Companhia.

(iii) Efeito de Acordo Bilateral: R$ 1 milhão de impacto na margem bruta fruto de descontratação de contratos de compra de energia, ajustado por ser considerado como uma despesa extraordinária no resultado trimestral da Companhia.

Ajustando pelos efeitos não recorrentes descritos acima, o EBITDA Ajustado da Companhia atinge R$ 298 milhões,

representando um crescimento de 7,5% no 3T18 em relação ao 3T17.

5.3.4. Resultado Financeiro

No 3T18, o resultado financeiro líquido foi negativo em R$63 milhões, contra R$38 milhões negativos reportados no

3T17, gerando uma piora de R$ 26 milhões.

Impactos Recorrentes:

(i) Aumento das Rendas Financeiras resultando em uma variação positiva de R$ 1 milhão, influenciado pela queda

da rentabilidade da taxa DI em 67 bps, o que gerou efeito negativo de R$ 5 milhões, tendo em contrapartida

o aumento médio das disponibilidades que, por sua vez, geraram um efeito positivo de R$ 6 milhões, em

relação ao mesmo período de 2017;

EBITDA (R$ milhões) 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Res ultado do Exercício 191 134 -29,9% 248 183 -25,9%

Impostos s obre o Lucro 21 30 42,5% 42 44 6,2%

Res ultado Financeiro 38 63 68,0% 155 194 25,6%

Depreciação e Amortização 54 71 32,1% 159 187 18,1%

EBITDA societário (CVM)* 303 298 -1,8% 603 609 1,1%

Outras recei tas /des pesas operaciona is 13 7 -46,9% 17 19 12,6%

Efei to Rea jus te Tari fário - (8) N/A - (8) N/A

Efei to acordo bi la tera l 2 1 -22,3% 2 6 239,0%

Deslocamento PIS/COFINS (26) 0 -101,0% (17) 1 -103,9%

Cus tos de parcela A s em CVA correspondente (39) - -100,0% (10) 28 -381,0%

Efei to Renda Não Faturada - - N/A - 12 N/A

Não recorrentes PMSO 24 - -100,0% 27 - -100,0%

EBITDA societário ajustado 277 298 7,5% 621 667 7,5%

*Calculado em conformidade com a Ins trução CVM 527/12

28


(ii) Com a acentuada valorização do Dólar frente ao Real, a Companhia registrou perdas cambiais em dívidas de moeda estrangeira, incluindo as dívidas da Recuperação Judicial da Companhia (RJ) no 3T18 de R$ 87 milhões no comparativo com o mesmo período de 2017. Em contrapartida, houve aumento das receitas com Operações de Swap no valor R$ 85 milhões. Embora as regras contábeis vigentes determinem a marcação a mercado das Operações de Swap (R$ 17 milhões no 3T18), causando volatilidade nos resultados, tais receitas ou despesas não impactam o caixa da Companhia. Cumpre destacar que a Celpa captou uma dívida adicional de R$ 390 milhões em moeda estrangeira com hedge em junho de 2018;

(iii) O impacto de juros e variação monetária sobre as dívidas aumentou em R$ 21 milhões, se considerarmos

também as dívidas da Recuperação Judicial da Companhia (RJ) e seus respectivos Ajustes a Valor Presente

(AVP). O crescimento da Dívida Bruta, fruto das captações no montante de R$ 1.395 milhões e da liquidação

da dívida com BNDES (R$ 967 milhões), gerou efeito negativo de R$ 13 milhões, enquanto o crescimento da

inflação e redução dos juros, gerou um efeito negativo de R$ 8 milhões.

Eventos não recorrentes:

(i) Reconhecimento de R$ 10 milhões negativos relacionado a prêmio e custo de captação gerados pela liquidação

antecipada da dívida com BNDES no 3T18.

5.3.5. Imposto de Renda Pessoa Jurídica e Contribuição Social sobre Lucro Líquido

Na CELPA, a apuração do Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e da Contribuição Social sobre Lucro Líquido (CSLL)

a pagar é influenciada positivamente pelos seguintes itens: (i) incentivo fiscal de redução de 75% do Imposto de Renda

decorrente do benefício de modernização total, obtido junto à SUDAM, válido até 2022; (ii) incentivo fiscal que permite

a depreciação acelerada dos investimentos na ampliação e modernização da rede de distribuição, sendo estes

integralmente considerados como despesa dedutível para fins de apuração do Imposto de Renda de forma imediata

(válido até 2018); e (iii) compensação de prejuízos acumulados. Cabe ressaltar que, com exceção do item (iii), todos os

itens citados acima são aplicáveis apenas ao IRPJ.

R$ MM 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Rendas Financeiras 19 20 3,8% 74 52 -30,2%

Acréscimos Moratórios de Energia Vendida 31 31 0,2% 87 91 3,9%

Operações de Swap (30) 55 -285,2% (55) 114 -307,7%

Variação Cambial sobre Dívida 21 (58) -370,8% 10 (158) 1618,2%

Variação Cambial sobre Dívida RJ 8 - -100,0% 5 5 -4,6%

Variações Monetárias e Cambiais - Caução STN (2) 3 -225,9% (0) 10 -5000,6%

Encargos CVA 1 2 72,7% 4 6 39,7%

Juros e VM sobre Dívida (50) (66) 30,6% (161) (186) -15,2%

Juros e VM sobre Dívida RJ (15) (20) 36,9% (43) (60) -41,1%

AVP sobre Dívida RJ (11) (6) -49,0% (32) (28) 11,1%

Contingências (3) (1) 62,5% (10) (6) 41,9%

Outras Receitas 2 1 -57,5% 4 4 -3,0%

Outras Despesas (10) (25) -137,4% (40) (38) 5,5%


29


Composição da taxa efetiva de imposto de renda e contribuição social

No 3T18, as despesas de IRPJ e CSLL totalizaram R$30 milhões. Considerando a utilização de ativos fiscais diferidos e

créditos fiscais R$23 milhões, houve uma saída efetiva de caixa de R$6 milhões para o pagamento dos referidos

impostos.

5.3.6. Resultado Líquido

No 3T18, a CELPA apresentou lucro líquido de R$ 134 milhões, uma redução de 29,9% comparado ao 3T17.

O lucro ajustado, de forma a excluir impactos não recorrentes, foi de R$ 139 milhões. Os ajustes destacados abaixo

estão descritos nas seções de EBITDA e Resultado Financeiro da Companhia.

Lucro líquido (R$ milhões) 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Lucro líquido 191 134 -29,9% 248 183 -25,9%

Ajus te de EBITDA (l íquidos IR) (39) (5) -87% (4) 35 -904%

Parcelamento REFIS - - N/A (5) - -100%

Prêmio / Cus to de Captação BNDES - 10 N/A - 10 N/A

Ajus te a Va lor Presente BID - - N/A - 11 N/A

Lucro líquido ajustado 152 139 -8,7% 238 240 0,7%

IRPJ/CSLL (R$MM) 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

LAIR (a) 212 163 -22,8% 289 228 -21,3%

Despesa IRPJ/CSLL (21) (30) 42,5% (42) (44) 6,2%

(+) Ativo fi s cal di ferido 7 23 240,9% 26 34 30,3%

= Imposto caixa (b) (14) (6) -54,2% (16) (10) -33,3%

Taxa efetiva de IRPJ e CSLL = (b) / (a) 6,6% 3,9% -40,7% 5,4% 4,6% -15,3%

30


5.4 Desempenho Econômico-Financeiro – Geramar As informações constantes desta seção representam 25,0% das operações da Geramar. Pelas regras contábeis

atualmente vigentes no Brasil, o resultado de Geramar é consolidado na Equatorial Energia apenas através de

Equivalência Patrimonial, impactando apenas o Lucro Líquido consolidado.


No 3T18, a Receita Operacional Líquida da Geramar atingiu R$80 milhões, 58,2% superior ao valor reportado no 3T17.

O crescimento é explicado pelo volume de energia despachada (403 GWh) no trimestre.

5.4.2 - Custos e despesas

Os custos e despesas operacionais totalizaram R$ 61 milhões no 3T18, crescimento em função dos custos associadas

à geração de energia no trimestre.

5.4.3 - EBITDA

O EBITDA da Geramar no 3T18 atingiu R$20 milhões, valor positivamente influenciado pela eficiência na geração das

usinas, considerando o despacho no trimestre.

5.4.4 - Resultado financeiro

O resultado financeiro foi negativo em R$1 milhão, em virtude dos juros dos empréstimos contratados para

financiamento da construção das usinas.

5.4.5 - Lucro líquido

A Geramar registrou lucro líquido de R$15 milhões neste trimestre, novamente impactado pela eficiência na geração

das usinas.

DRE (R$MM) 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Receita operacional bruta (ROB) 56 88 58,6% 89 121 36,3%

Receita operacional líquida (ROL) 51 80 58,2% 81 110 36,1%

Custo de energia elétrica (37) (59) 59,1% (39) (60) 53,4%

Custo e despesas operacionais (5) (1) -85,8% (14) (10) -24,8%

EBITDA 8 20 148,2% 28 40 42,0%

Depreciação (1) (1) 4,4% (3) (3) 2,7%

Resultado do serviço (EBIT) 7 19 165,2% 26 38 45,9%

Resultado financeiro (2) (1) -14,6% (4) (4) -9,4%

Resultado operacional 6 18 216,5% 21 34 57,4%

IR/CSLL (1) (3) 265,0% (3) (5) 60,9%

Lucro líquido (LL) 5 15 209,5% 18 29 56,8%

Custos e despesas operacionais 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

CUST + custos de geração 37 59 59,1% 39 60 53,4%

PMSO 5 1 -85,8% 14 10 -30,4%

Depreciação 1 1 4,4% 3 2 -32,5%

Total 43 61 40,1% 55 71 28,6%

31


5.5 Desempenho Econômico-Financeiro – Intesa

As informações constantes desta seção representam a contabilidade societária e representam 51,0% dos resultados

da Intesa. Pelas regras contábeis atualmente vigentes no Brasil, o resultado de Intesa é consolidado na Equatorial

Energia apenas através de Equivalência Patrimonial, impactando apenas o Lucro Líquido consolidado.


No 3T18, a Receita Operacional Líquida da Intesa atingiu R$21 milhões, 34% superior ao valor reportado no 3T17,

devido ao reajuste da RAP para o ciclo 2017/2018 e às aquisições do banco de capacitores de Peixe 2.

5.5.2 - Custos e despesas

Os custos e despesas operacionais totalizaram R$2 milhões no 3T18, valor considerado recorrente.

5.5.3 - EBITDA

O EBITDA da Intesa no 3T18 atingiu R$13 milhões, 48,2% superior ao valor reportado no 3T17.

5.5.4 - Resultado financeiro

O resultado financeiro foi negativo em R$1 milhão, em virtude dos encargos financeiros junto ao BNDES.

5.5.5 - Lucro líquido

A Intesa registrou lucro líquido de R$10 milhões neste trimestre, valor 58,8% acima do mesmo período do ano anterior.

DRE (R$MM) - INTESA - IFRS 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

Receita operacional bruta (ROB) 18 24 35,7% 51 71 40,0%

Receita operacional líquida (ROL) 16 21 34,0% 45 61 37,5%

Custo e despesas operacionais (7) (8) 16,6% (14) (20) 46,0%

EBITDA 9 13 48,2% 31 41 33,6%

Depreciação (0) (0) 0,0% (0) (0) 0,0%

Resultado do serviço (EBIT) 9 13 48,3% 31 41 33,7%

Resultado financeiro (1) (1) -39,3% (3) (2) -36,8%

Resultado operacional 8 12 60,6% 28 39 41,2%

IR/CSLL (2) (3) 68,0% (5) (8) 72,6%

Lucro líquido (LL) 6 10 58,8% 23 31 34,6%

Custos e despesas operacionais 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

PMSO 3 2 -19,7% 8 7 -13,0%

Depreciação (0) (0) 0,0% (0) (0) 0,0%

Total 3 2 -19,7% 8 7 -13,0%

32


6. Ativos e Passivos Regulatórios

6.1 – CEMAR

Ativos regulatórios 30/09/2017 31/12/2017 31/03/2018 30/06/2018 30/09/2018

Constituição CVAs 100.509 205.424 286.142 383.167 164.485

CDE - - - 1.829 5.488

Proinfa - - 465 941 -

ESS - - - - -

Rede básica 6.624 14.286 23.013 32.221 131

Compra de energia 93.885 191.138 262.664 348.176 158.866

Amortização CVAs 114.660 81.266 51.553 21.038 318.986

CDE - - - - 459

Proinfa 455 329 216 101 1.140

ESS - - - - 1.694

Rede básica 4.436 3.143 1.993 811 28.970


Neutralidade parc. A 9.234 (4.542) 4.064 1.625

Outros ativos regulatórios 82.992 105.906 23.505 14.260 4.723

Ativo Regulatório ANGRA III 22.926 17.554 12.778 - -

Garantia CCEAR 1.413 549 1.410 1.437 243

Outros 466 1.964 3.208 10.380 4.480

Eletronuclear - - - - -

Exposição financeira - - - - -

Sobrecontratação 58.187 85.839 6.109 2.443

Saldo final 307.395 388.054 365.264 420.090 488.194

Passivos regulatórios 30/09/2017 31/12/2017 31/03/2018 30/06/2018 30/09/2018

Constituição CVAs (68.849) (127.175) (82.484) (96.858) (40.550)

Compra de energia (29.347) (43.391) (636) (31.105) (3.456)

Proinfa - - - -

ESS (32.357) (73.824) (72.812) (63.043) (35.556)

CDE (7.145) (9.960) (9.036) (2.710)

Rede básica (1.538)

Amortização CVAs (57.420) (55.372) (25.871) (10.618) (46.808)

Rede básica - - - - -

Compra de energia - (14.646) - - -

CDE (5.991) (4.265) (2.730) (1.154)

ESS (51.259) (36.340) (23.065) (9.433) (46.808)

Proinfa (170) (121) (76) (31)

Neutralidade parc. A (3.334) - (8.212) (7.259) (8.739)

Outros ativos regulatórios (1.578) (2.704) (8.727) (11.778) (67.401)

Outros (791) (1.900) (189) (2.204) (35.944)

Exposição financeira - - - -

Sobrecontratação (787) (804) (8.538) (9.574) (31.457)

Devolução PIS/COFINS - - - - -

Saldo final (131.181) (185.251) (125.294) (126.513) (163.498)

Ativos / passivos reg. líquidos 30/09/2017 31/12/2017 31/03/2018 30/06/2018 30/09/2018

Ativos regulatórios 307.395 388.054 365.264 420.090 488.194

Passivos regulatórios (131.181) (185.251) (125.294) (126.513) (163.498)

Ativo Regulatório Líquido (p/ Dívida Líquida) 176.214 202.803 239.970 293.577 324.696

CEPISA 86 86 86 86 86

Rec. ult. demanda / energia reativa (7.518) (11.462) (14.918) (19.639) (25.289)

Ativo regulatório líquido 168.782 191.427 225.138 274.024 299.493

33


6.2 – CELPA

Ativos regulatórios 30/09/2017 31/12/2017 31/03/2018 30/06/2018 30/09/2018

Constituição CVAs 142.438 245.432 368.530 427.810 260.596

CDE - - - - -

Proinfa - - - - -

Rede básica 24.491 28.773 33.404 38.914 2.806


Amortização CVAs 87.314 62.270 39.791 15.973 408.593

CDE - - - - -

Proinfa 863 627 415 191 1.051

ESS (93) - - - -

Energia RTE - - - - -

Rede básica 12.010 8.540 5.436 2.148 35.210


Neutralidade parc. A 24.504 17.275 10.914 4.286 8.286

Sobrecontratação 93.285 96.445 (12.566) (28.593) (42.026)

Outros ativos regulatórios 34.681 25.440 17.212 8.472 7.208

Outros 2.078 1.777 1.541 1.271 7.208

Ativo Regulatório ANGRA III 32.603 23.663 15.671 7.201 -

Garantia CCEAR - - - -


Eletronuclear - - - -

Saldo final 382.222 446.862 423.881 427.948 642.657

Passivos regulatórios 30/09/2017 31/12/2017 31/03/2018 30/06/2018 30/09/2018

Constituição CVAs (84.088) (177.736) (178.954) (164.256) (67.130)

ESS (72.514) (150.556) (166.522) (170.029) (75.850)

CDE (11.528) (15.440) (13.580) (2.311) 8.201

Proinfa (46) (47) 465 1.045 33

Neutralidade parc. A - (11.693) 684 7.040 486

Amortização CVAs (134.534) (95.794) (61.156) (24.452) (131.313)

Rede Básica - - - - -

Compra de energia - - - - -

CDE (16.263) (11.593) (7.418) (2.994) (4.121)

ESS (118.270) (84.201) (53.738) (21.458) (127.192)

Proinfa (0) - - - -

Neutralidade parc. A (3.819) - - - -

Outros ativos regulatórios - outros (16.890) (2.017) (2.879) (6.741) (108.566)

Outros (1.717) (2.017) (2.879) (6.741) (108.566)


Sobrecontratação (15.173) (15.473) (15.804) (16.154) (40.708)

Saldo final (239.332) (291.020) (258.793) (211.603) (347.717)

Ativos / passivos reg. líquidos 30/09/2017 31/12/2017 31/03/2018 30/06/2018 30/09/2018

Ativos regulatórios 382.222 446.862 423.881 427.948 642.657

Passivos regulatórios (239.332) (291.020) (258.793) (211.603) (347.717)

Ativo Regulatório Líquido (p/ Dívida Líquida) 142.890 155.841 165.088 216.345 294.940

CEPISA 363 182 - - -

Rec. ult. demanda / energia reativa (112.375) (127.015) (139.207) (152.882) (167.148)

Ativo Regulatório Líquido 30.878 29.008 25.881 63.463 127.792

34


7. Endividamento

7.1 – Endividamento Consolidado

Em 30 de setembro de 2018, a dívida bruta consolidada, considerando encargos, credores financeiros da recuperação

judicial (líquido de ajuste a valor presente) e debêntures, atingiu R$ 9.048 milhões, crescendo 8,7% em relação ao

trimestre anterior.

Endividamento (100% CEMAR + 100% CELPA + 100% EQUATORIAL)

Indexador Spread 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 a 2033 2034 Total

Moeda Nacional 3.752

% do CDI 115% a 117,25% 12 57 503 481 62 268 - - - - 1.382

CDI+ + 0,2% a + 1,3% 29 1 - - - 1.000 - - - - 1.030

Pré-fixado (R$) 1% a 10% a .a. 2 (24) (17) 64 (7) (10) (11) (12) 225 291 503

IPCA + 6,7% a + 9% 21 58 54 211 31 135 28 - - - 538

SELIC 2,86% - - - - - - - - - - -

TJLP +2,48% a + 2,78% - - - - - - - - - - -

IGP-M + 1,0% - 15 - - - - - - - 245 260

FINISA 6,0% 1 4 4 4 4 4 4 4 6 - 34

RGR 6,0% 0 1 1 1 0 - - - - - 4

Moeda Estrangeira 75

Libor Semes tral + 1,0% 0 - - - - - 30 - - - 31

Pré-fixado (US$) 6,2% 1 - - - - - 43 - - - 45

CELPA (Total) 67 112 545 761 90 1.398 95 (8) 231 536 3.827

Moeda Nacional 2.443

% do CDI 106% a 113,2% 71 94 - 500 500 - - - - - 1.165

IPCA + 5,48% a + 5,9% 15 110 83 155 - 115 - - - - 478

TJLP + 0% a + 3,06% 26 101 101 39 39 39 10 - - - 356

SELIC + 2,78% 9 35 35 35 35 35 9 - - - 193

Pré-fixado (R$) 2,5% a 8,7% aa 11 33 30 29 21 4 4 2 - - 135

IGP-M + 4,0% 7 20 20 20 20 18 10 - - - 115

CDI+ + 1,0% 0 1 - - - - - - - - 1

Moeda Estrangeira 16

Pré-fixado (US$) 6,0% 0 2 - - - - 7 - - - 9

Libor Semes tral + 1,0% 0 (0) - - - - 6 - - - 6

CEMAR (Total) 139 395 269 779 615 212 47 2 - - 2.458

Moeda Nacional

CDI+ + 1,6% 21 - - - 696 - - - - - 716

% do CDI 109,0% 327 821 - - - - - - - - 1.147

IPCA + 5,8% 5 - - - - 54 54 - - - 113

Pré-fixado (R$) N/A (1) (1) (1) (1) (1) (1) (1) - - - (6)

Equatorial Energia (Total) 352 820 (1) (1) 695 53 53 - - - 1.971

Moeda Nacional

% do CDI 114,6% - 383 - - - - - - - - 383

CDI+ + 1,2% 410 410

Pré-fixado (R$) N/A - (0) - - - - - - - - (0)

Equatorial Transmissão (Total) - 382 410 - - - - - - - 792

Equatorial Consolidado 559 1.709 1.223 1.538 1.400 1.662 195 (5) 231 536 9.048

CEL

PA

CEM

AR

Equ

ato

rial

En

erg

iaE

quat

ori

al

Tran

smis

são

35


A dívida bruta da Geramar e da Intesa não são consolidadas na Equatorial. O saldo da dívida bruta da Geramar no 3T18,

ajustada pela participação da Equatorial, de 25%, era de R$ 78 milhões, e da Intesa, ajustada pela participação da

Equatorial de 51%, foi de R$34 milhões.

A dívida líquida consolidada da Equatorial no 3T18, totalizava R$3.370 milhões, implicando numa relação dívida

líquida/EBITDA de 1,8x.

A dívida líquida, ajustada pelas participações da Equatorial na CEMAR (65,11%) e na CELPA (96,5%), totalizava, em 30

de setembro de 2018, R$ 3.018 milhões, resultando em uma relação dívida líquida/EBITDA proporcional de 2,1x.

Dívida bruta 2.458.303 3.826.982 1.971.136 791.738 - 9.048.159

Disponibi l idades 1.352.396 842.045 1.764.814 723.289 71.070 4.753.614

Ativo reg. l íquido 324.696 294.940 - - - 619.636

Sub rogação CCC - 27.720 - - - 27.720

Dep. Judicia l de bancos - 43.271 - - - 43.271

Cauções 12.841 62.012 - - - 74.853

Repass es venc. CDE - - - - - -

Swap - 158.839 - - - 158.839

Dívida líquida 768.370 2.398.156 206.322 68.449 (71.070) 3.370.227

ConsolidadoEquatorial

Transmissão

Equatorial

EnergiaCELPACEMAR 55 Soluções

Indexador Spread 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Total

TJLP + 1,0% 11 5 11 12 13 11 63

Pré fixado (R$) 8,5% a .a. 1 0 1 0 2 10 15

Geramar (Total) 12 6 13 12 15 20 78

Indexador Spread 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Total

TJLP + 2,9% 4 16 13 - - - 34

Intesa (Total) 4 16 13 - - - 34

Ger

amar

Inte

sa

36


7.2 – Captações Relevantes

Ao longo do 3T18 e até a elaboração deste relatório, o grupo concluiu as seguintes operações de captação de

dívidas/financiamentos.

Empresa Emissão Data da Liquidação Valor (R$ mil) Prazo Pagamento de Juros Amortização

SPE 8 1ª Emissão de Notas Promissórias 03/08/2018 405.000 2 anos Bullet Bullet

Equatorial 2ª Emissão de Notas Promissórias 25/09/2018 820.000 1 ano Bullet Bullet

Equatorial 3ª Emissão de Debêntures 04/10/2018 448.400 6 anos Semestral Bullet

Intesa 1ª Emissão de Debêntures 01/11/2018 200.000 7 anos Anual 5º, 6º e 7º Anos

TOTAL 1.873.400

37


8. Investimentos

As informações relativas aos Investimentos realizados no período consideram 100% da CEMAR e da CELPA, 25% da

Geramar e 51% da Intesa.

Investimentos (R$MM) 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

CEMAR

Manutenção da rede 27 15 -44,1% 66 52 -20,5%

Expansão da rede 43 49 15,5% 161 132 -18,0%

Equipamentos e sistemas 8 6 -32,0% 31 24 -21,7%

Outros 2 5 196,5% 8 8 8,7%

Próprio 80 75 -6,2% 265 217 -18,3%

PLPT 9 27 186,6% 50 58 14,3%

CELPA

Manutenção da rede 17 12 -29,3% 64 32 -49,3%

Expansão da rede 115 125 8,7% 334 371 10,9%

Equipamentos e sistemas 11 7 -37,6% 30 27 -10,7%

Outros (10) (9) 10,0% 35 (12) 133,8%

Próprio 133 135 1,4% 463 418 -9,6%

Interligação de sistemas isolados 23 0 -98,7% 28 33 15,1%

PLPT 43 59 38,8% 121 114 -5,5%

Geramar

Geração 0 1 90,7% 3 3 6,2%

Transmissão

Projeto 25 193 662,6% 97 426 337,9%

Intesa 15 N/A 29 N/A

Total Equatorial 289 506 74,9% 1.027 1.298 26,3%

Investimentos (R$MM) 3T17 3T18 Var. 9M17 9M18 Var.

CEMAR

Ativos elétricos 69 66 -4,7% 225 189 -16,4%

Obrigações especiais 11 15 39,6% 52 45 -12,0%

Ativos não elétricos 9 21 123,4% 38 40 5,0%

Total 89 102 14,3% 315 274 -13,1%

CELPA

Ativos elétricos 156 137 -11,6% 426 435 2,2%

Obrigações especiais 43 59 38,8% 121 114 -5,5%

Ativos não elétricos 1 2- 283,6% 65 15 -76,3%

Total 199 195 -2,3% 612 565 -7,7%

Geramar

Geração 0 1 90,7% 3 3 6,2%

Equatorial Transmissão

Projeto 25 193 662,6% 97 426 337,9%

Intesa - 15 N/A - 29 N/A

Total Equatorial 289 506 74,9% 1.027 1.298 26,3%

38


8.1 – CEMAR

Os investimentos da CEMAR, excluindo os investimentos diretos relacionados ao PLPT, totalizaram R$75 milhões no

3T18, redução de 6,0% em relação ao 3T17. Tais investimentos são principalmente focados em expansão da capacidade

de transformação da rede de distribuição, tendo em vista o contínuo crescimento na demanda de energia do Estado.

Investimentos no Programa Luz Para Todos – PLPT

Ao final do 3T18, a CEMAR alcançou a marca histórica de 351.633 mil clientes ligadas à rede de distribuição de energia

elétrica através do PLPT, gerando um benefício direto para aproximadamente 1,76 milhão de habitantes. O PLPT já

está presente em 100% dos 217 municípios maranhenses, contribuindo para o desenvolvimento de áreas isoladas dos

aglomerados rurais e para a geração de renda nestas localidades. Durante o 3T18, o investimento direto no PLPT, que

inclui gastos com materiais e serviços de terceiros, foi de R$ 27 milhões.

8.2 – CELPA

Os investimentos da CELPA, excluindo os investimentos diretos relacionados ao PLPT, totalizaram R$ 135 milhões no

3T18, uma aumento de 1,4% em relação ao 3T17. Esses investimentos são focados principalmente na expansão de

capacidade e cobertura da rede de distribuição da Companhia, assim como na contínua melhoria da qualidade de

energia fornecida, tendo em vista o potencial de crescimento de demanda no Estado do Pará.

Investimentos no Programa Luz Para Todos – PLPT

Ao final do 3T18, foi alcançada a marca de 431,75 mil clientes ligados à rede de distribuição de energia elétrica da

CELPA através do PLPT, gerando um benefício direto a mais de 2,15 milhões de habitantes no Estado do Pará. O PLPT

já está presente em 143 municípios paraenses, contribuindo para o desenvolvimento de áreas isoladas dos

aglomerados urbanos e para a geração de renda nestas localidades. Durante o 3T18, o investimento direto no PLPT,

que inclui gastos com materiais e serviços de terceiros, foi de R$ 30 milhões.

8.3 – Geramar

O investimento apresentado no 3T18 refere-se basicamente à manutenção das usinas, uma vez que sua fase de

construção foi totalmente concluída no início de 2010. O valor de R$1 milhões, apresentado acima, é proporcional a

participação de 25% que a Equatorial detém na geradora.

8.4 – Equatorial Transmissão

Os investimentos no desenvolvimento dos lotes de Transmissão totalizaram R$193 milhões no 3T18 e consistem em

adiantamentos para início de fabricação de cabos condutores e estruturas metálicas e para as construtoras efetuarem

as mobilizações (previsto em contrato), elaborarem os projetos básicos e executivos (em andamento) e os serviços de

campo (topografia, sondagens e aerolevantamentos) das SPEs, indenizações por uso de Faixa de Servidão, processos

e estudos ambientais relacionadas à obtenção das Licenças Prévias e de Instalação, engenharia do proprietário,

administração e infraestrutura.

8.5 – Intesa Os investimentos da Intesa totalizaram R$15 milhões no 3T18 devido ao avanço no reforço no banco de capacitores da Subestação Miracema, cuja obra tem previsão de conclusão em dezembro/18, gerando receita adicional a partir de janeiro/19.

39


9. Fatos Relevantes e Comunicados

9.1 – Comunicado ao Mercado – Reajuste Tarifário da Celpa

07 de agosto de 2018 - A Equatorial Energia S.A. (BM&FBOVESPA: EQTL3) e as Centrais Elétricas do Pará S.A. – CELPA vêm a público comunicar que, em reunião de Diretoria realizada no dia de hoje, a ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica homologou o reajuste anual das tarifas da CELPA. O Reajuste Tarifário Anual (RTA) médio foi estabelecido em 8,08% (econômico), entretanto, considerando-se o efeito líquido da inclusão dos Componentes Financeiros na tarifa, o efeito médio a ser percebido pelo consumidor será de 11,75%.

Reajuste Tarifário Anual 2018

Reajuste Econômico 8,08%

Inclusão dos Componentes Financeiros do Ano Corrente 6,97%

Exclusão dos Componentes Financeiros do Ano Anterior -3,31%

Efeito Médio Percebido pelos Consumidores 11,75%

A parcela B teve um reajuste de 6,96% quando comparada à Parcela B vigente no último ano tarifário, influenciada pelo IGP-M do período de referência que foi de 8,24%, menos o Fator X de 1,28%, sendo que a componente Q do Fator X, no valor de -0,43%, contribui positivamente no resultado, e com isto a Parcela B homologada alcançou o valor de R$ 1.678 milhões. O reajuste tarifário terá efeito a partir do dia 07 de agosto de 2018.

9.2 – Comunicado ao Mercado – Obtenção das Licenças de Instalação da SPE 07 (Lote 23)

09 de agosto de 2018 - A Equatorial Energia S.A. (“Companhia”), com suas ações negociadas no Novo Mercado da B3 S.A. – Brasil, Bolsa, Balcão sob o código “EQTL3”, informa ao mercado e ao público em geral que, em 08 de agosto de 2018, obteve a Licença de Instalação (“LI”) da Secretaria de Estado de Meio Ambiente (SEMAS), para seu projeto de linha de transmissão do lote 23, do leilão realizado em outubro de 2016. A Licença de Instalação obtida é especificamente referente a 3 dos 4 trechos que fazem jus às RAPs parciais, totalizando aproximadamente R$ 82 milhões, conforme tabela abaixo.

Lembramos que desde que (i) entre em operação comercial o empreendimento da Subestação de Marituba, e (ii) qualquer outro trecho acima descrito, a Companhia fará jus às RAPs parciais correspondentes independentemente da conclusão integral do lote.

9.3 – Comunicado ao Mercado – Reajuste Tarifário da Cemar

21 de agosto de 2018 - A Equatorial Energia S.A. (BM&FBOVESPA: EQTL3) e a CEMAR – Companhia Energética do Maranhão vêm a público comunicar que, em reunião de Diretoria realizada no dia de hoje, a ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica homologou o reajuste anual das tarifas da CEMAR.

Trechos do Lote 23 - SPE 07 Status do Licenciamento % RAP

LT 500 kV Vila do Conde - Marituba e SE Marituba Licença de Instalação Obtida 60,6% 58

2 trechos de LT, LTs 230 kV Guamá-Utinga Licença de Instalação Obtida 6,8% 6

Subestação de Marituba Licença de Instalação Obtida 19,0% 18

RAP Parcial com LI 82

LT 230 kV Marituba - Castanhal Em análise 13,7% 13

RAP Total 95

40


O Reajuste Tarifário Anual (RTA) médio foi estabelecido em 10,26% (econômico), entretanto, considerando-se o efeito líquido da inclusão dos Componentes Financeiros na tarifa, o efeito médio a ser percebido pelo consumidor será de 16,94%.

Reajuste Tarifário Anual 2018

Reajuste Econômico 10,26%

Inclusão dos Componentes Financeiros do Ano Corrente 10,53%

Exclusão dos Componentes Financeiros do Ano Anterior -3,85%

Efeito Médio Percebido pelos Consumidores 16,94%

A parcela B teve um reajuste de 6,86% quando comparada à Parcela B vigente no último ano tarifário, influenciada pelo IGP-M do período de referência que foi de 8,24%, menos o Fator X de 1,37%, sendo que a componente Q do Fator X, no valor de -0,50%, contribui positivamente no resultado, e com isto a Parcela B homologada alcançou o valor de R$ 1.403 milhões. O reajuste tarifário terá efeito a partir do dia 28 de agosto de 2018.

9.4 – Comunicado ao Mercado – Reajuste Tarifário de Cepisa

26 de setembro de 2018 - A Equatorial Energia S.A. (B3: EQTL3) vem a público comunicar que, em reunião de Diretoria realizada ontem, a ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica prorrogou a vigência das tarifas de aplicação constantes da Resolução Homologatória nº 2.305/2017 do reajuste anual das tarifas da CEPISA – Companhia Energética do Piauí, cuja vigência iniciou-se em 28 de setembro de 2017. Segundo o Edital do Leilão nº 2/2018-PPI/PND, a ANEEL deverá realizar um processo tarifário específico 45 dias após a assinatura do novo Contrato de Concessão, para incorporar o resultado do Leilão, e, conforme Portaria do MME n° 370 de 20 de agosto de 2018, o reajuste tarifário da CEPISA, com data original de 27 de setembro de 2018, ocorrerá em conjunto com o processo tarifário específico do leilão, preservando os direitos de repasse de despesas de parcela A e atualização de parcela B para todo o período, fazendo com que o impacto seja neutro para a Companhia. Nesse sentido, a nova data de reajuste anual das tarifas da CEPISA passará a ser 45 dias após a assinatura do novo Contrato de Concessão, prevista para ocorrer em outubro de 2018.

9.5 – Comunicado ao Mercado – Leilão de 49% do capital de Intesa

27 de setembro de 2018 - A EQUATORIAL ENERGIA S.A. (“Companhia”), com suas ações negociadas no Novo Mercado

da B3 S.A. – Brasil, Bolsa, Balcão (“B3”) sob o código “EQTL3”, informa ao mercado e ao público em geral, o que segue:

Nesta data, a Companhia sagrou-se vencedora no procedimento licitatório na modalidade de leilão (“Leilão”), realizado

em sessão pública na sede da B3, na forma do edital de leilão Eletrobras nº 01/2018 e seus anexos (“Edital”), para a

alienação da participação societária da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras (“Eletrobras”) na sociedade de

propósito específico Integração Transmissora de Energia S.A. (“Intesa”), referente ao “Lote I” do Edital do Leilão.

A Companhia ofertou a proposta econômica vencedora no âmbito do Leilão, no valor de R$ 277.484.856,19 (“Preço”).

Desde que verificadas as condicionantes previstas no Edital, bem como a homologação do resultado do Leilão pela

Comissão de Alienação do Leilão, a Companhia celebrará Contrato de Compra e Venda de Ações e Outras Avenças

41


(“Contrato”), por meio do qual, subordinado à verificação de determinadas condições suspensivas, a Companhia

adquirirá ações representativas de 49% (quarenta e nove por cento) do capital social total da Intesa, atualmente

detidas pela Eletrobras.

Como contraprestação pela transferência da titularidade das ações de emissão da Intesa, a Companhia assumirá a

obrigação de pagar o Preço ofertado no Leilão, sujeito aos ajustes previstos no Contrato, dentre os quais estão

eventuais distribuições de resultados pela Intesa.

A conclusão da operação, com a efetiva transferência das ações da Intesa para a Companhia está sujeita ao

cumprimento de determinadas condições suspensivas, dentre as quais, se incluem a aprovação dos termos e condições

da operação pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e pelo Conselho Administrativo de Defesa Econômica

(CADE).

Com a consumação da operação, a Companhia passará a ser detentora de ações representativas de 100% (cem por

cento) do capital social da Intesa.

A Intesa tem como objeto a construção, implantação, operação e manutenção das instalações do serviço público de

transmissão de energia elétrica da rede básica do sistema elétrico interligado, composto pela linha de transmissão 500

kV Colinas/Serra da Mesa 2, 3º circuito, entradas de linha e instalações vinculadas, nos termos do Contrato de

Concessão de Transmissão de Energia Elétrica nº 002/2006-ANEEL.

Visto que a Companhia já é detentora das ações remanescentes da Intesa representativas de 51% (cinquenta e um por

cento) do seu capital social, não será necessária a aprovação da operação pela assembleia geral da Companhia, nem

haverá direito de retirada para os acionistas eventualmente dissidentes, nos termos do artigo 256 da Lei n.º 6.404/76.

9.6 – Fato Relevante – Closing da Aquisição de Cepisa e Aumento de Capital

17 de outubro de 2018 - A EQUATORIAL ENERGIA S.A., sociedade por ações com registro de companhia aberta perante

a Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”), com sede na Alameda A, Quadra SQS, nº 100, Loteamento Quitandinha,

Anexo A, Altos do Calhau, CEP 65.071-680, Cidade de São Luís, Estado do Maranhão, inscrita no Cadastro Nacional de

Pessoas Jurídicas do Ministério da Fazenda sob o nº 03.220.438/0001-73, com seus atos constitutivos devidamente

arquivados na Junta Comercial do Maranhão sob o NIRE nº 2130000938-8, com suas ações negociadas no Novo

Mercado da B3 S.A. – Brasil, Bolsa, Balcão sob o código “EQTL3” (“Companhia”), em cumprimento ao disposto no art.

157, § 4.º, da Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada (“Lei das S.A.”), e na Instrução da CVM nº

358, de 3 de janeiro de 2002, conforme alterada, vem informar aos seus acionistas ao mercado em geral, em

continuidade às informações divulgadas pela Companhia em fatos relevantes datados de 26 de julho de 2018 e 5 de

setembro de 2018, o que segue:

Nesta data, foi verificado o cumprimento das duas últimas condicionantes previstas no edital de leilão nº 2/2018-

PPI/PND e seus anexos (“Edital”), relacionado ao procedimento licitatório na modalidade de leilão (“Leilão”), para a

outorga de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica associada à transferência do controle

acionário da distribuidora de energia elétrica COMPANHIA ENERGÉTICA DO PIAUÍ (“CEPISA”) para a Companhia

(“Operação”).

42


Dentre as condicionantes previstas no Edital para a consumação da Operação estavam: (a) a aprovação prévia pelo

Conselho Administrativo de Defesa Econômica – CADE (“CADE”); (b) a anuência prévia pela Agência Nacional de

Energia Elétrica – ANEEL (“ANEEL”); (c) a realização, por parte da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – Eletrobras

(“Eletrobras”), de ajustes na CEPISA mediante a conversão de dívida em capital social, nos termos da Resolução CPPI

nº 20/2017 e alterações posteriores; (d) a liquidação financeira, pela Companhia, da compra das ações de emissão da

CEPISA objeto da Operação; e (e) o pagamento integral, pela Companhia, da remuneração devida à B3, na qualidade

de responsável pela operacionalização da liquidação do Leilão.

Com relação às condicionantes, (i) a aprovação da Operação pelo Superintendente-Geral do CADE, sem restrições,

ocorreu em 27 de agosto de 2018, conforme decisão publicada no Diário Oficial da União em 28 de agosto de 2018, e

transitada em julgado no dia 13 de setembro de 2018; (ii) a aprovação da Operação pela ANEEL, por sua vez, foi

publicada no Diário Oficial da União em 10 de setembro de 2018; (iii) em 26 de setembro de 2018, foi realizada

assembleia geral extraordinária da CEPISA na qual foi deliberada a realização de aumento do capital social da CEPISA

com créditos de titularidade da Eletrobras, de forma a realizar os ajustes previstos na Resolução CPPI nº 20/2017; e

(iv) por fim, na presente data, a Companhia realizou a liquidação financeira da Operação, mediante pagamento do

preço de aquisição das ações de emissão da CEPISA à Eletrobras, e da remuneração devida à B3.

Diante da verificação do cumprimento de todas as condicionantes do Edital, a Operação foi concluída nesta data e

foram transferidas para a Companhia ações ordinárias e preferenciais de emissão da CEPISA representativas de

aproximadamente 89,94% do seu capital social total, nos termos do Contrato de Compra e Venda de Ações e Outras

Avenças celebrado entre a Companhia e a Eletrobras na presente data (“Contrato de Compra e Venda de Ações”).

Além do Contrato de Compra e Venda de Ações, a Companhia também: (a) celebrou, nesta data, o Acordo de Acionistas

da CEPISA, com a Eletrobras; (b) realizou, nesta data, o aporte de R$ 720.915.595,51 na CEPISA, conforme aprovado

na assembleia geral extraordinária da CEPISA realizada na presente data; e (c) celebrará, em 18 de outubro de 2018, o

Contrato de Concessão do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica (nos termos da Lei nº 12.783, de 11 de

janeiro de 2013), com a União.

Adicionalmente, nos termos do Edital, a Companhia deverá adquirir eventuais sobras das 74.790.616 ações ordinárias

e 3.582.784 ações preferenciais de emissão da CEPISA, representativas de aproximadamente 10,06% de seu capital

social, que serão ofertadas aos seus empregados e aposentados.

Nos termos do Edital e do Acordo de Acionistas da CEPISA, será assegurado à Eletrobras, ainda, o direito de, dentro do

prazo de seis meses a contar da presente data, realizar um aumento de capital de forma a aumentar a sua participação

acionária em até 30% no capital social total da CEPISA.

9.7 – Comunicado ao Mercado – Licença de Instalação das SPEs 1, 2 e 3 (Lotes 8, 9 e 12)

1 de novembro de 2018 - A Equatorial Energia S.A. (“Companhia”), com suas ações negociadas no Novo Mercado da

B3 S.A. – Brasil, Bolsa, Balcão sob o código “EQTL3”, informa ao mercado e ao público em geral que, em 31 de outubro

de 2018, obteve a Licença de Instalação (“LI”) do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais

Renováveis (IBAMA), para seus projetos de linha de transmissão dos lotes 8, 9 e 12, conjuntamente, do leilão realizado

em outubro de 2016.

43


Os lotes 08, 09 e 12 compõem o Bloco 2, com Receita Anual Permitida estimada pela Aneel (base: set/2018) de R$ 271

milhões e Capex de R$ 1.580 milhões.

Em junho, foi celebrado o Contrato de Financiamento entre as SPEs 1, 2 e 3 (“Lotes 08, 09 e 12”) e o Banco do Nordeste

do Brasil S.A. (“BNB”), para abertura de crédito no valor total de R$ 1.121 milhões (um bilhão e cento e vinte e um

milhões de reais), providos com recursos do Fundo Constitucional de Financiamento do Nordeste (“FNE”),

correspondendo a pouco mais de 70% do investimento previsto pela ANEEL para estes lotes.

44


10. Mercado de Capitais

As ações da Equatorial Energia encerraram o 3T18 cotadas a R$57,46, com valorização de 1,2% em relação ao valor de

fechamento do 2T18, de R$56,78. No mesmo período, o Ibovespa apresentou valorização de 4,5% e o IEE, de 2,0%. A

desvalorização da ação nos últimos 12 meses foi de 4,5 %, comparado ao Ibovespa (6,8%) e ao IEE (4,7%).

As ações da Companhia registraram uma média de negociação diária, nos últimos 60 pregões findos em 28 de

setembro de 2018, de R$59,5 milhões. As ações da Equatorial são negociadas no Novo Mercado da BM&FBOVESPA e

fazem parte dos seguintes índices: Índice Bovespa, MSCI Brazil, IBrX 50, IEE, ITAG e IGC.

Ao final do 3T18, a Companhia possuía 198.769.717 ações, todas em circulação e negociadas no Novo Mercado da

BM&FBOVESPA.

11. Serviços Prestados pelo Auditor Independente

A Companhia não contratou da KPMG Auditores Independentes, seu auditor externo, outros serviços além da auditoria

independente e serviços por exigência da ANEEL. A política de contratação adotada pela Companhia atende aos

princípios que preservam a independência do auditor, de acordo com as normas vigentes, que principalmente

determinam que o auditor não deve auditar o seu próprio trabalho, nem exercer funções gerenciais no seu cliente ou

promover os seus interesses.

As seguintes informações não foram revisadas pelos auditores independentes: i) dados operacionais da CEMAR e

CELPA (incluindo aqueles relacionados ao Programa Luz para Todos (PLPT); ii) informações financeiras pró-forma, bem

como a comparação destas informações com os resultados societários do período; e iii) expectativas da administração

quanto ao desempenho futuro das companhias.

12. Eventos de Divulgação

TELECONFERÊNCIA EM PORTUGUÊS

SEXTA-FEIRA, 09 DE NOVEMBRO DE 2018

14H00 (HORÁRIO DE BRASÍLIA)

11H00 (HORÁRIO DE NOVA YORK)

TELEFONES: +55 11 2188 0155

CÓDIGO: EQUATORIAL

TELECONFERÊNCIA EM INGLÊS

SEXTA-FEIRA, 09 DE NOVEMBRO DE 2018

12H00 (HORÁRIO DE BRASÍLIA)

09H00 (HORÁRIO DE NOVA YORK)

TELEFONES: +55 11 2188 0155

+1 646 843 6054

CÓDIGO: EQUATORIAL

► Os participantes devem se conectar aproximadamente 10 minutos antes do início das teleconferências.

► SLIDES E WEBCAST: Os slides da apresentação estarão disponíveis para visualização e download na sessão de

Relações com Investidores em nosso website http://www.equatorialenergia.com.br/ri a partir da data da

teleconferência. O áudio das teleconferências será transmitido ao vivo pela Internet, no mesmo site, onde

ficará disponível após o evento

Relações com Investidores

► E-mail: [email protected]

► Website: www.equatorialenergia.com.br

45


Aviso

As declarações sobre eventos futuros estão sujeitas a riscos e incertezas. Tais declarações têm como base crenças e

suposições de nossa Administração e informações a que a Companhia atualmente tem acesso. Declarações sobre

eventos futuros incluem informações sobre nossas intenções, crenças ou expectativas atuais, assim como aquelas dos

membros do Conselho de Administração e Diretores da Companhia.

As ressalvas com relação às declarações e informações acerca do futuro também incluem informações sobre resultados

operacionais possíveis ou presumidos, bem como declarações que são precedidas, seguidas ou que incluem as palavras

“acredita”, “poderá”, “irá”, “continua”, “espera”, “prevê”, “pretende”, “estima” ou expressões semelhantes.

As declarações e informações sobre o futuro não são garantias de desempenho. Elas envolvem riscos, incertezas e

suposições porque se referem a eventos futuros, dependendo, portanto, de circunstâncias que poderão ocorrer ou

não. Os resultados futuros e a criação de valor para os acionistas poderão diferir de maneira significativa daqueles

expressos ou sugeridos pelas declarações com relação ao futuro. Muitos dos fatores que irão determinar estes

resultados e valores estão além da capacidade de controle ou previsão da Companhia.

Critérios contábeis adotados:

As informações estão apresentadas na forma consolidada e de acordo com os critérios da legislação societária

brasileira, a partir de informações financeiras revisadas. As informações financeiras consolidadas apresentadas neste

relatório representam 100% do resultado da CEMAR, excluindo 34,89% de participação dos minoritários, 96,50% da

CELPA e 100% da 55 Soluções.

As informações operacionais consolidadas representam 100% dos resultados da CEMAR, 100% da CELPA e 100% da 55

Soluções

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Anexo 1 – Demonstração de Resultado do Período (R$ MM)

DRE CEMAR

Demonstração do resultado (R$ mil) 3T17 3T18 9M17 9M18

Receita operacional 1.254.887 1.400.057 3.324.147 3.894.458

Fornecimento de energia elétrica 1.092.028 1.236.208 2.908.922 3.314.733

Suprimento de energia elétrica 906 22.692 10.745 205.651

Recei ta de construção 89.243 94.687 316.811 266.764

Outras recei tas 72.710 46.470 87.669 107.310

Deduções da receita operacional (357.309) (410.211) (915.791) (1.118.220)

Receita operacional líquida 897.578 989.846 2.408.357 2.776.238

Custo do serviço de energia elétrica (504.555) (626.849) (1.459.264) (1.759.313)

Energia elétrica comprada para revenda (376.713) (483.138) (1.060.713) (1.314.889)

Encargo uso do s i s tema de trans mis são e distribuição (38.599) (49.024) (81.740) (177.660)

Cus tos de cons trução (89.243) (94.687) (316.811) (266.764)

Margem Bruta Operacional 393.023 362.997 949.093 1.016.925

Custo/despesa operacional (126.558) (117.870) (389.824) (416.124)

Pes soal (27.589) (27.200) (84.247) (84.877)

Materia l (2.563) (3.119) (8.342) (7.836)

Serviço de tercei ros (65.642) (71.638) (199.339) (219.965)

Provis ões (19.493) (7.394) (58.407) (76.336)

Outros (5.702) (4.964) (19.465) (11.594)

Outras recei tas/des pes as operaciona is (5.569) (3.555) (20.024) (15.516)

EBITDA 266.465 245.127 559.269 600.801

Depreciação e amortização (42.398) (43.720) (126.048) (127.263)

Resultado do serviço 224.067 201.407 433.221 473.538

Resultado financeiro 4.338 (10.574) (23.275) (40.752)

Recei tas financeiras 80.233 51.587 190.470 161.445

Despesas financeiras (75.895) (62.161) (213.745) (202.197)

Resultado antes do imposto de renda 228.405 190.833 409.946 432.786

Contribuição socia l (19.022) (15.621) (37.662) (37.746)

Imposto de renda (32.842) (28.903) (64.729) (67.601)

Impostos di feridos (25.591) (17.389) (37.558) (40.930)

Incentivos fi s ca is 32.842 28.903 64.729 67.601

Resultado do exercício 183.792 157.823 334.724 354.110

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DRE CELPA




Suprimento de energia elétrica 9.944 59.236 26.193 311.746

Receita de construção 188.962 191.529 601.478 561.755

Outras receitas 67.909 102.813 167.328 242.767

Deduções da receita operacional (592.551) (613.898) (1.563.180) (1.698.727)

Receita operacional líquida 1.401.534 1.483.807 3.664.035 4.008.860

Custo do serviço de energia elétrica (865.402) (989.103) (2.370.394) (2.760.982)

Energia elétrica comprada para revenda (585.688) (711.724) (1.600.596) (1.923.315)

Encargo uso do sistema de transmissão e distribuição (90.752) (85.851) (168.320) (275.913)

Custos de construção (188.962) (191.529) (601.478) (561.755)

Margem Bruta Operacional 536.132 494.704 1.293.641 1.247.878

Custo/despesa operacional (233.010) (196.929) (690.864) (638.468)

Pessoal (31.114) (37.449) (94.582) (105.159)

Material (1.810) (5.356) (6.457) (11.741)

Serviço de terceiros (107.212) (82.923) (284.257) (254.064)

Provisões (39.724) (28.644) (192.340) (146.115)

Outros (3.290) (6.269) (35.288) (15.685)

Contratação de energia e potência - SI (120.298) (137.335) (310.414) (391.364)

Subvenção CCC 85.925 110.047 284.631 311.847

Matéria prima p/ produção de energia eletrica (2.960) (2.349) (35.412) (7.325)

Outras receitas/despesas operacionais (12.528) (6.650) (16.744) (18.861)

EBITDA 303.122 297.775 602.777 609.410



Resultado financeiro (37.566) (63.104) (154.894) (194.473)

Receitas financeiras 62.999 (249.535) 192.978 88.533

Despesas financeiras (100.564) 186.430 (347.872) (283.007)

Resultado operacional 211.608 163.405 289.137 227.505

Contribuição social (13.970) (6.400) (15.710) (10.472)

Imposto de renda (34.359) (23.198) (41.013) (29.121)

Impostos diferidos (6.812) (23.223) (25.803) (33.622)

Incentivos fiscais 34.359 23.198 41.013 29.121


48


DRE Intesa Regulatório X Societário

Demonstração do resultado (R$ mil)3T17

RegulatórioAjustes

3T17

Societário

3T18

RegulatórioAjustes

3T18

Societário

9M17

RegulatórioAjustes

9M17

Societário

9M18

RegulatórioAjustes

9M18

Societário

Receita operacional 32.115 2.989 35.104 40.692 6.954 47.647 102.417 (3.141) 99.276 119.963 19.071 139.034

Transmissão de energia 31.607 (31.607) - 40.492 (40.492) - 100.893 (100.893) - 119.361 (119.361) -

Receita de Operação e Manutenção - 3.778 3.778 - 3.598 3.598 - 10.307 10.307 - 10.342 10.342

Receita de construção - 8.528 8.528 - 13.053 13.053 - 11.844 11.844 - 32.315 32.315

Receita Financeira - Atualização TIR - 21.671 21.671 - 29.869 29.869 - 73.745 73.745 - 92.996 92.996

Outras receitas 508 619 1.127 201 926 1.127 1.524 1.857 3.381 602 2.779 3.381

Deduções da receita operacional (4.359) 554 (3.805) (4.602) (1.105) (5.707) (13.530) 1.662 (11.868) (14.129) (4.699) (18.828)

Receita operacional líquida 27.756 3.543 31.299 36.090 5.849 41.940 88.887 (1.479) 87.408 105.834 14.372 120.206

Custo/despesa operacional (4.947) (9.120) (14.067) (4.449) (11.948) (16.397) (13.840) (13.634) (27.474) (12.967) (27.142) (40.109)

Pessoal (1.314) - (1.314) (1.273) - (1.273) (3.778) - (3.778) (3.687) - (3.687)

Material (132) - (132) (88) 35 (53) (412) - (412) (266) 0 (266)

Serviço de terceiros (3.402) - (3.402) (3.044) (31) (3.074) (9.330) - (9.330) (8.733) 56 (8.677)

Custo de construção - (8.528) (8.528) - (11.948) (11.948) - (11.844) (11.844) - (26.509) (26.509)

Outros (99) (592) (691) (44) (5) (49) (320) (1.790) (2.110) (281) (689) (970)

EBITDA 22.809 (5.577) 17.232 31.642 (6.099) 25.543 75.047 (15.113) 59.934 92.867 (12.770) 80.097

Depreciação e amortização (3.908) 3.893 (15) (4.898) 4.883 (15) (11.725) 11.680 (45) (13.296) 13.251 (45)

Resultado do serviço 18.901 (1.684) 17.217 26.744 (1.216) 25.528 63.322 (3.433) 59.889 79.571 481 80.052

Resultado financeiro (2.129) - (2.129) (972) - (972) (5.817) - (5.817) (3.679) - (3.679)

Receitas financeiras 846 - 846 763 - 763 2.881 - 2.881 2.023 - 2.023

Despesas financeiras (2.975) - (2.975) (1.735) - (1.735) (8.699) - (8.699) (5.702) - (5.702)

Resultado antes do imposto de renda 16.772 (1.684) 15.088 25.772 (1.216) 24.556 57.505 (3.433) 54.072 75.892 481 76.373

Imposto de renda e contribuição social (4.582) (687) (5.269) (7.925) (570) (8.495) (15.949) (2.714) (18.663) (24.315) (2.010) (26.325)

Subvenção do imposto de renda 2.318 - 2.318 3.536 - 3.536 9.263 - 9.263 10.099 - 10.099

Resultado do exercício 14.508 (2.371) 12.137 21.383 (1.786) 19.597 50.819 (6.147) 44.672 61.676 (1.529) 60.147

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DRE Equatorial Transmissão Societário


Receita operacional 9.923 134.755 9.923 381.616

Recei ta de construção 9.683 118.945 9.683 343.273

Recei ta de Atual i zação Financeira 240 15.810 240 38.343

Deduções da receita operacional - (11.002) - (31.752)

Receita operacional líquida 9.923 123.753 9.923 349.864

Custo do serviço de energia elétrica (9.683) (107.942) (9.683) (311.521)

Cus tos de construção (9.683) (107.942) (9.683) (311.521)

Margem Bruta Operacional 240 15.811 240 38.343

Custo/despesa operacional 3.298 (3.372) (1.079) (10.762)

Pes soa l (196) (2.127) (970) (8.774)

Materia l 15 (31) (4) (46)

Serviço de tercei ros 3.221 (1.095) (97) (1.793)

Outros 258 (119) (8) (149)

Outras recei tas /des pes as operacionais 1 (5) - (6)

EBITDA 3.539 12.434 (839) 27.575

Depreciação e amortização (27) (63) (27) (337)

Resultado do serviço - 1 - (194)

Equiva lencia patrimonial - 1 - (194)

Resultado financeiro (113) (3.639) (170) (4.004)

Recei tas financeiras (87) 34 2 62

Despesas financeiras (26) (3.673) (172) (4.066)

Resultado operacional 3.399 8.733 (1.036) 23.040

Contribuição socia l (4) (10) (4) (110)

Imposto de renda (7) 19 (7) (203)

Impostos di feridos - (4.403) - (12.254)

Resultado do exercício 3.388 4.339 (1.047) 10.473

50


DRE Equatorial Energia Consolidado




Suprimento de energia elétrica 10.850 81.928 36.938 517.397

Receita de construção 287.888 405.159 927.972 1.171.790

Outras receitas 173.657 203.705 462.544 501.021

Deduções da receita operacional (958.636) (1.052.023) (2.510.641) (2.894.272)

Receita operacional líquida 2.422.094 2.725.132 6.346.987 7.470.054

Custo do serviço de energia elétrica (1.450.950) (1.812.376) (3.992.527) (5.051.295)

Energia elétrica comprada para revenda (1.033.538) (1.283.344) (2.814.322) (3.457.683)

Encargo uso do sistema de transmissão e distribuição (129.524) (134.875) (250.233) (453.573)

Custos de construção (287.888) (394.157) (927.972) (1.140.039)

Margem Bruta Operacional 2.023.077 2.368.530 5.156.363 6.284.827

Custo/despesa operacional (399.017) (356.602) (1.190.624) (1.185.227)

Pessoal (87.179) (94.038) (257.887) (281.601)

Material (5.054) (9.524) (16.174) (22.499)

Serviço de terceiros (174.457) (161.676) (491.481) (495.871)

Provisões (54.932) (36.451) (250.553) (223.197)

Outros (59.301) (44.709) (137.763) (127.683)

Outras receitas/despesas operacionais (18.094) (10.204) (36.766) (34.376)

EBITDA 572.127 556.154 1.163.836 1.233.532



Equivalencia patrimonial 4.022 25.376 17.303 59.591

Amortização de ágio (1.481) (2.507) (4.442) (7.522)

Resultado financeiro (20.677) (84.026) (133.833) (254.593)

Receitas financeiras 140.396 (687.171) 424.679 (204.200)

Despesas financeiras (161.073) 603.145 (558.512) (50.393)

Resultado operacional 457.200 379.528 756.836 714.746

Contribuição social (34.610) (22.692) (59.063) (50.718)

Imposto de renda (71.598) (53.891) (121.355) (103.487)

Impostos diferidos (32.364) (44.966) (60.114) (86.657)

Incentivos fiscais 67.201 52.099 105.742 96.720


Participações minoritárias (74.147) (62.045) (133.794) (136.893)

Lucro do exercício atribuído aos acionistas da controladora 311.682 248.033 488.252 433.711

51


Anexo 2 – Demonstração de Resultado por Empresa (R$ MM)

► A tabela abaixo reflete o processo de consolidação da Equatorial, obtido através da soma da Equatorial Holding + 100%

da 55 Soluções + 100% da CEMAR + 100% da CELPA + Eliminações.

► Na linha de “Participação de Acionista Não Controlador” é feito um ajuste de forma que o lucro líquido consolidado da

Equatorial reflita sua participação real na CEMAR, de 65,11% e da CELPA, de 96,50%.

Receita operacional - 144.641 134.754 1.400.057 2.097.705 - - 3.777.157

Fornecimento de energia elétrica - 106.028 - 1.236.208 1.744.127 - - 3.086.363

Suprimento de energia elétrica - - - 22.692 59.236 - - 81.928

Receita de construção - - 118.944 94.687 191.529 - - 405.160

Outras receitas - 38.613 15.810 46.470 102.813 - - 203.706

Deduções da receita operacional - (16.916) (11.001) (410.211) (613.898) - - (1.052.026)

Receita operacional líquida - 127.725 123.753 989.846 1.483.807 - - 2.725.131

Custo do serviço de energia elétrica - (88.482) (107.942) (626.849) (989.103) - - (1.812.376)

Energia elétrica comprada para revenda - (88.482) - (483.138) (711.724) - - (1.283.344)

Encargo uso do sistema de transmissão e distribuição - - - (49.024) (85.851) - - (134.875)

Custos de construção - - (107.942) (94.687) (191.529) - - (394.158)

Custo/despesa operacional (7.115) (31.311) (3.376) (117.870) (196.929) - - (356.601)

Pessoal (4.099) (23.160) (2.127) (27.200) (37.449) - - (94.034)

Material (35) (984) (31) (3.119) (5.356) - - (9.524)

Serviço de terceiros (3.422) (2.597) (1.095) (71.638) (82.923) - - (161.675)

Provisões - (413) - (7.394) (28.644) - - (36.451)

Outros 441 (4.158) (124) (4.964) (35.906) - - (44.711)

Outras receitas/despesas operacionais - - - (3.555) (6.650) - - (10.205)

EBITDA (7.115) 7.932 12.435 245.127 297.775 - - 556.154

Depreciação e amortização (2.509) (92) (63) (43.720) (71.266) - (327) (117.977)

Resultado do serviço (9.624) 7.840 12.372 201.407 226.509 - (327) 438.177

Participação de acionistas não controlad. 265.786 - (1) - - (240.409) - 25.376

Equivalencia Patrimonial 265.786 - (1) - - (240.409) - 25.376

Amortização de ágio - - - - - - - -

RESULTADO FINANCEIRO (8.133) 1.428 (3.640) (10.574) (63.104) - - (84.023)

Receitas financeiras 15.750 1.506 34 51.587 (249.535) (392) - (181.050)

Despesas financeiras (23.883) (78) (3.674) (62.161) 186.430 392 - 97.026

Resultado antes do imposto de renda 248.029 9.268 8.731 190.833 163.405 (240.409) (327) 379.530

Contribuição social - (661) (10) (15.621) (6.400) - - (22.692)

Imposto de renda - (1.811) 19 (28.903) (23.198) - - (53.893)

Impostos diferidos - - (4.403) (17.389) (23.223) - 50 (44.965)

Incentivos fiscais - - - 28.903 23.198 - - 52.101

Resultado do exercício 248.029 6.796 4.337 157.823 133.781 (240.409) (277) 310.080

Participações minoritárias - (2.305) - (55.066) (4.684) - 10 (62.045)

Lucro do exercício atribuído aos acionistas da controladora 248.029 4.491 4.337 102.757 129.097 (240.409) (267) 248.035

Equatorial

consolidado

Equatorial

Holding

Equatorial

SoluçõesCEMAR CELPA PPA (Celpa)Demonstração do resultado por empresa (R$ mil) Eliminações

Equatorial

transmissão

52


Anexo 3 – Balanço Patrimonial (R$MM)

BP CEMAR

Ativo (R$ mil) 30/09/2017 31/12/2017 31/03/2018 30/06/2018 30/09/2018

Circulante 2.419 2.878 2.837 2.322 2.665

Caixa e equivalentes de ca ixa 520 1.743 1.779 1.257 1.353

Inves timentos de curto prazo 757 0 - -

Contas a receber de cl ientes 866 907 827 882 949

Ba ixa renda 38 47 37 35 39

(-) Provisão para créditos de l iquidação duvidosa (115) (123) (138) (149) (143)

Contas a receber - bandeiras tari fárias 0 4 1 3 -

Serviços pedidos 49 61 69 77 79

Depós i tos judicia is 12 3 2 2 2

Va lores a receber de parcela A e outros i tens financeiros 96 57 46 9 208

Instrumentos financeiros derivativos 51 - - - -

Es toques 4 4 5 6 5

Impostos e contribuições a recuperar 38 38 38 38 38

Impostos e contribuições sobre o lucro a recuperar 42 72 77 83 67

Outros créditos a receber 61 65 95 79 68

Não circulante 3.558 3.675 3.731 3.901 3.750

Realizável a longo prazo 1.600 1.717 1.793 1.917 1.853


Va lores a receber de parcela A e outros i tens financeiros 73 134 179 265 91




Ativo financeiro da concessão 1.280 1.295 1.328 1.345 1.443

Permanente 1.958 1.959 1.938 1.984 1.897

Intangível 1.958 1.959 1.938 1.984 1.897

Total do ativo 5.976 6.553 6.567 6.224 6.415

Passivo e patrimônio líquido (R$ mil) 30/09/2017 31/12/2017 31/03/2018 30/06/2018 30/09/2018

Circulante 1.849 1.453 1.403 1.275 1.322

Fornecedores 364 392 332 351 375

Obrigações e encargos s obre folha de pagamento 18 16 17 17 16

Empréstimos e financiamentos 762 481 511 215 223

Debêntures 210 203 208 173 174

Impostos e contribuições a recolher 102 97 94 95 105

Impostos e contribuições sobre lucro a recolher 7 2 2 4 5

Dividendos 203 93 93 259 259

Encargos do consumidor 17 17 14 20 20

Contribuição de i l uminação públ ica 12 10 8 8 7

Pesquisa e desenvolvimento de eficiência energética 18 29 33 39 35

Participação nos l ucros 31 33 18 18 22

Provisão para processos cíveis , fi sca is e traba lhis tas 35 26 19 27 25

Outras contas a pagar 72 54 53 49 56

Não circulante 1.742 2.653 2.632 2.470 2.457

Empréstimos e financiamentos 832 1.300 1.256 1.165 1.127

Debêntures 565 1.006 1.011 929 934


Imposto de renda e contribuições socia l di feridos 227 232 241 256 273

Provisão para processos cíveis , fi sca is e traba lhis tas 61 65 74 70 72



Patrimônio líquido 2.385 2.448 2.533 2.479 2.636

Capita l soci al 1.025 1.025 1.025 1.147 1.147

Reservas de capita l 1 1 1 1 1

Reservas de lucros 1.024 1.422 1.422 1.135 1.135

Lucros acumulados 335 - 85 196 353

Total do passivo e patrimônio líquido 5.976 6.553 6.567 6.224 6.415

53


BP CELPA

Ativo (R$ mil) 30/09/2017 31/12/2017 31/03/2018 30/06/2018 30/09/2018

Circulante 2.811 3.148 2.822 3.576 3.041

Ca ixa e equivalentes de ca ixa 193 1.075 913 1.714 842

Investimentos de curto prazo 669 1 1 1 1

Contas a receber de cl ientes 1.733 1.843 1.691 1.740 1.883

Baixa renda 31 39 30 30 31

(-) Provisão para crédi tos de l iquidação duvidosa (287) (318) (339) (368) (382)

Contas a receber - bandei ras tari fá rias 2 5 1 5 1

Aquis ição de combustível - conta CCC 42 78 70 55 76

Serviços pedidos 117 135 156 155 197

Depós i tos judicia is 6 8 8 - -

Valores a receber de parcela A e outros i tens financei ros 40 43 24 - 148

Es toques 11 10 11 14 10



Outros crédi tos a receber 153 113 132 118 117

Não circulante 5.284 5.449 5.473 5.822 5.889



Sub-rogação da CCC - va lores apl icados 24 8 29 9 28

Valores a receber de parcela A e outros i tens financei ros - - 2 66 -

Aquis ição de combustível - conta CCC 88 101 102 102 102

Serviços pedidos - - - 10 10




Imposto de renda e contribuições socia l di feridos - 8 11 - -

Ins trumentos financei ros derivativos 22 49 43 125 180

Outros crédi tos a receber 69 72 56 80 83

Ativo financei ro da concessão 1.740 1.777 1.807 1.916 1.981

Permanente 2.706 2.777 2.743 2.758 2.768

Investimentos 7 15 15 15 14

Intangível 2.700 2.762 2.728 2.743 2.753

Total do ativo 8.096 8.596 8.295 9.398 8.930


Circulante 1.944 2.029 1.938 2.019 2.013

Fornecedores 643 698 582 576 674

Obrigações e encargos sobre folha de pagamento 18 15 18 21 23


Debêntures 37 7 17 72 102

Valores a devolver de parcela A e outros itens fina ncei ros - - - 3 -



Dividendos 88 127 127 133 133

Encargos do consumidor 33 33 29 32 33

Contribuição de i luminação públ ica 14 14 15 14 15


Parti cipação nos lucros 27 32 21 25 33

Partes relacionadas 0 0 0 0 3

Ins trumentos financei ros derivativos 26 20 14 27 22

Valores a pagar da recuperação judicia l 40 9 20 20 35

Provisão para processos cíveis , fi scai s e traba lhi s tas 39 28 31 31 28


Não circulante 3.805 3.985 3.774 4.752 4.156

Empréstimos e financiamentos 1.356 1.678 1.650 2.097 1.446

Debêntures 989 987 996 1.497 1.505


Imposto de renda e contribuições socia l di feridos 138 - - 2 25

Provisão para processos cíveis , fi scai s e traba lhi s tas 123 92 95 95 96

Valores a devolver de parcela A e outros itens fina ncei ros 10 14 - - 20

Partes relacionadas 8 9 9 9 9


Valores a pagar da recuperação judicia l 947 966 785 810 813

Plano de aposentadoria e pensão 38 43 43 43 43



Capi tal socia l 1.522 1.522 1.522 1.522 1.522

Reservas de reava l iação 136 130 125 121 116

Reservas de lucros 431 936 936 930 931

Outros resultados abrangentes (3) (6) (6) (6) (6)



54


BP INTESA REGULATÓRIO

Ativo (R$ mil) 30/09/2017 31/12/2017 31/03/2018 30/06/2018 30/09/2018

Circulante 46 42 47 61 68

Caixa e equivalentes de caixa 28 25 26 37 45

Concessionárias e Permissionárias (Clientes) 16 16 19 22 20

Devedores diversos 1 1 1 1 3

Despesas antecipadas 0 0 0 0 0

Serviços em curso 1 1 1 1 -

Não circulante 450 466 471 472 480

Realizável a longo prazo 11 11 11 11 11

Cauções e depósitos vinculados 11 11 11 11 11

Permanente 438 455 460 461 469

Imobilizado 436 453 458 458 465

Intangível 2 2 2 2 4

Total do ativo 496 509 518 533 547


Circulante 43 59 59 58 59

Fornecedores 1 7 4 3 4



Encargos de dívidas 0 0 0 0 0

Impostos e contribuições sociais 4 4 7 7 6

Dividendos - 11 11 11 11

Participação nos lucros - 0 -


Não circulante 79 72 64 55 47


Incentivos fiscais - ICMS 14 14 14 13 13

Patrimônio líquido 374 379 396 419 440

Capital social 170 170 170 189 189

Reservas de capital 47 59 59 59 59

Reservas de lucros 16 19 19 1 1

Reserva de retenção de lucros 90 130 130 130 130


Total do passivo e patrimônio líquido 496 509 518 532 547

55


56


BP EQUATORIAL CONSOLIDADO

Ativo (R$ MM) 30/09/2017 31/12/2017 31/03/2018 30/06/2018 30/09/2018

Circulante 5.827 7.494 7.177 7.493 8.384

Caixa e equivalentes de caixa 928 4.099 4.100 4.439 4.754

Investimentos de curto prazo 1.733 75 1 1 -

Contas a receber de clientes 2.323 2.439 2.155 2.222 2.425

Contas a receber - bandeiras tarifárias 3 9 2 8 1

Aquisição de combustível - conta CCC 42 78 70 55 76

Valores a receber de parcela A e outros itens financeiros 137 100 69 9 356

Depósitos judiciais 22 15 14 7 7

Estoques 16 16 18 22 17




Não circulante 9.246 9.994 10.209 10.856 11.015


Contas a receber de clientes 513 613 620 718 719

Valores a receber da parcela A e outros itens financeiros 63 120 182 332 91

Aquisição de combustível - conta CCC 88 101 102 102 102

Sub-rogação da CCC - valores aplicados 24 8 29 9 28

Depósitos judiciais 190 142 160 159 160

Instrumentos financeiros derivativos 22 49 43 125 180




Ativo financeiro da concessão 3.030 3.225 3.432 3.661 3.959

Permanente 5.064 5.364 5.386 5.479 5.494

Investimentos 102 422 437 449 469

Adiantamento a fornecedor 84 - 64 87 159

Intangível 4.878 4.942 4.885 4.944 4.865

Total do ativo 15.073 17.488 17.386 18.349 19.399

Passivo e patrimônio líquido (R$ MM) 30/09/2017 31/12/2017 31/03/2018 30/06/2018 30/09/2018

Circulante 3.869 4.074 3.895 3.741 4.852

Fornecedores 1.046 1.185 966 982 1.129


Empréstimos e financiamentos 913 985 1.054 744 1.589

Debêntures 247 214 244 255 301



Dividendos 243 264 261 324 324

Contribuição de iluminação pública 26 24 23 22 23

Instrumentos financeiros derivativos - 20 14 27 22

Provisão para processos cíveis, fiscais e trabalhistas 73 54 50 57 53


Não circulante 5.759 7.666 7.651 8.665 8.294

Empréstimos e financiamentos 2.189 2.979 3.091 3.451 2.980

Debêntures 1.554 2.793 2.808 3.409 3.427


Provisão para processos cíveis, fiscais e trabalhistas 463 425 437 434 436

Valores a pagar da recuperação judicial 947 966 785 810 813

Plano de aposentadoria e pensão 38 43 43 43 43


Participação minoritária 928 962 989 969 1.031


Capital social 2.227 2.227 2.227 2.227 2.375

Ajuste de avaliação patrimonial (22) (22) (22) (22) (22)

Reservas de lucros/capital 1.825 2.584 2.585 2.585 2.438

Outros resultados abrangentes (1) (3) (3) (3) (3)



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