Maceió - sexta-feira Edição Eletrônica Certificada Digitalmente ...€¦ · Ramon Martins Rocha/Me, Cnpj nº 14.798.047/0001-57, sediada a Rua João Mendes de Oliveira nº 137,

Diário dos MunicípiosEdição Eletrônica Certificada Digitalmente conforme LEI N° 7.397/2012

Maceió - sexta-feira12 de junho de 2020

Ano 108 - Número 1352

. .

Prefeitura Municipal de Água BrancaA EDITAIS E AVISOS

DECRETO MUNICIPAL Nº 138, DE 09 DE JUNHO DE 2020.

DISPÕE SOBRE A HOMOLOGAÇÃO DO CONCURSO PÚBLICO Nº 01/2019, PARA A INVESTIDURA EM CARGOS PÚBLICOS EFETIVOS DO MUNICÍPIO DE ÁGUA BRANCA – AL, REALIZADO SOB A RESPONSABILIDADE DO INSTITUTO DE ADMINISTRAÇÃO E TECNOLOGIA – ADM & TEC.

O PREFEITO DO MUNICÍPIO DE ÁGUA BRANCA-AL, no uso de suas atribuições legais que lhe confere o art. 43, XI, da Lei Orgânica do Município,

CONSIDERANDO que após a necessária vista e conferência de atos havidos antes, durante e após a realização do Concurso Público nº 01/2019, realizado em 12 de janeiro 2020, para provimento dos cargos para o quadro de pessoal desta Municipalidade, e constatando a legalidade de todos os procedimentos do certame, e para os fins de que se fazem necessário;CONSIDERANDO a publicação do resultado final no dia 30.04.2020 do Concurso Público n° 01/2019, veiculados nos sítios eletrônicos do Instituto de Administração e Tecnologia – ADM & TEC (www.admtec.org.br), e da Prefeitura do Município de Água Branca – AL (www.aguabranca.al.gov.br), e o esgotamento dos prazos para eventuais recursos em face dos Atos Administrativos decorrentes do Edital n° 01/2019, de 21 de outubro de 2019, do referido Concurso Público:

RESOLVE:

Art. 1º - Fica Homologado o resultado final do Concurso Público n° 01/2019, realizado no dia 12 de janeiro de 2020, para investidura em Cargos Públicos do Município de Água Branca – AL, conforme relação divulgada nos sítios eletrônicos do Instituto de Administração e Tecnologia – ADM & TEC (www.admtec.org.br), e da Prefeitura do Município de Água Branca – AL (www.aguabranca.al.gov.br), no qual consta os cargos públicos ofertados, o nome completo, data de nascimento e número de inscrição dos candidatos, o resultado obtido por cada um deles e a ordem de classificação dos aprovados.

Art. 2º - Faz parte integrante do presente Decreto, a lista dos aprovados; Art. 3º - Este Decreto entra em vigor na data de sua publicação. Registre-se, publique-se.

Água Branca - AL, 09 de junho de 2020.

JOSÉ CARLOS DE CARVAL JOSÉ CARLOS CARVALHO JÚNIOR Prefeito Secretário de Administração e Finanças

PREGÃO ELETRONICO Nº 04/2020

OBJETO: Aquisição de Medicamentos e Correlatos destinados as Sec. municipal de , Saúde do município de Agua Branca - AL. Data/Hora/Local: dia 25 de junho de 2020, as 8:00 , através do site: www.comprasgovernamentais.gov.br . Fundamentação Legal Lei nº 10520 de 17/07/2002, Lei 8.666/93 e suas alterações posteriores.

PREGÃO ELETRONICO Nº 05/2020

OBJETO: Aquisição de 02 (dois) Veículos de Passeios, 02 (dois) Veículos tipo motocicleta e 01 (um ) Veiculo tipo Ambulância destinados as Secretarias Municipais de Saude e Educação e Desportos do município de Água Branca -AL, . Data/Hora/Local: dia 29 de junho de 2020, as 9:00, através do site: www.licitacoes-e.com.br. Fundamentação Legal Lei nº 10520 de 17/07/2002, Lei 8.666/93 e suas alterações posteriores. INFORMAÇÕES: Os Edital encontra-se disponível no endereço acima citado e informações pelo email: [email protected]. Água Branca -AL, 11 de junho de 2020. Rui Lima Barbosa/Pregoeiro

. .

Prefeitura Municipal de Barra de São MiguelA EDITAIS E AVISOS

MUNICÍPIO DE BARRA DE SÃO MIGUEL

EXTRATO DE CONTRATO

Contrato nº 1001.053/2019 – Processo nº 1001.053/2019 – Inexigibilidade de Licitação – Fundamentação Legal: Art. 25 da Lei Federal nº 8.666/93 – PATROCINADA: ASSOCIAÇÃO ESPORTIVA BARRENSE, inscrito no CNPJ sob o nº 35.156.188/0001-46 – Objeto: patrocínio para democratizar o acesso à prática e à cultura do Esporte de forma a promover o desenvolvimento integral de crianças, adolescentes, jovens e adulto, como fator de formação da cidadania e melhoria da qualidade de vida, prioritariamente em áreas de vulnerabilidade social, visando contribuir para a melhoria da qualidade de vida (autoestima, convívio, integração social e saúde); Contribuir para a diminuição da exposição aos riscos sociais (drogas, prostituição, gravidez precoce, criminalidade, trabalho infantil e a conscientização da prática esportiva, assegurando o exercício da cidadania), no Município da Barra de São Miguel/AL, conforme proposta apresentada pela PATROCINADA, a qual faz parte integrante e complementar deste instrumento, independente de sua transcrição – Valor global: R$ 30.000,00 (trinta mil reais) – Vigência: até outubro de 2020.

. .

Prefeitura Municipal de CapelaA EDITAIS E AVISOS

ESTADO DE ALAGOASPREFEITURA MUNICIPAL DE CAPELA

A Prefeitura Municipal de Capela/AL, CNPJ nº 12.333.753/0001-06, Rua Pedro Paulino, n° 334, Centro, Capela/AL, torna público que requereu ao IMA/AL, a Autorização Ambiental para Pavimentação em Paralelepípedo e Drenagem Ruas do Povoado João de Deus, no Município. Não foi determinado estudo de impacto ambiental. Adelmo Moreira Calheiros – Prefeito.

http://www.aguabranca.al.gov.br



http://www.comprasgovernamentais.gov.br

http://www.comprasgovernamentais.gov.br

http://www.licitacoes-e.com.br

mailto:[email protected]

Edição Eletrônica Certificada Digitalmente conforme LEI N° 7.397/2012

Diário OficialEstado de Alagoas


. .

Prefeitura Municipal de Marechal DeodoroA EDITAIS E AVISOS

AVISO DE LICITAÇÃO

Modalidade:TOMADA DE PREÇOSNº 012/2020

Objeto:Contratação de empresa de engenharia para Construção de 3(três) cobertas de quadra e banheiros, no município de Marechal Deodoro/AL.Tipo: Menor preço (por lote). Data de realização: 01/07/2020, às 10h00min (horário local).

O edital encontra-se a disposição dos interessados através do site oficial da Prefeitura Municipal de Marechal Deodoro, no endereço eletrônicohttp://www.marechaldeodoro.al.gov.br/ . O edital acompanhado com o projeto básico estará disponível para aquisição no Setor de licitações da Secretaria Municipal de Obras e Infraestrutura, localizado no Loteamento Cidade Imperial, quadra A, Lote 7, Marechal Deodoro. Dúvidas através do e-mail [email protected], no horário de 08h00min as 16h00min.

Marechal Deodoro - Alagoas, 10de junhode 2020.

TASSIANE CAVALCANTE BARROSPresidente da CPL

AVISO DE LICITAÇÃO

Modalidade:TOMADA DE PREÇOSNº 011/2020

Objeto:CONTRATAÇÃO DE EMPRESA PARA CONSTRUÇÃO DAS PRAÇAS CAJUEIRO E MANGUEIRA E REFORMA DA PRAÇA JOVINIANO.

Tipo: Menor preço. Data de realização: 30/06/2020, às 10h00min (horário local).

O edital encontra-se a disposição dos interessados através do site oficial da Prefeitura Municipal de Marechal Deodoro, no endereço eletrônicohttp://www.marechaldeodoro.al.gov.br/ . O edital acompanhado com o projeto básico estará disponível para aquisição no Setor de licitações da Secretaria Municipal de Obras e Infraestrutura, localizado no Loteamento Cidade Imperial, quadra A, Lote 7, Marechal Deodoro. Dúvidas através do e-mail [email protected], no horário de 08h00min as 16h00min.

Marechal Deodoro - Alagoas, 10de junhode 2020.

TASSIANE CAVALCANTE BARROSPresidente da CPL

. .

Prefeitura Municipal de Murici A EDITAIS E AVISOS

EXTRATO DO SEGUNDO TERMO ADITIVO

Extrato de Aditivo, Contrato nº 13/2018. Inexigibilidade 08/2018- Contratante: MUNICÍPIO DE MURICI/AL, CNPJ/MF sob n° 12.332.953/0001-36, Contratado: ALAGOAS AMBIENTAL S/A, com CNPJ de nº 16.982.376/0001-89. Objeto: Prestação dos serviços de Recepção, Tratamento e Destinação Final de Resíduos Urbanos Gerados no Município de Murici-AL. Fica prorrogado até o dia 05 de maio do ano de 2021, o contrato 13/2018- serviços. Fundamentação Lei nº 8.666/93. Murici-AL, 05 de maio de 2020.Olavo Calheiros Novais Neto. Prefeito.

. .

Prefeitura Municipal de São Miguel dos CamposA EDITAIS E AVISOS

PREFEITURA MUNICIPAL DE SÃO MIGUEL DOS CAMPOS

DECRETO Nº 14.645, DE 09 DE JUNHO DE 2020

Declara de utilidade pública para fins de desapropriação , parte do imóvel/terreno de propriedade de LUIZ ANTÔNIO DE MOURA CASTRO JATOBÁ, localizada na localidade denominada de Fazenda “Pitomba, com os seguintes limites e confrontações: Frente medindo 108,91m (lado entre os pontos E0 (X= 818.549,43 e Y=8.915.774,27m) e E1 (X=818.648,25m e Y=8.915.728,51m)) e limitando-se com a Rodovia AL-420; Lateral direita, medindo 1.419,62m (lado entre os pontos E1(X=818.648,25m e Y=8.915.728,51m) e E2(X=817.800,85m e Y=8.914.590,09n)) e limitando-se com a Rodovia AL-420; Lateral esquerda, medindo 1.395,14m (lado entre os pontos E0(X=818.549,43m e Y=8.915.774,27m) e E3(X=817.716,65m e Y=8.914.655,49m) e limitando-se com os Loteamentos Hélio Jatobá, Hélio Jatobá II e Terreno do Município (Hélio Jatobá III); e aos Fundos, medindo 106,62m (lado entre os pontos E2(X=817.800,85m e Y=8.914.590,09m) e E3(x=817.716,65m e Y=8.914.655,49m) e limitando-se com o remanescente da Fazenda Pitomba;. O imóvel objeto deste decreto destina-se à construção Centro Esportivo Educacional, de uma Escola Municipal, novas áreas de convivência e urbanização, Estação Elevatória do sistema de esgotamento sanitário dentre outros equipamentos.

São Miguel dos Campos/AL, 09 de junho de 2020

PEDRO RICARDO ALVES JATOBÁPrefeito

. .

Prefeitura Municipal de TraipuA EDITAIS E AVISOS

Prefeitura Municipal de Traipu -ALEXTRATO DE 1º TERMO ADITIVO

a)Processo:2289/2020; b)Espécie: 1º Termo Aditivo ao CT nº 46/2019, firmado em 02/07/2019, entre a PREFEITURA MUNICIPAL DE TRAIPU - ALAGOAS e a empresa GIBBOR PUBLICIDADE E PUBLICAÇÕES DE EDITAIS EIRELI EPP CNPJ: 18.876.112/0001-76) Objeto: PRORROGAÇÃO DE VIGENCIA DE CONTRATO PERIODO 10/06/2020 A 10/06/2021 Ficam mantidas e ratificadas todas as demais Cláusulas e condições do Contrato originário, não modificadas por este Termo Aditivo.

Silvino Bezerra Cavalcante – Prefeito.Prefeitura Municipal de Traipu -AL

EXTRATO DE 1º TERMO ADITIVO

a)Processo:2289/2020; b)Espécie: 1º Termo Aditivo ao CT nº 46/2019, firmado em 02/07/2019, entre a PREFEITURA MUNICIPAL DE TRAIPU - ALAGOAS e a empresa GIBBOR PUBLICIDADE E PUBLICAÇÕES DE EDITAIS EIRELI EPP CNPJ: 18.876.112/0001-76) Objeto: PRORROGAÇÃO DE VIGENCIA DE CONTRATO PERIODO 10/06/2020 A 10/06/2021 Ficam mantidas e ratificadas todas as demais Cláusulas e condições do Contrato originário, não modificadas por este Termo Aditivo.

Silvino Bezerra Cavalcante – Prefeito.

http://www.marechaldeodoro.al.gov.br/





Maceió - sexta-feira12 de junho de 2020 47Edição Eletrônica Certificada Digitalmente

conforme LEI N° 7.397/2012

. .

EDITAIS E AVISOS A EDITAIS E AVISOS

AVISO DE COTAÇÃOA Gerência de Suprimento informa que está recebendo cotações para o processo e objeto abaixo descrito:

Processo nº: 1101-2837/2018

Prazo para envio de propostas: 03 (três) dias úteis, a partir desta publicação.

Objeto: Contratação de empresa especializa para aquisição e aplicação de carpete, conforme especificações técnicas e quantitativas contidas no Termo de Referência, visando atender à demanda anual do Gabinete Civil.

Mais informações: [email protected] tel. (82) 3315-3771, pessoalmente na Gerência de Suprimento, 1º andar – Palácio República dos Palmares – Centro, das 8:00 às 18:00 horas.

Luiz Rezende FilhoGerente de Suprimento / GS / GABINETE CIVIL

Matrícula Funcional nº 104-0

CÂMARA MUNICIPAL DE MATA GRANDE

EXTRATO DA ATA DE REGISTRO DE PREÇO Nº 001/2020-Pregão Presencial Nº 001/2020-Objeto: Contratação de empresa sob Registro de Preços, para aquisição de gêneros alimentícios e material de limpeza. Contratante: Câmara Municipal de Mata Grande/AL. Contratada: Diego Ramon Martins Rocha/Me, Cnpj nº 14.798.047/0001-57, sediada a Rua João Mendes de Oliveira nº 137, Centro - Batalha/AL. Valor Global: R$ 47.039,35 (Quarenta e Sete Mil, Trinta e Nove Reais e Trinta e Cinco Centavos). Recursos: Próprios. Prazo de Vigência: 12 (doze) meses. EXTRATO DA ATA DE REGISTRO DE PREÇO Nº 002/2020- PREGÃO PRESENCIAL Nº 002/2020-OBJETO: Contratação de empresa sob Registro de Preços, para aquisição de material de expediente. Contratante: Câmara Municipal de Mata Grande/AL. CONTRATADA: Diego Ramon Martins Rocha/Me, Cnpj nº 14.798.047/0001-57, sediada a Rua João Mendes de Oliveira nº 137, Centro - Batalha/AL. Valor Global: R$ 38.672,25 (trinta e oito mil, seiscentos e setenta e dois reais e vinte e cinco centavos). Recursos: Próprios. Prazo de Vigência: 12 (doze) meses. Juliana Silva Brandão de Oliveira - Presidente da Câmara Municipal

SERVIÇO AUTÔNOMO DE ÁGUA E ESGOTO DE BOCA DA MATAAVISOS DE LICITAÇÃO

PREGÃO PRESENCIAL Nº 03/2020-SRP

Modalidade/Nº: Pregão Presencial nº 03/2020-SRP – Tipo: Menor Preço – Objeto: Registro de Preços para aquisição de hidrômetros– Data/Horário: 26 de junho de 2020 às 08:00hs (oito horas) – Local: Rua Genauro Vieira de Almeida, 716, Cajueiro – Boca da Mata/AL (prédio sede do Saae). – Edital e Informações: No endereço acima, de 08 às 12 horas em dias úteis, ou mediante solicitação enviada ao e-mail: [email protected]

PREGÃO PRESENCIAL Nº 04/2020-SRPModalidade/Nº: Pregão Presencial nº 04/2020-SRP – Tipo: Menor Preço – Objeto: Registro de Preços para serviços de locação de veículos diversos – Data/Horário 26 de Junho de 2020 às 10:00hs (dez horas) – Local: Rua Genauro Vieira de Almeida, 716, Cajueiro – Boca da Mata/AL (prédio sede do Saae). – Edital e Informações: No endereço acima, de 08 às 12 horas em dias úteis, ou mediante solicitação enviada ao e-mail: [email protected]

PREGÃO PRESENCIAL Nº 05/2020-SRPModalidade/Nº: Pregão Presencial nº 05/2020-SRP – Tipo: Menor Preço – Objeto: Registro de Preços para aquisição de produtos químicos – Data/Horário 26 de Junho de 2020 às 13:00hs (treze) horas – Local: Rua Genauro Vieira de Almeida, 716, Cajueiro – Boca da Mata/AL (prédio sede do Saae). – Edital e Informações: No endereço acima, de 08 às 12 horas em dias úteis, ou mediante solicitação enviada ao e-mail: [email protected]

THIAGO FABRICIO SANDES COSTAPregoeiro

CONSÓRCIO PAV MACEIÓ, firma sediada em Maceió - AL, Rua Engenheiro Otávio Cabral, n° 1123, Gruta de Lourdes, inscrita no CNPJ/MF sob o n° 36.378.684/0001-07, torna público que está requerendo ao Instituto do Meio Ambiente – IMA/AL, a Autorização Ambiental para instalação de um canteiro de obras em uma área de 2,00 hectares, localizadana Fazenda Cansançãozona rural de Murici/AL.

TRANSPORTADORA ASSOCIADA DE GÁS S/AAVISO DE LICENÇA

Transportadora Associada deGás S/A–TAG, CNPJ nº 06.248.349/0001-23, localizada na Praia do Flamengo nº 200, 20° andar, Flamengo, Rio de Janeiro/RJ, torna público que recebeu do Instituto do Meio Ambiente do Estado de Alagoas – IMA/AL, a Renovação da Licença de Operação n° 2020.22051048150.EXP.LON, com validade até 22/05/2022, referente à operação/funcionamento Da Estação de Distribuição de Gás e Interligações – EDG deJundiá, localizada na faixa do Gasoduto Pilar-Cabo (GASALP), Km 106, Zona Rural Jacuípe/Alagoas.Emmanuel Delfosse - Diretor Operacional da TAG




Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A. (Antiga Companhia Energética de Alagoas – CEAL)CNPJ 12.272.084/0001-00

A Administração da Equatorial Alagoas, em cumprimento às disposições legais e de acordo com a legislação societária vigente, apresenta a seguir o Relatório da Administração, suas demonstrações contábeis, com as respectivas notas explicati-vas e o Relatório dos auditores independentes, para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018. As informações não financeiras da Equatorial Alagoas, as relacionadas ao programa “Luz para Todos” (PLPT), o Balanço Social, Comba-te a Perdas, DEC e FEC, Relatório de Ações Sociais, assim como às expectativas da Administração quanto ao desempenho futuro da Companhia que não foram examinadas pelos auditores independentes. Destaques de 2019: • O volume de energia faturada no ano retraiu 4,5% em relação a 2018, atingindo 3.494GWh, em virtude do ajuste de faturamento implementado pelo Grupo Equatorial Energia. • A Receita Operacional Líquida (ROL) cresceu 6% em 2019, totalizando R$ 2,175 milhões, reflexo principalmente dos reajustes tarifários aplicados em 2018 e 2019. • O Lucro Líquido atingiu R$ 347 milhões em 2019, comparado a R$ 22 milhões em 2018. • Os investimentos da Equatorial Alagoas somaram R$ 169 milhões em 2019, 13% acima dos investimentos realizados em 2018. • As perdas de energia dos últimos 12 meses encerrados no ano de 2019 subiram 6,3 p. p. no ano, atingindo 30,2% da energia requerida, em função do ajuste de faturamento implementado pelo Grupo Equatorial Energia. • Em 2018, os índices de DEC e FEC da Equatorial Alagoas (acumulados dos últimos 12 meses) foram de 38,7 horas e 16,3 vezes, quedas de 41% e 15% respectivamente, quando comparados aos índices observados ao final do ano anterior. Mensagem do Presidente: 2019 foi o ano em que o Grupo Equatorial Energia assumiu o desafio de transformar a energia que abastece Alagoas. Logo de início, o foco é a integração das equipes e identificação de oportunidades para restruturação da Companhia. Nosso grande desafio é transformar a Equatorial Alagoas em mais uma distribuidora de refe-rência no setor elétrico. Acreditamos que com a expertise do grupo Equatorial Energia, que já transformou o Maranhão e o Pará, e recentemente também iniciou o mesmo trabalho no Piauí, obteremos sucesso semelhante na Equatorial Alagoas. Para 2020, entendemos que teremos grandes desafios pela frente. Vamos buscar a recuperação dos indicadores de qualidade no fornecimento e atendimento ao mercado alagoano, melhoria dos indicadores de perdas de energia e fortalecimento da qualidade da força de trabalho da Companhia. Humberto Soares Filho - Di-retor - Presidente. Cenário, Ambiente Econômico e Perspectivas em Alagoas. Ambiente econômico e perspectivas no estado de Alagoas:

ALAGOASCAPITAL MaceióÁrea (km²) 27.768% da Região Nordeste 1,79%% do Brasil 0,33%Número de Municípios 102População Estimada 2018 IBGE (hab) 3.322.820% População Nacional 1,58%Densidade Demográfica (hab/km²) 119,7PIB (IBGE, 2017), R$ 52,84 bilhões% PIB Brasileiro 0,81%Em 2019, o consumo de energia na região Nordeste cresceu 3,1%, enquanto o crescimento nacional foi 1,4%. O Estado de Alagoas apresentou aumento de 0,4% no consumo de energia, fundamentalmente explicado pelo crescimento apresentado pelas principais classes de consumo. Alagoas possui uma posição geográfica privilegiada, com fácil acesso aos mercados mundial e local, tendo destaques na economia as atividades do agronegócio (açúcar e álcool), turismo e indústria química.Número de consumidores (cativos e livres)Consumidores 2019 2018 2017 2016Residencial - convencional 757.560 891.025 847.632 781.066Residencial - baixa renda 246.094 173.777 216.964 245.795Industrial 2.000 2.334 2.349 8.401Comercial 63.820 67.228 67.183 154.736Outros 35.585 23.707 23.283 90.510

Total 1.105.059 1.158.071 1.157.411 1.280.508Variação -4,6% 0,1% -9,6% 22,6%

Número Total de ConsumidoresConsumidores 2019 2018Residencial Convencional 757.560 878.718Residencial Baixa Renda 246.094 186.084Industrial 2.001 2.334Comercial 63.819 67.228Rural 24.598 12.703Poder Público 8.869 8.914Iluminação Pública 277 266Serviço Público 1.727 1.714Próprio 114 110

Total 1.105.059 1.158.071Variação -4,6% 0,1%

Número Consumidores CativosConsumidores 2019 2018Residencial Convencional 757.560 878.718Residencial Baixa Renda 246.094 186.084Industrial 1.976 2.319Comercial 63.777 67.208Rural 24.598 12.703Poder Público 8.869 8.914Iluminação Pública 277 266Serviço Público 1.727 1.714Próprio 114 110

Total 1.104.992 1.158.036Variação -4,6% 0,1%Número de Consumidores LivresConsumidores 2019 2018Residencial Convencional – –Residencial Baixa Renda – –Industrial 25 15Comercial 42 20Rural – –Poder Público – –Iluminação Pública – –Serviço Público – –Próprio – –

Total 67 35Variação 91,4% 29,6%

Comportamento do mercado: O número total de consumidores (cativos + livres) diminuiu 4,6% em relação ao ano de 2018, provocado principalmente pela classe residencial, que teve uma queda de 61.148 clientes, o que representa redução de 5,74% em relação a 2018. Esta queda acentuada deve-se à mudança ocorrida em relação ao faturamento de clientes com mais de 02 meses com consumo zero. Mercado atendido (cativo + livre): A energia distribuída (cativo) caiu 4,5% comparando 2019 em relação a 2018, tendo alguns fatores de destaques o baixo crescimento da economia alagoana, principalmente na indústria química (aumento de apenas 2,47% no consumo de energia) e queda de 0.8% no desempenho do setor sulcroalcooleiro no período compreendido entre janeiro a agosto de 2019 quando comparado com o mesmo período de 2018. O volume de energia faturada (cativa) caiu 8,4% em relação ao ano de 2018, sendo as maiores quedas localizadas nas classes industrial (-20,67%), rural (-13,29%) e residencial (-11,81%). A seguir são apresentados resultados sobre o consumo e sua variação no período: Mercado Faturado (MWh) 2019 2018 2017 2016

Var. 19/18

Residencial 1.264.431 1.433.707 1.392.173 1.305.037 -11,81%Industrial 195.450 246.372 402.410 535.000 -20,67%Comercial 660.822 690.168 698.435 730.449 -4,25%Outros 800.372 819.695 810.742 747.137 -2,36%Total (cativo) 2.921.076 3.189.942 3.303.760 3.317.623 -8,43%Industrial 473.724 396.344 243.520 139.487 19,52%Comercial 99.592 71.480 56.254 19.428 39,33%Consumidores livres 573.317 467.825 299.774 158.915 22,55%Energia de conexão - outras Distribuidoras 16.783 18.957 20.179 20.454 -11,47%Total (cativo + livre) - EQTL Alagoas 3.511.176 3.676.724 3.603.534 3.496.992 -4,50%

Número Total, em MWhClasses 2019 2018Residencial Convencional 1.103.735 1.245.762Residencial Baixa Renda 160.696 187.945Industrial 669.175 642.716Comercial 760.414 761.649Rural 163.704 188.785Poder Público 193.467 185.993Iluminação Pública 222.467 226.217Serviço Público 217.578 215.385Próprio 3.156 3.315

Total 3.494.392 3.657.767Variação -4,5% 1,4%

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO 2019

cont

inua





Mercado cativo, em MWhClasses 2019 2018Residencial Convencional 1.103.735 1.245.760Residencial Baixa Renda 160.696 187.945Industrial 195.450 246.371Comercial 660.822 690.166Rural 163.704 188.784Poder Público 193.467 185.993Iluminação Pública 222.467 226.217Serviço Público 217.578 215.384Próprio 3.156 3.314

Total 2.921.076 3.189.934Variação -8,4% -3,5%

Mercado Livre, em MWhClasses 2019 2018Residencial Convencional – –Residencial Baixa Renda – –Industrial 473.724 396.344Comercial 99.592 71.480Rural – –Poder Público – –Iluminação Pública – –Serviço Público – –Próprio – –

Total 573.317 467.825Variação 22,5% 56,1%

Balanço energéticoBalanço energético (MWh)

4T18 4T19 var. 2018 2019 var.

AlagoasSistema interligado 1.308.973 1.349.623 3,1% 4.831.564 5.030.707 4,1%Energia injetada 1.308.973 1.349.623 3,1% 4.831.564 5.030.707 4,1%Energia distribuída 970.091 1.037.183 6,9% 3.657.767 3.494.392 -4,5%Energia de conexão com outras distribuidoras 4.422 4.700 -8,0% 18.957 16.783 31,6%

Perdas totais 334.460 307.740 -8,0% 1.154.840 1.519.531 31,6%(*) Inclui mercados cativo e livre e consumo próprio.Gestão dos Negócios. Combate às perdas: A quantidade de energia elétrica injetada no sistema da Equatorial Alagoas alcançou 5.031 GWh, um aumento de 4,1% em relação a 2018 e o faturamento atingiu 3.494 GWh, o que representou uma retração de 4,5% na comparação com o ano anterior. Deste modo, as perdas de energia registradas pela Companhia em 2019 totalizaram 1.520 GWh, equivalente a 30,2% da energia injetada, implicando em um aumento de 6,3 p.p. em relação ao fechamento de 2018.

Perdas Totais sobre Energia Injetada (últimos 12 meses)

23,1%

4T18 1T19 2T19 3T19 4T19

Perdas 12 meses Meta regulatória

30,2%31,0%30,7%

24,5%23,9%

23,1%20,8% 20,8% 20,8%

Perdas não-técnicas sobre mercado de Baixa Tensão (últimos 12 meses)

29,7% 31,3%

51,6% 52,6% 49,9%

27,2% 27,2%

22,0% 22,0% 22,0%

% PNT/BT Meta regulatória

4T18 1T19 2T19 3T19 4T19

As ações de combate às perdas iniciaram com a mobilização da estrutura no final do primeiro semestre. Como estratégia, dividimos o nosso maior mercado situado na capital (Maceió), por polígonos e nível de criticidade, atacando incialmente as áreas de menor complexidade e com maior potencial de retorno. Identificando o grande número de clientes faturando pela taxa de disponibilidade, 23% da base de consumidores, realizamos um projeto específico de substituição de medidores executando um total de 73 mil substituições, além da recontagem da iluminação pública em 100% dos municípios. Apresentamos a seguir o resultado das ações realizadas no plano de combate às perdas em 2019: • Regularização de 158 clientes em área de gambiarra sendo necessária a realização de extensões de rede de média e baixa tensão; • Inspeção de 2,6 mil clientes com fornecimento de energia em média e alta tensão; • Instalação de 452 equipamentos de telemedição em clientes com fornecimento em média tensão que permitirão o monitoramento em tempo real dos consumos e demandas das unidades, bem como o diagnóstico de eventuais

irregularidades no sistema de medição; • Recadastramento da iluminação pública de 102 municípios; • Inspeção de 72,1 mil clientes com fornecimento de energia elétrica em baixa tensão; • Regularização de 4,2 mil clientes clandestinos em área onde existia rede de energia; • Regularização de 901 clientes desligados no sistema e auto religados de forma irregular; • Regularização de 80,4 mil clientes com o faturamento pelo mínimo da fase; • Identificação e regularização de 30,3 mil fraudes na medição em unidades consumidoras BT. DEC e FEC: Em seu primeiro ano como Equatorial Alagoas, a empresa apresentou melhora muito mais que significativa na qualidade técnica dos seus serviços, reduzindo expressivamente a duração e a frequência de interrupções no fornecimento de energia. Em 2019, o DEC (Duração Equivalente por Consumidor) da Companhia, que mede a duração média das interrupções, em horas por consumidor por período, diminuiu 41,45% em relação ao ano anterior, atingindo 27,4 horas. Já o FEC (Frequência Equivalente por Consumidor), que mede a frequência das interrupções, em vezes por consumidor por período, melhorou 16,58% na comparação com o índice de 2018, atingindo 3,2 vezes. A grande mudança para esse impacto nos valores de DEC e FEC foi a implementação do novo modelo de gestão que imprimiu um novo ritmo de trabalho baseado em metas e desafios, o que motivou os colaboradores de todas as áreas da empresa.

DEC(horas / consumidor / ano) - 12 meses

38,048,6 51,5

66,163,3

55,3 52,7

38,7

18,0 18,2 17,919,1 19,3 19,0

18,116,3

1T182T18

3T184T18

1T192T19

3T194T19

1T182T18

3T184T18

1T192T19

3T194T19

FEC(horas/ consumidor / ano) - 12 meses

Assuntos Regulatórios: Em 30 de abril de 2019, por meio da Resolução Homologatória nº 2.540/2019 a ANEEL homologou as tarifas da Equatorial Alagoas para aplicação no período de 03 de maio de 2019 a 02 de maio de 2020, na ocasião o reajuste médio percebido pelo consumidor foi de -2,72%. Relatório de Ações Sociais. A Equatorial Alagoas se destacou pelas várias ações de Eficiência Energética. Programa Tarifa Social de Energia Elétrica: Por meio do Programa Tarifa Social de Energia Elétrica, também conhecido como Baixa Renda, famílias de baixa renda, recebem da empresa descontos na conta de luz. São elegíveis para o programa, famílias com renda de até meio salário mínimo por pessoa, inscritas no Cadastro Único, bem como famílias com integrantes que recebem o Benefício de Prestação Continuada (BPC), entre outras situações previstas em regulamento da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O benefício é valido para unidades consumidoras, exclusivamente residenciais, monofásicas, bifásicas ou trifásicas. Cada Código Familiar, atendendo os requisitos exigidos, tem direito ao benefício da Tarifa Social em apenas uma unidade consumidora, na área de concessão da Equatorial Alagoas. Os descontos são aplicados de forma cumulativa sobre cada parcela do consumo mensal de energia, por meio de descontos incidentes sobre a tarifa aplicável à classe residencial das distribuidoras de energia elétrica. De modo a incentivar a adimplência de seus clientes, a Equatorial Alagoas realizou campanhas, parcerias e ações de aproximação com a sociedade. Buscando uma maior proximidade com a comunidade, a empresa realizou ações de atendimento in loco para a realização de cadastro da tarifa social. Convênio de Doação na fatura: A Equatorial Alagoas possui Convênios de doação voluntária na fatura de energia, com a Pastoral da Criança, Legião da Boa Vontade (LBV) e Associação dos Pais e Amigos dos Excepcionais (APAE). Dessa forma, os clientes da empresa podem optar por fazer doações de valores pré-fixados para as instituições, contribuindo com o aumento de receita para essas Entidades de Assistência Social. Em 2018 foi repassado às instituições conveniadas, o total de R$ 944.031,92 (novecentos e quarenta e quatro mil e trinta e um reais e noventa e dois centavos). Convênio de Doação de Fardamentos inservíveis: A empresa mantém convênio com a Associação dos Pais e Amigos dos Leucêmicos de Alagoas (APALA), para doação de fardamentos inservíveis dos eletricistas, para fins de utilização na confecção de bolsas e acessórios por parte da Associação, contribuindo para o fortalecimento da instituição. Projetos de Eficiência Energética. Projeto Bônus Eficiente: O projeto consiste em oferecer aos clientes residenciais a possibilidade de comprar equipamentos novos, pagando apenas metade do valor. Precisando levar o usado para ser usado em troca. A campanha continua até finalizar o estoque disponibilizado pelo Programa de Eficiência Energética da Equatorial. Público atendido: 3.693 famílias atendidas diretamente. Média de economia por cliente: 643 kWh/ano o que em real equivale a aproximadamente R$ 510,20 no ano. Projeto E + Geladeira Nova: É oferecido a comunidade a oportunidade de trocar sua geladeira antiga por uma nova, que consome menos energia. Alguns resultados: - Público atendido: 5.695 famílias atendidas diretamente. - Média de economia por cliente: 584 kWh/ano o que em real equivale a aproximadamente R$ 463,47. Considerando que o consumo médio da população residencial em Alagoas co

ntin

ua

continuação





é de 114,705 kwh/mês, com a energia economizada através dos Projetos de Eficiência Energética em 2019, daria para energizar a residência de cerca de 4.140 famílias. Desempenho Econômico-Financeiro. Receita líquida: Em relação à Receita Líquida, o total registrado no ano foi de R$ 2,175 milhões, 6% superior à obtida no ano anterior. Custos e despesas operacionais: No ano de 2019, o total de custos e despesas gerenciáveis e não gerenciáveis, excluindo depreciação, amortização e custo de construção foi de R$ 1,418 milhões, queda de 17% na comparação anual. Custos e despesas operacionais gerenciáveis: Em 2019, o total de custos e despesas gerenciáveis da Companhia, representados pelos custos e despesas com Pessoal, Material, Serviços de Terceiros e Outros (inclusive Outras despesas não recorrentes) – PMSO, excluindo a PDD (Provisão para Devedores Duvidosos) e as provisões para contingências, atingiram R$ 318 milhões, queda de 7%, em comparação a 2018. Neste ano, PDD e perdas totalizaram R$62 milhões negativos, o que representa 2,2% da Receita Bruta (desconsiderando os custos de construção). EBITDA: Em 2019, o EBITDA foi positivo em R$ 586 milhões, 162% superior ao obtido no ano anterior. Resultado financeiro: Em 2019, o resultado financeiro líquido foi negativo em R$222 milhões, contra R$56 milhões negativos reportados em 2018. Imposto de Renda e Contribuição Social: Em 2019, as despesas de IRPJ e CSLL, considerando o ativo fiscal diferido de R$ 65 milhões e os incentivos fiscais de R$54 milhões, totalizaram R$ 35,584 milhões. Lucro líquido: Em 2019, a Equatorial Alagoas apurou lucro líquido de R$ 347 milhões, 1.485% a maior do que o lucro apurado em 2018. Endividamento: No fechamento de 2019, o endividamento total consolidado da Companhia, incluindo os encargos, atingiu R$2,197 milhões.

InvestimentosInvestimen-tos (R$MM) 1T18 2T18 3T18 4T18 1T19 2T19 3T19 4T19AlagoasManutenção da rede 6.542 7.096 2.462 6.487 (111) 7.527 15.529 11.429Expansão da rede 10.469 19.436 16.691 28.614 (538) 1.642 33.030 40.615Equipamentos e sistemas 6.868 7.864 5.867 11.434 10 126 – 1.993Outros 208 376 121 778 620 13.973 27.559 15.724Próprio 24.087 34.772 25.141 47.313 (19) 23.269 76.118 69.761PLPT 2.007 5.480 6.486 4.622 –Total 26.095 40.252 31.627 51.935 (19) 23.269 76.118 69.761

Investimentos próprios. Em 2019, os investimentos da Equatorial Alagoas, tota-lizaram R$ 169 milhões, direcionados principalmente a manutenção e expansão da rede de distribuição de energia, com uma evolução significativa no último tri-mestre em decorrência do encerramento de obras para aumento da base na RTE.Diretoria Executiva: Humberto Soares Filho - Diretor Presidente; Sérgio Luiz Pinto de Castro Valinho - Diretor; Paulo Fernando de Miranda Medeiros - Diretor; Tinn Freire Amado - Diretor; Leonardo da Silva Lucas Tavares de Lima - Diretor; Carla Ferreira Medrado - Diretor.Conselho de Administração: Augusto Miranda da Paz Júnior - Firmino Ferreira Sampaio Neto; Adjar Vieira Barbosa - Tinn Freire Amado

cont

inua

continuação

Balanços patrimoniais em 31 de dezembro de 2019 e 2018 (Em milhares de Reais)Ativo Nota 31/12/2019 31/12/2018Circulante Caixa e equivalentes de caixa 7 173.571 44.999 Investimento de curto prazo 8 179.380 995 Contas a receber de clientes 9 425.201 443.942 Serviços pedidos 10 41.464 9.653 Valores a receber da parcela A e outros itens

financeiros 11 – 267.227 Impostos e contribuições a recuperar 12 65.525 26.762 Impostos e contribuições sobre o lucro a

recuperar 7.513 2.213 Almoxarifado 5.295 7.642 Direito de ressarcimento – 10.479 Outros créditos a receber 13 90.676 54.630Total do ativo circulante 988.625 868.542Não circulante Contas a receber de clientes 9 216.756 269.560 Impostos e contribuições a recuperar 12 305.043 3.407 Depósitos judiciais 23 42.427 93.248 Valores a receber da parcela A e outros itens

financeiros 11 682.702 709.417 Plano de aposentadoria e pensão 16.192 – Outros créditos a receber 13 – 11.386 Ativo financeiro da concessão 15 69.536 1.009.163 Investimentos 169 168 Imobilizado – 31.254 Intangível 16 1.042.221 11.210 Ativos de contrato 17 46.149 – Direito de uso 5.21.1 974 –Total do ativo não circulante 2.422.169 2.138.813Total do ativo 3.410.794 3.007.355

Passivo Nota 31/12/2019 31/12/2018Circulante Fornecedores 18 231.544 371.259 Empréstimos e financiamentos 19 73.156 225.519 Obrigações sociais e trabalhistas 8.970 16.948 Impostos e contribuições a recolher 20 73.443 90.976 Impostos e contribuições sobre o lucro a recolher 29.395 9.218 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 22 45.279 12.840 Participação nos lucros 10.741 – Provisões para processos cíveis, fiscais,

trabalhistas e regulatórios 23 50.370 168.000 Passivo de arrendamento 5.21.1 292 – PIS/COFINS a serem restituídos a consumidores 24 19.024 – Encargos do consumidor – 64.694 Valores a devolver da parcela A e outros itens

financeiros 11 10.077 271.973 Contribuição de iluminação pública 21.887 53.010 Outras contas a pagar 25 31.900 18.952Total do passivo circulante 606.078 1.303.389Não circulante Empréstimos e financiamentos 19 2.123.362 2.248.995 Plano de aposentadoria e pensão 93.605 33.733 Impostos e contribuições a recolher 20 9.209 23.797 Imposto de renda e contribuição social diferidos 21 34.839 98.787 PIS e COFINS diferidos 21 159.487 129.858 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 21 25.833 45.552 Provisões para processos cíveis, fiscais,

trabalhistas e regulatórios 23 223.934 117.839 PIS/COFINS a serem restituídos a consumidores 24 271.210 – Passivo de arrendamento 5.21.1 653 – Outras contas a pagar 25 154.052 36.225Total do passivo não circulante 3.096.184 2.734.786Patrimônio líquido Capital social 26 1.284.825 734.754 Ajuste de avaliação patrimonial (198.515) (40.974) Prejuízos acumulados (1.377.778) (1.724.600)Total do patrimônio líquido (passivo a descoberto) (291.468) (1.030.820)Total do passivo e patrimônio líquido (passivo a descoberto) 3.410.794 3.007.355

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeirasDemonstrações das mutações do patrimônio líquido Exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018 (Em milhares de Reais)

Capital social

Ajuste de avaliação

patrimonialPrejuízos

acumulados TotalSaldos em 31 de dezembro de 2017 734.754 (73.352) (1.715.446) (1.054.044)Adoção inicial do CPC 48 / IFRS 9 – – (31.039) (31.039)Saldos em 1º de janeiro de 2018 734.754 (73.352) (1.746.485) (1.085.083)Lucro líquido do exercício – – 21.885 21.885Resultado abrangente do exercícioGanhos (perdas) atuariais – 32.378 – 32.378 Total de resultados abrangentes do exercício, líquidos de impostos – 32.378 – 32.378 Saldos em 31 de dezembro de 2018 734.754 (40.974) (1.724.600) (1.030.820)Lucro líquido do exercício – – 346.822 346.822 Resultado abrangente do exercícioGanhos (perdas) atuariais – (67.621) – (67.621)Total de resultados abrangentes do exercício, líquidos de impostos – (67.621) – (67.621)Transação entre sócios – (83.455) – (83.455)Aumento de capital (nota 26) 550.071 – – 550.071Opções de recompra – (6.465) – (6.465)Saldos em 31 de dezembro de 2019 1.284.825 (198.515) (1.377.778) (291.468)

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras





cont

inua

continuação

Demonstrações do resultado Exercícios findos em31 de dezembro de 2019 e 2018 (Em milhares de Reais)

Nota 31/12/2019 31/12/2018Receita operacional líquida 28 2.175.479 2.051.722Custos de energia elétrica, construção e operação 29 (1.422.748) (1.701.828) Energia elétrica comprada para revenda 30 (1.091.782) (1.136.213) Custo de construção 29 (171.113) (126.728) Custo da operação 29 (159.853) (438.887)Lucro bruto 752.731 349.894Despesas operacionais Despesas com vendas 29 (53.366) (115.076) Despesas gerais e administrativas 29 (222.429) (54.601) Perdas esperadas por redução ao valor recuperável 29 61.541 – Outras despesas operacionais, líquidas (5.346) –Total de despesas operacionais (219.600) (169.677)Resultado antes do resultado financeiro líquido, imposto de renda e contribuição social 533.131 180.217Receitas financeiras 826.297 185.686Despesas financeiras (1.048.190) (241.945)Resultado financeiro, líquido 31 (221.893) (56.259)Resultado antes do imposto de renda e da contribuição social 311.238 123.958

Imposto de renda e contribuição social - corrente 21.2 (29.060) –

Imposto de renda e contribuição social - diferidos 21.2 64.644 (102.072)

Impostos sobre o lucro 35.584 (102.072)Lucro líquido do exercício 346.822 21.885


Demonstrações do resultado abrangente Exercícios findos em 31 de dezembro de 2019 e 2018 (Em milhares de Reais)

31/12/2019 31/12/2018Lucro líquido do exercício 346.822 21.885 Outros resultados abrangentesItens que não serão reclassificados posteriormente para o

resultado Efeitos dos planos de benefícios pós emprego (67.621) (3.839)Outros resultados abrangentes do exercício, líquido de impostos (67.621) (3.839)

Total resultados abrangentes 279.201 18.046 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras

Demonstrações dos fluxos de caixa - Método indireto Exercícios findos em31 de dezembro de 2019 e 2018 (Em milhares de Reais)

31/12/2019 31/12/2018Fluxo de caixa das atividades operacionaisLucro do exercício 346.822 21.885Ajustes para:Amortização 53.118 47.969Baixa de intangível, financeiro e contratual (16.299) 15.299Encargos de dívidas, juros, variações monetárias e cambiais líquidas 162.330 162.333

Provisão para processos cíveis, fiscais e trabalhistas 237.225 35.804(Reversão) constituição para redução ao valor recuperável do contas a receber (61.541) 110.265

Atualização do ativo financeiro 4.565 –Provisão e atualização de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 23.083 –

Provisão para perdas em estoque 1.985 3.219Valores a receber de parcela A e outros itens financeiros (602.637) (852.413)

Imposto de renda e contribuição social (corrente) 29.060 –Imposto de renda e contribuição social (diferido) (64.644) –PIS/COFINS Diferidos 29.629 –Direito de uso - arrendamentos (1.115) –Provisão participação nos lucros 10.741 –Plano de aposentadoria (23.941) 32.379Rendimentos de aplicações financeiras (17.491) –Adoção inicial IFRS 9 – (31.039)Provisão para fornecedores não liquidados – 1.224.027Resultado financeiro- Tributos e outros passivos – 7.740Provisão diversas – 13.094Outros – (1)Lucro líquido do exercício após ajustes 110.890 790.561

Variações nos ativos e passivos, circulante e não circulantesInvestimentos de curto prazo – (276)Contas a receber de clientes 139.860 (63.840)Serviços pedidos (31.811) –Depósitos judiciais 50.821 (10.301)Estoques 2.347 (2.090)Impostos e contribuições a recuperar (49.469) (12.306)Impostos e contribuições sobre o lucro a recuperar (5.300) –Direitos de ressarcimento – 4.779Outros créditos a receber (20.955) (30.494)Fornecedores (139.715) (1.030.705)Obrigações e encargos sobre folha de pagamento (7.978) (2.446)Impostos e contribuições a recolher (32.121) 218.184Impostos e contribuições sobre o lucro a recolher (8.883) –Encargos do consumidor (64.694) 59.752Benefícios pós-emprego – (24.838)Contribuição de iluminação pública (31.123) 7.128Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética (10.363) –Provisão para processos cíveis, fiscais, trabalhistas e regulatórios (248.760) –

Passivo financeiro – (251.440)Valores a receber da parcela A e outros itens financeiros – 317.611

Outras contas a pagar 40.854 (19.178)Amortização de parcelamentos fiscais – (16.809)Caixa utilizado nas atividades operacionais (417.290) (857.269)Imposto de renda e contribuição social pagos – –Juros pagos (113.827) (2.221)

Fluxo de caixa líquido utilizado nas atividades operacionais (420.227) (68.929)

Fluxo de caixa de atividades de investimentoAquisições no ativo imobilizado – (4.702)Aquisições no ativo intangível e contratual (148.635) (6.265)Resgates /Aplicações financeiras (160.894) –Ativo financeiro - Concessão de serviço público – (111.188)

Fluxo de caixa líquido utilizado nas atividades de investimento (309.529) (122.155)

Fluxo de caixa de atividades de financiamentoAumento de capital 550.071 –Amortização de empréstimos e financiamentos (220.127) (40.419)Captação de empréstimos e financiamentos 528.384 205.488

Fluxo de caixa líquido proveniente das atividades de financiamento 858.328 165.069

Aumento (redução) em caixa e equivalentes de caixa 128.572 (26.015)Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 44.999 71.014Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 173.571 44.999

Aumento (redução) em caixa e equivalentes de caixa 128.572 (26.015)As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras

Demonstrações do valor adicionado Exercícios findos em31 de dezembro de 2019 e 2018 (Em milhares de Reais)

31/12/2019 31/12/2018ReceitasVendas de produtos e serviços e receitas de construção 2.944.593 2.977.151 Provisão para créditos de liquidação duvidosa e perda com créditos incobráveis 61.541 (110.265)

Provisão para processos cíveis fiscais e trabalhistas (71.519) – Outras despesas (receitas) operacionais 2.116 8.033 Outras despesas (receitas) não recorrentes 28.809 –

2.965.540 2.874.919 Insumos adquiridos de terceiros (inclui ICMS e IPI)Custos dos produtos e dos serviços vendidos (1.262.895) (1.262.941)Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (165.213) (249.663)

(1.428.108) (1.512.604)Valor adicionado bruto 1.537.432 1.362.315 Depreciação e amortização (53.120) (47.969)

Valor adicionado líquido gerado pela Companhia 1.484.312 1.314.346 Valor adicionado recebido em transferênciaReceitas financeiras 834.313 185.686

834.313 185.686 Valor adicionado total a distribuir 2.318.625 1.500.032 Distribuição do valor adicionadoEmpregadosRemuneração direta 87.022 87.680 Benefícios 27.466 41.129 FGTS 51.866 37.621 Outros 30.954 (6.944)

197.308 159.486 TributosFederais 295.756 629.631 Estaduais 424.399 435.124 Municipais 349 559

720.504 1.065.314 Remuneração de capitais de terceirosJuros 162.610 241.945 Aluguéis 5.801 11.402 Outros 885.580 –

1.053.991 253.347 Remuneração de capitais própriosLucro líquido do exercício 346.822 21.885

346.822 21.885 Valor adicionado 2.318.625 1.500.032






1. Contexto operacional: A Equatorial Alagoas Distribuidora Energia S.A (“Companhia”), sociedade anônima de capital fechado, com sede na cidade Maceió, no estado de Alagoas, controlada pela Equatorial Energia S.A. A Companhia é a concessionária do serviço público de distribuição 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 de Alagoas com 27.848 km², sendo tais atividades regulamentadas e fiscalizadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia – MME. Em 02 de maio de 2019, através da Ata da Reunião do Conselho de Administração aprovou a alteração da denominação da Companhia de “Companhia Energética de Alagoas - CEAL”, para “Equatorial Alagoas Distribuidora Energia S.A.”. 2. Contrato de concessão de distribuição de energia elétrica: Em conformidade com o Contrato de Concessão nº 04/2001, firmado com a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL em 12/02/2001, a Companhia detinha concessão para distribuição de energia elétrica em todo o território do estado de Alagoas, cuja vigência se encerrou em 07 de julho de 2015. 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 ou 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. Em 19 de março de 2019, a Companhia celebrou o Contrato de Concessão de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 002/2019 - ANEEL, com interveniência e anuência da Equatorial Energia S.A, como acionista controlador, cujo prazo da concessão é de 30 anos, com vigência até 18 de março de 2049, podendo ser renovado por igual período a critério do poder concedente. 3. Mudança do controle acionário da Companhia: Em 28 de dezembro de 2018, a Equatorial Energia S.A. sagrou-se vencedora no procedimento licitatório na modalidade de leilão (“Leilão”), realizado na forma do edital de leilão nº 2/2018-PPI/PND (“Edital”), para a outorga de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica associada à transferência do controle acionário da Companhia. Uma vez verificadas as condicionantes previstas no Edital, na data do fechamento, a Equatorial Energia S.A. adquiriu aproximadamente 89,94% do capital social total e votante da Companhia, em contrapartida ao pagamento de R$ 46 à Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (“Eletrobras”). Além da compra da participação acionária, a Equatorial Energia S.A. também celebrou acordo de acionistas com a Eletrobras e 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 (“Operação”). Ainda, em atendimento ao disposto no Edital e no Manual da Oferta aos Empregados e Aposentados anexo ao Edital, os Empregados e Aposentados puderam adquirir até aproximadamente 10,06% das ações de emissão da Companhia e de titularidade da Eletrobras. Como resultado, os Empregados e Aposentados adquiriram aproximadamente 9,64% do capital social e votante da Companhia em contrapartida ao pagamento de R$ 4. Ainda conforme disposto no Edital, a Equatorial Energia S.A. adquiriu a sobra das ações de emissão da Companhia e de titularidade da Eletrobras que não foram adquiridas pelos Empregados e Aposentados, qual seja, de aproximadamente 0,42%, pelo valor de R$ 191,16 (cento e noventa e um reais e dezesseis centavos). Nos termos do acordo de acionistas da Companhia celebrado entre a Equatorial Energia S.A. e a Eletrobras, foi assegurado à Eletrobras o direito de, dentro de 6 meses a contar da data de liquidação da Operação, realizar um aumento de capital de forma a aumentar a sua participação societária em até 30% no capital social total da Companhia. Porém, o referido direito não foi exercido pela Eletrobras, razão pela qual em 5 de novembro de 2019 a Equatorial Energia S.A. e a Eletrobras celebraram um contrato de compra e venda de ações por meio do qual a Eletrobras vendeu a única ação de emissão da Companhia e de sua titularidade para a Equatorial Energia, deixando, portanto, de ser acionista da Companhia, oportunidade na qual também foi celebrado o distrato do acordo de acionistas em referência acima. Em 19 de março de 2019, a Equatorial Energia S.A. assumiu oficialmente o controle da Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia , antiga CEAL – Companhia Energética de Alagoas. 4. Base de preparação e apresentação das demonstrações financeiras. 4.1. Declaração de conformidade: As demonstrações financeiras foram preparadas de acordo com as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB), e também de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (BR-GAAP). As práticas contábeis adotadas no Brasil 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). A Companhia também se utilizam 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 demonstrações financeiras foi autorizada pelo Conselho de Administração em 04 de junho de 2020. Após a sua emissão, somente os acionistas têm o poder de alterar as demonstrações financeiras. Detalhes sobre as políticas contábeis da Companhia estão apresentadas na nota explicativa nº 5. Este é o primeiro conjunto de demonstrações financeiras anuais da Companhia no qual o CPC 06 (R2)/IFRS 16 – Arrendamentos e ICPC22/IFRIC23- Incertezas sobre tratamento de tributos sobre o lucro foram aplicados. As mudanças relacionadas nas principais políticas contábeis estão descritas na nota explicativa 5.21. Todas as informações relevantes próprias das demonstrações financeiras, e somente elas, estão sendo evidenciadas, e correspondem àquelas utilizadas pela Administração na sua gestão. 4.2. Moeda funcional e moeda de

apresentação: Estas demonstrações financeiras estão apresentadas em Reais (R$), que é a moeda funcional da Companhia. Todos os saldos foram arredondados para o milhar mais próximo, exceto quando indicado de outra forma. 4.3. Uso de estimativas e julgamentos: Na preparação destas demonstrações financeiras, a Administração utilizou julgamentos e estimativas 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. (a) Julgamentos: As informações sobre julgamentos realizados na aplicação das políticas contábeis que têm efeitos significativos sobre os valores reconhecidos nas demonstrações financeiras em 31 de dezembro de 2019 estão incluídas nas seguintes notas explicativas: • Nota explicativa 5.21 – prazo do arrendamento: se a Companhia tem razoavelmente certeza de exercer opções de prorrogação; (b) Incertezas sobre premissas e estimativas: As informações sobre as incertezas relacionadas a premissas e estimativas em 31 de dezembro de 2019 que possuem um risco significativo de resultar em um ajuste material nos saldos contábeis de ativos e passivos no próximo ano fiscal estão incluídas nas seguintes notas explicativas: • Nota explicativa 9.2 - Contas a receber: critérios de análise de risco de crédito para determinação da provisão para redução ao valor recuperável; • Nota explicativa 15 - Ativo financeiro da concessão: critério de apuração e atualização do ativo financeiro da concessão; • Nota explicativa 16 - 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 nº 21 - 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 demonstrações financeiras 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 23 - 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; • Nota explicativa 32 - Benefício pós-emprego: reconhecimento dos custos dos planos de aposentadoria com benefícios de assistência médica pós-emprego e o valor presente da obrigação de aposentadoria, através da avaliação atuarial que envolve o uso de premissas sobre taxas de desconto, taxas de retorno de ativos esperadas, aumentos salariais futuros, taxas de mortalidade e aumentos futuros de benefícios de aposentadorias e pensões; e • Nota explicativa nº 33 - 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. 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 se 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; • 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); e • 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 demonstrações financeiras em que ocorreram as mudanças. Informações adicionais sobre as premissas utilizadas na mensuração dos valores justos estão incluídas na nota explicativa 33 – Instrumentos financeiros. 4.4. Base de mensuração: As demonstrações financeiras foram preparadas com base no custo histórico, com exceção dos seguintes itens materiais, que são mensurados a cada data de reporte e reconhecidos nos balanços patrimoniais: • Instrumentos financeiros mensurados pelo valor justo, quando requeridos pela norma; • Os custos de planos de aposentadoria com benefícios definidos e outros benefícios pós-emprego e o valor presente da obrigação de aposentadoria são determinados utilizando métodos de avaliação atuarial, veja nota explicativa nº 5.12. 5. Principais políticas contábeis: A Companhia aplicou as políticas contábeis descritas abaixo de maneira consistente a todos os exercícios apresentados nestas demonstrações financeiras, exceto pelas novas normas incluídas na nota explicativa nº 5.21. 5.1. Receita operacional: As receitas são reconhecidas quando representar a transferência (ou promessa) de bens ou serviços a clientes de forma a refletir a consideração de qual montante espera trocar por aqueles bens ou serviços. O IFRS 15 / CPC 47 estabelece um modelo para o reconhecimento da receita que considera cinco etapas: (i) identificação do contrato com o cliente; (ii) identificação da obrigação co

ntin

ua

continuação

Notas explicativas às demonstrações financeiras (Em milhares de Reais, exceto quando indicado de outra forma)





de desempenho definida no contrato; (iii) determinação do preço da transação; (iv) alocação do preço da transação às obrigações de desempenho do contrato e (v) reconhecimento da receita se e quando a empresa cumprir as obrigações de desempenho. Desta forma, a receita é reconhecida somente quando (ou se) a obrigação de desempenho for cumprida, ou seja, quando o “controle” dos bens ou serviços de uma determinada operação é efetivamente transferido ao cliente. (i) Distribuição: As receitas de distribuição são classificadas como: (i) Fornecimento de energia elétrica faturada e não faturada para o consumidor, (ii) Disponibilidade da rede elétrica e (iii) Energia elétrica no mercado de curto prazo. As receitas de distribuição de energia elétrica são reconhecidas conforme contratos firmados, cuja obrigação de desempenho é atendida ao longo do tempo e sua mensuração é pelo valor justo da contrapartida recebida ou a receber, líquidas de quaisquer contraprestações variáveis, tais como descontos, abatimentos, restituições, créditos, concessões de preços, incentivos, bônus de desempenho, penalidades ou outros itens similares. O faturamento, e respectivo reconhecimento da receita, dos serviços de distribuição de energia elétrica são efetuados de acordo com o calendário de leitura estabelecido pelas controladas. A receita não faturada corresponde à energia elétrica entregue e não faturada ao consumidor, e é calculada em base estimada, até a data do balanço. Essa estimativa de receita não faturada é calculada utilizando como base o volume total de energia disponibilizada no mês e o índice anualizado de perdas técnicas e comerciais. A Companhia reconhece receita pela disponibilidade da infraestrutura da rede elétrica de distribuição a seus clientes livre e cativos no mês que os serviços são prestados. Tal receita é calculada conforme Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD definida pela ANEEL. (ii) Construção: A receita de construção é reconhecida com uma margem em relação aos custos de construção, e corresponde aos investimentos da Companhia no período em ativos de contrato. Assim, os custos tendem a zero. Essas receitas são reconhecidas ao longo do tempo, de acordo com a satisfação das respectivas obrigações de desempenho, considerando o atendimento de um dos seguintes critérios estabelecidos pela norma: (i) o cliente recebe e consome simultaneamente os benefícios gerados pelo desempenho por parte da entidade à medida que a entidade efetiva o desempenho; (ii) o desempenho por parte da entidade cria ou melhora o ativo que o cliente controla a medida que o ativo é criado ou melhorado; (iii) o desempenho por parte da entidade não cria um ativo com um uso alternativo para a entidade e a entidade possui direito executável (enforcement) ao pagamento pelo desempenho concluído até a data presente. 5.2. Caixa e equivalentes de caixa: Caixa e equivalentes de caixa incluem o caixa, os depósitos bancários e outros investimentos de curto prazo de alta liquidez, com vencimentos originais de até três meses, e com risco insignificante de mudança de valor, sendo o saldo apresentado líquido de saldos de contas garantidas na demonstração dos fluxos de caixa. As contas garantidas são demonstradas no balanço patrimonial como “Empréstimos”, no passivo circulante. 5.3. Ativo financeiro da concessão (ativo indenizável): O Contrato de Concessão de Serviços Públicos de Energia Elétrica nº 02/2019, de 19 de março de 2019, celebrados entre a União (poder concedente - outorgante) e a Companhia (concessionária - operador) regulamentam a exploração dos serviços públicos de distribuição de energia elétrica pela Companhia, onde: • O contrato estabelece quais os serviços que o operador deve prestar e para quem (classe de consumidores) os serviços devem ser prestados; • O contrato estabelece padrões de desempenho para prestação de serviço público, com relação à manutenção e a melhoria da qualidade no atendimento aos consumidores, e o operador tem como obrigação, na entrega da concessão, devolver a infraestrutura nas mesmas condições em que a recebeu na assinatura desses contratos. Para cumprir com essas obrigações, são realizados investimentos constantes durante todo o prazo da concessão. Portanto, os bens vinculados à concessão podem ser repostos, algumas vezes, até o final da concessão; • Ao final da concessão os ativos vinculados à infraestrutura devem ser revertidos ao poder concedente mediante pagamento de uma indenização; e • O preço é regulado através de mecanismo de tarifa estabelecido nos contratos de concessão com base em fórmula paramétrica (Parcelas A e B), bem como são definidas as modalidades de revisão tarifária, que deve ser suficiente para cobrir os custos, a amortização dos investimentos e a remuneração pelo capital investido. Com base nas características estabelecidas no contrato de concessão de distribuição de energia elétrica da Companhia, a Administração entende que estão atendidas as condições para a aplicação da Interpretação Técnica ICPC 01(R1) - Contratos de Concessão, a qual fornece orientações sobre a contabilização de concessões de serviços públicos a operadores privados, de forma a refletir o negócio de distribuição elétrica, abrangendo: • Parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados ou depreciados até o final da concessão apurados com base no Valor Novo de Reposição (“VNR”) classificada como um ativo financeiro por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente do poder concedente; e • Parcela remanescente do ativo financeiro (valor residual) apurada de acordo com a reavaliação do bem, classificada como um ativo intangível, em virtude da sua recuperação estar condicionada à utilização do serviço público, através do consumo de energia pelos consumidores, nota explicativa nº 16. A infraestrutura recebida ou construída da atividade de distribuição que estava originalmente representada pelo ativo intangível da Companhia é recuperada através de dois fluxos de caixa, a saber: (i) parte através do consumo de energia efetuado pelos consumidores (emissão do faturamento mensal da medição de energia consumida/vendida) durante o prazo da concessão; e (ii) parte como indenização dos bens reversíveis no final do prazo da concessão, esta a ser recebida diretamente do Poder Concedente ou para quem ele delegar essa tarefa. Essa indenização será efetuada com base nas parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados ou depreciados, que tenham sido realizados com o objetivo de garantir a continuidade e atualidade do serviço concedido. De acordo com a Lei 12.783/2013, o cálculo do valor dos investimentos vinculados a bens reversíveis, ainda não amortizados, para fins de indenização, deve utilizar como base a metodologia de valor novo de reposição, conforme

critérios estabelecidos em regulamento do poder concedente. Tal normativo só produz efeitos a partir do exercício de 2012, não afetando o resultado de anos anteriores. A Companhia reconhece um ativo financeiro resultante de um contrato de concessão quando tem um direito contratual incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro equivalente do poder concedente pelos serviços de construção ou melhorias prestadas. Caso a Companhia seja ressarcida pelos serviços de construção parcialmente através de um ativo financeiro e parcialmente por um ativo intangível, então cada componente da remuneração recebida ou a receber é registrado individualmente e é reconhecido inicialmente pelo valor justo da remuneração recebida ou a receber e, não são reclassificados após o seu reconhecimento inicial, a menos que a Companhia altere seu modelo de gestão para o ativo financeiro. 5.4. Valores a receber de Parcela A e outros itens financeiros: Referem-se aos ativos e passivos decorrentes das diferenças temporárias entre os custos homologados (Parcela A e outros componentes financeiros) que são incluídos na tarifa no início do período tarifário, e aqueles que são efetivamente incorridos ao longo do período de vigência da tarifa. Essa diferença constitui um direito a receber sempre que os custos homologados e incluídos na tarifa são inferiores aos custos efetivamente incorridos, ou uma obrigação quando os custos homologados e incluídos na tarifa são superiores aos custos efetivamente incorridos, os registros da compra e venda de energia na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE são de acordo com as informações divulgadas por aquela entidade ou quando o não são informadas tempestivamente, é utilizado a estimativa confeccionada pela Administração da Companhia. Esses valores serão efetivamente liquidados no próximo período tarifário ou, em caso de extinção da concessão, por qualquer motivo, com a existência de saldos apurados que não tenham sido recuperados, serão recuperados, serão incluídos na base de indenização já prevista. 5.5. Ativos intangíveis. 5.5.1. Contratos de concessão de serviços: A Companhia reconhece como um ativo intangível resultante de um contrato de concessão de serviços, quando ela tem um direito de cobrar pelo uso da infraestrutura de tal concessão. Um ativo intangível recebido como remuneração pela prestação de serviços de construção ou melhorias em um contrato de concessão de serviços é mensurado pelo valor justo mediante o seu reconhecimento inicial. Após este reconhecimento tal ativo intangível é mensurado pelo seu custo, deduzidos da amortização acumulada e das perdas por redução do seu valor recuperável. 5.5.2. Obrigações especiais: Obrigações vinculadas à concessão e permissão do serviço público de energia elétrica representa um passivo financeiro, constituído por valores e/ou bens recebidos de Municípios, de Estados, da União Federal e de consumidores em geral, relativos a doações e participação em investimentos realizados em parceria com a Companhia, não sendo admitida nenhuma baixa, a qualquer título, sem a prévia anuência do Órgão Regulador. 5.5.3. Outros ativos intangíveis: Outros ativos intangíveis que são adquiridos pela Companhia e que têm sua vida útil finita são mensurados pelo seu custo, deduzido da amortização acumulada e das perdas por redução acumulada do seu valor recuperável. 5.5.4. Custos subsequentes: Custos subsequentes são capitalizados apenas quando é provável que benefícios econômicos futuros associados com os gastos sejam auferidos pela Companhia. 5.5.5. Amortização: A amortização é calculada sobre o custo de aquisição do ativo, ou outro valor substituto do custo, deduzido do valor residual apurado. A amortização é reconhecida no resultado com base no método linear e limitada ao prazo remanescente do contrato de concessão da Companhia ou a vida útil estimada dos ativos intangíveis, dos dois o menor, que não ágio, a partir da data em que estes estão disponíveis para uso. Este método é o que mais perto reflete o padrão de consumo de benefícios econômicos futuros incorporados ao ativo. A vida útil de um ativo intangível, em um contrato de concessão de serviço, é o período a partir do qual a Companhia tem a capacidade de cobrar do público pelo uso da infraestrutura até o final do período da concessão. Os métodos de amortização, vidas úteis e valores residuais são revistos caso haja alterações deliberadas pelo órgão regulador. 5.6. Ativos de contrato: O ativo contratual (infraestrutura em construção) é o direito à contraprestação em troca de bens ou serviços transferidos ao cliente. Conforme determinado pelo ICPC 01 (R1) / IFRIC 12 - Contratos da Concessão, devem ser classificados como ativo contratual (infraestrutura em construção). O ativo contratual (infraestrutura em construção) é reconhecido inicialmente pelo valor justo na data de sua aquisição. 5.7. Custos de empréstimos: Custos de empréstimos diretamente relacionados com a aquisição, construção ou produção de um ativo que necessariamente requer um período de tempo substancial para ser concluído para fins de uso ou venda são capitalizados como parte do custo do correspondente ativo. Todos os demais custos de empréstimos são registrados em despesa no exercício em que são incorridos. Os custos de empréstimo compreendem juros e outros custos incorridos por uma entidade relativos ao empréstimo. 5.8. Encargos regulatórios: A receita de prestação de serviços de distribuição está sujeita aos seguintes impostos, taxas e contribuições, pelas seguintes alíquotas básicas: • Pesquisa e desenvolvimento (P&D) e eficiência energética (PEE) – Encargo estabelece em que as concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo, 0,75% (setenta e cinco centésimos por cento) de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e, no mínimo, 0,25% (vinte e cinco centésimos por cento) em programas de eficiência energética no uso final, vide nota explicativa nº 22; • Conta de desenvolvimento energético (CDE) - Fundo setorial que tem como objetivo custear diversas políticas públicas do setor elétrico brasileiro; • Encargo de serviços do sistema (ESS) - Valores monetários destinados à cobertura dos custos dos serviços do sistema; e • Taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica (TFSEE) - Seu valor anual é estabelecido pela alíquota de 0,4%, que incide sobre o benefício econômico anual auferido pela concessionária, com a finalidade de constituir sua receita, para a cobertura do custeio de suas atividades. Esses encargos são apresentados como dedução da receita de uso do sistema de distribuição na demonstração do resultado. co

ntin

ua

continuação





5.9. Subvenção e assistência governamentais: Subvenções governamentais são reconhecidas quando houver razoável certeza de que o benefício será recebido e que todas as correspondentes condições serão satisfeitas. Quando o benefício se refere a um item de despesa, é reconhecido como receita ao longo do período do benefício, de forma sistemática em relação aos custos cujo benefício objetiva compensar. Quando o benefício se referir a um ativo, é reconhecido como receita diferida e lançado no resultado em valores iguais ao longo da vida útil esperada do correspondente ativo. Quando a Companhia receber benefícios não monetários, o bem e o benefício são registrados pelo valor nominal e refletidos na demonstração do resultado ao longo da vida útil esperada do bem, em prestações anuais iguais. 5.10. Benefícios fiscais.SUDENE: Em 08 de novembro de 2019, a Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) emitiu o Laudo Constitutivo nº 0066/2019, que outorga à Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A. o direito a redução do imposto de renda de 75% sob a justificativa de modernização total das suas instalações elétricas, com prazo de vigência de 2019 até o ano de 2028. 5.11. Receitas financeiras e despesas financeiras: As receitas e despesas financeiras da Companhia compreendem: Receita e despesas de juros; Rendimento de aplicações financeiras; Ganhos/perdas líquidos de ativos financeiros mensurados pelo valor justo por meio do resultado; Perdas por redução ao valor recuperável em ativos financeiros (que não contas a receber); Ganhos/perdas líquidos nos instrumentos financeiros derivativos que são reconhecidos no resultado; Descontos concedidos e obtidos; e Outras receitas e despesas financeiras. • A receita e a despesa de juros são reconhecidas no resultado pelo método dos juros efetivos. A taxa de juros efetiva é a taxa que desconta exatamente os pagamentos ou recebimentos em caixa futuros estimados ao longo da vida esperada do instrumento financeiro ao valor contábil bruto do ativo financeiro; ou ao custo amortizado do passivo financeiro. No cálculo da receita ou da despesa de juros, a taxa de juros efetiva incide sobre o valor contábil bruto do ativo (quando o ativo não estiver com problemas de recuperação) ou ao custo amortizado do passivo. No entanto, a receita de juros é calculada por meio da aplicação da taxa de juros efetiva ao custo amortizado do ativo financeiro que apresenta problemas de recuperação depois do reconhecimento inicial. Caso o ativo não esteja mais com problemas de recuperação, o cálculo da receita de juros volta a ser feito com base no valor bruto. 5.12. Benefícios a empregados. 5.12.1. Benefícios de curto prazo a empregados: Obrigações de benefícios de curto prazo a empregados são reconhecidas como despesas de pessoal conforme o serviço correspondente seja prestado. O passivo é reconhecido pelo montante do pagamento esperado caso a Companhia tenha uma obrigação presente legal ou construtiva de pagar esse montante em função de serviço passado prestado pelo empregado e a obrigação possa ser estimada de maneira confiável. 5.12.2. Planos de contribuição definida: As obrigações por contribuições aos planos de contribuição definida são reconhecidas no resultado como despesas com pessoal quando os serviços relacionados são prestados pelos empregados. As contribuições pagas antecipadamente são reconhecidas como um ativo na extensão em que um reembolso de caixa ou uma redução em pagamentos futuros seja possível. 5.12.3. Planos de benefício definido: A obrigação líquida da Companhia para os planos de benefício definido é calculada para cada um dos planos com base na estimativa do valor do benefício futuro que os empregados receberão como retorno pelos serviços prestados no exercício atual e em exercícios anteriores. Esse valor é descontado ao seu valor presente e é apresentado líquido do valor justo de quaisquer ativos do plano. O cálculo da obrigação de plano de benefício definido é realizado anualmente por um atuário qualificado utilizando o método de crédito unitário projetado. Quando o cálculo resulta em um potencial ativo para a Companhia, o ativo a ser reconhecido é limitado ao valor presente dos benefícios econômicos disponíveis na forma de reembolsos futuros do plano ou redução nas futuras contribuições ao plano. Para calcular o valor presente dos benefícios econômicos são levadas em consideração quaisquer exigências mínimas de custeio aplicáveis. Remensurações da obrigação líquida, que incluem: os ganhos e perdas atuariais, o retorno dos ativos do plano (excluindo juros) e o efeito do teto do ativo (se houver, excluindo juros), são reconhecidos imediatamente em outros resultados abrangentes. A Companhia determina os juros líquidos sobre o valor líquido de passivo (ativo) de benefício definido no período multiplicando o valor líquido de passivo (ativo) de benefício definido pela taxa de desconto utilizada na mensuração da obrigação de benefício definido, ambos conforme determinados no início do exercício a que se referem as demonstrações financeiras, levando em consideração quaisquer mudanças no valor líquido de passivo (ativo) de benefício definido durante o período em razão de pagamentos de contribuições e benefícios. Juros líquidos e outras despesas relacionadas aos planos de benefícios definidos são reconhecidos no resultado. Quando os benefícios de um plano são incrementados, a porção do benefício incrementado relacionada a serviços passados prestados pelos empregados é reconhecida imediatamente no resultado. A Companhia reconhece ganhos e perdas na liquidação de um plano de benefício definido quando a liquidação ocorre. A Companhia não possui plano próprio de pagamentos baseados em ações com seus funcionários e nem outros benefícios de longo prazo, além dos benefícios citados acima. 5.13. Imposto de renda e contribuição social: O imposto de renda e a contribuição social do exercício corrente e diferido são calculados com base nas alíquotas de 15%, acrescidas do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$ 240 para imposto de renda e 9% sobre o lucro tributável para contribuição social sobre o lucro líquido, e consideram a compensação de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro real do exercício, quando aplicável. A despesa com imposto de renda e contribuição social compreende os impostos de renda e contribuição social correntes e diferidos. O imposto corrente e o imposto diferido são reconhecidos no resultado. 5.13.1. Despesas de imposto de renda e contribuição social corrente: A despesa de imposto corrente é o imposto a pagar ou a receber estimado sobre o lucro ou prejuízo tributável do exercício e qualquer ajuste aos impostos a pagar com relação aos exercícios anteriores. O montante dos

impostos correntes a pagar ou a receber é reconhecido no balanço patrimonial como ativo ou passivo fiscal pela melhor estimativa do valor esperado dos impostos a serem pagos ou recebidos que reflete as incertezas relacionadas a sua apuração, se houver. Ele é mensurado com base nas taxas de impostos decretadas na data do balanço. A Companhia deve compensar os ativos fiscais correntes e os passivos fiscais correntes se, a Companhia: • Tiver o direito legalmente executável para compensar os valores reconhecidos; e • Pretender liquidar em bases líquidas, ou realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente. 5.13.2. Despesas de imposto de renda e contribuição social diferido: Ativos e passivos fiscais diferidos são reconhecidos com relação às diferenças temporárias entre os valores contábeis de ativos e passivos para fins de demonstrações financeiras e os usados para fins de tributação. As mudanças dos ativos e passivos fiscais diferidos no exercício são reconhecidas como despesa de imposto de renda e contribuição social diferida. Um ativo fiscal diferido é reconhecido em relação aos prejuízos fiscais e diferenças temporárias dedutíveis não utilizados, na extensão em que seja provável que lucros tributáveis futuros estarão disponíveis, contra os quais serão utilizados. Os lucros tributáveis futuros são determinados com base na reversão de diferenças temporárias tributáveis relevantes. Se o montante das diferenças temporárias tributáveis for insuficiente para reconhecer integralmente um ativo fiscal diferido, serão considerados os lucros tributáveis futuros, ajustados para as reversões das diferenças temporárias existentes, com base nos planos de negócios. Ativos fiscais diferidos são revisados a cada data de balanço e são reduzidos na extensão em que sua realização não seja mais provável. Ativos e passivos fiscais diferidos são mensurados com base nas alíquotas que se espera aplicar às diferenças temporárias quando elas forem revertidas, baseando-se nas alíquotas que foram decretadas até a data do balanço. A mensuração dos ativos e passivos fiscais diferidos reflete as consequências tributárias decorrentes da maneira sob a qual a Companhia espera recuperar ou liquidar seus ativos e passivos. Ativos e passivos fiscais diferidos são compensados quando os critérios aplicáveis são atendidos. 5.14. Almoxarifado: O almoxarifado está registrado ao custo médio de aquisição, líquido de provisões para perdas, quando aplicável, e não excede ao custo de reposição ou ao valor líquido de realização. Os materiais de almoxarifado são utilizados na operação e manutenção nas atividades da Companhia. 5.15. Instrumentos financeiros: (ii) Reconhecimento e mensuração inicial: O contas a receber de clientes e os títulos de dívida emitidos são reconhecidos inicialmente na data em que foram originados. Todos os outros ativos e passivos financeiros são reconhecidos inicialmente quando a Companhia se tornar parte das disposições contratuais do instrumento. Um ativo financeiro (a menos que seja um contas a receber de clientes sem um componente de financiamento significativo) ou passivo financeiro é inicialmente mensurado ao valor justo, acrescido, para um item não mensurado ao Valor Justo por meio do Resultado (VJR), os custos de transação que são diretamente atribuíveis à sua aquisição ou emissão. Um contas a receber de clientes sem um componente significativo de financiamento é mensurado inicialmente ao preço da operação. (iii) Classificação e mensuração subsequente. Ativos financeiros: No reconhecimento inicial, um ativo financeiro é classificado como mensurado: ao custo amortizado; ao Valor Justo através de Outros Resultados Abrangentes (VJORA) - instrumento de dívida; ao Valor Justo por meio de Outros Resultados Abrangentes (VJORA) - instrumento patrimonial; ou ao VJR. A Companhia não possui ativo financeiro ao VJORA. Os ativos financeiros não são reclassificados subsequentemente ao reconhecimento inicial, a não ser que a Companhia mude o modelo de negócios para a gestão de ativos financeiros, e neste caso todos os ativos financeiros afetados são reclassificados no primeiro dia do período de apresentação posterior à mudança no modelo de negócios. Um ativo financeiro é mensurado ao custo amortizado se atender ambas as condições a seguir e não for designado como mensurado ao VJR: • É mantido dentro de um modelo de negócios cujo objetivo seja manter ativos financeiros para receber fluxos de caixa contratuais; e • Seus termos contratuais geram, em datas específicas, fluxos de caixa que são relativos somente ao pagamento de principal e juros sobre o valor principal em aberto. Um instrumento de dívida é mensurado ao VJORA se atender ambas as condições a seguir e não for designado como mensurado ao VJR: • É mantido dentro de um modelo de negócios cujo objetivo é atingido tanto pelo recebimento de fluxos de caixa contratuais quanto pela venda de ativos financeiros; e • Seus termos contratuais geram, em datas específicas, fluxos de caixa que são apenas pagamentos de principal e juros sobre o valor principal em aberto. No reconhecimento inicial de um investimento em um instrumento patrimonial que não seja mantido para negociação, a Companhia pode optar irrevogavelmente por apresentar alterações subsequentes no valor justo do investimento em Outros Resultados Abrangentes (ORA). Essa escolha é feita investimento por investimento. Todos os ativos financeiros não classificados como mensurados ao custo amortizado ou ao VJORA, conforme descrito acima, são classificados como ao VJR. Isso inclui todos os ativos financeiros derivativos. No reconhecimento inicial, a Companhia pode designar de forma irrevogável um ativo financeiro que de outra forma atenda aos requisitos para ser mensurado ao custo amortizado ou ao VJORA como ao VJR se isso eliminar ou reduzir significativamente um descasamento contábil que de outra forma surgiria. Ativos financeiros - avaliação do modelo de negócio: A Companhia realiza uma avaliação do objetivo do modelo de negócios em que um ativo financeiro é mantido em carteira porque isso reflete melhor a maneira pela qual o negócio é gerido e as informações são fornecidas à Administração. As informações consideradas incluem: • As políticas e objetivos estipulados para a carteira e o funcionamento prático dessas políticas. Eles incluem a questão de saber se a estratégia da Administração tem como foco a obtenção de receitas de juros contratuais, a manutenção de um determinado perfil de taxa de juros, a correspondência entre a duração dos ativos financeiros e a duração de passivos relacionados ou saídas esperadas de caixa, ou a realização de fluxos de caixa por meio da venda de ativos; • Como o desempenho da carteira é avaliado e reportado à Administração da Companhia; • Os riscos que afetam o desempenho do modelo co

ntin

ua

continuação





de negócios (e o ativo financeiro mantido naquele modelo de negócios) e a maneira como aqueles riscos são gerenciados; • Como os gerentes do negócio são remunerados - por exemplo, se a remuneração é baseada no valor justo dos ativos geridos ou nos fluxos de caixa contratuais obtidos; • A frequência, o volume e o momento das vendas de ativos financeiros nos períodos anteriores, os motivos de tais vendas e suas expectativas sobre vendas futuras; • As transferências de ativos financeiros para terceiros em transações que não se qualificam para o desreconhecimento não são consideradas vendas, de maneira consistente com o reconhecimento contínuo dos ativos da Companhia; e • Os ativos financeiros mantidos para negociação ou gerenciados com desempenho avaliado com base no valor justo são mensurados ao valor justo por meio do resultado. Ativos financeiros - avaliação sobre se os fluxos de caixa contratuais são somente pagamentos de principal e de juros: Para fins dessa avaliação, o ‘principal’ é definido como o valor justo do ativo financeiro no reconhecimento inicial. Os ‘juros’ são definidos como uma contraprestação pelo valor do dinheiro no tempo e pelo risco de crédito associado ao valor principal em aberto durante um determinado período de tempo e pelos outros riscos e custos básicos de empréstimos (por exemplo, risco de liquidez e custos administrativos), assim como uma margem de lucro. A Companhia considera os termos contratuais do instrumento para avaliar se os fluxos de caixa contratuais são somente pagamentos do principal e de juros. Isso inclui a avaliação sobre se o ativo financeiro contém um termo contratual que poderia mudar o momento ou o valor dos fluxos de caixa contratuais de forma que ele não atenderia essa condição. Ao fazer essa avaliação, a Empresa considera: • Eventos contingentes que modifiquem o valor ou o a época dos fluxos de caixa; • Termos que possam ajustar a taxa contratual, incluindo taxas variáveis; e • O pré-pagamento e a prorrogação do prazo. Os termos que limitam o acesso da Companhia a fluxos de caixa de ativos específicos (por exemplo, baseados na performance de um ativo). O pagamento antecipado é consistente com o critério de pagamentos do principal e juros caso o valor do pré-pagamento represente, em sua maior parte, valores não pagos do principal e de juros sobre o valor do principal pendente - o que pode incluir uma compensação adicional razoável pela rescisão antecipada do contrato. Além disso, com relação a um ativo financeiro adquirido por um valor menor ou maior do que o valor nominal do contrato, a permissão ou a exigência de pré-pagamento por um valor que represente o valor nominal do contrato mais os juros contratuais (que também pode incluir compensação adicional razoável pela rescisão antecipada do contrato) acumulados (mas não pagos) são tratadas como consistentes com esse critério se o valor justo do pré-pagamento for insignificante no reconhecimento inicial.Ativos fi-nanceiros a VJR

Esses ativos são mensurados subsequentemente ao valor justo. O resultado líquido, incluindo juros ou receita de dividendos, é reconhecido no resultado.

Ativos fi-nanceiros a custo amor-tizado

Esses ativos são subsequentemente mensurados ao custo amortizado utilizando o método de juros efetivos. O custo amortizado é reduzido por perdas por impairment. A receita de juros, ganhos e perdas cambiais e o impairment são reconhecidos no resultado. Qualquer ganho ou perda no desreconhecimento é reconhecido no resultado.

Instrumen-tos de dívida a VJORA

Esses ativos são mensurados subsequentemente ao valor justo. A receita de juros calculada utilizando o método de juros efetivos, ganhos e perdas cambiais e impairment são reconhecidos no resultado. Outros resultados líquidos são reconhecidos em ORA. No desreconhecimento, o resultado acumulado em ORA é reclassificado para o resultado.

Instrumen-tos patri-moniais a VJORA

Esses ativos são mensurados subsequentemente ao valor justo. Os dividendos são reconhecidos como ganho no resultado, a menos que o dividendo represente claramente uma recuperação de parte do custo do investimento. Outros resultados líquidos são reconhecidos em ORA e nunca são reclassificados para o resultado.

Passivos financeiros - classificação, mensuração subsequente e ganhos e per-das: Os passivos financeiros foram classificados como mensurados ao custo amor-tizado ou ao VJR. Um passivo financeiro é classificado como mensurado ao valor justo por meio do resultado caso for classificado como mantido para negociação, for um derivativo ou for designado como tal no reconhecimento inicial. Passivos financeiros mensurados ao VJR são mensurados ao valor justo e o resultado líqui-do, incluindo juros, é reconhecido no resultado. Outros passivos financeiros são subsequentemente mensurados pelo custo amortizado utilizando o método de ju-ros efetivos. A despesa de juros, ganhos e perdas cambiais são reconhecidos no resultado. Qualquer ganho ou perda no desreconhecimento também é reconhecido no resultado. (iv) Desreconhecimento. Ativos financeiros: A Companhia desre-conhece um ativo financeiro quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa do ativo expiram, ou quando a Companhia transfere os direitos contratuais de recebi-mento aos fluxos de caixa contratuais sobre um ativo financeiro em uma transação na qual substancialmente todos os riscos e benefícios da titularidade do ativo fi-nanceiro são transferidos ou na qual a Companhia nem transfere nem mantém substancialmente todos os riscos e benefícios da titularidade do ativo financeiro e também não retém o controle sobre o ativo financeiro. Passivos financeiros: A Companhia desreconhece um passivo financeiro quando sua obrigação contratual é retirada, cancelada ou expira. A Companhia também desreconhece um passivo financeiro quando os termos são modificados e os fluxos de caixa do passivo mo-dificado são substancialmente diferentes, caso em que um novo passivo financeiro baseado nos termos modificados é reconhecido a valor justo. No desreconheci-mento de um passivo financeiro, a diferença entre o valor contábil extinto e a contraprestação paga (incluindo ativos transferidos que não transitam pelo caixa ou passivos assumidos) é reconhecida no resultado. (v) Compensação: Os ativos ou passivos financeiros são compensados e o valor líquido apresentado no balanço patrimonial quando, e somente quando, a Companhia tenha atualmente um direito legalmente executável de compensar os valores e tenha a intenção de liquidá-los

em uma base líquida ou de realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente. 5.16. Capital social: (vi) Ações ordinárias: As ações ordinárias são classificadas no patrimônio líquido. Os custos incrementais diretamente atribuíveis à emissão de novas ações são demonstradas no patrimônio líquido com a dedução do valor captado, líquida de impostos. Efeitos de impostos relacionados aos custos dessas transações estão contabilizadas conforme o CPC 32/IAS 12 - Tributo sobre o lu-cro. (vii) Ações preferenciais: Ações preferenciais não resgatáveis são classifica-das no patrimônio líquido, pois o pagamento de dividendos é discricionário, e elas não geram qualquer obrigação de entregar caixa ou outro ativo financeiro da Com-panhia e não requerem liquidação em um número variável de instrumentos patri-moniais. Dividendos discricionários são reconhecidos como distribuições no pa-trimônio líquido na data de sua aprovação pelos acionistas da Companhia. 5.17. Redução ao valor recuperável (Impairment): (i) Ativos financeiros não derivativos: A Companhia reconhece provisões para perdas esperadas de crédito sobre: ativos financeiros e ativos de contrato mensurados ao custo amortizado. A Companhia mensura a provisão para perda em um montante igual à perda de cré-dito esperada para a vida inteira, exceto para os itens descritos abaixo, que são mensurados como perda de crédito esperada para 12 meses: • Títulos de dívida com baixo risco de crédito na data do balanço; e • Outros títulos de dívida e saldos bancários para os quais o risco de crédito (ou seja, o risco de inadimplência ao longo da vida esperada do instrumento financeiro) não tenha aumentado significa-tivamente desde o reconhecimento inicial. As provisões para perdas com contas a receber de clientes e ativos de contrato são mensuradas a um valor igual à perda de crédito esperada para a vida inteira do instrumento. Ao determinar se o risco de crédito de um ativo financeiro aumentou significativamente desde o reconheci-mento inicial e ao estimar as perdas de crédito esperadas, a Companhia considera informações razoáveis e passíveis de suporte que são relevantes e disponíveis sem custo ou esforço excessivo. Isso inclui informações e análises quantitativas e qua-litativas, com base na experiência histórica da Companhia, na avaliação de crédito e considerando informações prospectivas (forward-looking). A Companhia elabo-rou um estudo que presume o tempo em que o risco de crédito de um ativo finan-ceiro aumenta significativamente se este estiver em atraso. Vide nota explicativa nº 33.3 para maiores detalhes. A Companhia considera um ativo financeiro como inadimplente quando: • É pouco provável que o devedor pague integralmente suas obrigações de crédito à Companhia, sem recorrer a ações como a realização da garantia (se houver alguma); ou • As perdas de crédito esperadas para a vida intei-ra são as perdas esperadas com crédito que resultam de todos os possíveis eventos de inadimplemento ao longo da vida esperada do instrumento financeiro. • As per-das de crédito esperadas para 12 meses são perdas de crédito que resultam de possíveis eventos de inadimplência dentro de 12 meses após a data do balanço (ou em um período mais curto, caso a vida esperada do instrumento seja menor do que 12 meses). O período máximo considerado na estimativa de perda de crédito espe-rada é o período contratual máximo durante o qual a Companhia está exposto ao risco de crédito. (ii) Ativo financeiros com problemas de recuperação: Em cada data de balanço, a Companhia avalia se os ativos financeiros contabilizados pelo custo amortizado estão com problemas de recuperação. Um ativo financeiro pos-sui ”problemas de recuperação” quando ocorrem um ou mais eventos com impac-to prejudicial nos fluxos de caixa futuros estimados do ativo financeiro. Evidência objetiva de que ativos financeiros tiveram problemas de recuperação inclui os se-guintes dados observáveis: • Dificuldades financeiras significativas do emissor ou do mutuário; • Quebra de cláusulas contratuais, tais como inadimplência ou atraso de mais de 90 dias; • Reestruturação de um valor devido à Companhia em condi-ções que não seriam aceitas em condições normais; • A probabilidade que o deve-dor entrará em falência ou passará por outro tipo de reorganização financeira; ou • O desaparecimento de mercado ativo para o título por causa de dificuldades fi-nanceiras. (iii) Apresentação da provisão para perdas de crédito esperadas no balanço patrimonial: A provisão para perdas para ativos financeiros mensurados pelo custo amortizado é deduzida do valor contábil bruto dos ativos. (iv) Baixa: O valor contábil bruto de um ativo financeiro é baixado quando a Companhia não tem expectativa razoável de recuperar o ativo financeiro em sua totalidade ou em parte. A Companhia não espera nenhuma recuperação significativa do valor baixa-do. No entanto, os ativos financeiros baixados podem ainda estar sujeitos à execu-ção de crédito para o cumprimento dos procedimentos da Companhia para a recu-peração dos valores devidos. (v) Ativos não financeiros: Em cada data de reporte, a Companhia revisa os valores contábeis de seus ativos não financeiros (exceto estoques, ativos contratuais e impostos diferidos) para apurar se há indicação de perda ao valor recuperável. Caso ocorra alguma indicação, o valor recuperável do ativo é estimado. No caso do ágio, o valor recuperável é testado anualmente. Para testes de redução ao valor recuperável, os ativos são agrupados em Unidades Ge-radoras de Caixa (UGC), ou seja, no menor grupo possível de ativos que gera en-tradas de caixa pelo seu uso contínuo, entradas essas que são em grande parte in-dependentes das entradas de caixa de outros ativos ou UGCs. O ágio de combina-ções de negócios é alocado às UGCs ou grupos de UGCs que se espera que irão se beneficiar das sinergias da combinação. O valor recuperável de um ativo ou UGC é o maior entre o seu valor em uso e o seu valor justo menos custos para vender. O valor em uso é baseado em fluxos de caixa futuros estimados, descontados a valor presente usando uma taxa de desconto antes dos impostos que reflita as avaliações atuais de mercado do valor do dinheiro no tempo e os riscos específicos do ativo ou da UGC. Uma perda por redução ao valor recuperável é reconhecida se o valor contábil do ativo ou UGC exceder o seu valor recuperável. Perdas por redução ao valor recuperável são reconhecidas no resultado. Perdas reconhecidas referentes às UGCs são inicialmente alocadas para redução de qualquer ágio alocado a esta UGC (ou grupo de UGCs), e então para redução do valor contábil dos outros ati-vos da UGC (ou grupo de UGCs) de forma pro rata. Uma perda por redução ao valor recuperável relacionada ao ágio não é revertida. Quanto aos demais ativos, as perdas por redução ao valor recuperável são revertidas somente na extensão em co

ntin

ua

continuação





que o novo valor contábil do ativo não exceda o valor contábil que teria sido apu-rado, líquido de depreciação ou amortização, caso a perda de valor não tivesse sido reconhecida. A Companhia não identificou nenhuma perda referente às UGCs para os exercícios de 2018 e 2019. 5.18. Ajuste a Valor Presente (AVP) de ativos e passivos: Os ativos e passivos monetários de longo prazo, com exceção dos par-celamentos, são atualizados monetariamente e, portanto, estão ajustados pelo seu valor presente. O ajuste a valor presente de ativos e passivos monetários de curto prazo é calculado, e somente registrado, se considerado relevante em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto. Para fins de registro e determi-nação de relevância, o ajuste a valor presente é calculado levando em consideração os fluxos de caixa contratuais e a taxa de juros explícita, e em certos casos implí-cita, dos respectivos ativos e passivos, com base nas análises efetuadas e na me-lhor estimativa da administração. 5.19. Provisões: Provisões são reconhecidas quando a Companhia tem uma obrigação presente (legal ou não formalizada) em consequência de um evento passado, é provável que benefícios econômicos sejam requeridos para liquidar a obrigação e uma estimativa confiável do valor da obri-gação possa ser feita. Quando a Companhia espera que o valor de uma provisão seja reembolsado, em todo ou em parte, por exemplo, por força de um contrato de seguro, o reembolso é reconhecido como um ativo separado, mas apenas quando o reembolso for praticamente certo. A despesa relativa a qualquer provisão é apre-sentada na demonstração do resultado, líquida de qualquer reembolso. As provi-sões são determinadas por meio do desconto dos fluxos de caixa futuros estimados a uma taxa antes de impostos que reflita as avaliações atuais de mercado quanto ao valor do dinheiro no tempo e riscos específicos para o passivo relacionado. Os efeitos do desconto pela passagem do tempo são reconhecidos no resultado como despesa financeira. (i) Provisões para riscos fiscais, cíveis, trabalhistas e regu-latórios: As provisões para processos judiciais são constituídas para todos os pro-cessos judiciais para os quais é provável que uma saída de recursos seja feita para liquidar a contingência/obrigação e uma estimativa razoável possa ser feita. A avaliação da probabilidade de perda inclui a 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. As provisões são revisadas e ajustadas para levar em conta alterações nas circunstâncias, tais como prazo de prescrição aplicável, conclusões de inspeções fiscais ou exposições adicionais identificadas com base em novos assuntos ou decisões de tribunais. (ii) Provisões para perdas esperadas para redução ao valor recuperável do contas a receber: A Companhia utiliza uma matriz de provisões para a mensuração da perda de crédito esperada com o contas a receber de clientes individuais. As taxas de perdas são calculadas por meio do uso do método de “rolagem” com base na probabilidade de um valor a receber avançar por períodos sucessivos de inadimplemento até a baixa completa. As taxas de rolagem são calculadas separadamente para exposições em diferentes faixas de idades segmentos com base no histórico de inadimplência dos últimos 5 anos. Essas taxas foram multiplicadas por percentuais de escala para refletir as diferen-ças entre as condições econômicas durante o período em que os dados históricos foram coletados, as condições atuais e a visão da Companhia sobre as condições econômicas ao longo da vida esperada dos recebíveis. 5.20. Demonstrações de valor adicionado: A Companhia elaborou demonstrações do valor adicionado (DVA) nos termos do pronunciamento técnico CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado, as quais são apresentadas como parte integrante das demonstrações financeiras conforme BR GAAP, enquanto para as IFRS representam informação financeira suplementar. 5.21. Principais mudanças nas políticas contábeis. 5.21.1. CPC 06 (R2) / IFRS 16 - Arrendamento: A Companhia aplicou o CPC 06(R2) – Arrendamentos / IFRS 16 – Leases, utilizando a abordagem retrospectiva modificada e, portanto, as informações comparativas não foram reapresentadas e continuam a ser apresentadas conforme o CPC 06(R1)/IAS 17 - Operações de Arrendamento Mercantil e ICPC 03/IFRIC 4 – Aspectos Complementares das Operações de Arrendamento Mercantil. No início de um contrato, a Companhia avalia se um contrato é ou contém um arrendamento. Um contrato é, ou contém um arrendamento, se o contrato transferir o direito de controlar o uso de um ativo identificado por um período de tempo em troca de contraprestação. Para avaliar se um contrato transfere o direito de controlar o uso de um ativo identificado, a Com-panhia utiliza a definição de arrendamento no CPC 06(R2)/IFRS 16. Esta política é aplicada a partir de 1º de janeiro de 2019 aos contratos de arrendamento. No início ou na modificação de um contrato que contém um componente de arrenda-mento, a Companhia aloca a contraprestação no contrato a cada componente de arrendamento com base em seus preços individuais. No entanto, para os arrenda-mentos de propriedades, a Companhia optou por não separar os componentes que não sejam de arrendamento e contabilizam os componentes de arrendamento e não arrendamento como um único componente. A Companhia reconhece um ativo de direito de uso e um passivo de arrendamento na data de início do arrendamento. O ativo de direito de uso é mensurado inicialmente ao custo, que compreende o valor da mensuração inicial do passivo de arrendamento, ajustado para quaisquer paga-mentos de arrendamento efetuados até a da data de início, mais quaisquer custos diretos iniciais incorridos pelo arrendatário e uma estimativa dos custos a serem incorridos pelo arrendatário na desmontagem e remoção do ativo subjacente, res-taurando o local em que está localizado ou restaurando o ativo subjacente à condi-ção requerida pelos termos e condições do arrendamento, menos quaisquer incen-tivos de arredamentos recebidos. O ativo de direito de uso é subsequentemente depreciado pelo método linear desde a data de início até o final do prazo do arren-damento, a menos que o arrendamento transfira a propriedade do ativo subjacente ao arrendatário ao fim do prazo do arrendamento, ou se o custo do ativo de direito de uso refletir que o arrendatário exercerá a opção de compra. Nesse caso, o ativo de direito de uso será depreciado durante a vida útil do ativo subjacente, que é determinada na mesma base que a do ativo imobilizado. Além disso, o ativo de direito de uso é periodicamente reduzido por perdas por redução ao valor recupe-rável, se houver, e ajustado para determinadas remensurações do passivo de arren-

damento. O passivo de arrendamento é mensurado inicialmente ao valor presente dos pagamentos do arrendamento que não são efetuados na data de início, descon-tados pela taxa de juros implícita no arrendamento ou, se essa taxa não puder ser determinada imediatamente, pela taxa de empréstimo incremental da Companhia. Geralmente, a Companhia usa sua taxa incremental sobre empréstimo como taxa de desconto. A Companhia determina sua taxa nominal sobre empréstimos obten-do taxas de juros de várias fontes externas de financiamento e fazendo alguns ajustes para refletir os termos do contrato e o tipo do ativo arrendado. Os pagamen-tos de arrendamento incluídos na mensuração do passivo de arrendamento com-preendem o seguinte: • pagamentos fixos, incluindo pagamentos fixos na essência; • pagamentos variáveis de arrendamento que dependem de índice ou taxa, inicial-mente mesurados utilizando o índice ou taxa na data de início; • valores que se espera que sejam pagos pelo arrendatário, de acordo com as garantias de valor residual; e • o preço de exercício da opção de compra se o arrendatário estiver ra-zoavelmente certo de exercer essa opção, e pagamentos de multas por rescisão do arrendamento, se o prazo do arrendamento refletir o arrendatário exercendo a op-ção de rescindir o arrendamento. O passivo de arrendamento é mensurado pelo custo amortizado, utilizando o método dos juros efetivos. É remensurado quando há uma alteração nos pagamentos futuros de arrendamento resultante de alteração em índice ou taxa, se houver alteração nos valores que se espera que sejam pagos de acordo com a garantia de valor residual, se a Companhia alterar sua avaliação se exercerá uma opção de compra, extensão ou rescisão ou se há um pagamento de arrendamento revisado fixo em essência. Quando o passivo de arrendamento é remensurado dessa maneira, é efetuado um ajuste correspondente ao valor contá-bil do ativo de direito de uso ou é registrado no resultado se o valor contábil do ativo de direito de uso tiver sido reduzido a zero. A Companhia não apresenta ati-vos de direito de uso que atendem à definição de propriedade para investimento. Arrendamentos de ativo de baixo valor e curto prazo: A Companhia optou por não reconhecer ativos de direito de uso e passivos de arrendamento para arrenda-mentos de ativos de baixo valor (ativos com valor inferior à US$ 5 mil) e arrenda-mentos de curto prazo (com prazo inferior à 12 meses), incluindo equipamentos de TI. A Companhia reconhece os pagamentos de arrendamento associados a esses arrendamentos como uma despesa de forma linear pelo prazo do arrendamento. Avaliação da administração: Com base na avaliação da Administração, no estu-do da aplicabilidade e nos critérios da norma estabelecida, em 1º de janeiro de 2019, pela adoção da IFRS 16, a Companhia utilizou a taxa de 7,13 % a.a. para os contratos com vencimento até 2023 e 6,89 % a.a. para contratos com vencimento após 2023 e reconheceu os itens demonstrados a seguir:Ativo Imóveis Veículos TotalAtivo em 1º de janeiro de 2019 207 1.780 1.987Amortização no exercício (105) (908) (1.013)Saldo do ativo em 31 de dezembro de 2019 102 872 974PassivoPassivo em 1º de janeiro de 2019 (207) (1.780) (1.987)Pagamentos no exercício 144 971 1.115Atualização no exercício (6) (67) (73)Saldo do passivo em 31 de dezembro de 2019 (69) (876) (945)Impacto sobre a demonstração do resultado - aumento (redução) das despesas:Resultado 31/12/2019Despesas administrativasArrendamentos de aluguéis (1.115)Amortização 1.013

(102)Despesa financeiraOutras despesas financeiras 73Efeito líquido no resultado (29)5.21.2. ICPC 22/ IFRIC23 – Incerteza sobre tratamento de tributos sobre o lu-cro: Esta Interpretação esclarece como aplicar os requisitos de reconhecimento e mensuração do CPC 32/ IFRIC 23 quando há incerteza sobre os tratamentos de tributo sobre o lucro. Nessa circunstância, a entidade deverá reconhecer e men-surar seu tributo corrente ou diferido ativo ou passivo, aplicando os requisitos do CPC 32 com base em lucro tributável (prejuízo fiscal), bases fiscais, prejuízos fis-cais não utilizados, créditos fiscais não utilizados e alíquotas fiscais determinados, aplicando esta Interpretação. A Administração da Companhia conduziu análises dos tratamentos fiscais que poderiam gerar incertezas na apuração dos tributos sobre o lucro, mensurando e reavaliando aqueles que potencialmente poderiam expor a Companhia a riscos face à incerteza do seu tratamento tributário. A aná-lise se estendeu aos processos tributários administrativos e judicias que poderiam incorrer em alteração na apuração dos referidos tributos. Após as análises a com-panhia não identificou a necessidade de ajustes relacionado ao ICPC 22 em sua Demonstração Financeira. A Companhia possui alguns tratamentos incertos de tributos sobre o lucro para os quais a Administração concluiu que é mais provável que sejam aceitos pela autoridade fiscal do que não, cujo efeito de potenciais con-tingências estão divulgados na nota explicativa nº 23- Provisões para processos cíveis, fiscais, trabalhistas e regulatórios. 5.22. Novas normas e interpretações ainda não efetivas: Uma série de novas normas serão efetivas para exercícios iniciados após 1º de janeiro de 2019. A Companhia não adotou essas normas na preparação destas demonstrações financeiras. As seguintes normas alteradas e in-terpretações não deverão ter um impacto significativo nas demonstrações financei-ras da Companhia: • Alterações nas referências à estrutura conceitual nas normas IFRS; • Definição de um negócio (alterações ao CPC 15/IFRS 3); e • Definição de materialidade (emendas ao CPC 26/IAS 1 e CPC 23/IAS 8). 6. Assuntos re-gulatórios. 6.1.1. Bandeiras tarifárias: A Resolução Normativa nº 547, de 16 de abril de 2013, criou o sistema de aplicação de Bandeiras Tarifárias, com vigência a partir de 1º de janeiro de 2015, com finalidade de repassar ao consumidor, os custos adicionais de geração térmica, compra de energia no mercado de curto pra-zo, encargos de serviços do sistema e risco hidrológico. Em 13 de agosto de 2018, co

ntin

ua

continuação





cont

inua

continuação

a Resolução Normativa ANEEL nº 826, alterou as regras de repasse, conforme proposta de abertura da 2ª fase da Audiência Pública nº 61/2017, onde foi sugerido que os valores mensais dos repasses financeiros da Conta Bandeiras fossem apu-rados após a alocação prioritária das receitas na área de concessão que as gerou. Desse modo, as Companhias devedoras passaram a aportar na CCRBT apenas as receitas excedentes. Já as Companhias credoras da CCRBT passaram a receber, a título de repasse, uma parcela desse excedente, proporcional ao seu custo não co-berto por seus próprios recursos. Esta alteração aloca, de forma mais eficiente, os recursos provenientes das Bandeiras Tarifárias, mitigando o subsídio cruzado en-tre as distribuidoras e priorizando a alocação dos recursos nas áreas de concessão de origem. Atualmente, existem quatro faixas de bandeiras: vermelha - patamar 1, com acréscimo de R$ 0,04/MWh, vermelha - patamar 2, cujo acréscimo na tarifa de energia é de R$ 0,06/MWh, amarela, com acréscimo de R$ 0,01/MWh e verde, sem acréscimo. Em 2019 e 2018, vigorou as seguintes bandeiras tarifárias: Cor da bandeira 2019 2018Janeiro Verde VerdeFevereiro Verde VerdeMarço Verde VerdeAbril Verde VerdeMaio Amarela AmarelaJunho Verde Vermelha Patamar 2Julho Amarela Vermelha Patamar 2Agosto Vermelha Patamar 1 Vermelha Patamar 2Setembro Vermelha Patamar 1 Vermelha Patamar 2Outubro Amarela Vermelha Patamar 2Novembro Vermelha Patamar 1 AmarelaDezembro Amarela VerdeNo exercício findo em 31 de dezembro de 2019, a Companhia reconheceu o montante de R$ 74.800 de bandeira tarifária, sendo que deste montante R$ 2.318 foram repassados para a Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tari-fárias CCRBT, criada por meio do Decreto nº 8.401/2015 e administrada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. No exercício findo em 31 de dezembro de 2019, a Companhia reconheceu o montante de R$ 37.777 (R$ 66.004 em 31 de dezembro de 2018) de bandeira tarifária via faturamento junto aos clientes, e recebendo via Conta Centralizadora dos Recursos de Bandeiras Tarifárias CCRBT o montante de R$ 35.082. A bandeira tarifária foi criada por meio do Decreto nº 8.401/2015 e administrada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE. 6.1.2. Decreto nº 9.642/2018 – Eliminação gradual de subsídios: O Decreto nº 9.642, de 27 de dezembro de 2018, alterou o artigo 1º do Decreto nº 7.891/2013, que trata da aplicação de descontos tarifários, de modo a vedar a cumulatividade de descontos sobre as tarifas de distribuição de energia elétrica, de maneira a prevalecer o que confira maior benefício ao consumidor (essa situação apenas se aplicava aos consumidores atendidos em baixa tensão como rural, com atividade de irrigação ou aquicultura realizada em horário espe-cial). O decreto também determina que, a partir de 2019, nos processos de reajuste ou revisão tarifária das distribuidoras, os descontos de que trata o § 2º do referido artigo, que são aqueles aplicados aos consumidores classificados como Rural; Co-operativa de Eletrificação Rural; Serviço Público de Água, Esgoto e Saneamento; e Serviço Público de Irrigação; sejam reduzidos à razão de 20% ao ano, até que a alíquota seja zero. Os descontos atualmente conferidos aos consumidores são custeados pela Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, que repassam às distribuidoras o montante de subsídios concedidos. Com a redução desses descon-tos, as distribuidoras deixam gradualmente de receber recursos da CDE e passam a receber diretamente desses consumidores. 6.1.3. Sobrecontratação de energia: De acordo com o Modelo Regulatório, as distribuidoras devem contratar antecipa-damente 100% da energia elétrica necessária para fornecimento aos seus clientes por meio de leilões regulados pela ANEEL. Tais leilões, realizados com apoio da CCEE, ocorrem com antecedência de um a sete anos, em relação ao início do su-primento da energia contratada. A possibilidade de contratação com antecedência de até sete anos passou a existir após a publicação do Decreto nº 9.143, de 22 de agosto de 2017. Conforme previsto na regulamentação do setor, em especial o Decreto nº 5.163/2004 se a energia contratada estiver dentro do limite de até 5% acima da necessidade total de energia da distribuidora, haverá repasse integral às tarifas do custo incorrido com a compra de energia excedente. Contudo, quando a distribuidora ultrapassar o referido limite e sendo este ocasionado de forma vo-luntária, fica exposta à variação entre o preço de compra e o de venda do montante excedente no mercado de curto prazo. O Decreto nº 9.143, de 22 de agosto de 2017 determinou uma redução de lastro para fins de cobertura de consumo das distribuidoras, de 95% para 90%, referente às cotas de garantia física de energia, das usinas hidrelétricas com concessões prorrogadas ou licitadas nos termos da Lei nº 12.783/2013, com vigência a partir de 1º de setembro de 2017. No exercício findo em 31 de dezembro de 2019 e 2018, a Companhia fez uso dos mecanismos disponíveis. 6.1.4. Conta de Desenvolvimento Energético - CDE: A Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) é um fundo setorial que tem como objetivo custear diversas políticas públicas do setor elétrico brasileiro, tais como: univer-salização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional; concessão de descontos tarifários a diversos usuários do serviço (baixa renda, rural; irrigan-te; serviço público de água, esgoto e saneamento; geração e consumo de energia de fonte incentivadas, etc.); modicidade da tarifa em sistemas elétricos isolados (Conta de Consumo de Combustíveis – CCC); competitividade da geração de energia elétrica a partir da fonte carvão mineral nacional; entre outros. Além dis-so, a partir de 2015 foram acrescidos na quota CDE, a “CDE Energia” instituída por meio do Decreto 7.891/2013, cujo objetivo era (i) neutralizar a exposição das concessionárias de distribuição no mercado de curto prazo, decorrente da alocação das cotas de garantia física de energia e de potência de que trata o art. 1º da Lei nº 12.783, de 11 de janeiro de 2013, e da não adesão à prorrogação de concessões de geração de energia elétrica; (ii) cobrir o custo adicional para as concessionárias de

distribuição decorrente do despacho de usinas termelétricas acionadas em razão de segurança energética, conforme decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico; (iii) neutralizar a exposição contratual involuntária das concessionárias de distribuição no mercado de curto prazo, decorrente da compra frustrada no lei-lão de energia proveniente de empreendimentos existentes realizado em dezembro de 2013. Ademais, também foi acrescida a CONTA-ACR devido a amortização da Conta no Ambiente de Contratação Regulada, associada ao empréstimo adquiri-do pelo setor elétrico para auxiliar as distribuidoras que enfrentaram dificuldades durante a crise hídrica de 2014. Em março de 2019 finalizou o recolhimento da CDE Energia instituída por meio do Decreto 7.891/2013 e em setembro de 2019 foi quitado o empréstimo adquirido em 2014, denominado CONTA-ACR. Sendo este último com vencimento previsto incialmente para abril de 2020, contudo foi antecipado para setembro/2019 após negociação realizada pela ANEEL, Ministé-rio de Minas e Energia e Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).7. Caixa e equivalentes de caixa 2019 2018Caixa e bancos 28.990 28.697Investimentos e fundos de investimento (a) Aplicações financeiras de curto prazo – 16.302 Certificados de Depósitos Bancários - CDB 4.336 –Fundo de investimento (Exclusivo) (a) Operações Compromissadas 140.245 –Total de investimentos e fundos de investimento 144.581 16.302 Total caixa e equivalentes de caixa 173.571 44.999A carteira global é remunerada pela variação do Certificado de Depósito Interban-cário (CDI), logo, a rentabilidade média ponderada da carteira no exercício findo em 31 de dezembro de 2019 equivale a 98,59% a.a.. (a) Equivalentes de caixa se referem, principalmente, a fundos de investimentos exclusivos de alta liquidez e possuem baixo risco de crédito. Tais aplicações estão disponíveis para utilização nas operações da Companhia, prontamente conversíveis em montante conhecido de caixa e estão sujeitos a insignificante risco de mudança de valor, ou seja, são ativos financeiros com liquidez imediata, logo são classificadas como caixa e equivalen-tes de caixa, conforme CPC 03 (R2) - Demonstração dos Fluxos de Caixa / IAS 7.Variação de Caixa e equivalente de caixa decorre da celebração do Contrato de Concessão de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 002/2019, assinado em 19 de março de 2019. Em 28 de dezembro de 2018, a Equatorial Ener-gia S.A. sagrou-se vencedora no procedimento licitatório na modalidade de leilão (“Leilão”), realizado na forma do edital de leilão nº 2/2018-PPI/PND (“Edital”), para a outorga de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica associada à transferência do controle acionário da Companhia. Em 18 de março de 2019, ocorreu a Assembleia Geral Extraordinária que deliberou o aumento do capital social da Companhia, pela nova controladora, Equatorial Energia S.A., no valor de R$ 545.770, com emissão de 1.436.238.120 ações, todas nominativas e sem valor nominal. Para mais detalhes, vide nota explicativa nº 0.8. Investimento de curto prazo 2019 2018Fundos de Investimentos (Exclusivo) Cotas de Fundos de Investimentos 97.330 – Títulos Públicos 70.581 – Títulos e valores mobiliários – 995

167.911 995Fundo Aberto 11.469 –Total 179.380 995Os Fundos de Investimentos representam operações de baixo risco em instituições financeiras de primeira linha 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. A carteira global é remunerada pela variação do Certificado de Depósito Interbancário (CDI), logo, a rentabilidade média ponderada da carteira no exercício findo em 31 de dezembro de 2019 equi-vale a 104,35% a.a.(107,81% em 31 de dezembro de 2018).9. Contas a receber de clientes. 9.1. Composição dos saldos 2019 2018Contas a receber de consumidores faturados 341.269 413.809Contas a receber de consumidores não faturados (a) 37.742 34.710Parcelamentos (b) 468.246 502.424Baixa renda (c) 9.706 –Outras 6.704 51.823Total 863.667 1.002.766(-) Provisão para redução ao valor recuperável do contas a receber (221.710) (289.264) Total contas a receber clientes 641.957 713.502Circulante 425.201 443.942Não circulante 216.756 269.560(a) Consiste na estimativa de energia fornecida entre a data de leitura e o encer-ramento do mês; (b) Parcelamentos sobre faturas de energia elétrica, que podem ser efetuados com prazo de até 48vezes. Os parcelamentos são referente a renego-ciações de faturas em atraso e possuem juros de 1% a.m. Para os parcelamentos anteriormente firmados, a Companhia efetuou análise não houve necessidade de ajuste a valor presente; e (c) O Governo Federal, por meio das Leis nº 12.212 e nº10.438, determinou a aplicação da tarifa social de baixa renda com a finalidade de contribuir para a modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais integrantes da subclasse residencial baixa renda. 9.2. Perdas esperadas para redução ao valor recuperável do contas a receber

Contas a receber de 2018Provisões

(i) Reversões

(baixas) (i) 2019 consumidores faturados 139.155 39.356 (122.452) 56.059Parcelamentos 138.512 36.083 (14.281) 160.314Outras 11.597 5.955 (12.215) 5.337Total 289.264 81.394 (148.948) 221.710





2017Provisões (adições)

Reversões (baixas) 2018

Contas a receber de consumidores faturados 70.802 68.353 – 139.155

Parcelamentos 97.073 42.785 (1.346) 138.512Outras 10.692 905 – 11.597Total 178.567 112.043 (1.346) 289.264(i) O efeito líquido das provisões e reversões no exercício foi o montante de R$ 67.555, constituído por: a) constituição de perdas por redução ao valor recuperável no valor de R$ 81.394. dos quais R$ 74.560 foram as provisões de risco de crédito de consumidores e parcelamentos, R$ 879 de consumidores não faturados e R$ 5.955 de outros. Os critérios das baixas realizadas ao longo de 2019 atendem aos critérios destacados no regulamento do imposto de renda. Além disso, as reversões e baixas não consideram as perdas incobráveis.a. Contas a receber de consumidores faturados 2019

Saldos

a vencerVencidos

até 90 diasVencidos há

mais de 90 dias TotalResidencial (a) 68.279 48.506 17.030 133.815Industrial 10.706 1.654 9.170 21.530Comercial 48.569 12.170 28.111 88.850Rural 10.668 2.726 8.635 22.029Poder público 12.158 7.959 6.117 26.234Iluminação pública 15.994 2.101 11.846 29.941Serviço público 9.274 2.279 7.317 18.870Total fornecimento faturado 175.648 77.395 88.226 341.269 2018

Saldos

a vencerVencidos


mais de 90 dias TotalResidencial (a) 56.845 95.381 43.162 195.388Industrial 12.405 5.103 10.358 27.866Comercial 44.571 21.381 25.290 91.242Rural 8.453 3.891 8.527 20.871Poder público 9.872 9.885 8.396 28.153Iluminação pública 6.491 3 21.417 27.911Serviço público 7.030 8.667 6.681 22.378Total fornecimento faturado 145.667 144.311 123.831 413.809(a) Em função da mudança de controle acionário, a implantação da estrutura de co-brança da Companhia, a partir de abril de 2019, proporcionou maior recuperação da dívida vencida, com uma variação positiva do índice de arrecadação em quase em quase 5 p.p. O fator principal da redução da dívida foi o reforço e implantação de operações de cobrança, bem como implantação de novas ações. b. Parcelamentos 2019

Saldos

a vencerVencidos


mais de 90 dias TotalResidencial 48.147 4.919 2.988 56.054Industrial 47.910 178 1.436 49.524Comercial (a) 256.625 1.310 4.921 262.856Rural 3.185 217 936 4.338Poder público (a) 60.333 1.594 18.216 80.143Iluminação pública 7.612 – – 7.612Serviço público 4.787 362 2.570 7.719Total do parcelamento 428.599 8.580 31.067 468.246

2018

Saldos

a vencerVencidos


mais de 90 dias TotalResidencial 44.470 9.484 2.594 56.548Industrial 43.490 1.887 31.964 77.341Comercial 24.363 3.031 4.933 32.327Rural 3.058 595 898 4.551Poder público 294.295 5.608 15.882 315.785Iluminação pública 7.451 82 5 7.538Serviço público 5.892 639 1.803 8.334Total do parcelamento 423.019 21.326 58.079 502.424(a) O parcelamento da Companhia de Abastecimento D’água e Saneamento de Alagoas – CASAL foi cadastrado inicialmente em uma unidade consumidora da classe poder público e depois transferida para unidade consumidora da sede admi-nistrativa, vinculada à classe comercial.Aging parcelamentos a vencer

2019

2020 2021 2022Após 2022 Total

Residencial 35.377 11.027 1.506 237 48.147Industrial 42.168 2.006 1.985 1.751 47.910Comercial (a) 22.234 13.344 11.510 209.537 256.625Rural 2.683 445 53 4 3.185Poder público 11.442 6.306 5.525 37.060 60.333Iluminação pública 739 298 315 6.260 7.612Serviço público 1.650 1.084 549 1.504 4.787Total dos parcelamentos a vencer 116.293 34.510 21.443 256.353 428.599(a) Valores a vencer relevantes após 2022 devido, principalmente, ao parcelamento firmado com a Companhia de Abastecimento d’água e Saneamento de Alagoas – CASAL, firmado em novembro de 2009 e acordado em 240 parcelas.

Aging de parcelamentos vencidos em 31 de dezembro de 2019Há mais de 90 dias Vencidos

de 91 à 360 dias

Vencidosde 361 à 720 dias

Vencidos de 721 à

1.080 dias

Vencidos de 1.081

à 1.530 dias TotalResidencial 2.692 101 36 159 2.988Industrial 647 433 90 266 1.436Comercial 1.519 1.605 599 1.198 4.921Rural 169 27 308 432 936Poder público 2.244 3.021 2.683 10.268 18.216Iluminação públicaServiço público 646 504 408 1.012 2.570Total do parcela-mentos vencidos 7.917 5.691 4.124 13.335 31.067

10. Serviços pedidos: Refere-se aos custos apurados através de serviços executados para terceiros ou para a própria Companhia 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.Circulante 2019 2018 Desativações e alienações em curso (a) 6.273 1.460 Serviço próprio 8.358 2.231 Serviço próprio P&D e PEE (b) 26.763 5.962 Serviços prestados a terceiros 70 –Total circulante 41.464 9.653(a) Variação em virtude da transferência de alguns bens que antes estavam classificados como “resíduos e sucatas destinados à alienação” e em 2019 foram reclassificados para “alienações em curso’ motivados pela venda da sucata; e, (b) Variação relacionada ao aumento de projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Projetos de Eficiência Energética (PEE) no exercício de 2019. 11. Valores a receber (devolver) da parcela A e outros itens financeiros: Referem-se aos ativos e passivos decorrentes das diferenças temporárias entre os custos homologados (Parcela A e outros componentes financeiros), que são incluídos na tarifa no início do período tarifário, e aqueles que são efetivamente incorridos ao longo do período de vigência da tarifa. Essa diferença constitui um direito a receber sempre que os custos homologados e incluídos na tarifa são inferiores aos custos efetivamente incorridos, ou uma obrigação quando os custos homologados e incluídos na tarifa são superiores aos custos efetivamente incorridos. Os registros da compra e venda de energia na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE são de acordo com as informações divulgadas pela mesma, porém quando não são divulgadas de forma tempestiva, é utilizado a estimativa confeccionada pela Administração da Companhia. Esses valores serão efetivamente liquidados no próximo período tarifário ou, em caso de extinção da concessão, por qualquer motivo, com a existência de saldos apurados que não tenham sido recuperados, serão incluídos na base de indenização já prevista.

2019

Parcela ACircu-

lanteNão

circulante TotalCDE - conta de desenvolvimento energético (224) 6.927 6.703PROINFA - Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica 788 22 810

Rede básica 4.795 19.210 24.005Compra de energia – CVA 62.278 107.664 169.942ESS - encargos do serviço do sistema (11.091) (16.100) (27.191) 56.546 117.723 174.269Itens financeirosSobrecontratação de energia (18.113) (43.280) (61.393)Neutralidade (15.733) 32.651 16.918Ultrapassagem de demanda e reativo excedente (1.717) (5.260) (6.977)Constituição RGR – 577.225 577.225Outros (31.060) 3.643 (27.417) (66.623) 564.979 498.356Ativo – 682.702 682.702Passivo (10.077) – (10.077)Ativo (-) passivo (10.077) 682.702 682.702

2018

Parcela ACircu-

lanteNão

circulante TotalCDE - conta de desenvolvimento energético 7.283 – 7.283PROINFA - Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica 917 – 917

Rede básica 20.796 1.071 21.867Compra de energia – CVA 122.765 600 123.365ESS - encargos do serviço do sistema (63.290) – (63.290) 88.471 1.671 90.142Itens financeirosSobrecontratação de energia (113.119) – (113.119)Neutralidade 19.007 – 19.007Violação do limite de continuidade 13 – 13Ultrapassagem de demanda e reativo excedente (11.580) – (11.580)Ativo regulatório ANGRA III 2.605 – 2.605Constituição RGR – 705.160 705.160Outros 9.857 2.586 12.443 (93.217) 707.746 614.529Ativo 267.227 709.417 976.644Passivo (271.973) – (271.973)Ativo (-) passivo (4.746) 709.417 704.671A Companhia registra os valores oriundos das Parcela A de acordo com o período de competência e de maneira prospectiva, conforme OCPC 08 - Reconhecimento co

ntin

ua

continuação





cont

inua

continuação

de Determinados Ativos e Passivos nos relatórios Contábil-Financeiros de Propósito Geral das Distribuidoras de Energia Elétrica emitidos de acordo com as Normas Brasileiras e Internacionais de Contabilidade.

2018Consti-tuição

Baixa (g)

Atuali-zação

Amorti-zações 2019

Parcela A CDE - Conta de desenvolvimento energético (a) 7.283 (185) (260) (76) (59) 6.703

PROINFA - Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica 917 1.321 328 173 (1.929) 810

Rede básica (b) 20.796 20.450 (730) 1.315 (17.826) 24.005Compra de energia CVA (c) 117.671 143.124 52.927 17.635 (161.415) 169.942

ESS - Encargos do serviço do sistema (d) (58.197) (22.718) 18.310 (8.152) 43.566 (27.191)

88.470 141.992 70.575 10.895 (137.663) 174.269Itens financeirosSobrecontratação de energia (e) (113.120) (55.202) 40.277 (615) 67.267 (61.393)

Neutralidade 19.007 (13.176) (54.804) 526 65.365 16.918Violação do limite de continuidade 14 (27) (28) (30) 71 –

Ultrapassagem de demanda e reativo excedente (11.579) (7.156) 3.221 – 8.537 (6.977)

Constituição RGR (f) 705.160 (184.756) – 56.821 – 577.225Outros 16.719 (101.559) 13.635 (292) 44.080 (27.417)

616.201 (361.876) 2.301 56.410 185.320 498.356Total 704.671 (219.884) 72.876 67.305 47.657 672.625Ativo (-) passivoCirculante (4.746) (10.077)Não circulante 709.417 682.702

Parcela A 2017Consti-tuição

Atua-lização

Amorti-zações 2018

CDE - Conta de desenvolvimento energético (16.588) 13.298 (58) 10.631 7.283

PROINFA - Programa de incentivo às fontes alternativas de energia elétrica (1.693) 1.314 57 1.239 917

Rede básica 17.235 11.491 2.995 (10.925) 20.796Compra de energia CVA 111.913 25.745 14.635 (34.622) 117.671ESS - Encargos do serviço do sistema (101.901) 3.211 (9.666) 50.159 (58.197)

8.966 55.059 7.963 16.482 88.470Itens financeirosSobrecontratação de energia (6.948) (121.448) (6.428) 21.704 (113.120)Neutralidade 34.451 28.510 1.715 (45.669) 19.007Violação do limite de continuidade – – – 14 14

Ultrapassagem de demanda e reativo excedente – (12.920) – 1.341 (11.579)

CVA Remuneração Adequada – 631.933 73.227 – 705.160Outros 133.400 (73.594) 9.788 (52.875) 16.719

160.903 452.481 78.302 (75.485) 616.201Total 169.869 507.540 86.265 (59.003) 704.671Ativo (-) passivoCirculante 165.612 (4.746)Não circulante 4.257 709.417(a) Variação negativa em virtude dos pagamentos realizados a título de CDE (Conta de Desenvolvimento de Uso) e ACR (Ambiente de Contratação Regulada) ser menor do que os valores da cobertura tarifária homologados pela ANEEL para essa rubrica; (b) Variação positiva, com relação ao valor constituído no exercício, em virtude do aumento dos contratos de MUST (Montantes de Uso do Sistema de Transmissão) serem menores que os montantes de cobertura vigentes; (c) No exercício de 2019, houve o aumento dos custos da operação do efeito da contratação por disponibilidade e da exposição financeira, resultantes dos custos repassados às distribuidoras para atendimento do mercado, afetado diretamente pelo acionamento de térmicas. Para exposição financeira, o aumento teve como fato as diferenças do PLD (Preço de Liquidação das Diferenças) entre os submercados em relação ao Nordeste; (d) O ESS (Encargo de Serviço do Sistema) está relacionado ao pagamento de usinas térmicas despachadas e que operam com o preço de compra acima do PLD (Preço de Liquidação das Diferenças). A medida de despachar essas térmicas é tomada pelo ONS (Operador Nacional do Sistema) para garantir a segurança energética do sistema. No reajuste tarifário, ocorrido em maio de 2019, o valor de previsão do ESS concedido pela ANEEL foi maior que os custos efetivamente pagos, o que no procedimento de modicidade tarifária resulta na recomposição via passivo regulatório; (e) Em 2019, devido a quantidade de energia elétrica contratada ser superior a energia requerida, o cenário apresenta uma venda de energia no mercado de curto prazo na CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica), sendo esta quantidade valorada ao PLD médio de R$ 166,64 no exercício. Devido o PLD ser inferior ao Preço Médio de Custo – PMIX - da distribuidora, isso resulta em uma constituição do passivo regulatório de sobrecontratação; e (f) Este saldo de CVA é oriundo do empréstimo aprovado pela ANEEL a título de RGR (Reserva Global de Reversão) e repassado através da CCEE. O empréstimo foi aprovado devido à

necessidade de recursos extraordinários durante o período em que a Companhia foi considerada pela ANEEL como Distribuidora Designada, atuando como prestadora de serviços até a sua privatização. O repasse foi aprovado no dia 12 de fevereiro de 2019, atendendo o que está disposto na Portaria MME nº 510, de 20 de dezembro de 2018. Em 2019, registrou-se valor correspondente a ajuste a valor presente dos saldos em função da alteração das condições contratuais definidas no novo contrato de concessão para a dívida correspondente ao ativo financeiro setorial; e (g) Com relação ao montante de reconhecimento das baixas dos ativos e passivos regulatórios no referido exercício, tais valores referem-se as diferenças entre os custos homologados pela ANEEL no processo 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 com impacto no resultado da Companhia, nota explicativa nº 30, bem como a extinção dos saldos apurados e não recuperados. A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL homologou, em 03 de maio de 2019, o resultado do reajuste tarifário de 2019 e fixou as Tarifas de Energia - TE e as Tarifas de Uso dos Sistemas de Distribuição - TUSD desta Companhia. As novas tarifas foram reajustas com vigência a partir de 03 de maio de 2019, conforme REH nº 2.540/2019 - ANEEL. Neste processo, as CVA contabilizadas pela Companhia são validadas, devendo ser feita 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 da Equatorial Alagoas foram reajustadas em média -2,72% correspondendo ao efeito tarifário médio a ser percebido pelos consumidores, considerando-se os componentes financeiros incluídos nas tarifas da Companhia. 12. Impostos a recuperar: Os saldos do circulante e não circulante em decorrência das retenções ou antecipaçõeslegais estão demonstrados conforme a seguir: 2019 2018Circulante ICMS a recuperar (CIAP) (a) 5.914 3.592ICMS a recuperar – 2.190INSS – 16.342PIS e COFINS (b) 39.444 4.080PIS e COFINS a recuperar (ICMS) (c) 19.024 –Outros 1.143 558Total circulante 65.525 26.762Não circulante ICMS a recuperar (CIAP) (a) 9.475 3.407PIS e COFINS a recuperar (ICMS) (c) 271.210 –ICMS a Recuperar (Outros) 24.358 –Total não circulante 305.043 3.407Totais impostos e contribuições a recuperar 370.568 30.169 (a) A Companhia possui impostos a recuperar referentes a créditos de ICMS sobre aquisição de materiais destinados ao ativo operacional, apropriados à proporção de 1/48 avos; (b) Em 2019, nas competências de janeiro a julho, foi reconhecido um pagamento a maior de PIS/COFINS no montante de R$ 35.507, valor será compensado em 2020; e (c) A Companhia constituiu um ativo referente a PIS/COFINS a recuperar de R$ 290.234, baseada na opinião de seus assessores jurídicos após publicação do Acórdão do julgamento do Recurso extraordinário julgado pelo Supremo Tribunal Federal - STF, e suportado pelo trânsito e julgado da Ação. Ver detalhes na nota explicativa nº 240. 13. Outros créditos a receber 2019 2018Circulante Valores a recuperar de empregados 130 3.060Adiantamento a fornecedores 2.004 –Alienação de bens e direitos (19) –Despesas pagas antecipadamente – 2.539Arrecadação de convênios (a) – 33.213Neutralidade PIS/COFINS (b) 58.100 –Subvenção descontos tarifários 9.686 –Encargo de uso da rede 7.947 –Uso mútuo de postes 1.322 –Outros créditos a receber 11.506 15.818Total Circulante 90.676 54.630Não circulanteOutros créditos a receber (c) 33.355 52.067(-) PECLD (c) (33.355) (40.682)Total não circulante – 11.386Total outros créditos a receber 90.676 66.016(a) Variação decorrente da mudança de controle acionário da Companhia. O saldo que era apresentado, antes, como arrecadação de convênios de COSIP, foi reclassificado para “outros créditos a receber” em 2019; (b) Diferenças apuradas entre PIS/COFINS resultantes da aplicação das alíquotas efetiva equivalentes sobre a receita do mês de referência e os valores efetivamente arrecadados no mês de vigência da alíquota efetiva equivalente, cujos montantes não eram neutralizados em 2018; e (c) Valor referente, principalmente, aos créditos da ação cautelar que impediu a Companhia de promover cortes no fornecimento de energia elétrica da CODEVASF, face ao cumprimento integral dos termos do Convênio Nº 034/83-I, firmado entre a CODEVASF e a CHESF. O montante está integralmente estimado como perda. 14. Partes relacionadas: Os principais saldos de ativos e passivos em 31 de dezembro de 2019 e 31 de dezembro 2018, 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




‘ Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A. (Antiga Companhia Energética de Alagoas – CEAL)CNPJ 12.272.084/0001-00

CVM nº 560, de 11 de dezembro de 2008, que aprovou o CPC 05 (R1)/IAS 24 Divulgação sobre Partes Relacionadas. A Companhia é controlada pela Equatorial Energia S.A. e em 31 de dezembro de 2019 possui movimentações com partes relacionadas, principalmente dos contratos de compartilhamentos, empréstimos, entre outros, com as empresas descritas abaixo: Outros créditos a receber 2019 2018

Companhias Ref.Ati-

voPassi-

vo

Efeito no resultado (Despesa)

Ati-vo

Pas-sivo


Equatorial Piauí Distribuidora de Energia S.A. – – – 124 – –

Total – – – 124 – –Outras contas a pagar 2019 2018

Companhias Ref.Ati-

vo

Pa-ssi-vo


Ati-vo Passivo


Geradora de Energia do Norte S.A. (a) – – (2.362) – – –

Centrais Elétricas Brasilei-ras S.A.- Eletrobras – – – – (2.068.663) (171.117)

Total – – (2.362) – (2.068.663) (171.117)Fornecedores 2019 2018

Companhias Ref.Ati-

voPassi-

vo


Ati-vo Passivo


Equatorial Telecomu-nicações Ltda. (b) – (157) (799) – – –

55 Soluções S.A. (c) – (369) (2.762) – – –Integração Transmissora de Energia S.A. (d) – (100) (934) – – –

Equatorial Transmissora 8 SPE S.A. (d) – (28) (102) – – –

Centrais Elétricas Brasileiras S.A.- Eletrobras – – – – (8.985) (24.625)

Total – (654) (4.597) – (72) (707)(a) Os valores com Geradora de Energia do Norte S.A. (“Gera Maranhão”) são pro-venientes do contrato de compra de energia elétrica CCEAR Nº 5577/2007 - 29457N - 29458N, que é pactuado em condições normais de mercado, com vigência até 2024; (b) Os valores com a Equatorial Telecomunicação são provenientes do contrato de serviços de telefonia onde usa uma integração através do uso intensivo das teleco-municações de internet que usa os serviços de fibra ótica; (c) Os valores com a 55 Soluções são inerentes de prestação serviços de recursos humanos, administrativos e rateio proporcional das respectivas despesas incorridas, com prazo de duração in-determinado; e (d) Os valores da SPE 08 e INTESA são referentes a contratos de compartilhamento que abrange os contratos de infraestrutura relacionados ao uso do sistema de transmissão e recursos humanos, após validação dos cálculos pelo órgão regulador ANEEL. Remuneração de pessoal-chave da Administração: O pessoal--chave da Administração inclui os Conselheiros de Administração, o Presidente e Diretores. A remuneração total foi fixada em até R$ 4.000, conforme Ata da Reunião do Conselho de Administração, realizada em 28 de maio de 2019. Proporção de cada elemento na remuneração total, referente ao exercício findo em 31 de dezembro de2019, paga pela Companhia: Conselho

de Admi-nistração %

Diretoria Estatutá-

ria % TotalNúmeros de membros 4 7 11Remuneração fixa do exercício 83 100% 869 28% 952Salário ou Pró-labore 83 100% 869 28% 952Remuneração variável – 0% 2.183 72% 2.183Bônus – 0% 2.183 72% 2.183Valor total da remuneração por órgão 83 100% 3.052 100% 3.135Garantias: A Equatorial Energia S.A., controladora da Equatorial Alagoas, presta garantia como avalista ou fiadora da Companhia sem ônus nos contratos de financiamentos abaixo listados:

Instituição

Valor do financia-

mento

% do

aval Início TérminoValor li-berado 31/12/2019

BNDES 284.845 100 23/12/2019 15/10/2039 75.000 75.153Apólice Austral 0107750024972 14 100 09/10/2019 28/05/2020 N/A N/A

Apólice Austral 0207750025002 347 100 09/10/2019 09/10/2022 N/A N/A

Apólice Austral 0207750025601 448 100 29/11/2019 29/11/2022 N/A N/A

Apólice Zurich 5495201900340 7700000000 133 100 22/10/2019 22/10/2022 N/A N/A

Total 285.787 75.000 75.153

15. Ativo financeiro da concessão: Refere-se à parcela dos investimentos realizados e não amortizados até o final da concessão classificada como um ativo financeiro por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro diretamente. Essa parcela de infraestrutura classificada como ativo financeiro é remunerada por meio do denominado WACC regulatório, que consiste na remuneração do investimento e que é cobrada mensalmente na tarifa dos clientes. A movimentação dos saldos referentes ao ativo financeiro da concessão conforme a seguir demonstrada:

2018

Atua-lização

do ativo financeiro

(a)

Trans-ferência

Ativo Contrato

(b) BaixasReclassifi-

cação (c) 2019Ativo financeiro 1.070.651 (4.565) 32.005 (713) (1.027.842) 69.536Obrigações especiais (d) (252.081) – – – 252.081 –

Em curso 245.721 – – – (245.721) –Obrigações especiais em curso (55.128) – – – 55.128 –

Total ativo financeiro da concessão 1.009.163 (4.565) 32.005 (713) (966.354) 69.536

2017

Atuali-zação do ativo fi-

nanceiro (a)

Capitali-zação Baixas

Reclas-sificação

(c) 2018Ativo financeiro 1.004.756 (8.033) 116.865 (7.266) (35.671) 1.070.651Obrigações especiais (d) (251.986) – (9.651) – 9.556 (252.081)

Em curso 222.496 137.947 (116.866) – 2.144 245.721Obrigações espe-ciais em curso (45.120) (18.905) 9.651 – (754) (55.128)

Total ativo financeiro da concessão 930.146 111.009 (1) (7.266) (24.725) 1.009.163

A concessão da Companhia não é onerosa, desta forma, não há obrigações financeiras fixas e pagamentos a serem realizados ao poder concedente. (a) Visando a melhor estimativa da indenização ao final da concessão, o ativo financeiro é revisado mensalmente, considerando a atualização pelo IPCA, por ser este um dos principais critérios de atualização utilizada pelo regulador nos processos de reajuste tarifário. (b) Correspondem às transferências do ativos de contrato para o ativo financeiro da concessão; (c) Variação decorre da celebração do Contrato de Concessão de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 002/2019 vigente até março de 2049, assinado em 19 de março de 2019 (vide nota 2), com a assinatura do novo contrato de concessão praticamente todos os bens são recebíveis fazendo necessário sua reclassificação do ativo financeiro da concessão para o intangível; e (d) Obrigações especiais representam, substancialmente, recursos da União Federal, dos Estados e dos Municípios e pela participação de consumidores, vinculados à realização de investimentos na concessão do serviço público de energia elétrica. 16. Intangível: O ativo intangível está constituído conforme a seguir demonstrado: 2019

Taxas anuais médias ponde-

radas de amor-tização (%) Custo

Amortiza-ção

(-) Obriga-ções Vin-culadas à

ConcessãoValor lí-

quidoEm serviço 4,22% 1.944.017 (708.074) (193.722) 1.042.221Total intangível 1.944.017 (708.074) (193.722) 1.042.221 2018

Taxas anuais médias ponde-

radas de amor-tização (%) Custo

Amorti- zação

(-) Obriga-ções Vin-culadas à

ConcessãoValor

líquidoEm serviço 4,21% 607.854 (592.745) (3.899) 11.210Total intangível 607.854 (592.745) (3.899) 11.210O ativo intangível é composto pelo direito de uso dos bens vinculados ao contrato de serviço de concessão amortizáveis pela vida útil do bem e limitados à data do contrato de concessão até março de 2049, conforme ICPC 01(R1)/IFRIC 12.

cont

inua

continuação

Movimentação do ativo intangível Transferências (a) 2018 Adições Baixas Ativo de contrato Obrigações Especiais Reclassificação (b) 2019Em serviço 607.854 – (58.940) 302.945 – 1.092.158 1.944.017(-) Amortização (592.744) (92.061) 24.031 – – (47.300) (708.074)Total em serviço 15.110 (92.061) (34.909) 302.945 – 1.044.858 1.235.943Obrigações especiais em serviço (c) (124.330) – 51.921 – (30.444) (252.250) (355.103)(-) Amortização 120.430 40.951 – – – – 161.381Total em obrigações especiais (3.900) 40.951 51.921 – (30.444) (252.250) (193.722)Total 11.210 (51.110) 17.012 302.945 (30.444) 792.608 1.042.221





(a) Correspondem às transferências do ativos de contrato para o intangível; e (b) Variação decorre da celebração do Contrato de Concessão de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 002/2019 vigente até março de 2049, assinado em 19 de março de 2019 (vide nota 2), com a assinatura do novo contrato de concessão praticamente todos os bens são recebíveis fazendo necessário sua reclassificação do ativo imobilizado para o ativo financeiro da concessão, intangível e ativo de contrato; e (c) Obrigações especiais representam, substancialmente, recursos da União Federal, dos Estados e dos Municípios e pela participação de consumidores, vinculados à realização de investimentos na concessão do serviço público de energia elétrica. A Companhia entende não haver qualquer indicativo de que o valor contábil dos bens exceda seu valor recuperável. 17. Ativos contratuais: O ativo contratual (infraestrutura em construção) é o direito à contraprestação em troca de bens ou serviços transferidos ao cliente. Pois a Companhia terá o direito de (i) cobrar pelos serviços prestados aos consumidores dos serviços públicos ou (ii) receber dinheiro ou outro ativo financeiro, pela reversão da infraestrutura do serviço público, apenas após a transferência dos bens em construção (ativo contratual) para intangível e/ ou ativo financeiro da concessão. O ativo contratual (infraestrutura em construção) é reconhecido inicialmente pelo valor justo na data de sua aquisição. O ativo de contrato está constituído conforme a seguir demonstrado: 2019

Custo(-) Obrigações Vinculadas

à Concessão Valor líquidoAtivo Contratual 93.145 (46.996) 46.149Total 93.145 (46.996) 46.149Movimentação do ativo de contrato

Transferências (a)

2018 (b) Adições

Ativo Intan-

gível

Ativo Finan-

ceiro

Reclas-sificação

(c) 2019Em curso – 169.129 (302.945) (32.005) 258.966 93.145Total em curso – 169.129 (302.945) (32.005) 258.966 93.145Obrigações especiais (d) – (22.479) 30.444 – (54.961) (46.996)

Total em obrigações especiais – (22.479) 30.444 – (54.961) (46.996)

Total – 146.650 (272.501) (32.005) 204.005 46.149(a) Correspondem às transferências do ativos de contrato para o intangível em serviço e ativo financeiro da concessão; (b) Devido à mudança de controle acionário da Companhia, a abertura dos saldos de ativos de contrato foi feita, no exercício de 2019, para adequação aos padrões da nova controladora; (c) Variação decorre da celebração do Contrato de Concessão de Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 002/2019 vigente até março de 2049, assinado em 19 de março de 2019 (vide nota 2), com a assinatura do novo contrato de concessão praticamente todos os bens são recebíveis fazendo necessário sua reclassificação do ativo imobilizado para o ativo financeiro da concessão, intangível e ativo de contrato; e (d) Obrigações especiais representam, substancialmente, recursos da União Federal, dos Estados e dos Municípios e pela participação de consumidores, vinculados à realização de investimentos na concessão do serviço público de energia elétrica. 18. Fornecedores 2019 2018 Suprimento de energia elétrica (a) 118.018 243.385Encargos de uso da rede elétrica 18.908 13.999Materiais e serviços (b) 93.249 44.837Cauções em garantia – Fornecedores 715 1.895Partes relacionadas (c) 654 67.143Total fornecedores 231.544 371.259(a) A Companhia possuía inadimplência elevada sobre as faturas de compra de energia referentes ao exercício de 2018. Em 2019, com a mudança de controle acionário da Companhia e devido ao aporte de recursos realizado pela nova Controladora, todo o valor inadimplente foi quitado, permanecendo no saldo de fornecedores os valores vincendos, esse foi o principal motivo para variação do saldo; (b) Saldo refere-se, substancialmente, aos fornecedores de materiais e serviços relacionados aos investimentos da infraestrutura da concessão que a Companhia vem realizando no decorrer do exercício; e (c) Valores relativos às partes relacionadas, conforme nota explicativa nº 14.19. Empréstimos e financiamentos. Composição do saldo: Custo

médio da dívida

(% a.a.)

2019 Principal e encargos

Garantia Circu-

lanteNão

circulante TotalMoeda nacional Eletrobras 7,37% Recebíveis 70.124 1.471.041 1.541.165IBM 5,96% – 2.975 – 2.975

BNDES 8,41%

Aval do Controlador + Recebíveis 57 75.095 75.152

CCEE/RGR/ANEEL 5,00% Recebíveis – 1.211.909 1.211.909Subtotal 6,38% 73.156 2.758.045 2.831.201Ajuste a Valor Justo – AVJ (a) 8,82% – (634.683) (634.683)

Total empréstimos e financiamentos 73.156 2.123.362 2.196.518

Custo médio da

dívida (% a.a.)

2018 Principal e encargos

Garantia Circu-

lanteNão

circulante TotalMoeda estrangeira (USD)

ROL. LLOYDS/Discount Bond 5,11% – 1.842 1.842

Total moeda estrangeira 5,11% – 1.842 1.842

Moeda nacional Eletrobras 6,98% Recebíveis 223.486 1.845.178 2.068.664IBM RES 338/2015 8,64% 2.033 – 2.033CCEE 5,00% Recebíveis – 401.975 401.975Subtotal 225.519 2.247.153 2.472.672Total moeda nacional 225.519 2.247.153 2.472.672Total empréstimos e financiamentos 225.519 2.248.995 2.474.514(a) Valores provenientes da aquisição de créditos da dívida da CCEE da Companhia, cujos juros foi repactuado para 5% a.a.. Conforme pronunciamento técnico CPC 46 – Mensuração do Valor Justo, a Companhia reconheceu o AVJ de R$650.957, utilizando como data base 31 de março de 2019, e taxa de desconto, taxa que refletia o risco e prazos das captações disponíveis no mercado à Companhia. Em 31 de dezembro de 2019, o saldo desse AVJ é de R$ 634.683, com o total de amortizações em 2019 no valor de R$ 16.274. Em 31 de dezembro de 2019 os valores em empréstimos e financiamentos possuem um custo médio de 9,21% a.a., equivalente a 154,6% do CDI (de 106,69 % a.a., equivalente a 90,44% do CDI, em 31 de dezembro de 2018). Cronograma de amortização da dívida: Nos exercícios de 2019 e 2018, as parcelas relativas ao principal dos empréstimos e financiamentos apresentavam os seguintes vencimentos: 2019Vencimento Valor %Circulante 73.156 3%2021 385.407 18%2022 371.136 17%2023 335.325 15%2024 419.098 19%Após 2024 1.247.079 57%Subtotal 2.758.045 126%(-) Ajuste a Valor Justo- AVJ (634.683) 29%Não circulante 2.123.362 97%Total 2.196.518 100%A movimentação da conta de empréstimos e financiamentos está conforme aseguir demonstrada: Moeda Nacional

Moeda estrangeira (USD)

Passivo circu-lante

Passivo não cir-culante

Passivo Circulante

Passivo não circu-

lante TotalSaldos em 31 de dezembro de 2018 225.519 2.247.153 – 1.842 2.474.514

Ingressos – 528.384 – – 528.384Encargos 87.353 57.186 – – 144.539Variação monetária 13.933 3.998 – (213) 17.718Transferências 78.676 (78.676) 1.629 (1.629) –Amortizações de principal (218.498) – (1.629) – (220.127)

Pagamentos de juros (113.827) – – – (113.827)Ajuste a Valor Presente- AVP 16.274 (650.957) – – (634.683)

Transferências de transação (16.274) 16.274 – – –

Saldos em 31 de dezembro de 2019 73.156 2.123.362 – – 2.196.518

Moeda Nacional Moeda estrangeira (USD) Passivo Passivo não Passivo não

circulante circulante circulante TotalSaldos em 31 /12/2017 482.290 1.477.473 1.573 1.961.336Ingressos – 405.052 – 405.052Encargos 38.596 106.600 – 145.196Variação monetária 2 5.298 269 5.569Transferências (252.730) 252.730 – –Amortizações de principal (42.639) – – (42.639)Saldos em 31/12/2018 225.519 2.247.153 1.842 2.474.514 co

ntin

ua

continuação

Transferências (a) 2017 Adições Baixas Ativo de contrato Obrigações Especiais Reclassificação (b) 2018Em serviço 574.181 – (8.850) 3.328 – 39.195 607.854(-) Amortização (541.644) (59.950) 8.850 – – – (592.744)Total em serviço 32.537 (59.950) – 3.328 – 39.195 15.110Obrigações especiais em serviço (c) (114.500) – – – (275) (9.555) (124.330)(-) Amortização 105.714 14.716 – – – – 120.430Total em obrigações especiais (8.786) 14.716 – – (275) (9.555) (3.900)Total 23.751 (45.234) – 3.328 (275) 29.640 11.210





Os empréstimos e financiamentos contratados pela Companhia possuem garantias financeiras e covenants não financeiros e financeiros, cujo não cumprimento, durante o período de apuração, poderá acarretar no vencimento antecipado dos contratos. No exercício findo em 31 de dezembro de 2019, a apuração ainda não é aplicável à Companhia, visto que está sendo apurado na controladora, Equatorial Energia S.A., de forma consolidada, até que a Companhia atinja o índice necessário para apuração de forma individual. 20. Impostos e contribuições a recolher 2019 2018Circulante ICMS 43.716 43.912ICMS parcelamento 4.420 7.718PIS e COFINS 21.514 11.211Encargos sociais e outros 3.143 4.814ISS 650 1.428PIS e COFINS parcelamento (a) – 21.893Total circulante 73.443 90.976Não circulanteICMS parcelamento 9.209 23.797Total não circulante 9.209 23.797(a) Parcelamento simplificado de PIS/COFINS realizado em março/2018 e quitado em 31 de março de 2019, conforme Lei nº 10.522/2002.Cronograma de pagamento ICMS parcelado 2019

Valor % Circulante 4.420 32%2021 4.420 32%2022 4.420 32%2023 369 3%Total não circulante 9.209 68%Total ICMS parcelamento 13.629 100% 21. Imposto de renda e contribuição social diferidos: A companhia reconhece imposto de renda e contribuição social diferidos sobre diferenças temporárias. O imposto de renda é calculado com alíquota de 25%, considerando o adicional de 10%, e a contribuição social pela alíquota de 9%. Desta forma os referidos tributos diferidos estão reconhecidos no passivo não circulante. 21.1. Composição do imposto de renda e contribuição social diferidos ativos e passivos. (i) Composição dos tributos diferidos: 31/12/2019 31/12/2018Crédito ativos de:Prejuízo fiscal 472.414 499.152Base negativa 128.499 138.057Diferenças temporáriasProvisão para contingências 72.683 58.458Perdas Estimadas em Créditos de Liquidação Duvidosa - PECLD 11.199 37.490

Provisão para participação nos lucros 2.910 –Custo de Construção – CPC 47/IFRS 15 480 –Perdas não técnicas – 24.357Valor Novo de Reposição - VNR 1.552 –Outras Diferenças temporárias 8.357 –(-) Créditos não reconhecidos (600.913) (637.209)

Total 97.181 120.30531/12/2019 31/12/2018

Créditos passivos de:Diferenças temporáriasDiferimento CVA – (177.303)Ajuste a Valor Presente - AVP (92) (51)Art. 69 da Lei 12.973/2014 - Saldo da quota fixa – (16.512)Provisão fundo de pensão (1.337) –Arrendamentos - CPC 06 (R2)/IFRS 16 (10) –Diferimento órgão público – (9.382)Baixa Diferido Ativo (130.581) –Outras – (15.884)

Total (132.020) (219.132)Total tributo diferido passivo registrado (34.839) (98.787)Movimentação dos tributos diferidos

2018

Reconhe-cimento

no resultado

Valor líquido

Ativo fiscal

diferi-do

Passivo fiscal

diferidoContingências 58.458 14.225 72.683 72.683 –Perdas Estimadas em Créditos de Liquidação Duvidosa - PECLD 37.490 (26.291) 11.199 11.199 –

Ajuste a valor presente- AVP (51) (41) (92) – (92)Atualização do ativo financeiro – 1.552 1.552 1.552 –Provisão Fundo de pensão – (1.338) (1.338) – (1.338)Provisão para participação nos lucros – 2.910 2.910 2.910 –

Custo de Construção – CPC 47/IFRS 15 – 480 480 480 –

Arrendamentos - CPC 06 (R2)/IFRS 16 – (10) (10) – (10)

Perdas técnicas 24.357 (24.357) – – –Diferimento CVA (177.303) 177.303 – – –Diferimento órgão público (9.382) 9.382 – – –Art. 69 da Lei 12.973/2014 - Saldo da quota fixa (16.512) 16.512 – – –

Reversão da provisão – (130.581) (130.581) – (130.581)Outras (15.844) 24.898 8.358 8.358 –Total (98.787) 64.644 (34.839) 97.182 (132.021)

21.2. 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 exercícios de 2019 e 2018, está demonstrada conforme a seguir: 2019 2018 IRPJ CSLL IRPJ CSLLLucro contábil antes do imposto de renda (IRPJ) e da contribuição social (CSLL) 311.238 311.238 123.957 123.957

Alíquota fiscal 25% 9% 25% 9%Pela alíquota fiscal 77.810 28.011 30.989 11.156Adições:Provisão para contingências 68.576 24.687 21.303 7.669Perdas Estimadas em Créditos de Liquidação Duvidosa- PECLD 651.308 234.471 891.584 320.970

Provisão para fundo de pensão (984) (354) – –Provisão para participação nos lucros 2.139 770 – –Multas e penalidades por infrações – – 1.395 502Custo de Construção – CPC 47/IFRS 15 (179) (65) – –

Arrendamentos - CPC 06 (R2)/IFRS 16 (7) (3)

Perdas não técnicas – – 17.910 6.448Ajuste a valor presente 166.778 60.040 – –Diferimento CVA – – 24.206 8.714Art. 69 da Lei 12.973/2014 - Saldo da quota fixa – – 458 165

Apropriação Receita Órgão Público - IN 68/82 – – 5.048 1.817

Outras provisões Permanentes 43.546 15.480 – –Outras provisões 40.506 14.583 12.305 4.430 971.683 349.609 974.209 350.715Exclusões:Provisão para contingências (58.117) (20.922) (64.287) (23.143)Perdas Estimadas em Créditos de Liquidação Duvidosa- PECLD (670.639) (241.430) (864.018) (311.046)

Ajuste a valor presente (166.808) (60.051) – –Custo de Construção – CPC 47/IFRS 15 532 192

Incentivo P&D (1.068) (384)Diferimento CVA – – (148.694) (53.530)Diferimento órgão público – – (10.562) (3.802)Valor Novo de Reposição- VNR 1.141 411 – –Outras provisões permanentes (42.778) (15.400) – –Outras provisões (22.711) (8.176) (22.020) (7.926) (960.448) (345.760) (1.109.581) (399.447)IRPJ e CSSL antes de compensações, incentivos e subvenções 89.045 31.860 (104.383) (37.576)

Compensação base negativa de CSLL (26.737) (9.558) – –Incentivo PAT (1.497) – – –(+) IRPJ subvenção governamental (54.053) – – –Total de IRPJ e CSLL no resultado do exercício 6.758 22.302 – –

Alíquota efetiva do imposto de renda corrente 2% 7% – –

Despesa de imposto de renda e contribuição social - corrente 6.758 22.302 – –

Benefício do imposto de renda e contribuição social - diferido (7.761) (56.883) 75.919 26.152

(1.003) (34.581) 75.919 26.15221.3. Ativos fiscais diferidos não reconhecidos: Ativos fiscais diferidos não foram reconhecidos para os seguintes itens, pois não é provável que lucros tributáveis futuros estejam disponíveis para que a Companhia possa utilizar seus benefícios. Em 31 de dezembro de 2019, a Equatorial Alagoas apresentou o saldo de R$ 600.913 a realizar de impostos diferidos sobre prejuízo fiscais e base negativa. Ativos fiscais diferidos não reconhecidos

2019 2018

Em milhares de Reais ValorEfeito

Tributário ValorEfeito

TributárioPrejuízos fiscais acumulados 1.889.657 472.414 1.996.607 499.152Base Negativa de CSLL 1.427.766 128.499 1.533.965 138.057Não há prazo de validade para uso dos saldos de prejuízos fiscais e bases negativas, porém o uso desses prejuízos acumulados de anos anteriores é limitado a 30% dos lucros anuais. 21.4. Composição dos impostos e contribuições a recolher diferidos

2018

Reconhe-cimento no

resultadoValor

líquido

Passivo fiscal

diferidoPIS sobre CVA (i) (22.180) (6.269) (28.449) (28.449)COFINS sobre CVA (i) (107.678) (23.360) (131.038) (131.038)Total (129.858) (29.629) (159.487) (159.487)(i) PIS/COFINS diferidos referentes a tributação da CVA pelo regime Caixa.22. Pesquisa e desenvolvimento de eficiência energética: O contrato de concessão estabelece a obrigação da Companhia de aplicar 1% da receita operacional líquida em Programas de Eficiência Energética e de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), sendo que parte deve ser recolhida ao Fundo Nacional de Desenvolvimento co

ntin

ua

continuação





Científico e Tecnológico (FNDCT) e, também ao Ministério de Minas e Energia (MME). Os recursos do P&D têm a finalidade de custear os estudos e pesquisas de planejamento da expansão do sistema energético, bem como os de inventário e de viabilidade necessários ao aproveitamento dos potenciais hidrelétricos. Em contrapartida aos lançamentos efetuados no passivo, a Companhia contabiliza no resultado como dedução da receita operacional. A Companhia utiliza a taxa SELIC para efetuar a atualização dos saldos acumulados não aplicados de curto e longo prazo, conforme determina o manual da ANEEL.

Distribuição do recurso

Percentual dedistribuição

da ROL1 2019 20182

Programa de eficientização energética 0,40% 44.931 43.206Pesquisa e desenvolvimento 0,20% 18.629 14.618Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT 0,20% 906 379

Ministério de Minas e Energia – MME 0,10% 453 189Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica – PROCEL 0,10% 6.193 –

Total pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 71.112 58.392

Circulante 45.279 12.840Não circulante 25.833 45.552Os saldos apresentados no passivo circulante referem-se aos montantes que serão aplicados nos projetos no exercício seguinte, de acordo com as projeções aprovadas pela Administração. 23. Provisão para processos cíveis, fiscais e trabalhistas: 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 da gerência jurídica, analisa as 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: 2019 2018

ProvisãoDepósitos judiciais Provisão

Depósitos judiciais

Cíveis 183.404 18.911 47.054 –Tributárias 14.401 – 6.319 –Trabalhistas 76.499 23.516 232.466 –Regulatórias – – – –Depósitos vinculados a litígios – – – 91.576Cauções – – – 1.672Total contingências/ depósitos judiciais 274.304 42.427 285.839 93.248

Circulante 50.370 – 168.000 –Não circulante 223.934 42.427 117.839 93.248Movimentação dos processos no exercício 2018 2019

Saldo inicial Adições

Utiliza- ção (1)

Reversão de pro

visão (2)

Atua-lização

(3)Saldo final

Cíveis 47.054 87.821 (45.289) (31.919) 125.737 183.404Tributárias 6.319 7.709 – (4.244) 4.617 14.401Trabalhistas 232.466 41.655 (203.471) (32.840) 38.689 76.499Total contingências 285.839 137.185 (248.760) (69.003) 169.043 274.304

2017 2018

Saldoinicial Adições

Utilização(1)

Reversão deprovisão (2)

Saldofinal

Cíveis 41.324 26.715 (3.342) (17.643) 47.054Tributárias 55.749 6.566 (55.996) – 6.319Trabalhistas 404.402 28.573 (192.102) (8.407) 232.466Total contingências 501.475 61.854 (251.440) (26.050) 285.839(1) Gastos efetivos (pagamentos) com contingências judiciais; (2) Reversões realizadas no exercício; e (3) Atualizações monetárias mensais. Cíveis: A Companhia figura como ré em 5.642 processos cíveis em 31 de dezembro de 2019 (6.705 em 31 de dezembro de 2018). 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 outros processos cíveis cuja probabilidade de perda em 31 de dezembro de 2019 é avaliada pela Administração, com base na avaliação da gerência jurídica, como possível, no montante de R$ 3.985.913 (R$ 852.389 em 31 de dezembro de 2018) para as quais não foi constituída provisão.Contingências cíveis (prognóstico provável de perda) 2019 2018Falha no fornecimento 26.233 16.172Incorporação de Rede 4.227 8.913Ressarcimento de Obra 21.827 –Morte por eletroplessão 40.765 4.176Reajuste Contratual 6.058 –Cobrança indevida 12.555 296Fraude questionada 5.470 185Cobrança 1.270 –Corte indevido 2.688 50Acidente com terceiros 23.255 1.558Falha no atendimento 5.241 11Quebra de contrato 17.863 4.333

Contingências cíveis (prognóstico provável de perda) 2019 2018SPC/SERASA 2.775 –Incêndio 2.087 –Portaria do DNAEE 1.308 –Acidente com Animais 1.621 –Danos Elétricos 738 –Danos Não Elétricos 1.030 –Servidão de Passagem 1.027 –Outras 5.366 11.360Total 183.404 47.054Contingências cíveis (prognóstico possível de perda) 2019Indenização por dano material (a) 3.896.213Falha no fornecimento 570Morte por eletroplessão 469Adequação de Rede 30.000Licitação 2.631Quebra de contrato 304Cobrança 317Cobrança indevida 22.543Corte indevido 1.132Acidente com terceiros 140Falha no atendimento 3.042Queima de Equipamentos 1.256Fraude questionada 270Recadastramento Iluminação Pública 7.633Acidente com Animais 237Danos Elétricos 5Portaria do DNAEE 12.175Outras 6.976Total 3.985.913

Principais assuntos cíveis Descrição

Quebra de contrato Demandas que versem sobre a quebra de contrato celebrado entre a Companhia e Prestadores de Serviços.

Morte por eletroplessão

Demanda que verse sobre acidente envolvendo pessoa de comunidade, que tenha resultado em morte - exceto colaborador ou terceirizado.

Cobrança indevida Qualquer demanda que trate de reclamações de clientes por cobranças que acreditam ser indevidas.

Falha no fornecimento

Demanda que trata sobre a ocorrência de prejuízos materiais e morais decorrentes da falha no fornecimento de energia elétrica tais como oscilações e queda de energia. Estão excluídos os casos de morte e acidente.

Acidente com terceiro

Qualquer demanda que tenha como escopo acidente envolvendo pessoa de comunidade – excluindo-se colaboradores ou terceirizados - sem que tenha resultado em morte.

Fraude questionadaAção do consumidor questionando atribuição de consumo não registrado pela concessionária e pedindo anulação da cobrança.

Ressarcimento de Obra

Pedido realizado para devolução dos valores despendidos com as instalações elétricas realizado por particular e que devem ser incorporadas ao patrimônio da concessionária de energia.

Falha no atendimento Demanda envolvendo falha da área comercial ou técnica da empresa.

Corte indevidoQualquer demanda que verse sobre a reclamação de clientes por suspensão no fornecimento, apesar da sua situação de adimplência.

(a) A Companhia é parte ré na Ação Civil Pública tombada sob o número 0038260-55.2015.8.07.0001 (risco possível, valor de R$ 3.896.213), inicialmente em trâmite na 18ª Vara Cível de Brasília, movida pela Associação Nacional de Consumidores- ANDECO em desfavor da Eletrobrás Amazonas, Eletrobrás Acre, Eletrobrás Alagoas, Celg, Eletrobrás Piauí, Eletrobrás Rondônia e Eletrobrás Roraima, tendo atribuído à causa o valor de R$ 27.079.631, resultante da soma dos supostos valores devidos pelas reclamadas, sendo o valor arbitrado/alegado específico para a Equatorial Alagoas o valor histórico de R$ 1.948.106. A ação discute o rateio na tarifa dos valores de perdas não técnicas, solicitando o ressarcimento em dobro aos consumidores regulares dos valores pagos entre 2010 e 2014. A demandante pleiteia ainda a anulação de todas as resoluções da ANEEL que permitem a inclusão nas faturas dos valores de perdas não técnicas e técnicas. A contestação foi regularmente apresentada e o pedido liminar foi indeferido pelo juízo que atuou originalmente na demanda. Posteriormente, o processo foi redistribuído para a 21ª Vara Federal de Brasília, sob o nº. 0049984-11.2016.4.01.3400, com despacho inicial mantendo os atos praticados até então na esfera cível e determinando a intimação da ANEEL e da União para apresentação de defesa, com posterior réplica autoral. Em 08 de outubro de 2019 os pedidos foram julgados improcedentes, sendo opostos Embargos de Declaração pela ANDECO, os quais estavam pendentes de julgamento em 31 de dezembro de 2019. O processo está classificado como de risco possível. Fiscais: A Companhia figura como ré em 132 (27 em 31 de dezembro de 2018) processos fiscais em 31 de dezembro de 2019, no entanto, existem outros processos cuja possibilidade de perda é avaliada pela Administração, com base na avaliação da gerência jurídica e, como possível no montante de R$ 201.735 para as quais não foi constituída provisão. Os assuntos discutidos nos processos mais relevantes de diagnóstico co

ntin

ua

continuação





possível são Contribuição Social de Iluminação Pública, repasse de PIS/COFINS na fatura. Na esfera fiscal há processos discutindo incidência ou não do ICMS sobre a TUST e TUSD, classificados com perda remota. Contingências fiscais (prognóstico provável de perda) 2019 2018ICMS 14.336 6.318PIS/COFINS 6 –Outras 59 1Total 14.401 6.319Contingências fiscais (prognóstico possível de perda) 2019PIS/COFINS 60ISS 2.718ICMS (a) 176.198ICMS, PIS E COFINS 1.424IPTU 19CSLL/PIS/COFINS 377ICMS, TUSD e TUST 350Multa por infração 7.833Outras 12.756Total 201.735

Principais assuntos fiscais Descrição

ICMS

Qualquer ação que exija o pagamento de ICMS ou questione a cobrança de ICMS, excluídas as ações em que a Equatorial é ré, onde se questione a cobrança de ICMS sobre a demanda contratada.

(a) O item ICMS se refere a controlada Companhia, a qual figura como parte em processo judicial que trata do recolhimento de ICMS subclasse (já parcelado), bem como em questionamentos ainda em fase administrativa, como ICMS Subvenções/descontos tarifários; ICMS não destacado no fornecimento; ICMS: Crédito fiscal CIAP; ICMS supostamente não recolhido; ICMS e de FECOEP não destacados no fornecimento. Estima-se que os processos administrativos tenham início na esfera judicial em curto e médio prazo. A Companhia é parte no processo nº 0703311-94.2018.8.02.0001, tratando-se de Execução Fiscal de ICMS sobre subclasse de consumo no valor de R$53.487, já incluídos em parcelamento. Demanda suspensa guardando quitação do parcelamento para extinção. A Companhia é parte no processo administrativo fiscal nº 1500-41669/2017 (70.63802-003), no qual foi autuada em R$ 53.487 por supostamente deixar de oferecer à tributação a parcela referente aos descontos tarifários (subvenção) custeada pela CDE, durante o período fiscal de 02/2013 a 09/2017, aos consumidores descritos no art. 1ª do Dec. Fed. 7.891/2013. A demanda foi devidamente impugnada, uma vez entender indevida a inclusão da subvenção na base de cálculo do ICMS. O Fisco manteve os termos da autuação em primeiro grau, julgando procedente o auto de infração. Ante tal decisão, fora interposto o Recurso Ordinário nº 1500-041669/2017, o qual aguarda julgamento. A Companhia é parte no processo administrativo fiscal nº 1500-39599/2017 (70.63802-002), com valor de R$ 30.744, no qual o Fisco de Alagoas, para resguardar seu direito quanto a decadência do crédito tributário lançou o AI 70.63802-002, em cumprimento a decisão judicial proferida no proc. 0705560-57.2014.8.2.0001, lavrando este Auto sem penalidades (período autuado de 01/06/2014 a 31/07/2017). O julgamento Administrativo foi tido como prejudicado em face da concomitância de discussão judicial e administrativa sobre a matéria discutida no AI nº 70.63802-002. Em recurso, arguiu-se que não deve ser reconhecida a prejudicialidade do julgamento em razão da discussão judicial, pois a lide fora ajuizada por terceiro (CASAL) em face da defendente, em desacordo com a hipótese normativa que prevê a prejudicialidade do julgamento em razão de discussão judicial. No mérito, fundamentou-se o recurso na falta de legitimidade passiva do contribuinte autuado, devendo ser a CASAL o sujeito passivo direto a quem o Estado deverá direcionar a cobrança. Aguarda-se julgamento. A Companhia é parte no processo administrativo fiscal nº 1500.004831/2018 (70.66638-003), no valor de R$ 5.582, tratando-se de autuação em razão de ter supostamente deixado, o contribuinte, de recolher o ICMS sobre o fornecimento de energia à CASAL nos períodos de 08 -12/2017 por cumprimento de decisão judicial em ação ajuizada pela CASAL, visando a não decadência do crédito tributário, conforme informações prestadas ao fisco em razão do convênio ICMS n. 115/2003. Arguiu-se a ilegitimidade passiva da Companhia, em razão da CASAL ser o contribuinte. Ademais, por se enquadrar, a Equatorial Alagoas, como concessionária de serviço público, inexiste ausência de repasse o ICMS ao fisco. Ao inverso, a Equatorial Alagoas, em virtude do cumprimento de decisão judicial que determinou a obrigação de não recolher ICMS incidente nas faturas emitidas à referida companhia, deixou de cobrar o referido imposto. Aguarda-se julgamento. A Companhia é parte no processo administrativo fiscal nº 70.68297-001, no valor de R$ 23.730, o qual corresponde a lançamento no Livro de Apuração do ICMS crédito fiscal decorrente de aquisições de ativo imobilizado em supostos valores divergentes daqueles registrados em Escrituração Fiscal Digital – EFD, decorrendo em suposto aproveitamento de crédito em parcela superior. Foi solicitada a realização de perícia, a qual foi deferida e já nomeamos assistentes e apresentados quesitos em 02/01/2020. Aguarda-se designação de data da perícia. Trabalhistas: O passivo trabalhista em 31 de dezembro de 2019 é composto por 847 reclamações ajuizadas (1.146 reclamações em 31 de dezembro de 2018) por ex-empregados contra a Companhia, com pedidos que variam entre horas extras, auxílio alimentação, contratação por concurso público, adicional de periculosidade, FGTS, verbas rescisórias, nulidade do PID, paramento de diferenças salariais, 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 ações coletivas ajuizadas tanto pelo Ministério Público do Trabalho, quanto pelo Sindicatos representantes das categorias dos empregados. Além dos processos provisionados conforme demonstrado anteriormente, existem

outros processos trabalhistas, cuja possibilidade de perda em 31 de dezembro de 2019 é avaliada pela Administração, com base na avaliação da gerência jurídica, como possível, no montante de R$ 10.571 (R$ 15.509 em 31 de dezembro de 2018) para as quais não foram constituídas provisões.Contingências trabalhistas (prognóstico provável de perda) 2019 2018Responsabilidade subsidiária 2.771 1.526Doença ocupacional/profissional 579 215Acidente de trabalho 2.048 3.277Hora extra 15.888 17.476Reajuste Salarial 4.528 –Auxílio alimentação 12.355 8.559Concurso público 3.722 –FGTS 2.197 –Plano de saúde 2.025 –Verbas rescisórias 2.339 –Periculosidade 3.467 3.403Seguro de Vida 1.277 –Plano Bresser (a) – 168.000PDI - Programa de Demissão Incentivada 5.817 –Reintegração no emprego 2.094 2.052Danos Morais 2.818 947Assédio Moral 70 –Outras 12.504 27.011Total 76.499 232.466(b) Saldo refere-se a uma ação proposta pelo Sindicato com o objetivo de obter diferenças salariais decorrentes da implantação do denominado Plano Bresser, instituído pelo Decreto-Lei n.º 2.335, de 12 de junho de 1987. O acordo foi celebrado no valor total de R$356.000, a ser pago em 18 parcelas a serem pagas no período entre abril de 2018 até novembro/19, o acordo foi cumprido integralmente, sendo realizado o pagamento da 18ª parcela em novembro de 2019.Contingências trabalhistas (prognóstico possível de perda) 2019Reintegração no emprego 251Auxilio alimentação 637FGTS 399Plano de saúde 101Verbas rescisórias 1.091Gratificação 400Acidente de trabalho 3.888Hora extra 537Periculosidade 161Danos morais 2.688Outras 418Total 10.571

Principais assuntos trabalhistas Descrição

Auxilio alimentação Qualquer demanda que tenha por objeto principal o pleito de auxílio alimentação.

Acidente de trabalho Qualquer demanda que tenha por objeto a ocorrência de acidente de trabalho envolvendo empregados da empresa.

Horas extras Qualquer demanda que tenha por objeto principal o pleito de hora extra.

FGTS Qualquer demanda que tenha por objeto principal o pleito de recolhimento de FGTS ou multa rescisória.

Implantação do plano de cargos, carreira e salários

Pedido de pagamento de verbas devidas a título de plano de cargos e salário da empresa.

Responsabilidade subsidiária

Qualquer demanda que envolva empregado de empresa terceirizada sendo a Equatorial incluída no polo passivo como responsável subsidiária ou solidária.

24. PIS/COFINS a serem restituídos a consumidores: Em março de 2017, o Supremo Tribunal Federal - STF publicou o Acórdão do julgamento do Recurso Extraordinário, em sede de repercussão geral, de forma favorável à tese da Companhia, que também obteve decisão judicial favorável com trânsito em julgado em 22 de julho de 2019. Baseada na opinião de seus assessores jurídicos, em 31 de dezembro de 2019 a Companhia constituiu: ativo referente a PIS/COFINS relativo ao ressarcimento a seus consumidores ambos no montante de R$ 290.234. O ativo contempla créditos com a receita federal desde o ingresso com a ação, e o passivo foi constituído considerando que a Companhia repassa aos seus consumidores os efeitos tributários incidentes sobre as faturas de energia elétrica. A restituição aos consumidores dependerá da homologação deste pela Receita Federal, do efetivo aproveitamento do crédito e eventual definição de mecanismos de ressarcimento pela ANEEL, em uma expectativa de prazo de aproximadamente 43 meses.Ativo 2019PIS/COFINS a recuperar 290.234Passivo PIS/COFINS consumidores a restituir 290.23424.1. Expectativa de PIS/COFINS a restituir a consumidores

31/12/2019Vencimento Valor %Circulante 19.024 7%2021 21.587 7%2022 25.817 9%2023 24.696 9%Após 2023 199.110 68%Não circulante 271.210 93%Total 290.234 100% co

ntin

ua

continuação





25. Outras contas a pagar 2019 2018*Circulante Devolução a consumidores (a) 3.640 5.464Parcelamento – ANEEL (b) 2.225 –Convênios de arrecadação 239 192Outras apropriações fornecedores (c) 23.134 –Outras contas a pagar (d) 2.662 13.296Total circulante 31.900 18.952Não circulanteDevolução a consumidores (a) 3.657 3.305Ação CODEVASF X CHESF 60.478 31.981Ressarcimento AIC Eletrobras (e) 83.452 –Outras contas a pagar 6.465 939Total não circulante 154.052 36.225Total outras contas a pagar 185.952 55.177(a) Destina-se a crédito de consumidores referentes a devoluções diversas, como créditos a pagar, violação nível de tensão, pagamentos a maiores; (b) Os valores referem-se a parcelamentos de processos administrativos regulatórios, que serão quitados em 180 parcelas, com atualização de 1% acrescido da taxa Selic. Tendo seu pagamento inicial em janeiro de 2015 e parcela final em dez/2029, com adesão em forma de Lei 12.249/2010 e Portaria AGU n° 247 de 2014 e incorporações de redes 229/06 ANEEL; (c) Valores relativos a devolução de CDE à Eletrobras em virtude de finalização das 8ª e 9º tranches do Programa Luz Para Todos – PLPT; (d) Variação decorrente da mudança de controle acionário da Companhia. Em 2018, os saldos oriundos das multas aplicadas pela ANEEL eram registrados em “outras contas a pagar”; e (e) Refere-se ao montante do ressarcimento devido à vendedora (Eletrobras) a título de pagamento do Ativo Imobilizado em Curso – AIC. Quando do repasse do controle acionário, o termo de compra e venda de ações previu que o comprador, na qualidade de acionista majoritário da Distribuidora, deveria fazer com que a Distribuidora promovesse a avaliação, na primeira revisão tarifária, dos ativos da Distribuidora contabilizados no Ativo Imobilizado em Curso – AIC - na data-base do laudo de avaliação e que poderiam ser objeto de futuro reconhecimento tarifário (“AICs Ressarcíveis”). O saldo corresponde a 50% da contribuição de cada um dos ativos na base de remuneração líquida, conforme definição vigente nos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET da ANEEL, desconsideradas eventuais contabilizações, posteriores à data-base do laudo de avaliação, de investimentos necessários à imobilização desses ativos em curso. 26. Patrimônio líquido. Capital social: O capital subscrito em 31 de dezembro de 2019 é de R$ 1.284.825 (R$ 734.754 em 31 de dezembro de 2018) sem valor nominal, e sua composição por classe de ações e principais acionistas está demonstrada conforme a seguir: 2019

AcionistasAções

ordináriasAções

preferenciais Total %Equatorial Energia 2.025.065.892 34.301.545 2.059.367.437 96,37%Minoritários 74.638.073 3.008.138 77.646.211 3,63%Total 2.099.703.965 37.309.683 2.137.013.648 100%A Assembleia Geral Extraordinária de 28 de fevereiro de 2019, deliberou o aumento do capital social da Companhia, no valor de R$ 50.000, decorrente do saldo devedor do contrato de financiamento ECF 29010/2010, concedidos com recursos ordinários, esse aumento se deu pelo antigo controlador e o contrato de empréstimo era com o mesmo. O referido aumento ocorreu com emissão de 46.923 ações, sendo 46.129 ações ordinárias e 794 ações preferenciais. A Assembleia Geral Extraordinária de 18 de março de 2019 deliberou o aumento do capital social da Companhia, pela nova controladora, Equatorial Energia S.A., no valor de R$ 545.770, com emissão de 1.412.317.458 ações ordinárias e 23.920.662 ações preferenciais, todas nominativas e sem valor nominal. Durante o prazo do exercício do direito de preferência pelos acionistas, ocorrido entre em 27 de maio de 2019 e 27 de junho de 2019, foram subscritas 9.900.471 ações, sendo 8.668.124 ações ordinárias e 1.232.347 preferencias, todas nominativas e sem valor nominal. Após esse prazo, foi constatado a existência de sobras de ações não subscritas, possibilitando uma rodada de subscrição de sobras de ações, realizada entre 06 de agosto de 2019 e 13 de agosto de 2019. Nesse período, foram subscritas 285.271 ações, sendo 255.189 ações ordinárias e 30.082 ações preferenciais, todas nominativas e sem valor nominal. Adicionalmente, no dia 9 de outubro de 2019 foram emitidas 1.447.442.341 (um bilhão, quatrocentos e quarenta e sete milhões, quatrocentas e quarenta e duas mil, trezentas e quarenta e uma) novas ações nominativas e sem valor nominal de emissão da Companhia, sendo 1.421.799.515 (um bilhão, quatrocentos e vinte e um milhões, setecentas e noventa e nove mil e quinhentas e quinze) ações ordinárias e 25.642.826 (vinte e cinco milhões, seiscentas e quarenta e duas mil, oitocentas e vinte e seis) ações preferenciais, totalizando um aumento de capital na Companhia no montante de R$ 550.028.089,58 (quinhentos e cinquenta milhões, vinte e oito mil, oitenta e nove reais e cinquenta e oito centavos). Dentre estas ações emitidas em 9 de outubro de 2019, a Equatorial Energia S.A. realizou a subscrição e integralização de 1.436.238.120 (um bilhão, quatrocentos e trinta e seis milhões, duzentas e trinta e oito mil, cento e vinte) novas ações nominativas e sem valor nominal de emissão da Companhia, das quais 1.412.317.458 (um bilhão, quatrocentos e doze milhões, trezentas e dezessete mil, quatrocentas e cinquenta e oito) são ações ordinárias e 23.920.662 (vinte e três milhões, novecentas e vinte mil, seiscentas e sessenta e duas) são ações preferenciais, no valor de subscrição de R$ 545.770.485,60 (quinhentos e quarenta e cinco milhões, setecentos e setenta mil, quatrocentos e oitenta e cinco reais e sessenta centavos) para fins de cumprimento do disposto no Edital. 27. Receita operacional: Em 2019 e 2018, a composição do fornecimento de energia elétrica pelas classes de consumidores é conforme demonstrada a seguir:

2019

Nº de

consumidores MWh R$Residencial (a) 757.560 1.103.735 935.160Industrial 2.000 669.175 112.655Comercial 63.820 760.414 500.725Rural 24.598 163.704 63.403Poder público 8.869 193.467 123.098Iluminação pública 277 222.467 94.429Serviço público 1.727 217.578 95.331Consumo próprio 114 3.156 –Receita pela disponibilidade - Uso da rede – – 75.892

Suprimento CCEE – – 43.977Baixa renda 246.094 160.696 45.478Subvenção CDE - Outros – – 60.731Receita de construção – – 171.113Valores a receber/devolver da parcela A e outros itens financeiros – – 611.915

Atualização do ativo financeiro – – (4.565)Outras – – 15.251Total receita operacional 1.105.059 3.494.392 2.944.593

20183

Nº de consumidores

(*) MWh (*) R$Residencial 891.025 1.245.760 998.551Industrial 2.319 246.371 134.289Comercial 67.208 690.166 493.583Rural 12.703 188.784 67.807Poder público 8.914 185.993 113.976Iluminação pública 266 226.217 86.716Serviço público 1.714 215.384 89.616Consumo próprio 110 3.314 –Receita pela disponibilidade - Uso da rede – – 52.019

Suprimento CCEE – – 115.688Baixa renda 173.777 187.945 42.775Subvenção CDE - Outros – – 50.101Receita de construção – – 126.728Valores a receber/devolver da parcela A e outros itens financeiros – – 547.930

Outras – – 65.405Total 1.158.036 3.189.934 2.985.184(b) Em função da mudança de controle acionário, ocorrida em março de 2019, novas práticas na área comercial foram adotadas pela Companhia quanto à quantidade de consumidores em sua base de faturamento. A partir de abril de 2019 passaram a ser contados apenas os clientes com faturamento ativo no mês, desconsiderando, portanto, aqueles cujo fornecimento esteja suspenso por inadimplência. 3A Companhia, para melhor análise e comparabilidade com o exercício atual, realizou a abertura do número de consumidores e MWh da subclasse residencial “baixa renda” antes apresentado na classe residencial. 28. Receita operacional líquida: A conciliação da receita bruta para a receita líquida está conforme a seguir demonstrada: 2019 20184

Fornecimento de energia elétrica Receita de distribuição 944.185 1.034.554 Remuneração financeira WACC 1.373 – Valores a receber/devolver de parcela A e outros itens financeiros (a) 611.915 547.930

Subvenção CDE - Outros 60.731 50.101 IFRS 15 (2.947) –

1.615.257 1.632.585Suprimento de energia elétrica (b) 43.977 115.688Receita pela disponibilidade - uso da rede 1.103.560 1.011.745Receita de construção 171.113 126.728Atualização do ativo financeiro (4.565) –Outras receitas 15.251 98.438

1.329.336 1.352.599Receita operacional bruta 2.944.593 2.985.184Deduções da receitaICMS sobre venda de energia elétrica (424.399) (435.124)PIS e COFINS (193.767) (274.962)Encargos do consumidor (c) (21.767) (20.304)ISS (349) (559)Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (107.790) (162.235)Penalidades DIC/FIC e outras (21.042) (40.278)Deduções da receita operacional (769.114) (933.462)Receita operacional líquida 2.175.479 2.051.722(a) Valores a receber/devolver de parcela A e outros itens financeiros obteve diminuição de R$ 42 milhões. Contribuiu para essa diminuição: i) Aumento nas despesas de amortizações quando comparados com o exercício de 2018, influenciada pelos reajustes e revisões tarifárias; ii) Constituição da CVA do Empréstimo contraídos do Fundo RGR, durante todo o período de designação, o que não ocorreu em 2019; e iii) Aumento no custo do mercado de curto prazo da CCEE, principalmente relacionado ao efeito na contratação por Disponibilidade e o Risco Hidrológico devido a repactuação do GSF (Generation Scaling Factor) co

ntin

ua

continuação





com os geradores; (b) Em 2019, houve resultado menor no suprimento de energia elétrica, devido ao menor volume de energia na liquidação do mercado de curto prazo na CCEE por parte da Companhia, bem como a queda no valor do PLD nas liquidações; e (c) Referem-se aos encargos que são recolhidos pela Companhia por meio da conta de energia, seus valores constam de resoluções ou despachos da ANEEL. Cada encargo possui um objetivo pré-definido com a finalidade de viabilizar as políticas públicas no setor elétrico brasileiro. O saldo de encargos do consumidor da Companhia em 2019 é composto por: R$ 12.123 de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética (P&D/ PEE); R$ 1.612 de Taxa de fiscalização da ANEEL; R$ 6.149 de Taxa de recolhimento do Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e R$ 725 de Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica (PROCEL). 4 A Companhia, para melhor análise e comparabilidade com o exercício atual, adequou algumas informações apresentadas anteriormente em consonância com o padrão de seu novo controlador. 5 Fator que mede em base mensal a razão entre a energia produzida pelo conjunto dos geradores do MRE (Mecanismo de Realocação de Energia) e a soma das garantias físicas dos mesmos. 29. Custo do serviço e despesas operacionais

2019

Custos/despesas operacionaisCusto do serviço

de energia elétricaDespesas

c/ vendasDespesas

administrativasPerdas por redução ao valor

recuperável do contas a receber TotalPessoal (64.653) (14.750) (81.634) – (161.037)Material (2.105) (696) (912) – (3.713)Serviços de terceiros (35.451) (38.935) (40.690) – (115.076)Energia elétrica comprada para revenda (937.322) – – – (937.322)Encargo uso do sistema de transmissão e distribuição (154.460) – – – (154.460)Custo de construção (171.113) – – – (171.113)Provisão para redução ao valor recuperável do contas a receber e perdas com clientes comerciais (a) – – – 61.541 61.541 Provisão para processos cíveis, fiscais e trabalhistas – – (71.519) – (71.519)Amortização (52.611) – (509) – (53.120)Outros (5.033) 1.015 (27.165) – (31.183)Total (1.422.748) (53.366) (222.429) 61.541 (1.637.002)(b) Valores referentes às reversões decorrentes da mudança da estimativa contábil para adequação da aplicação do CPC48/IFRS9 com a metodologia de estimativa de perdas esperadas da Companhia, baseado nos percentuais de risco de recebimento da matriz de provisão decorrente do estudo do comportamento de pagamento histórico das faturas de energia elétrica e dos parcelamentos, levando em consideração os dados observáveis atuais para refletir os efeitos das condições atuais e suas previsões de condições futuras, devidamente revisada para reduzir quaisquer diferenças entre as estimativas e a experiência de perda de crédito real.

20186

Custos/despesas operacionaisCusto do serviço

de energia elétricaDespesasc/ vendas

Despesas administrativas

Perdas por redução ao valor recuperável do contas a receber Total

Pessoal (129.264) (60.001) – – (189.265)Material (2.138) (832) – – (2.970)Serviços de terceiros (83.921) (53.002) – – (136.923)Energia elétrica comprada para revenda (997.664) – – – (997.664)Encargo uso do sistema de transmissão e distribuição (138.549) – – – (138.549)Custo de construção (126.728) – – – (126.728)Perda esperada por redução ao valor recuperável – – – (147.818) (147.818)Provisão para processos cíveis, fiscais e trabalhistas (a) – – (46.623) – (46.623)Amortização (39.193) – (4.285) – (43.478)Arrendamento e aluguéis (10.738) (664) – – (11.402)Outros (25.815) (577) (3.693) – (30.085)Total (1.554.010) (115.076) (54.601) (147.818) (1.871.505)

cont

inua

continuação

30. Energia elétrica comprada para revenda GWh R$ 2019 2018 2019 2018Energia de leilão (a) 3.405 3.347 (624.813) (710.637)Contratos Eletronuclear 134 125 (29.937) (31.039)Contratos cotas de garantias(b) 1.176 1.267 (136.012) (113.213)Encargo de Serviço do Sistema - ESS/ Energia reserva (c) – – (10.656) (19.014)

Energia de curto prazo - CCEE (d) – – (201.961) (129.202)Programa incentivo fontes alternativas energia - PROINFA 76 79 (30.463) (26.565)

(-) Parcela a compensar crédito PIS/COFINS não cumulativo (e) – – 96.519 32.006

Subtotal 4.791 4.818 (937.323) (997.664)Encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição (f) – – (154.459) (138.549)

Total energia elétrica comprada para revenda 4.791 4.818 (1.091.782) (1.136.213)

(a) A variação refere-se aos custos com contratos de compra de energia, incluindo os de Eletronuclear e cotas de garantia física no ambiente regulado, que tiveram uma redução no volume contratado de 0,6% em relação ao exercício anterior. Considerando apenas as despesas com os contratos, o preço médio pago no exercício de 2019 diminuiu em 13,6% em relação ao que foi pago no mesmo período de 2018, principalmente nos contratos das usinas térmicas. Com isso, houve redução da despesa, apesar do aumento do volume. Houve também redução significativa na despesa com a parcela variável dos contratos das usinas térmicas em relação a 2018. (b) Em relação a Cotas de Garantia Física houve redução no volume contratado e aumento da tarifa média de compra de 29,4%. (c) No exercício de 2019, houve despesa de R$ 456 referente a Encargos de Serviço do Sistema e R$ 10.200 de Encargos de Energia Reserva, não havendo receita do Resultado Referente ao Excedente Financeiro da Energia de Reserva; (d) Variação em virtude das operações de compra de energia no Mercado de curto prazo - MCP e do Preço de Liquidação das Diferenças - PLD ocorridas em 2019. O aumento é devido a elevação com a despesa com os Efeitos na contratação por Disponibilidade, Efeito na Contratação de Cotas de Garantia física e Efeitos no Rapasse do Risco Hidrológico. O PLD médio de 2019 foi de R$/MWh 166,1. Outro fato relevante foi que houve alteração na forma de contabilizar o Mercado de Curto Prazo em relação ao ano de 2018. (e) A variação decorre do diferimento do credito do PIS/COFINS sobre a CVA realizado pela companhia (regime caixa); e (f) Contempla os custos com Encargos de Uso e Conexão do sistema de transmissão. Estes custos sofreram um aumento devido à elevação dos montantes na contratação do Montante de Uso do Sistema de Transmissão a partir de setembro de 2019.

31. Resultado financeiro líquido 2019 20187

Receitas financeiras Rendas financeiras 17.491 3.057Valores a receber/devolver parcela A 83.222 106.174Acréscimo moratório de energia vendida 60.596 51.471Variação monetária da dívida 353 19.939 Receita financeira de RGR (a) 667.231 –PIS/COFINS sobre receita financeira (8.016) (3.586)Outras receitas financeiras 5.420 8.631

Total de receitas financeiras 826.297 185.686Despesas financeiras

Valores a receber/devolver parcela A (5.716) (20.219)Variação monetária e da dívida (18.071) (31.042)Encargos da dívida (144.539) (157.140)Atualização de contingências (169.043) –Atualização de eficientização (2.928) –Multas regulatórias (3.722) –Despesa financeira de RGR (a) (667.112) –Juros, multas s/ operação de energia – (16.996)Juros passivos (28.709) –Outras despesas financeiras (8.350) (16.548)

Total de despesas financeiras (1.048.190) (241.945)Resultado financeiro líquido (221.893) (56.259)(a) A Companhia possui ativo financeiro setorial correspondente ao empréstimo do recurso RGR (Reserva Global de Reversão), aprovado pela ANEEL, repassado através da CCEE. O empréstimo foi aprovado devido à necessidade de recursos extraordinários durante o período em que a companhia foi considerada pela ANEEL como Distribuidora Designada, atuando como prestadora de serviços até a sua privatização. O repasse foi aprovado no dia 12 de fevereiro de 2019, atendendo o que está disposto na Portaria MME nº 510, de 20 de dezembro de 2018. Em 2019, registrou-se valor correspondente ao ajuste da taxa de juros alterada nas condições contratuais definidas no novo contrato de concessão para a dívida correspondente ao ativo financeiro setorial. Os créditos da dívida da CCEE foram repactuados para 5% a.a. Neste sentido, o ativo e passivo foram registrados pelo seu valor justo, via resultado. 7 A Companhia, para melhor análise e comparabilidade com o período atual, adequou algumas informações apresentadas anteriormente em consonância com o padrão de seu novo controlador. 32. Benefício pós-emprego (Entidade de previdência privada). Características do plano de aposentadoria: A Companhia é patrocinadora em conjunto com seus empregados em atividade, ex-empregados e respectivos beneficiários, de planos de benefícios de aposentadoria e pensão com o objetivo de complementar e suplementar os benefícios pagos pelo sistema oficial da previdência social, cuja administração é feita por meio da Fundação CEAL de Assistência Social e





Previdência - FACEAL, entidade fechada de previdência complementar, multipatrocinada, constituída como fundação, sem fins lucrativos, com autonomia administrativa e financeira. A Equatorial Alagoas Distribuição de Energia S.A, na qualidade de patrocinadora, recolhe, mensalmente, para os planos de benefícios: Plano de Benefícios Previdenciários da FACEAL N02 (Plano BD) e ao Plano de Contribuição Definida N01 (Plano CD), bem como as obrigações referentes ao Plano de Saúde e Odontológico. Na apuração do exercício findo em 31 de dezembro de 2019, esse valor corresponde a R$ 6.403 (R$ 6.184 em 31 de dezembro de 2018). i. Plano BD: Plano de benefícios previdenciários administrado pela Fundação CEAL de Assistência Social e Previdência (FACEAL) e patrocinado pela Equatorial Energia Alagoas, sendo oferecido aos seus empregados e respectivos dependentes. O Plano BD é estruturado na modalidade de “Benefício Definido”, existindo compromisso pós-emprego com os participantes em atividade e com os assistidos. De acordo com o Regulamento do plano, os benefícios oferecidos aos empregados são os seguintes: • Aposentadoria por Invalidez: O benefício a ser concedido equivale ao valor da diferença positiva entre 80% do Salário Real de Benefício (SRB) e o valor do Menor Valor Teto de Cálculo do Benefício Complementar, apurada na data de concessão da suplementação da aposentadoria. A Aposentadoria por Invalidez rem carência de 12 meses de contribuição para o Plano. • Aposentadoria por Tempo de Serviço/Contribuição: O benefício a ser concedido equivale ao valor da diferença positiva entre 80% do Salário Real de Benefício (SRB) e o valor do Menor Valor Teto de Cálculo do Benefício Complementar, apurada na data de concessão da suplementação da aposentadoria. A carência para esses benefícios corresponde a 120 meses de contribuição para o Plano. • Aposentadoria por Idade: O benefício a ser concedido equivale ao valor de 1/20 (um vinte avos) da diferença positiva entre 80% do Salário Real de Benefício (SRB) e o valor do Menor Valor Teto de Cálculo do Benefício Complementar, apurada na data de concessão da suplementação da aposentadoria, para cada ano de contribuição ao Plano (limitado a 20/20). • Aposentadoria Especial: O benefício a ser concedido equivale ao valor de 1/20 (um vinte avos) da diferença positiva entre 80% do Salário Real de Benefício (SRB) e o valor do Menor Valor Teto de Cálculo do Benefício Complementar, apurada na data de concessão da suplementação da aposentadoria, para cada ano de contribuição ao Plano (limitado a 20/20). A Aposentadoria Especial rem carência de 180 meses de contribuição para o Plano. • Pensão por Morte: O benefício a ser concedido consiste em uma renda mensal equivalente a 50% (mais 10% por beneficiário) da renda recebida pelo participante assistido ou da renda que o participante ativo teria direito se viesse a se aposentar por invalidez na data de falecimento. • Abono Anual: O benefício é concedido na mesma época em que é concedido o abono anual da Previdência Social, e consiste em uma prestação pecuniária anual de 1/12 (um doze avos) da renda mensal devida em dezembro por mês de complementação recebida durante o ano. ii. Plano CD: Plano de benefícios previdenciários administrado pela Fundação CEAL de Assistência Social e Previdência (FACEAL), patrocinado pela Equatorial Energia Alagoas, dentre outras patrocinadoras. O Plano CD é um plano contributivo com modalidade de “Contribuição Definida” para os benefícios programados e de “Benefício Definido” para os benefícios de risco. Os benefícios de risco são: • Benefício por Entrada em Invalidez: Concedido em caso de invalidez de participante ativo, no valor de 13/12 (treze, doze avos) do dobro da Contribuição Real Média Mensal (CRMM), multiplicada pelo número de meses que, por ocasião da entrada em invalidez total e permanente, faltavam para o participante completar os exatos 55 (cinquenta e cinco) anos de idade. • Benefício de Pecúlio por Morte como Participante Ativo: Concedido aos beneficiários do participante ativo, na ocorrência de seu falecimento, no valor de 13/12 (treze, doze avos) do dobro da Contribuição Real Média Mensal (CRMM), multiplicada pelo número de meses que, por ocasião do falecimento do participante ativo, faltavam para o participante completar os exatos 55 (cinquenta e cinco) anos de idade. iii. Planos de saúde: A Equatorial Energia Alagoas oferece a seus empregados e ex-empregados um plano de saúde, administrado pela Qualicorp Administradora de Benefícios S/A, na modalidade Ambulatorial e Hospitalar com Obstetrícia, com abrangência Estadual. É oferecido também um plano odontológico para os colaboradores da Equatorial Energia Alagoas. Os planos de saúde (UNIMED) e odontológico (UNIODONTO) possuem mensalidades pré-estabelecidas, reajustadas anualmente, com pagamento mensal da parcela do empregado e da parcela patronal, totalizando 12 faturas ao ano. No Plano de Saúde e Odontológico existem 03 grupos distintos, denominados G1, G3 e G8. As definições dos grupos são apresentadas a seguir. • G1: composto pelos empregados, afastados e futuros ex-empregados da Equatorial, conforme estabelecido no item 11.4 do Acordo Coletivo de Trabalho de 2019/2021. A parcela de participação da Equatorial para este grupo varia conforme faixas salariais para o Plano de Saúde e equivale a 60% para o Plano Odontológico. Caso um empregado da Companhia venham a se invalidar permanentemente, ele e seus dependentes têm o direito a permanecer no plano vitaliciamente até o falecimento do titular (exceto filhos válidos, que permanecem temporariamente, conforme acordo coletivo, até 24 anos). Para os inválidos, a Equatorial mantém o pagamento da parcela patronal para o titular e seus dependentes semelhante ao que contribuiria se ele ainda estivesse em atividade. Este grupo é aberto para novas inclusões de ativos e inativos, conforme as alterações no quadro de empregados da Companhia. • G3: composto por ex-empregados inválidos que permanecem no plano de saúde e odontológico sem contribuírem para os referidos planos, de forma que a participação da Equatorial para este grupo é de 100% das mensalidades. A Equatorial contribui para os titulares e também para os seus dependentes. Os titulares e dependentes deste grupo permanecem no plano vitaliciamente até o falecimento do titular (exceto filhos válidos, que permanecem temporariamente, conforme acordo coletivo, até 24 anos). Este é um grupo fechado, onde não há novas inclusões. • G8: composto por ex-empregados (válidos e inválidos) que permanecem no plano de saúde e odontológico por decisão judicial. A parcela de participação da Equatorial para este grupo é estabelecida individualmente conforme cada decisão judicial.

A Equatorial contribui para os titulares e também para os seus dependentes. Os titulares e dependentes deste grupo permanecem no plano vitaliciamente até o falecimento do titular (exceto filhos válidos, que permanecem temporariamente, conforme acordo coletivo, até 24 anos). A inclusão de novos titulares neste grupo somente pode ocorrer por meio de decisão judicial. 32.1. Apuração do passivo (ativo) atuarial líquido: A conciliação dos ativos e passivos demonstrará o excesso ou a insuficiência de recursos para cobertura do benefício pós-emprego, e que deve ser apresentado no balanço da Companhia. Os resultados da avaliação atuarial são apresentados a seguir:Plano BD

2019 20181 Déficit/(Superávit) apuradoObrigações atuariais apuradas na avaliação atuarial 148.847 133.395 Valor justo dos ativos do plano (286.413) (235.366)Déficit/(Superávit) apurado (137.566) (101.971)2 Efeito do Teto do Ativo e Passivos AdicionaisEfeito do Teto de Ativo 121.374 86.893Efeito do Teto do Ativo e Passivos Adicionais 121.374 86.8933 Passivo/(Ativo) líquido resultante do disposto no CPC 33(R1)

Passivo/(Ativo) líquido apurado (A.1.3 + A.2.3) (16.192) (15.078)Plano CD

2019 20181 Déficit/(Superávit) apuradoObrigações atuariais apuradas na avaliação atuarial 2.096 5.664Valor justo dos ativos do plano (6.528) (5.866)Déficit/(Superávit) apurado (4.432) (202)2 Efeito do Teto do Ativo e Passivos AdicionaisEfeito do Teto de Ativo 4.432 202Efeito do Teto do Ativo e Passivos Adicionais 4.432 202Plano de benefícios previdenciários administrado pela Fundação CEAL de Assistência Social e Previdência (FACEAL), patrocinado pela Equatorial Energia Alagoas, dentre outras patrocinadoras. O Plano CD é um plano contributivo com modalidade de “Contribuição Definida” para os benefícios programados e de “Benefício Definido” para os benefícios de risco. Os benefícios de risco são: benefício por entrada em invalidez e benefício de pecúlio por morte como participante ativo. O benefício por entrada em invalidez é concedido em caso de invalidez de participante ativo, no valor de 13/12 (treze, doze avos) do dobro da Contribuição Real Média Mensal (CRMM), multiplicada pelo número de meses que, por ocasião da entrada em invalidez total e permanente, faltavam para o participante completar os exatos 55 (cinquenta e cinco) anos de idade e o Benefício de Pecúlio por Morte como Participante Ativo é concedido aos beneficiários do participante ativo, na ocorrência de seu falecimento, no valor de 13/12 (treze, doze avos) do dobro da Contribuição Real Média Mensal (CRMM), multiplicada pelo número de meses que, por ocasião do falecimento do participante ativo, faltavam para o participante completar os exatos 55 (cinquenta e cinco) anos de idade.Plano de Saúde e Odontológico

2019 20181 Déficit/(Superávit) apuradoObrigações atuariais apuradas na avaliação atuarial 93.605 33.733 Déficit/(Superávit) apurado (a) 93.605 33.733(a) Variação decorrente, principalmente, dos valores de passivos atuariais oriundos do grupo composto por ex-empregados (válidos e inválidos) que permanecem no plano de saúde e odontológico por decisão judicial. A parcela de participação da Equatorial para este grupo é estabelecida individualmente conforme cada decisão judicial. A Equatorial contribui para os titulares e também para os seus dependentes que atendem aos critérios. A inclusão de novos titulares neste grupo somente pode ocorrer por meio de decisão judicial. No tocante a situação deste grupo de beneficiários, considerando que os processos já contam com decisão definitiva e a reversão dependeria de análise do cabimento de eventual ação anulatória ou outra medica de caráter excepcional. 32.2. Resultado da avaliação atuarial: Os resultados das avaliações atuariais apuraram o seguinte compromisso do plano com seus participantes:

Resultado do Exercício BD CDPlanos

de saúdeCusto do serviço corrente líquido 81 441 976Custo do serviço passado – (4.145) (2.111)Custo de juros sobre as obrigações atuariais 11.115 258 2.764Rendimento esperado dos ativos do plano (19.913) (470) –Juros sobre o Efeito do Teto de Ativo e Passivos Adicionais 7.497 209 –

Remensurações de outros benefícios de longo prazo a empregados – – –

Total de despesa (receita) reconhecida no Resultado do Exercício (1.220) (3.707) 1.629

Outros Resultados Abrangentes (ORA), no período – – –

(Ganhos)/perdas nos ativos do plano (41.912) (1.077) –(Ganhos)/perdas nas obrigações atuariais 15.035 763 63.807(Ganhos)/perdas no efeito do Teto do Ativo e nos Passivos Adicionais 26.984 4.021 –

Remensurações de outros benefícios de longo prazo no Resultado do Exercício – – –

(Ganhos)/perdas reconhecidos em ORA 107 3.707 63.807 cont

inua

continuação





32.3. Ativos do planoBD CD

Fundos de Investimento 309.811 302.928 Outros 18.539 18.485 Ativo Total 328.350 321.413 Os ativos dos planos são compostos por ativos financeiros com cotação de mercados ativos e, portanto, são classificados como Nível 1 e Nível 2 na hierarquia de avaliação do valor justo. A taxa esperada global de retorno dos ativos do plano é determinada com base nas expectativas de mercado vigentes nessa data, aplicáveis ao período durante o qual a obrigação deve ser liquidada. 32.4. Obrigação de benefício definido. Premissas atuariais: (a) As premissas atuariais utilizadas na data do balanço foram:

Premissas em 31 de dezembro de 2019 BD CDPlanos de

saúdeTaxa de inflação 3,61% 3,61% 3,61%Taxa de desconto 6,88% 6,46% 6,98%Futuros aumentos salariais 6,13% 6,13% 6,98%Futuros aumentos de pensão 3,61% Não aplicável 3,61%

Premissas em 31 de dezembro de 2018 BD CDPlanos de

saúdeTaxa de inflação 3,89% 3,89% 3,89%Taxa de desconto 8,63% 8,61% 8,73%Futuros aumentos salariais 6,41% 6,41% 8,73%

Futuros aumentos de pensão 3,89%Não

aplicável 3,89%(b) Análise de sensibilidade: Mudanças razoavelmente possíveis na data do balanço em cada uma das premissas atuariais relevantes, mantendo as outras premissas constantes, teriam afetado a obrigação de benefício definido conforme demonstrado abaixo:

Plano BDPremissa Análise de sensibilidade Impacto R$

Taxa de descontoAumento de 0,5% (7.31)Redução de 0,5% 8.028

Planos de saúdePremissa Análise de sensibilidade Impacto R$

Taxa de descontoAumento de 0,5% (5.361)Redução de 0,5% 5.980

Quando consideramos a análise de sensibilidade da taxa de desconto para o plano CD as variações são irrelevantes. Embora a análise não leve em conta a

distribuição completa dos fluxos de caixa esperados no âmbito do plano, ela fornece uma aproximação da sensibilidade da premissa apresentada.32.5. Fluxo de caixa

2019

1 Fluxo de caixa no exercício BD CDPlano de saúde e

odontológicoContribuições do empregador – – 5.564 Benefícios pagos utilizando os ativos do plano 10.778 885 5.564

2 Fluxo de caixa estimado para o exercício seguinte

Contribuições do empregador – – 5.567Benefícios pagos utilizando os ativos do plano 11.207 240 5.56733. Instrumentos financeiros. 33.1. Considerações gerais: 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, 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, proteger-se de variações de taxas de juros ou câmbio e obedecer aos índices financeiros constituídos em seus contratos de financiamento (covenants), sendo dívida líquida sobre LAJIDA. 33.2. 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. (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. Ao mensurar o valor justo de um ativo ou um passivo, a Companhia usa dados observáveis de mercado, tanto quanto possível. Os saldos contábeis e os valores de mercado dos instrumentos financeiros inclusos no balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2019 e 2018 estão identificados conforme a seguir:

cont

inua

continuação

2019 2018Ativo Níveis Categoria dos instrumentos financeiros Contábil Mercado Contábil MercadoCaixa e equivalentes de caixa – Custo amortizado 28.990 28.990 44.999 44.999Caixa e equivalentes de caixa (Fundo de investimentos) 2 Valor justo por meio do resultado 144.581 144.581 – –Instrumentos de curto prazo 2 Valor justo por meio do resultado 179.380 179.380 – –Títulos e valores mobiliários 2 Valor justo por meio do resultado – – 995 995Contas a receber de clientes – Custo amortizado 641.957 641.957 713.502 713.502Valores a receber de parcela A e outros itens financeiros – Custo amortizado 682.702 682.702 – –

AICs Ressarcíveis (a) 3Valor justo por meio de outros resultados abrangentes 83.453 83.453 – –

Direito de ressarcimento – Custo amortizado – – 10.479 10.479Ativos regulatórios – Custo amortizado – – 976.644 976.644Ativo financeiro de concessão 2 Valor justo por meio do resultado 69.536 69.536 1.009.163 1.009.163Total do ativo 1.830.599 1.830.599 2.755.782 2.755.782

2019 2018

Passivo NíveisCategoria dos instrumentos financeiros Contábil Mercado Contábil Mercado

Fornecedor – Custo amortizado 231.544 231.544 371.259 371.259Empréstimos e financiamentos – Custo amortizado 2.196.518 2.731.507 2.474.514 2.474.514Obrigações de ressarcimento – Custo amortizado – – 53.010 53.010Valores a devolver de parcela A e outros itens financeiros – Custo amortizado 10.077 10.077 271.973 271.973Total do passivo 2.438.139 2.973.128 3.170.756 3.170.756(a) O montante do ressarcimento devido à vendedora (Eletrobrás), a título de pagamento pelos AICs Ressarcíveis correspondente a 50% (cinquenta por cento) da contribuição de cada um dos ativos na base de remuneração líquida, conforme definição vigente nos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET da ANEEL, desconsideradas eventuais contabilizações, posteriores à data-base do laudo de avaliação, de investimentos necessários à imobilização desses ativos em curso. Neste sentido, a Companhia provisionou o montante R$ R$ 83.453. Após a homologação pela ANEEL do resultado da Revisão Tarifária, a compradora se compromete a contratar consultor técnico para apuração do montante de ressarcimento devido à Eletrobrás. • Caixa e equivalentes de caixa - são classificados como custo amortizado e estão registrados pelos seus valores originais; • Investimentos de curto prazo e fundo de investimento - são classificados como de valor justo por meio do resultado. A hierarquia de valor justo dos investimentos de curto prazo é nível 2, pois em sua maioria, são aplicados em fundos exclusivos onde os vencimentos limitam-se dozes meses, assim a Administração entende que seu valor justo já está refletido no valor contábil. Os fatores relevantes para avaliação ao valor justo são publicamente observáveis tais como CDI; • 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; • Títulos e valores mobiliários - referem-se a aplicações financeiras não alocadas em disponibilidade, classificados como valor justo por meio resultado. A hierarquia de valor justo dos investimentos de curto prazo é nível 2, pois em sua maioria, aplicados em fundos exclusivos, dessa forma está refletido no valor da cota do fundo; • 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. Os fatores relevantes para avaliação ao valor justo são publicamente observáveis, como IPCA existentes em mercado ativo e a taxa de depreciação que é definida pela resolução da ANEEL , sendo sua classificação nível 2 na hierarquia do valor justo; • Fornecedores - decorrem diretamente da operação da Companhia e são classificados como passivo ao custo amortizado; • Empréstimos e financiamentos - tem o propósito de gerar recursos para financiar os programas de investimentos da Companhia e eventualmente gerenciar necessidades de curto prazo. São classificados como custo amortizado. Para fins de divulgação, as operações com propósito de giro tiveram seus valores de mercado calculados com base em taxas de dívida equivalente, divulgadas pela ANBIMA; • Valores a receber/a pagar da parcela A - são decorrentes de custos não gerenciáveis a serem repassados integralmente ao consumidor ou suportados pelo Poder Concedente. Classificados como custo amortizado; • AIC Ressarcíveis - são classificados pelo valor justo através do resultado e de outros resultados abrangentes, tendo em vista que a sensibilidade do valor justo está nos ativos em curso na base de remuneração líquida, dependendo da homologação total ou parcial pela Eletrobrás, pois os dados de 50% (cinquenta por cento) da contribuição de cada um dos ativos em curso na base de remuneração líquida, conforme definição vigente nos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET da ANEEL, desconsideradas eventuais contabilizações, posteriores à data-base do laudo de avaliação, de investimentos necessários à imobilização desses ativos em curso usados para mensurar não são observáveis no mercado. Nível 3 na hierarquia de valor justo através do resultado e de outros resultados abrangentes. 33.3. Gerenciamento dos riscos financeiros: O Conselho de Administração da Companhia tem a responsabilidade global sobre o estabelecimento e supervisão da





de 2019. As perdas esperada para créditos de liquidação duvidosa (PECLD) é constituída com base nos valores recebíveis dos consumidores, segregando por faturamento e parcelamento pelas classes de consumidores, em valor considerado suficiente pela Administração, para cobrir as possíveis perdas na realização de créditos. No que tange a abordagem sobre o reconhecimento de perdas, o modelo praticado para mensuração das perdas esperadas através da utilização da matriz de provisão a qual é baseada no comportamento histórico de inadimplência, e associada a experiência da administração em relação as práticas de cobranças adotadas para realização dos recebíveis, observou-se que no exercício findo em 31 de dezembro de 2019 a não necessidade do reconhecimento de perdas esperadas e sim de provisão esperada para créditos de liquidação duvidosa, conforme valores detalhados na nota explicativa 9.2. Perdas Estimadas em Créditos de Liquidação Duvidosa

FAIXA

Saldo contábil

bruto Parcela-mentos

%Taxa média

ponde-rada da

perda média do

Parcelado Saldo

Saldo contábil

bruto Faturados

%Taxa média

ponde-rada da

perda média do Faturado Saldo

A Vencer 428.599 29,74% 127.465 175.648 2,09% 3.671Vencido 1 a 30 4.767 37,02% 1.765 55.752 6,54% 3.646Vencido 31 a 60 2.214 61,11% 1.353 13.736 12,07% 1.658Vencido 61 a 90 1.598 61,94% 990 7.909 17,50% 1.384Vencido 91 a 120 1.405 80,00% 1.124 5.903 20,58% 1.215Vencido 121 a 150 1.215 88,13% 1.071 16.269 22,55% 3.669Vencido 151 a 180 1.598 90,23% 1.441 4.570 23,70% 1.083Vencido 181 a 210 1.040 90,23% 938 3.576 23,85% 853Vencido 211 a 240 497 90,23% 449 1.788 25,53% 456Vencido 241 a 270 535 90,23% 483 1.266 26,31% 333Vencido 271 a 300 503 90,23% 454 33,95% 554Vencido 301 a 330 603 90,23% 544 1.777 35,76% 635Vencido 331 a 360 521 90,23% 470 1.679 37,45% 629Vencido 361 a 390 518 90,23% 468 1.809 38,02% 688Vencido 391 a 420 610 90,23% 550 2.438 39,36% 960Vencido 421 a 450 496 90,23% 447 1.418 39,45% 559Vencido 451 a 630 2.681 90,23% 2.419 7.509 42,24% 3.172Vencido 631 a 720 1.386 93,81% 1.300 3.825 46,55% 1.781Vencido 721 a 810 1.049 94,12% 988 3.568 64,17% 2.289Vencido 811 a 990 2.173 94,12% 2.045 4.911 88,51% 4.347Vencido 991 a 1080 902 94,12% 849 1.815 89,74% 1.629Vencido 1081 a 1170 787 95,10% 749 1.808 90,90% 1.643Vencido 1171 a 1350 1.455 95,10% 1.384 3.552 91,44% 3.248Vencido 1351 a 1530 1.412 95,10% 1.343 2.433 91,44% 2.225Vencido 1531 a 1710 480 95,10% 456 1.746 91,44% 1.597Vencido 1711 a 1890 688 95,66% 658 1.063 91,44% 972Vencido Maior 1890 8.423 96,31% 8.111 11.869 94,03% 11.162Total 468.155 160.314 341.269 56.058PECLD Outros

FaixaSaldo contábil bruto Outros

%Taxa média ponderada da perda

média do Outros SaldoA Vencer 1.425 2,33% 33Vencido 1 a 30 (70) 6,55% (5)Vencido 31 a 60 157 12,06% 19Vencido 61 a 90 273 18,03% 49Vencido 91 a 120 362 21,15% 76Vencido 121 a 150 282 23,04% 65Vencido 151 a 180 440 24,34% 107Vencido 181 a 210 516 25,09% 129Vencido 211 a 240 456 28,09% 128Vencido 241 a 270 563 29,67% 167Vencido 271 a 300 570 33,45% 191Vencido 301 a 330 640 37,75% 242Vencido 331 a 360 907 39,56% 359Vencido 361 a 390 1.149 42,13% 484Vencido 391 a 420 1.005 42,08% 423Vencido 421 a 450 1.185 43,27% 513Vencido 451 a 630 3.102 46,05% 1.428Vencido 631 a 720 558 49,24% 275Vencido 721 a 810 491 64,69% 319Total 14.011 5.002PECLD não faturados

2019

Faixa

Saldo contábil bruto não faturados

%Taxa média ponderada da perda

média do não faturado SaldoA Vencer 37.742 2,33% 879Caixa e equivalente de caixa: A Companhia detém caixa e equivalentes de caixa de R$ 173.571 em 2019 (R$ 44.999 em 2018). O Caixa e equivalentes de caixa são mantidos com bancos e instituições financeiras que possuem rating acima AA-, baseado na agência de rating Fitch Ratings e Standard & Poors. A Companhia considera que o seu caixa e equivalentes de caixa têm baixo risco de crédito com base nos ratings de crédito externos das contrapartes. Quando da aplicação inicial do CPC 48/IFRS 9 , a Companhia julgou não ser necessário a constituição de provisão. Ativo financeiro setorial, ativo contratual (infraestrutura em construção) e ativo financeiro da concessão: A Administração da Companhia

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 Companhia define a forma de tratamento e os responsáveis por acompanhar cada um dos riscos levantados, para sua prevenção e controle. As políticas de gerenciamento de risco da Companhia 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. Para o exercício findo em de 31 de dezembro de 2019, não houve mudança nas políticas de gerenciamento de risco da Companhia em relação ao exercício anterior, findo em 31 de dezembro de 2018. (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 a evolução do contas a receber, e reforça os direcionamentos estratégicos para potencializar o gestão e o desempenho operacional das ações de cobrança envidadas para mitigar o risco de inadimplência. Assim sendo, anualmente, é realizado o workshop de cobrança para alinhamento dos direcionamentos estratégicos de recuperação das contas a receber. A Companhia adota uma política de cobrança cujas diretrizes estão em consonância com legislação e regulamentação especificas. Contas a receber: As contas a receber da Companhia são compostas pelas faturas de energia elétrica e pelos parcelamentos de débitos de faturas de fornecimento de energia vencidos dos consumidores inadimplentes, e a representatividade concessão é influenciada pelas características da área de concessão. A Companhia estabelece as políticas de cobrança para as classes de clientes para reduzir os níveis de inadimplência, e consequentemente, a recuperação dos valores recebíveis. Todas as políticas de cobrança estabelecidas estão em consonância com a legislação e regulamentação específicas, no caso do setor de energia elétrica a Resolução Normativa nº 414 emitida pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. A participação das contas a receber de consumidores da Companhia está conforme abaixo:

Classe consumidora%

2019 2018Residencial 27% 29,%Industrial 8% 11%Comercial 42% 14%Rural 3% 3%Poder público 13% 36%Iluminação pública 4% 4%Serviço público 3% 3%Total 100% 100%A Companhia registrou uma provisão para perda que representa sua estimativa de perdas referentes à Contas a receber de clientes, conforme apresentado na nota nº 9.2. Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2019 e 2018 a exposição máxima ao risco de crédito para Contas a receber de clientes, por classe consumidora, estava assim apresentada: 2019

Classe consumidora

Consumi-dores

faturados

Consumi-dores não faturados

Parcelamen-tos

Baixa renda Total

Residencial 133.816 27.754 56.053 9.706 227.329Industrial 21.530 382 49.525 – 71.437Comercial 88.850 5.345 262.856 – 357.051Rural 22.028 1.125 4.339 – 27.492Poder público 26.234 1.864 80.142 – 108.240Iluminação pública 29.941 24 7.612 – 37.577Serviço público 18.870 1.248 7.719 – 27.837Total 341.269 37.742 468.246 9.706 856.963

2018

Classe consumidora

Consumi-dores

faturados

Consumi-dores não faturados

Parcelamen-tos Total

Residencial 195.388 24.767 56.548 276.703Industrial 27.866 609 77.341 105.816Comercial 91.242 5.296 32.327 128.865Rural 20.871 969 4.551 26.391Poder público 28.153 1.690 315.785 345.628Iluminação pública 27.911 12 7.538 35.461Serviço público 22.378 1.367 8.334 32.079Total 413.809 34.710 502.424 950.943Avaliação da perda esperada de crédito de liquidação duvidosa para clientes (contas a receber): A Companhia adota o modelo de provisão esperada para créditos de liquidação duvidosa (PECLD) que é mensurada a partir do aging list das contas a receber das faturas de energia elétrica e pelos parcelamentos de débitos de faturas de fornecimento de energia através da matriz de provisão. A matriz de provisão estabelece os percentuais de risco de recebimento dos valores recebíveis de acordo com o aging list das faturas de energia elétrica e das parcelas através da análise. A matriz de provisão adotada é resultado do estudo do comportamento de pagamento das faturas de energia elétrica e dos parcelamentos no período histórico analisado de 5 (cinco) anos, que reflete a experiência da perda de crédito histórica dos consumidores com a fatura de energia elétrica e do parcelamento, capturando a eficiência da política de cobrança adotada pela Companhia no ano co

ntin

ua

continuação





considera reduzido o risco desses créditos, visto que os contratos firmados asseguram o direito incondicional de receber caixa ao final da concessão a ser pago pelo Poder Concedente: (i) referente a custos não recuperados por meio de tarifa (ativo financeiro setorial); e (ii) referente aos investimentos em curso e efetuados em infraestrutura e que não foram amortizados até o vencimento da concessão (ativo contratual e ativo financeiro da concessão). (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 n° 19 (Empréstimos e financiamentos). 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 4,8 em 31 de dezembro de 2019 (0,4% em 31 de dezembro de 2018). 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, incluem pagamentos de juros contratuais e excluem o impacto dos acordos de compensação:

Valor contábilFluxo de caixa

contratual total2 meses ou

menos 2-12 meses1-2

anos2-5

anos Mais que 5 anosPassivos financeiros não derivativos Empréstimos bancários com garantia 2.196.518 4.338.579 35.354 120.210 469.409 1.245.775 2.467.831Subtotal - Empréstimos e Financiamentos 2.196.518 4.338.579 35.354 120.210 469.409 1.245.775 2.467.831Fornecedores 231.544 231.544 211.287 20.258 – – – Subtotal - Fornecedores 231.544 231.544 211.287 20.258 – – –Total 2.428.062 4.570.123 246.641 140.468 469.409 1.245.775 2.467.831Os fluxos de saídas, divulgados na tabela acima, representam os fluxos de caixa contratuais não descontados relacionados aos passivos financeiros mantidos para fins de gerenciamento de risco e que normalmente não são encerrados antes do vencimento contratual. (iii) Riscos de mercado: Risco de mercado é o risco de que alterações nos preços de mercado - tais como taxas de câmbio e taxas de juros - 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. (iv) Risco de taxa de juros: Este risco é oriundo da possibilidade de a Companhia vir a incorrer em perdas por conta das variações das taxas de juros da economia, que afetam os empréstimos e financiamentos e as aplicações financeiras. A Companhia monitora continuamente as variações dos indexadores com o objetivo de avaliar a eventual necessidade da contratação de derivativos para se proteger contra o risco de volatilidade dessas taxas. 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. A seguir é apresentado, em conformidade com a Instrução nº 475 da CVM, um cenário com a taxa projetada para 12 meses (Cenário Provável) mais dois cenários com apreciação de 25% (Cenário II) e 50% (Cenário III) dos indexadores. Foi incluído 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 associado à taxa de jurosImpacto no resultado

OperaçãoSaldo em R$ (ex-

posição) Cenário ProvávelCenário II

+25%Cenário III

+50%Cenário IV

-25%Cenário V

-50%Ativos FinanceirosAplicações financeiras 323.961 343.334 347.006 350.679 339.661 335.989Impacto no resultado 3.673 7.345 (3.673) (7.345)Passivos FinanceirosEmpréstimos e financiamentos CDI (1.441.414) (1.505.845) (1.521.953) (1.538.061) (1.489.737) (1.473.630)

SELIC (102.726) (107.400) (108.569) (109.737) (106.232) (105.063)IPCA (75.153) (78.610) (76.017) (76.881) (74.289) (73.424)

Total de passivos financeiros (1.706.539) (1.724.679) (1.670.258) (1.652.117)Impacto no resultado (18.141) (36.281) 18.141 36.281Efeito líquido no resultado (14.468) (28.936) 14.468 28.936

cont

inua

continuação

Referência para ativos e passivos financeiros¹

Taxa projetada

Taxa em 31/12/2019 +25% +50% -25% -50%

CDI (% 12 meses) 4,47 5,98 5,59 6,71 3,35 2,24SELIC (% 12 meses) 4,55 5,98 5,69 6,83 3,41 2,28TLP (% 12 meses) 4,31 4,31 5,39 6,47 3,23 2,16TJLP (% 12 meses) 4,96 6,20 6,36 7,44 3,72 2,48IGP-M (% 12 meses) 4,34 7,30 5,43 6,51 3,26 2,17IPCA (% 12 meses) 4,60 4,31 5,75 6,90 3,45 2,30Fonte: B3(v) Risco de vencimento antecipado: A Companhia possui contratos de empréstimos e financiamentos 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 mencionado na nota explicativas nº 19 (Empréstimos e financiamentos). (vi) 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. (vii) 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 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. (viii) Risco Ambiental: A Companhia baliza suas ações em sua Política de Sustentabilidade, que prevê, em nossas Concessões, o atendimento aos requisitos legais ambientais nas 3 esferas de governo (Federal, Estaduais e Municipais), visando a preservação ambiental e o respeito à sociedade, em especial, às populações tradicionais. Para controle dos processos e atividades com impactos ambientais, utilizamos um Sistema de Gestão Ambiental balizado na ISO 14001, que vincula os processos e atividades a seus possíveis impactos, bem como o correlaciona à Legislação vigente. Para tais processos, temos procedimentos específicos, que visam o controle preventivo quanto aos impactos ambientais, que envolvem os colaboradores próprios e terceiros, bem como os demais Stakeholders. O Controle do Sistema de Gestão Ambiental que tem como principais macroprocessos: • Licenciamento Ambiental; • Gestão de Limpeza de Faixa, Podas e Supressão de Vegetação; • Gestão de Resíduos; • Educação e Conscientização Ambiental; • Gestão de Requisitos Legais; • Gestão de Recursos Hídricos; e • Normatização e Controle do Sistema de Gestão Ambiental (SGA). Dentro destes macroprocessos, fazemos gestão de centenas de processos de licenças e autorizações ambientais para implantação, manutenção e operação de ativos e processos, em especial, no que se refere a implantação de Subestações, Linhas e Redes de Distribuição de Energia. Também trabalhamos com os órgãos ambientais competentes na obtenção de autorizações de poda, limpeza de faixa e supressão de vegetação, atendendo a legislação e evitando riscos ao sistema elétrico. Em nosso SGA, temos a etapa de Integração Ambiental para implantação de obras. Este processo consiste em alinhamento com os fornecedores/executores de obras, quanto ao licenciamento e autorizações recebidas dos órgãos ambientais. Nas reuniões de Integração Ambiental são repassados aos gestores e executores das obras, todo processo que foi ambientalmente licenciado, bem como as obrigações legais relacionadas ao cumprimento das condicionantes e da legislação vigente, visando assim minimizar os riscos ambientais associados a implantação das obras. Também visando reduzir impactos ambientais, utilizamos em nossas áreas de concessão cabos protegidos ou compactos que minimizam as ações e intensidades de podas, em especial, em áreas urbanas com alta densidade árvores de grande porte. 33.4. Gestão de 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. 34. Demonstrações dos fluxos de caixa. Transações não envolvendo caixa: O CPC 03 (R2) – Demonstrações de Fluxo de Caixa, em sua revisão, trouxe que as transações de investimento e financiamento que não envolvem o uso de caixa ou equivalente de caixa devem ser excluídas das demonstrações de fluxo de caixa e apresentadas separadamente em nota explicativa. Todas as demonstrações que não envolveram o uso de caixa ou equivalente de caixa, ou seja, que não estão demonstradas nas demonstrações de fluxo de caixa, estão demonstradas na tabela abaixo:

2019Efeito não caixa

Atividades de InvestimentoDireito de uso (a) 1.987Ressarcimento AIC Eletrobras (b) 83.452

Atividades de Financiamento Opções de recompra 6.465Total 91.904(a) Com a aplicação do IFRS 16 tivemos essa variação não caixa referente ao direito de uso; e (b) Refere-se ao montante do ressarcimento devido à vendedora (Eletrobras) a título de pagamento do Ativo Imobilizado em Curso – AIC. Quando do repasse do controle acionário, o termo de compra e venda de ações previu que o comprador, na qualidade de acionista majoritário da Distribuidora, deveria fazer com que a Distribuidora promovesse a avaliação, na primeira revisão tarifária, dos ativos da Distribuidora contabilizados no Ativo Imobilizado em Curso – AIC - na data-base do laudo de avaliação e que poderiam ser objeto de futuro reconhecimento tarifário (“AICs Ressarcíveis”). O saldo corresponde a 50% da contribuição de cada um dos ativos na base de remuneração líquida, conforme definição vigente nos Procedimentos de Regulação Tarifária - PRORET da ANEEL, desconsideradas eventuais contabilizações, posteriores à data-base do laudo de avaliação, de investimentos necessários à imobilização desses ativos em curso. 35. Compromissos - Contratos de compra de energia: Os compromissos relacionados a contratos de longo prazo com a compra de energia são os seguintes:

Vigência 2020 2021 2022Após

2022 (*)Energia contratada (em R$) 2020 a 2032 749.730 866.002 899.147 13.332.220Energia contratada (em MhW) 2020 a 2032 4.739 4.912 4.967 69.873(*) 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. 36. Compromissos futuros: Os compromissos futuros relacionados a contratos de longo prazo com a compra de energia são os seguintes:

Vigência 2020 2021 2022 Após 2022 (*)Arrendamentos e aluguéis (R$ Mil)

2020 a 2028 292 206 190 257

(*) estimado 12 anos após 2022.37. 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. 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:

RiscosVencimento das apólices

Importância segurada

Riscos operacionais 30/04/2020 83.511Responsabilidade civil geral – operações 30/04/2020 7.000Seguro garantia judicial (a) 941.569Automóvel 30/04/2020 (b)(a) Apólices vigentes até 2022; e (b) 50 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 revisão das demonstrações financeiras e, consequentemente, não foram revisadas pelos nossos auditores independentes. 38. Eventos subsequentes. Revisão Tarifária Extraordinária - RTE: Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) no uso da competência que lhe foi atribuída por meio da Portaria nº 4.595, aprovou a abertura da consulta pública nº 004/2020, durante o período de 05 de fevereiro de 2020 à 20 de março de 2020. A ação teve como desígnio obter subsídios para aprimoramento da proposta referente à Revisão Tarifária Extraordinária - RTE da Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A. Em 28 de abril de 2020, a diretoria da ANEEL aprovou os índices da RTE da Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A. O efeito médio previsto para os consumidores, em função dessa revisão, é de 9,85% e entraria em vigor a partir de 03 de maio de 2020, porém, em decorrência do atual cenário da pandemia da COVID-19 e a pedidos da Companhia, a agência reguladora suspendeu a aplicação das novas tarifas. A previsão é que as novas tarifas passem a vigorar somente a partir de 01 de julho de 2020 e até lá a empresa continuará aplicando a atual tarifa

de energia. Adicionalmente, a ANEEL, por meio da Nota Técnica nº 01/2020-GMSE/ANEEL, de 16 de abril de 2020, realizou uma profunda e criteriosa análise da situação e abordou, em diversos pontos, o risco de eventual desequilíbrio econômico e financeiro, além de mencionar sobre as ferramentas para o endereçamento do tema, realizando, inclusive, uma comparação entre crises passadas e a atual situação gerada pela pandemia da Covid-19. A nota elencou, também, diversas soluções que podem ser acionadas para auxiliar na manutenção da estabilidade do setor elétrico, em especial, a exploração do uso de recursos de fundos setoriais para endereçar eventuais reflexos da situação derivados da pandemia da Covid-19. Dentre as medidas já tomadas, vale destacar que, em 07 de abril de 2020, antes mesmo da divulgação da citada nota, a Agência liberou, para a distribuidoras, recursos da ordem de R$ 1,5 bilhão, acumulados na conta de alívio do Encargo do Serviço do Sistema - ESS; e, em 20 de abril de 2020, em outra decisão, a ANEEL promoveu uma redução superior à 15% nas despesas de uso da transmissão, para os meses de abril, maio e junho – o montante envolvido supera os R$ 400 milhões em alívio de caixa para as distribuidoras. Os valores recebidos pela Companhia, a título de alívio de ESS, foi de R$ 17.022. Contrato de empréstimo - Santander: No dia 16 de janeiro de 2020, a Equatorial Alagoas assinou o contrato de empréstimo (Cédula de Crédito Bancário) com o Banco Santander S.A. no valor de R$ 250.000, com prazo de vencimento dia 27 de dezembro de 2023, com fiança da Controladora Equatorial Energia e custo equivalente de taxa CDI mais spread de 0,98%. Impacto do surto da COVID-19 nas demonstrações financeiras: Em março de 2020, foi declarada pela OMS a pandemia da Covid-19. Desde então, a Companhia tem acompanhado a propagação do vírus no Brasil e no mundo e seus impactos na economia. Até o momento da divulgação da demonstração financeira, não foi observado nenhum impacto relevante e significativo que de acordo com a norma técnica CPC 24 / IASB 10 – CPC 24 – Evento Subsequente, que evidenciem condições que já existiam na data final do período contábil a que se referem as demonstrações contábeis, bem como ajustes contábeis sobre a mensuração dos ativos e passivos da Companhia para as demonstrações financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2019. Ainda não é possível mensurar os eventuais futuros impactos financeiros e econômicos que a Covid-19 possa causar, contudo a Companhia continuará monitorando a evolução da situação e seus impactos e por ser uma empresa regulada tem o seu equilíbrio econômico e financeiro garantido no contrato de concessão. A Companhia tomou diversas medidas de prevenção para seus colaboradores, evitando que se exponham a situações de risco, como através do cancelamento de viagens nacionais e internacionais, adoção de home office e rodízio de colaboradores para evitar aglomerações, utilizações de meios de atendimento remotos, dentre outras. A Companhia continuará atendendo às orientações dos órgãos competentes e poderá adotar novas medidas preventivas, com foco na segurança de seus colaboradores. Dentre os possíveis efeitos que ainda não podem ser mensurados citamos a possibilidade de: revisão da projeção de receitas e dos fluxos de caixa operacionais da Companhia para o ano de 2020 e aumento das perdas de energia elétrica, o que pode causar a necessidade de reconhecer uma perda ao valor recuperável nos ativos não financeiros e imposto de renda e contribuição social diferidos; exposição a variação e cambial em função das captações de recursos em moeda estrangeira, bem como respectivas taxas de juros, as quais estão parcialmente cobertas por operações financeiras de derivativos, cujo cenários de exposição estão divulgados na análise de sensibilidade na nota explicativa n º 33.3. Adicionalmente, a redução abre espaço para a revisão do ritmo de obras para investimento, possibilitando uma desaceleração. Essas ocorrências caracterizam-se como caso fortuito/força maior e para mitigar tal efeito, com base no princípio jurídico fato do príncipe , a concessionária poderá acionar a ANEEL, seguindo o rito previsto em seu contrato de concessão para solicitar o reequilíbrio econômico e financeiro da concessão. Vale relembrar que a presente situação não se restringe à Companhia, mas afeta todas as distribuidoras de energia elétrica. Situações similares já foram vivenciadas (racionamento de 2001 e 2002, e efeitos da MP 579/2012) no passado, e ensejaram a construção de soluções sistêmicas, que preservaram o equilíbrio econômico e financeiro do setor como um todo. Assim, além do mecanismo individual de reequilíbrio (Revisão extraordinária), é natural que se tenha uma solução sistêmica, capitaneada pelo Governo Federal. A Companhia trabalha com uma política de caixa conservadora, que busca manter a liquidez robusta, mediante a realização de aplicações em instituições financeiras de primeira linha e em operações com baixo risco de crédito, tais como: títulos de renda fixa, títulos públicos, operações compromissadas, debêntures, CDBs, entre outros. Na gestão de empréstimos, a Companhia possui empréstimo contratado junto ao BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social) para financiar seu plano de investimentos de 2020. A Presidência da República assinou no dia 08 de Abril de 2020 a Medida Provisória n 950/2020, que estabelece medidas de enfretamento dos impactos da pandemia da Covid-19 no setor elétrico. O Governo propôs com tal medida endereçar duas questões: a perda da capacidade de pagamento dos consumidores de baixa renda, beneficiários da tarifa social, e a perda da capacidade financeira das distribuidoras de energia elétrica, com o aumento da inadimplência e a redução do consumo de energia. Desta forma, a Medida Provisória isenta os consumidores beneficiários da tarifa social do pagamento da tarifa de energia pelo consumo de até 220 kWh/mês, por 3 meses. Para tanto, foi previsto aporte de R$ 900 milhões na Conta de Desenvolvimento Energético – CDE, o que será viabilizado por meio da criação de crédito extraordinário via tesouro, além de determinar a contratação de empréstimos com bancos para aliviar o caixa das distribuidoras de energia, afetadas pela queda de consumo no país e pela inadimplência de clientes, efeitos decorrentes da pandemia de coronavírus (Covid-19). Segundo a MP o encargo tarifário deve prover recursos para permitir a amortização de operações financeiras vinculadas a medidas de enfrentamento aos impactos no setor elétrico decorrentes do estado de calamidade pública. Entretanto, outras medidas, ainda necessárias, devem ser ainda publicadas pelo Governo Federal. co

ntin

ua

continuação





Conselho de AdministraçãoFirmino Ferreira Sampaio Neto Augusto Miranda da Paz Júnior

Tinn Freire Amado Adjar Vieira BarbosaDiretoria Executiva

Humberto Soares FilhoDiretor Presidente

Carla Ferreira MedradoDiretor

Tinn Freire AmadoDiretor

Leonardo da Silva Lucas Tavares de LimaDiretor

Sérgio Luiz Pinto de Castro ValinhoDiretor

Paulo Fernando de Miranda MedeirosDiretor

Luciane Godinho DominguesDiretor

Geovane Ximenes de LiraGerente de Contabilidade e Tributos

ContadorCRC PE 012996-O-3 S-PI

opinião sobre as demonstrações financeiras não abrange o Relatório da Administração e não expressamos qualquer forma de conclusão de auditoria sobre esse relatório. Em conexão com a auditoria das demonstrações financeiras, nossa responsabilidade é a de ler o Relatório da Administração e, ao fazê-lo, considerar se esse relatório está, de forma relevante, inconsistente com as demonstrações financeiras ou com nosso conhecimento obtido na auditoria ou, de outra forma, aparenta estar distorcido de forma relevante. Se, com base no trabalho realizado, concluirmos que há distorção relevante no Relatório da Administração, somos requeridos a comunicar esse fato. Não temos nada a relatar a este respeito. Responsabilidades da administração pelas demonstrações financeiras: A administração é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB), e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações financeiras livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Na elaboração das demonstrações financeiras, a administração é responsável pela avaliação da capacidade de a Companhia continuar operando, divulgando, quando aplicável, os assuntos relacionados com a sua continuidade operacional e o uso dessa base contábil na elaboração das demonstrações financeiras, a não ser que a administração pretenda liquidar a Companhia ou cessar suas operações, ou não tenha nenhuma alternativa realista para evitar o encerramento das operações. Responsabilidades dos auditores pela auditoria das demonstrações financeiras: Nossos objetivos são obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras, tomadas em conjunto, estão livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro, e emitir relatório de auditoria contendo nossa opinião. Segurança razoável é um alto nível de segurança, mas não uma garantia de que a auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria sempre detectam as eventuais distorções relevantes existentes. As distorções podem ser decorrentes de fraude ou erro e são consideradas relevantes quando, individualmente ou em conjunto, possam influenciar, dentro de uma perspectiva razoável, as decisões econômicas dos usuários tomadas com base nas referidas demonstrações financeiras. Como parte da auditoria realizada de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria, exercemos julgamento profissional e mantemos ceticismo profissional ao longo da auditoria. Além disso: • Identificamos e avaliamos os riscos de distorção relevante nas demonstrações financeiras, independentemente se causada por fraude ou erro, planejamos e executamos procedimentos de auditoria em resposta a tais riscos, bem como obtemos evidência de auditoria apropriada e suficiente para fundamentar nossa opinião. O risco de não detecção de distorção relevante resultante de fraude é maior do que o proveniente de erro, já que a fraude pode envolver o ato de burlar os controles internos, conluio, falsificação, omissão ou representações falsas intencionais. • Obtemos entendimento dos controles internos relevantes para a auditoria para planejarmos procedimentos de auditoria apropriados às circunstâncias, mas, não, com o objetivo de expressarmos opinião sobre a eficácia dos controles internos da Companhia. • Avaliamos a adequação das políticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis e respectivas divulgações feitas pela administração. • Concluímos sobre a adequação do uso, pela administração, da base contábil de continuidade operacional e, com base nas evidências de auditoria obtidas, se existe incerteza relevante em relação a eventos ou condições que possam levantar dúvida significativa em relação à capacidade de continuidade operacional da Companhia. Se concluirmos que existe incerteza relevante, devemos chamar atenção em nosso relatório de auditoria para as respectivas divulgações nas demonstrações financeiras ou incluir modificação em nossa opinião, se as divulgações forem inadequadas. Nossas conclusões estão fundamentadas nas evidências de auditoria obtidas até a data de nosso relatório. Todavia, eventos ou condições futuras podem levar a Companhia a não mais se manter em continuidade operacional. • Avaliamos a apresentação geral, a estrutura e o conteúdo das demonstrações financeiras, inclusive as divulgações e se as demonstrações financeiras representam as correspondentes transações e os eventos de maneira compatível com o objetivo de apresentação adequada. Comunicamo-nos com a administração a respeito, entre outros aspectos, do alcance planejado, da época da auditoria e das constatações significativas de auditoria, inclusive as eventuais deficiências significativas nos controles internos que identificamos durante nossos trabalhos.Fortaleza, 04 de junho de 2020.

KPMG Auditores Independentes - CRC SP-014428/O-6 S-CEMarcelo Pereira Gonçalves - Contador CRC 1SP220026/O-3

Hildebrando de Oliveira Abreu Filho - Contador CRC BA-029520/O-7.

continuação

Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações financeiras

Aos Administradores e Acionistas da Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A. Maceió – Alagoas. Opinião: Examinamos as demonstrações financeiras da Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A. (Companhia), que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2019 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, bem como as correspondentes notas explicativas, compreendendo as políticas contábeis significativas e outras informações elucidativas. Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Equatorial Alagoas Distribuidora de Energia S.A. em 31 de dezembro de 2019, o desempenho de suas operações e os seus respectivos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB). Base para opinião: Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Nossas responsabilidades, em conformidade com tais normas, estão descritas na seção a seguir intitulada “Responsabilidades dos auditores pela auditoria das demonstrações financeiras”. Somos independentes em relação à Companhia, de acordo com os princípios éticos relevantes previstos no Código de Ética Profissional do Contador e nas normas profissionais emitidas pelo Conselho Federal de Contabilidade, e cumprimos com as demais responsabilidades éticas de acordo com essas normas. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião. Outros assuntos – Demonstração do valor adicionado: A demonstração do valor adicionado (DVA) referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2019, elaborada sob a responsabilidade da administração da Companhia, e apresentada como informação suplementar para fins de IFRS, cuja apresentação não é requerida as companhias fechadas, foi submetida a procedimentos de auditoria executados em conjunto com a auditoria das demonstrações financeiras da Companhia. Para a formação de nossa opinião, avaliamos se essa demonstração está conciliada com as demonstrações financeiras 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. Em nossa opinião, essa demonstração do valor adicionado foi adequadamente elaborada, em todos os aspectos relevantes, segundo os critérios definidos nesse Pronunciamento Técnico e é consistente em relação às demonstrações financeiras tomadas em conjunto. Outras informações que acompanham as demonstrações financeiras e o relatório dos auditores: A administração da Companhia é responsável por essas outras informações que compreendem o Relatório da Administração. Nossa

Documents

Maceió - sexta-feira Edição Eletrônica Certificada Digitalmente ...€¦ · Ramon Martins Rocha/Me, Cnpj nº 14.798.047/0001-57, sediada a Rua João Mendes de Oliveira nº 137,