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A NEOENERGIA S.A., APRESENTA OS RESULTADOS DO SEGUNDO TRIMESTRE (2T19) A PARTIR DE

ANÁLISES GERENCIAIS QUE A ADMINISTRAÇÃO ENTENDE TRADUZIR DA MELHOR FORMA O NEGÓCIO

DA COMPANHIA, CONCILIADA COM OS PADRÕES INTERNACIONAIS DE DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

(INTERNATIONAL FINANCIAL REPORTING STANDARDS – IFRS).

DESTAQUES

Crescimento do volume total de energia distribuída (cativo + livre) de 3,35% no 2T19

e 4,59% no 6M19 em relação aos mesmos períodos de 2018;

Aumento de 19,67% do EBITDA do 2T19 em relação ao 2T18, alcançando R$ 1,36

bilhão e R$ 2,70 no 6M19;

Variação de PMSO de 1,31% do 2T19 e de 1,38% no 6M19, versus inflação acumulada

de 12 meses em junho de 2019 de 6,51% (IGP-M) e aumento do número de clientes;

CAPEX total realizado de R$ 1,1 bilhão no 2T19 e R$ 2,2 bilhões no 6M19;

Fortalecimento do Balanço: redução da alavancagem de 3,49 em dez/18 para 3,41 em

jun/19 e R$ 3,4 bilhões captados no 2T19;

No Prêmio ABRADEE 2019, a Elektro foi eleita a Melhor Distribuidora do País, a

Cosern foi consagrada como a segunda melhor distribuidora do País e também a

Melhor Distribuidora do Nordeste, e a Coelba ficou em terceiro lugar em Evolução do

Desempenho a nível Nacional.

Receita Operacional Líquida 6.575 6.237 5,42% 13.492 11.659 15,72%

Margem Bruta 2.208 1.935 14,11% 4.358 3.780 15,29%

Despesas Operacionais (PMSO) (774) (764) 1,31% (1.546) (1.525) 1,38%

EBITDA 1.363 1.139 19,67% 2.699 2.183 23,64%

Resultado Financeiro (371) (281) 32,03% (663) (578) 14,71%

Lucro Atribuído aos Acionistas Controladores 519 392 32,40% 1.011 683 48,02%

Número de Clientes 13.922.391 13.682.544 1,75% NA NA NA

Volume de energia injetada (GWh) 16.606 15.753 5,41% 34.012 32.334 5,19%

Volume de fornecimento para mercado cativo + livre (GWh) 14.500 14.030 3,35% 29.324 28.038 4,59%

Volume de fornecimento para mercado cativo (GWh) 10.835 10.675 1,50% 22.160 21.394 3,58%

Voume de energia gerada (GWh)(1) 3.762 3.953 (4,83%) 8.167 8.418 (2,98%)

Dívida Líquida(2)/EBITDA(3) 3,41 3,49 (0,06) p.p.

EBITDA/Resultado Financeiro(3) 4,04 3,89 0,02 p.p.

Rating Corporativo (S&P) AAA AA-(1) Considera geração hídrica,eólica e térmica

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

(3) EBITDA e Resultado Financeiro de 12 meses

∆ %

Indicadores Operacionais 2T19 2T18 ∆ % 6M19 6M18 ∆ %

DESTAQUES (R$ MM)

2T192T19 2T18 ∆ % 6M19 6M18

Indicadores Financeiros de Dívida 2T19 dez/18Variação

p.p.

NEOENERGIA S.A.

Resultados 2019 | Segundo Trimestre 2019

TELECONFERÊNCIA 2T19

Quarta-feira, 24 de julho de 2019

Horário: 09:30 (BRT) | 08:30 (EST)

(com tradução simultânea para o inglês)

Telefone para conexão: +55 (11) 3193-1001 ou 2820-4001

Senha: Neoenergia

Acesso ao Webcast: http://choruscall.com.br/neoenergia/2t19.htm

Sumário

DESTAQUES .............................................................................................................................. 1

1. DESEMPENHO OPERACIONAL ........................................................................................ 4

1.1. Redes ............................................................................................................................... 4

1.2. Renováveis ..................................................................................................................... 13

1.3. Liberalizados .................................................................................................................. 14

2. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO .................................................................. 14

2.1. Consolidado ............................................................................................................... 14

2.2. Redes ........................................................................................................................ 16

2.3. Renováveis ................................................................................................................ 18

2.4. Liberalizado ............................................................................................................... 19

3. EBITDA (LAJIDA) .............................................................................................................. 19

3.1. Conciliação do EBITDA ............................................................................................. 20

4. RESULTADO FINANCEIRO ............................................................................................. 20

5. INVESTIMENTOS ............................................................................................................. 22

5.1. Redes ........................................................................................................................ 23

5.2. Renováveis ................................................................................................................ 24

5.2.1. Parques Eólicos ..................................................................................................... 24

5.2.2. Usinas Hidrelétricas ............................................................................................... 24

5.3. Liberalizado ............................................................................................................... 24

6. ENDIVIDAMENTO ............................................................................................................... 24

6.1. Perfil da Dívida ............................................................................................................... 24

7. RATING ................................................................................................................................. 26

8. MERCADO DE CAPITAIS ..................................................................................................... 27

9. OUTROS ASSUNTOS RELEVANTES ................................................................................. 28

9.1. Tarifas ............................................................................................................................. 28

9.2. Clientes Baixa Renda ..................................................................................................... 29

9.3. Bandeiras Tarifárias ....................................................................................................... 29

10. NOTA DE CONCILIAÇÃO ................................................................................................... 30

ANEXO I .................................................................................................................................... 31

http://choruscall.com.br/neoenergia/2t19.htm

A. NEOENERGIA .................................................................................................................. 31

B. REDES .............................................................................................................................. 32

1. Nossas Distribuidoras ....................................................................................................... 32

2. Nossas Transmissoras ...................................................................................................... 32

C. RENOVÁVEIS ................................................................................................................... 35

1. Nossas Usinas Hidrelétricas ............................................................................................. 35

2. Nossos Parques Eólicos ................................................................................................... 36

3. NEGÓCIO LIBERALIZADO ............................................................................................... 37

ANEXO II – Quadros por Segmentos ....................................................................................... 39

DISCLAIMER ............................................................................................................................. 42

Resultados em 30 de junho de 2019

Publicado em 24 de julho de 2019

NEOENERGIA S.A. | RELEASE 2T19

4

1. DESEMPENHO OPERACIONAL

O Grupo Neoenergia possui três segmentos estratégicos, que são apresentados da seguinte

forma: (i) Redes – composto por distribuição e transmissão; (ii) Renováveis – composto pelos

parques eólicos e geradoras hidrelétricas do Grupo e (iii) Liberalizado – composto pela geradora

termelétrica Termopernambuco, além das comercializadoras do Grupo e das empresas de

serviços Neoinvest e Elektro O&M.

1.1. Redes

1.1.1. Distribuidoras

1.1.1.1 Número de Consumidores

No 2T19, a Neoenergia, por meio das quatro distribuidoras do Grupo, atendeu a mais de 13,9

milhões de consumidores ativos, que representa um crescimento orgânico de aproximadamente

240 mil novos clientes, em relação ao mesmo período do ano anterior (1,75%).

O gráfico e a tabela a seguir refletem a evolução da quantidade consolidada dos consumidores

ativos em 2019:

1.1.1.2. Evolução do Mercado

A energia distribuída (cativo + livre) pelas Distribuidoras da Neoenergia, no 2T19, foi 14.500

GWh, acréscimo de 3,35% em relação ao mesmo período de 2018. Considerando apenas o

mercado cativo, o Grupo forneceu 10.835 GWh, volume 1,50% superior aos 10.675 GWh

fornecidos no 2T18.

87,65%

0,30%

6,67%

4,20%1,18%

Residencial

Industrial

Comercial

Rural

Setor Público

13.922.391 13.682.544

2T192T18

2T19 2T18 Dif. %

Residencial 12.202.137 11.984.995 87,65% 87,60% 217.142 1,81%

Industrial 41.622 42.965 0,30% 0,31% (1.343) (3,13%)

Comercial 929.143 904.307 6,67% 6,61% 24.836 2,75%

Rural 584.262 587.114 4,20% 4,29% (2.852) (0,49%)

Setor Público 163.995 161.988 1,18% 1,18% 2.007 1,24%

Poder Público 101.491 101.813 0,73% 0,74% (322) (0,32%)

Iluminação Pública 38.859 37.521 0,28% 0,27% 1.338 3,57%

Serviço Público 23.645 22.654 0,17% 0,17% 991 4,37%

Subtotal 13.921.159 13.681.369 100,00% 100,00% 239.790 1,75%

Consumo Próprio 1.209 1.152 0,01% 0,01% 57 4,95%

Suprimento 23 23 0,00% 0,00% - -

Total 13.922.391 13.682.544 100,00% 100,00% 239.847 1,75%

2T19 / 2T18Participação no Total %2T19 2T18Descrição

Número de Consumidores




5

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

Apresentamos a evolução do Mercado Cativo e do Mercado Livre de cada uma das nossas

distribuidoras.

O volume de energia distribuída total na Neoenergia para o 2T19 está acima da previsão de

crescimento do PIB, divulgado pelo Boletim Focus em junho de 2019, de 0,97% para este ano.

A classe residencial nas quatro distribuidoras, apresentou crescimento de 3,1% em relação ao

2T18, atingindo um consumo de 4.833 GWh. Esta classe detém a maior parcela do consumo

total cativo das distribuidoras da Neoenergia, com uma participação de 44,7% no volume de

energia distribuída e foi impactada positivamente pelo aumento de temperatura média nas

regiões que atendemos (Aumento da temperatura média de 0,91ºC para Coelba, 0,61ºC para

Celpe, 0,53ºC para Cosern e 0,47ºC para Elektro).

A classe industrial cativa teve uma queda de 9,5% em relação ao 2T18, principalmente em função

do movimento de migração de clientes industriais cativos para o mercado livre. Entretanto, a

classe industrial total (cativo + livre) apresentou crescimento. O crescimento de alguns setores,

2T19 2T18 Dif. GWh % 6M19 6M18 Dif. GWh %

Residencial 4.833 4.686 44,7% 43,9% 147 3,14% 9.988 9.514 45,12% 44,51% 474 4,99%

Industrial 1.026 1.134 9,5% 10,6% (108) (9,52%) 2.060 2.250 9,31% 10,53% (190) (8,44%)

Comercial 2.295 2.231 21,2% 20,9% 64 2,87% 4.715 4.545 21,30% 21,27% 170 3,75%

Rural 951 994 8,8% 9,3% (43) (4,29%) 1.984 1.883 8,96% 8,81% 102 5,40%

Poder Público 532 502 4,9% 4,7% 30 6,00% 1.039 980 4,69% 4,59% 59 6,02%

Iluminação Pública 626 592 5,8% 5,6% 34 5,70% 1.222 1.167 5,52% 5,46% 55 4,73%

Serviço Público 558 527 5,2% 4,9% 31 5,96% 1.126 1.034 5,09% 4,84% 91 8,83%

Total 10.821 10.665 100,0% 100,0% 156 1,46% 22.135 21.373 75,48% 76,23% 762 3,57%

Consumo Próprio 14 10 0,09% 0,07% 4 35,55% 25 21 0,08% 0,07% 4 18,54%

Energia Distribuída -

Mercado Cativo Total10.835 10.675 74,73% 76,09% 160 1,50% 22.160 21.394 75,57% 76,31% 766 3,58%

Mercado Livre 3.665 3.355 25,28% 23,91% 310 9,25% 7.164 6.644 24,43% 23,70% 519 7,82%

TOTAL

(Cativo+Livre)14.500 14.030 100% 100% 470 3,35% 29.324 28.038 100% 100% 1.285 4,59%

Participação no

Total %6M19 / 6M18

6M19 6M182T19 2T18

Participação no

Total %2T19 / 2T18Energia Distribuída -

Mercado Cativo

Energia Distribuída

Mercado Cativo 4.202 1,29% 2.813 4,31% 1.128 1,68% 2.692 (1,02%)

Mercado Livre 1.015 17,87% 727 10,20% 265 5,72% 1.658 4,70%

Total 5.217 4,14% 3.540 5,47% 1.393 2,43% 4.350 1,09%

GWh 2T19 ∆ 2T19/2T182T19 ∆ 2T19/2T18 2T19 ∆ 2T19/2T18 2T19

CELPECOELBA COSERN ELEKTRO

∆ 2T19/2T18




6

produtos alimentícios e bebidas, química, borracha e material plástico, fabricação de produtos

têxteis e de produtos materiais não metálicos, traduz esse crescimento da classe total,

principalmente em função da queda no mesmo período de 2018 impactada pela greve dos

caminhoneiros. A produção industrial brasileira apresentou recuo de 0,7% no acumulado do ano

de 2019 (até maio) em relação ao mesmo período de 2018, conforme dados divulgados pelo

Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). O Instituto ainda informou que no

acumulado 12 meses, a produção industrial não apresentou variação.

A classe comercial, apresentou crescimento de 2,9% em relação ao 2T18, atingindo um consumo

de 2.295 GWh. Esta classe detém a segunda maior parcela do consumo total cativo das

distribuidoras da Neoenergia, com uma participação de 21,2% no volume de energia distribuída.

Assim como na residencial, a classe foi influenciada pelo aumento da temperatura média e pelo

incremento na recuperação de energia, produto das ações de combate ao furto, conforme

capítulo posterior que descreve este tema. Exceto para Elektro, que apresentou queda na classe

comercial cativa, refletindo um consumo atípico no 2T18 de alguns clientes naquele período, fato

que não se repetiu no 2T19.

A classe rural, que apresenta seu comportamento muito vinculado às condições pluviométricas

das Regiões Norte e Oeste do estado, que são intensivas em irrigação, decresceu 4,3% no 2T19,

em comparação com o mesmo período do ano anterior. Segundo dados divulgados pela

Consultoria SOMAR Meteorologia, o volume de precipitação (volume de chuva acumulada) nas

regiões destacadas anteriormente, entre os meses de abril a junho de 2019, somou

aproximadamente 224,64 mm (principalmente no mês de abril que registrou crescimento de 42%

no volume de chuvas versus junho de 2018), versus 158,27 mm no acumulado do mesmo

período de 2018.

As outras classes (Poder Público, Iluminação Pública e Serviço Público) que representam 16,5%

do volume de energia do mercado cativo no 2T19, apresentaram um crescimento de 5,86% no

2T19, versus o mesmo período de 2018. Este resultado foi impulsionado principalmente pela

classe Serviço Público, que obteve aumento de 7,2%, consequência da seca contínua no interior

do estado (regiões Centro Sul e Sudoeste). O volume de chuva acumulada, entre os meses de

abril a junho de 2019 somou aproximadamente 518,32 mm, versus 735,87 mm no acumulado do

mesmo período de 2018 (principalmente entre os meses de abril e maio de 2019 versus 2018,

que apresentaram queda de 26% e 45%, respectivamente no volume de precipitação),

aumentando bombeamento de água para abastecimento. A classe Poder Público apresentou

aumento de 8,4%, resultado de uma base baixa de consumo atípica em 2018.

O volume total distribuído para clientes livres apresentou aumento de 9,25% no 2T19 quando

comparado ao mesmo período do ano anterior, impactado pela já mencionada migração do

mercado cativo para o livre da classe industrial.

1.1.1.3. Balanço Energético (GWh)

A energia injetada - que é a energia fornecida aos clientes próprios da distribuidora e às

concessionárias de fronteira acrescida da energia para atendimento aos clientes do ambiente

livre e das perdas no sistema de distribuição - atingiu o patamar de 16.606 GWh no 2T19, volume

5,40% superior ao mesmo volume do mesmo período de 2T18. Do total da energia injetada,

65,2% foi destinada ao consumo cativo, 22,1% para o consumo do mercado livre e 0,3% para o

suprimento de fronteira. O restante é considerado como perdas totais do trimestre (perdas

técnicas e não técnicas).




7

1.1.1.4. Perdas

As perdas de energia correspondem às perdas totais englobando as perdas técnicas (montante

de energia elétrica dissipada no processo de transporte de energia entre o suprimento e o ponto

de entrega) e as perdas não técnicas (diferença entre as perdas totais e as perdas técnicas). Na

parcela de perdas não técnicas são considerados os furtos de energia, defeitos em equipamentos

de medição, erros no processo de faturamento, unidades consumidoras sem equipamento de

medição, etc.

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

a energia injetada e a energia fornecida/faturada, acumuladas no período de 12 meses. Com

base nessa metodologia, apresentamos abaixo a comparação dos índices do 2T19 e 2T18 das

distribuidoras do grupo Neoenergia.

NOTA: Devido ao fato de o prazo de apuração do indicador de perdas de junho de 2019 ser posterior ao período de divulgação deste relatório, os dados apresentados são estimados. O indicador de junho de 2018 foi ajustado para a apuração definitiva.

2T18 2T19 2T18 2T19 2T18 Aneel 2T19 Aneel

8,60%

11,14%

8,33%

Perda Técnica Perda Não Técnica

8,49%

11,22%

8,43%

6,11%

1,66%

1,89% 8,00%

8,62%

3,37%

1,24%

2,31%

17,75%

14,51%

9,26% 16,95%

4,14% 15,36%

16,11%

14,32%

10,70%

6,57%

9,84% 10,09%

8,35%

Perda Total

Perdas

16,11%

14,32%

10,70%

6,57%6,04%

DISTRIBUIDORAS




8

1.1.1.4.1. Perdas Reais (acumuladas 2019)

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

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

fornecida/faturada.

Adicionalmente o gráfico abaixo demonstra a evolução, ao longo dos primeiros seis meses de 2019, do índice de perdas reais, acumuladas mensalmente em cada distribuidora – refletindo o resultado das ações de combate às perdas de energia.

A Companhia vem atuando no Plano de Redução de Perdas e, no 2T19, as principais realizações

foram:

i. Realização de aproximadamente 114 mil inspeções, com uma recuperação total

de 83,6 GWh em energia;

ii. Regularização de 24,2 mil ligações clandestinas, contribuindo para redução do

número de inadimplentes, cortados e religados irregularmente, além da

recuperação de créditos;

iii. Atuação concentrada em áreas de perdas elevadas com aplicação de blindagem

adequada às características do local, incorporando mercado (aumentando o

mercado faturado), minimizando a possibilidade de realização de irregularidade

e facilitando as ações comerciais como leitura, corte, religação e

acompanhamento de cortados. No 2T19 foram blindadas mais de 5,2 mil

clientes;

iv. Substituição de 115,9 mil equipamentos de medição obsoletos e/ou defeituosos;

v. Fiscalização, levantamento e atualização do cadastro de iluminação pública

(grande parte do parque de iluminação tem a medição estimada, isto é, o




9

faturamento é realizado com base no cadastro de iluminação pública) em 406,8

mil pontos verificados, com uma recuperação total de 38,6 GWh (a energia

recuperada neste processo visa compensar as perdas que ocorreram em

períodos anteriores devido à falta de atualização do cadastro);

vi. Atuação em áreas de perdas elevadas com instalação de sistema de medição

centralizada em cerca de 100 clientes;

vii. Ações de inspeção em parceria com a secretaria de segurança pública, com

objetivo de dar segurança e acesso a unidade consumidora, preferencialmente

comercial ou industrial, para efetuar o flagrante, regularizar a fraude e autuar o

responsável pela infração de furto de energia previsto no código civil art. 155.

viii. Difusão das ações de combate ao furto nos meios de comunicação (Jornais, TV,

rádios e redes sociais) demonstrando a atuação ativa das distribuidoras no

combate ao furto e suas consequências para a população.

1.1.1.5. Arrecadação

O desempenho da arrecadação é medido pelo Índice de Arrecadação – IAR, definido pelo

quociente do valor total arrecadado com energia elétrica e títulos, inclusive de exercícios

anteriores, em relação aos valores faturados por fornecimento de energia no exercício. O índice

de arrecadação é um indicador impactado diretamente pela capacidade de pagamento dos

clientes. No gráfico abaixo é apresentado o resultado até junho de 2019 (acumulado nos últimos

12 meses) e seu comportamento em relação ao mesmo período do ano anterior.

.

97,19%97,11%

2T192T18

97,26%97,26%

2T192T18

99,13%98,99%

2T192T18

97,00%99,93%

2T192T18




10

Este indicador é sensível ao faturamento ereflete o impacto da evolução das tarifas para o

consumidor.

Dessa forma, apesar do reajuste tarifário médio concedido em abril/2019 para as distribuidoras

Coelba, Celpe e Cosern (nos valores de 6,22%, 5,04% e 4,73%, respectivamente) ocasionando

um acréscimo na tarifa, e do acionamento – nos últimos 12 meses - das bandeiras tarifárias

amarela ou vermelha, nos patamares 1 ou 2, entre os meses de maio e novembro de 2018 e

maio de 2019 (devido ao cenário hidrológico desfavorável), o índice de arrecadação apresentou

melhora quando comparado ao 2T18 para as distribuidoras Coelba, Celpe e Cosern. O

acionamento das bandeiras tarifárias impacta diretamente no custo com energia elétrica

resultando, portanto, em acréscimo de tarifa repassado ao consumidor. No caso da Elektro, o

reajuste tarifário médio concedido em agosto/2018 (no valor de 24,42%), em conjunto com o

acionamento das bandeiras, explicam o aumento no índice no 2T19 versus 2T18.

Todas as ações de cobrança são pautadas por modelos estatísticos que avaliam a propensão

de pagamento do cliente, permitindo assim adotar estratégias diferenciadas de acordo com o

perfil do cliente.

1.1.1.6. Inadimplência

A inadimplência é medida pela relação entre valor provisionado Provisão para Perdas Estimadas

em Créditos de Liquidação Duvidosa (PECLD) e o faturamento acumulado no ano de 2019.

A provisão de inadimplência (PECLD) representa o reconhecimento antecipado do risco de não

recebimento de um faturamento. A PECLD é lançada nas demonstrações financeiras das

empresas como uma despesa, impactando negativamente o resultado.

Segue o PECLD do 2T18 e 2T19:

Apresentamos a seguir as principais ações de combate à inadimplência no 2T19:

i. Ações de suspensão do fornecimento por meio de atuação em concentrações

georeferenciadas (as ações são focadas nas áreas mapeadas que demonstram maior

incidência de perdas). Foram realizadas aproximadamente, 494 mil suspensões no

2T19;

ii. Negativação de 3,18 milhões clientes ligados ao SPC (Serviço Proteção ao Crédito),

Serasa Experian e Boa Vista;

iii. Protesto de 113 títulos através dos cartórios digitais.

iv. Intensificação de cobrança terceirizada através das assessorias de cobrança;

65,78 71,82

1,00% 0,97%

0,05%

0,25%

0,45%

0,65%

0,85%

1,05%

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

100,00

2T18 2T19

PECLD (MMR$) PECLD (%)




11

v. Cobranças telefônicas totalizando 6,74 milhões contatos através de SMS (Short

Message Service) e URA (Unidade de Resposta Audível);

vi. Ações sistemáticas para os Grandes Clientes por meio da parametrização do processo

de cobrança; A Companhia realiza ações customizadas avaliando qual o tipo de ação

mais adequada ao perfil de cada cliente; e

vii. Disponibilização da opção de pagamento das faturas de energia por meio do cartão de

débito em diversos estabelecimentos, tais como agências de atendimento, e ainda, para

clientes com duas ou mais faturas em aberto é possível o parcelamento por meio do

cartão de crédito.

1.1.1.7. DEC e FEC

A qualidade do fornecimento de energia é verificada principalmente pelos indicadores de

qualidade DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor e FEC - Frequência

Equivalente de Interrupção por Consumidor, que aferem as falhas ocorridas na rede de

distribuição de energia elétrica. O cálculo desses índices considera a média móvel dos últimos

12 meses.

Três das quatro distribuidoras do Grupo estão abaixo do limite regulatório para o indicador DEC,

e todas as distribuidoras estão abaixo dos limites definidos pela ANEEL para o indicador FEC,

quando comparamos o 2T19 com o 2T18, conforme ilustrado nos gráficos abaixo:




12

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

No 2T19, os indicadores da Elektro apresentaram evolução desfavorável, aproximadamente 1%,

em relação ao mesmo período do ano anterior. Vale mencionar que o DEC de 8,39h reflete o

impacto de eventos climáticos de vento e chuva, extremamente agressivas e fora de época na

área de concessão da Elektro, e encerrou o trimestre ligeiramente acima do limite regulatório de

8,31h. As atipicidades climáticas relatadas impactam fortemente o indicador DEC devido à

ocorrência de alagamentos e deterioração de acessos impedindo a rápida reposição do serviço.

Está em execução um plano de ação para enquadrar Elektro dentro dos limites regulatórios.

Entretanto, assim como as demais distribuidoras, o FEC da Elektro de 4,63x no 2T19 permanece

melhor que o limite regulatório de 6,39x.

A evolução dos indicadores acima reflete as ações intensivas de gestão em qualidade de serviço

e de investimentos com foco na busca de melhoria dos indicadores de qualidade realizada ao

longo do ano de 2018 e 2019.

5,937,04

8,719,27

2T192T18

12,6618,86

14,4614,50

2T192T18

5,957,88

8,318,42

2T192T18

11,6616,71

13,7013,83

2T192T18

11,3011,81

12,5012,89

2T192T18

5,435,68

8,448,68

2T192T18

8,396,67

8,318,39

2T192T18

4,634,15

6,396,50

2T192T18

DEC (horas) FEC (vezes)




13

1.1.2. Transmissoras

Atualmente estão em operação três transmissoras do Grupo Neoenergia: Afluente T, Narandiba

e Potiguar Sul, com suas taxas de disponibilidade detalhadas nos gráficos abaixo.

O limite estabelecido pelo Relatório de Avaliação do Desempenho (RAD) do Operador Nacional

do Sistema (ONS) estipula como normal a disponibilidade entre 95% e 98%. Este indicador é

importante, pois as concessionárias de transmissão de energia elétrica têm a qualidade do

serviço aferida pela ANEEL através da disponibilidade do sistema de transmissão. A partir do

tempo de indisponibilidade da Transmissora, a ANEEL calcula a Parcela Variável, que é a parcela

a ser deduzida da receita da transmissora em função da não prestação adequada do serviço

público de transmissão.

1.1.2.1. Taxa de Disponibilidade da Linha

1.2. Renováveis

1.2.1. Parques Eólicos

Níveis de eolicidade inferiores ao registrados tanto no 2T18 quanto no 6M18.

1.2.2. Hidrelétricas




14

Entrada em operação de Baixo Iguaçu em abril de 2019, agregando 350 MW em nosso

portfólio.

1.3. Liberalizados

1.3.1. Termopernambuco

A Termopernambuco é uma térmica inserida no PPT (Programa Prioritário de Térmicas),

trazendo com isso a possibilidade de realização de contratos de compra de energia bilaterais.

Nesse contexto a Termopernambuco tem PPAs com Coelba e Celpe, com duração até 2024,

que garantem a receita da usina.

Em 2T19 a Termopernambuco foi impactada por uma parada programada de 26 dias sem

incidentes, enquanto que em 2018, as paradas programadas ocorreram no segundo semestre.

Vale ressaltar que para esse período de parada, a usina já havia contratado energia suficiente

para entrega de seus PPAs a um PLD baixo.

1.3.2. Comercializadora

No 2T19, contratou-se operações na ordem de 1.156 MWméd. Esse valor foi 21% inferior em

relação ao segundo trimestre do ano anterior.

2. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

2.1. Consolidado

Conforme expresso na Orientação Técnica CPC 08, o reconhecimento e mensuração das

variações entre os custos não gerenciáveis efetivamente ocorridos em relação às tarifas

homologadas são classificados sempre na linha de Receita Operacional como Valores a

Receber/Devolver de Parcela A e Outros Itens Financeiros. Considerando que grande parte da

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

R$ % R$ %

Receita Operacional Líquida 6.575 6.237 338 5,42% 13.492 11.659 1.833 15,72%

Custos Com Energia (1) (4.446) (4.437) (10) 0,20% (9.340) (8.071) (1.269) 15,72%

Margem Bruta s/VNR 2.129 1.800 329 18,28% 4.152 3.588 564 15,72%

Ativo Financeiro da Concessão (VNR) 79 134 (55) (41,04%) 206 193 13 6,74%

MARGEM BRUTA 2.208 1.935 274 14,11% 4.358 3.780 578 15,29%

Despesa Operacional (PMSO) (774) (764) (10) 1,31% (1.546) (1.525) (20) 1,38%

PECLD (71) (59) (12) 20,34% (139) (142) 3 (2,11%)

(+) Equivalência Patrimonial (0,4) 28 (28) (100,00%) 26 70 (44) (62,86%)

EBITDA 1.363 1.139 223 19,67% 2.699 2.183 516 23,64%

Depreciação (373) (321) (52) 16,20% (718) (637) (81) 12,72%

Resultado Financeiro (371) (281) (90) 32,03% (663) (578) (85) 14,71%

IR/CS (79) (126) 47 (37,30%) (269) (257) (12) 4,67%

Minoritário (21) (20) (1) 5,00% (38) (29) (9) 31,03%

LUCRO LÍQUIDO 519 392 128 32,40% 1.011 683 329 48,02%

(1) Considera Custos de Construção

VariaçãoDRE CONSOLIDADO (R$ MM) 2T19 2T18 6M19 6M18

Variação




15

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

acredita ser mais adequado explicar as variações do resultado pela Margem Bruta.

A Neoenergia registrou Margem Bruta de R$ 2,2 bilhões no segundo trimestre de 2019, variação

positiva de 14,11% (R$ 274 milhões) em relação ao 2T18, explicada principalmente pelo

resultado de Redes, sendo o crescimento do mercado total (cativo + livre) e o efeito positivo de

Reajustes e Revisões Tarifários e pactuação de acordos bilaterais de descontratação de energia

das distribuidoras os principais efeitos da variação da margem, tanto na comparação entre os

trimestres quanto no 6M19 x 6M18, quando a evolução da margem bruta foi de 15,29%.

Em abril de 2019, o reajuste da Coelba trouxe um aumento percebido de tarifa pelo consumidor

de 6,22%, com impacto positivo na parcela B de R$ 82 milhões no 2T19, que somado ao impacto

de parcela B da revisão tarifária de abril de 2018, gera um impacto no acumulado de 6M19 de

R$ 230 milhões. Para a Celpe, o reajuste gerou incremento de 5,04% na tarifa, com impacto

positivo de R$ 19 milhões na parcela B no trimestre e de R$ 14 milhões no acumulado de seis

meses, também considerando o Reajuste Tarifário de 2018. Na Cosern o reajuste gerou um

incremento de 4,73% na tarifa, com impacto na parcela B de R$ 14 milhões no trimestre e de R$

33 milhões no acumulado, considerado a Revisão Tarifária de abril de 2018. Em agosto de 2018,

o Reajuste Tarifário Anual da Elektro Redes gerou incremento na tarifa percebido pelo

consumidor de 24,42%, com impacto positivo de R$ 21 milhões na parcela B para a Companhia

no 2T19 e de R$ 42 milhões no acumulado de 6M19.

Ainda reflexo da homologação da ANEEL nos processos de reajustes tarifários, as distribuidoras

puderam reconhecer em seu resultado a descontratação de energia em função de acordos

bilaterais firmados em 2016 com base na Resolução Normativa 711 da ANEEL, que permitiu que

as distribuidoras descontratassem compras de energia de geradoras que ainda não estavam em

operação, a fim de reduzir a sobrecontratação que tinham na época. Para as distribuidoras da

Neoenergia, houve um ganho a partir da homologação da ANEEL, porque as tarifas dos contratos

das geradoras eram maiores que o custo médio do portfólio de compra das distribuidoras. A partir

de janeiro de 2019 até dezembro de 2020 as distribuidoras têm o direito de compor esses ganhos

em suas tarifas.

Os Custos e Despesas Operacionais (PMSO) da Neoenergia tiveram crescimento inferior ao da

inflação acumulada de 12 meses findos em junho de 2019 divulgada pela FGV – Fundação

Getúlio Vargas (6,51%). O incremento de 1,31% no PMSO do 2T19 é 4,19 p.p. inferior à inflação

acima mencionada e no semestre a evolução de 1,38% no PMSO representa uma economia de

5,12 p.p. frente ao indicador macroeconômico.

A linha de Custos com Pessoal apresentou no 2T19 aumento quando comparada ao mesmo

trimestre de 2018 e na comparação do 6M19 x 6M18. Tais variações decorrem, principalmente,

dos reajustes salariais aprovados no segundo semestre de 2018, e do maior headcount entre os

períodos, substancialmente referente aos projetos de internalização de atividades nas

distribuidoras.

Os custos com Material, Serviços e Outros apresentaram redução no 2T19 e no 6M19 quando

comparados aos mesmos períodos de 2018, reflexo, principalmente, do plano de eficiências do

Grupo, impactando os custos com serviços de terceiros para manutenções corretivas e

preventivas ao longo do semestre, que por sua vez derivam dos projetos de internalização nas

distribuidoras, tendo sido o maior efeito no período em Coelba.




16

Como resultado dos efeitos apresentados, o EBITDA encerrou o 2T19 meses em R$ 1,36 bilhão,

aumento de 19,67% em relação ao 2T18. No acumulado de seis meses de 2019, o incremento

do EBITDA foi de 23,64% em relação ao 6M18.

2.2. Redes

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

ativos de transmissão.

NOTA: O resultado de Neoserv está sendo considerado no segmento de Renováveis para efeito de análise gerencial, enquanto que, para

efeito das Demonstrações Financeiras, a companhia está considerada no segmento de Redes.

No 2T19, o segmento de Redes consolidou Margem Bruta de R$ 1,9 bilhão, variação 14,75%

(R$ 244 milhões) em relação ao mesmo período do ano anterior. O EBITDA no período de três

meses encerrado em junho de 2019 foi de R$ 1,18 bilhões, representando 86,57% do EBITDA

consolidado do Grupo e incremento de 24,87% em relação ao mesmo período de 2018, dos

quais R$ 70 milhões deriva do resultado das transmissoras, sendo R$ 53 milhões referentes à

implementação do IFRS15.

No acumulado de seis meses de 2019, a Margem Bruta do segmento foi de R$ 3,8 bilhões

(incremento de 22,15%), consolidando EBITDA de R$ 2,35 bilhões, 39,67% acima do 6M18.

2.2.1.1. COELBA

A Coelba encerrou o primeiro semestre de 2019 com Margem Bruta de R$ 1.708 milhões,

aumento de R$ 381 milhões em relação ao primeiro semestre de 2018. No 2T19, a Companhia

registrou Margem Bruta de R$ 876 milhões, aumento de 20,71% em relação ao 2T18, explicado,

principalmente: (i) pelo crescimento de 4,16% do volume mercado total (clientes cativos e livres)

R$ % R$ %

Receita Liquida 6.174 5.707 466 8,18% 12.670 10.650 2.020 18,97%

Custos Com Energia (4.355) (4.188) (167) 3,99% (9.072) (7.728) (1.344) 17,39%

Margem Bruta s/ VNR 1.819 1.520 299 19,67% 3.599 2.922 677 23,17%


Margem Bruta 1.898 1.654 244 14,75% 3.805 3.115 690 22,15%

Despesa Operacional (PMSO) (648) (649) 1 (0,15%) (1.310) (1.284) (26) 2,02%

PECLD (70) (61) (9) 14,75% (136) (142) 6 (4,23%)

EBITDA 1.180 945 235 24,87% 2.359 1.689 670 39,67%

Depreciação (264) (229) (35) 15,28% (521) (453) (68) 15,01%


IR CS (77) (106) 29 (27,36%) (242) (194) (48) 24,74%

LUCRO LÍQUIDO 541 406 135 33,25% 1.019 617 402 65,15%

VariaçãoDRE REDES (R$ MM) 2T19 2T18

Variação6M19 6M18

R$ % R$ %

Receita Liquida 834 653 181 27,66% 1.600 1.227 373 30,38%


Margem Bruta 876 726 150 20,71% 1.708 1.327 381 28,69%

Despesa Operacional (PMSO) (283) (305) 22 (7,12%) (567) (615) 47 (7,72%)

PECLD (25) (20) (5) 25,36% (46) (45) (2) 4,01%

EBITDA 568 401 167 41,67% 1.095 668 426 63,83%

Depreciação (122) (105) (17) 16,53% (237) (207) (29) 14,19%


IR CS (26) (32) 6 (18,00%) (91) (49) (43) 87,84%

LUCRO LÍQUIDO 295 172 123 71,66% 526 222 304 137,27%

VariaçãoDRE COELBA (R$ MM) 2T19 2T18

Variação6M19 6M18




17

entre 2T19 (5.217 GWh) e 2T18 (5.009 GWh); e (ii) pelo Reajuste Tarifário em abril de 2019, que

gerou incremento na tarifa média percebida pelo consumidor de 6,22%, com impacto positivo na

parcela B da Companhia de R$ 82 milhões no 2T19, além do efeito de acordos bilaterais.

2.2.1.2. CELPE

A Companhia registrou Margem Bruta de R$ 400 milhões no segundo trimestre de 2019, variação

positiva de 2,73% em relação ao 2T18, impactada principalmente pelo crescimento de 5,47% do

mercado total no período e pelo Reajuste Tarifário Anual em abril de 2019, com aumento na tarifa

média percebida pelo consumidor de 5,04%, que por sua vez corresponde ao efeito positivo na

Parcela B da Companhia de R$ 19 milhões no 2T19, além de impacto de acordos bilaterais.

2.2.1.3. COSERN

A Margem Bruta da Cosern registrou R$ 186 milhões no segundo trimestre de 2019, um aumento

de 9,55% em relação ao mesmo período de 2018, impactada principalmente: (i) pelo crescimento

de 2,43% do mercado total (clientes cativos e livres); e (ii) pelo Reajuste Tarifário em abril de

2019, que gerou incremento na tarifa percebido pelo consumidor de 4,73%, com impacto positivo

de R$ 14 milhões na parcela B para a Companhia no trimestre, além do efeito de acordos

bilaterais.

R$ % R$ %

Receita Liquida 384 362 22 6,11% 767 701 66 9,35%

Ativo Financeiro da Concessão (VNR) 15 27 (11) (43,23%) 39 39 (0) (0,20%)

Margem Bruta 400 389 11 2,73% 806 740 65 8,85%

Despesa Operacional (PMSO) (171) (162) (9) 5,81% (351) (324) (27) 8,43%

PECLD (24) (23) (1) 3,42% (47) (60) 13 (21,75%)

EBITDA 205 204 0 0,23% 408 357 51 14,36%

Depreciação (63) (56) (7) 12,85% (126) (111) (15) 13,88%


IR CS (10) (19) 9 (47,43%) (26) (33) 6 (19,67%)

LUCRO LÍQUIDO 43 73 (30) -41,23% 81 95 (14) (14,29%)

VariaçãoDRE CELPE (R$ MM) 2T19 2T18

Variação6M19 6M18

R$ % R$ %

Receita Liquida 177 155 21 13,78% 340 308 32 10,33%

Ativo Financeiro da Concessão

(VNR) 9 14 (5) (36,30%) 24 20 4 19,04%

Margem Bruta 186 170 16 9,55% 363 328 36 10,86%


PECLD (3) (3) 0 (8,22%) (5) (6) 1 (19,83%)

EBITDA 122 112 10 8,84% 237 217 20 9,40%

Depreciação (23) (20) (3) 13,46% (45) (40) (5) 13,26%


IR CS (8) (8) (0) 3,92% (23) (21) (2) 10,09%

LUCRO LÍQUIDO 67 67 0 0,35% 123 121 2 2,06%

VariaçãoDRE COSERN (R$ MM) 2T19 2T18

Variação6M19 6M18




18

2.2.1.4. ELEKTRO

A Companhia registrou Margem Bruta de R$ 362 milhões no segundo trimestre de 2019, variação

positiva de 7,14% em relação ao 2T18, principalmente explicada pelo crescimento de 1,29% do

mercado total entre os períodos e pelo Reajuste Tarifário de agosto de 2018, que gerou efeito

médio na tarifa percebido pelo consumidor de 24,42% e impacto na parcela B da Companhia de

R$ 21 milhões no 2T19.

2.3. Renováveis

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

hidrelétricas do Grupo Neoenergia.

NOTA: para fins de análise gerencial, a equivalência patrimonial das empresas EAPSA, Belo Monte e Teles Pires está sendo considerada

dentro do segmento de Renováveis, enquanto que nas Demonstrações Financeiras, a equivalência patrimonial dessas empresas é

considerada no resultado da Holding. Da mesma forma, o resultado de Neoserv está sendo considerado no segmento de Renováveis

para efeito de análise gerencial, enquanto que, para efeito das Demonstrações Financeiras, a companhia está considerada no segmento

de Redes.

No 2T19 a margem ficou maior em R$ 34 milhões sendo impactada sobretudo pela entrada em

operação da usina de Baixo Iguaçu que mitigou os efeitos negativos nas Eólicas (- R$ 22 milhões)

em virtude de menores ventos e pelo fato de em 2018 ter tido a oportunidade de comercializar a

energia gerada no ambiente de contratação livre (ACL) a um maior preço. Em relação ao EBITDA

e ao Lucro, cabe acrescentar aos eventos mencionados que afetaram a margem, o impacto

negativo do resultado de Belo Monte (via equivalência patrimonial), que apresentou redução de

–R$ 28 milhões em função da liquidação da energia livre a um PLD baixo na região Norte, além

de um maior OPEX pela entrada em operação de Baixo Iguaçu e fim da garantia de O&M nos

parques Calangos nas Eólicas.

BRL % BRL %

Receita Liquida 349 318 32 10,03% 762 652 110 16,94%


Margem Bruta 362 338 24 7,14% 796 685 112 16,35%


PECLD (21) (15) (7) 45,56% (37) (31) (6) 20,94%

EBITDA 214 204 11 5,26% 494 408 86 21,10%

Depreciação (57) (48) (9) 19,06% (113) (95) (18) 19,24%


IR CS (12) (44) 32 (73,08%) (74) (87) 13 (14,98%)

LUCRO LÍQUIDO 84 73 11 15,01% 190 146 45 30,57%

VariationDRE ELEKTRO (R$ MM) 2Q19 2Q18

Variation6M19 6M18

R$ % R$ %

Receita Liquida 266 248 18 7,26% 486 480 6 1,25%

Custos Com Energia (32) (49) 16 (34,69%) (73) (98) 25 (25,51%)

MARGEM BRUTA 234 200 34 17,00% 413 383 30 7,83%


PECLD 1 0 1 N/A (1) (0) (1) N/A

(+) Equivalência Patrimonial (0) 28 (28) (100,00%) 26 71 (45) (63,38%)

EBITDA 178 186 (8) (4,30%) 339 366 (26) (7,38%)

Depreciação (53) (35) (19) 51,43% (86) (68) (17) 26,47%


IR/CS (21) (19) (1) 10,53% (45) (44) (1) 2,27%

LUCRO LÍQUIDO 54 102 (47) (47,06%) 131 187 (56) (29,95%)

6M18Variação

DRE RENOVÁVEIS (R$ MM) 2T19 2T18Variação

6M19




19

No 6M19 a margem ficou maior em R$30 milhões sendo impactada sobretudo pela entrada em

operação da usina de Baixo Iguaçu que mitigou os efeitos negativos nas Eólicas (-R$ 16 milhões)

em virtude de menores ventos e pelo fato de em 2018 ter tido a oportunidade de comercializar a

energia gerada no ambiente de contratação livre (ACL) a um maior preço. Em relação ao EBITDA

e ao Lucro, cabe acrescentar aos eventos mencionados que afetaram a margem, o impacto

negativo do resultado de Belo Monte (via equivalência patrimonial), que apresentou redução de

-60 milhões em função da liquidação da energia livre a um PLD baixo na região Norte, além de

um maior OPEX pela entrada em operação de Baixo Iguaçu e fim da garantia de O&M nos

parques Calangos nas Eólicas.

2.4. Liberalizado

No 2T19, o segmento de Liberalizado consolidou Margem Bruta de R$ 83 milhões, retração de

2,35 % (R$ 2 milhões) em relação ao mesmo período do ano anterior, impactada principalmente

pelo (i) menor resultado da comercializadora (queda de R$ 43 milhões) por retração nas margens

de comercialização, parcialmente compensado por (ii) melhora na geração termelétrica (aumento

de R$ 41 milhões) basicamente pelo reajuste em abril de 12% nas tarifas dos PPAs, somada à

economia de R$ 9 milhões pela melhor estratégia de parada programada para manutenção no

período de PLD baixo. O EBITDA no período de três meses encerrado em junho de 2019 foi de

R$ 56 milhões, incremento de 5,66 % em relação ao mesmo período de 2018.

No 6M19, o segmento de Liberalizado consolidou EBITDA de R$ 93 milhões, retração de 55,07%

(R$ 114 milhões) em relação ao mesmo período do ano anterior. A atividade de comercialização

no primeiro semestre (retração de R$ 92 milhões) foi fortemente impactada pela frustração de

premissas, sendo 2019 um ano de transição onde o Grupo inicia a mudança da estratégia

comercial direcionando seu portfólio de energia com foco no atendimento a clientes finais em vez

de operações com outros agentes (trading). Termopernambuco no período apresentou retração

de R$ 21 milhões em virtude da venda de excedentes em 2018 a PLD altos e paradas no primeiro

semestre de 2019 aproveitando o melhor PLD.

3. EBITDA (LAJIDA)

Para o segundo trimestre/19, o EBITDA da Companhia é composto 86,57% pelo segmento de

Redes (R$ 1,2 bilhão), 13,05% pelo segmento de Renováveis (R$ 178 milhões) e 4,08% pelo

segmento de Liberalizado (R$ 56 milhões).

R$ % R$ %

Receita Liquida 630 810 (181) (22,22%) 1.251 1.606 (355) (22,10%)

Custos Com Energia (547) (725) 178 (24,55%) (1.101) (1.307) 207 (15,76%)

Margem Bruta 83 85 (2) (2,35%) 150 299 (149) (49,83%)

Despesa Operacional (PMSO) (28) (33) 5 (15,15%) (57) (92) 35 (38,04%)

PECLD (0) 0 (0) NA 0 0 0 N/A

EBITDA 56 53 3 5,66% 93 207 (114) (55,07%)

Depreciação (12) (11) (1) 9,09% (25) (23) (2) 8,70%

Resultado Financeiro (30) (51) 21 (41,18%) (49) (98) 49 (50,00%)

IR CS 14 (0) 14 - 19 (19) 38 (200,00%)

LUCRO LÍQUIDO 27 (11) 38 (345,45%) 39 67 (28) (41,79%)

6M18Variação

DRE LIBERALIZADO (R$ MM) 2T19 2T18Variação

6M19




20

O gráfico a seguir destaca a contribuição dos segmentos no EBITDA. O segmento de Redes - o

mais representativo para os resultados da Neoenergia - trouxe, portanto, o aumento mais

significativo no EBITDA R$ 235 milhões, no 2T19 quando comparado ao mesmo período do ano

anterior.

No período de seis meses encerrado em junho de 2019, a Neoenergia consolidou EBITDA de

R$ 2,7 bilhões, aumento de 23,64% em relação ao mesmo período de 2018, conforme detalhado

no item anterior.

3.1. Conciliação do EBITDA

Atendendo a Instrução CVM nº 527 demonstramos no quadro abaixo a conciliação do EBITDA

(sigla em inglês para Lucro Antes dos Juros, Impostos, Depreciação e Amortização, LAJIDA) e,

complementamos que os cálculos apresentados estão alinhados com os critérios dessa mesma

instrução:

4. RESULTADO FINANCEIRO

R$ % R$ %

Lucro atribuído aos Acionistas Controladores 519 391 128 32,74% 1.011 682 329 48,24%

Lucro atribuído aos Acionistas Minoritários 21 20 1 5,00% 38 30 9 26,67%

Lucro líquido do período 540 411 129 31,39% 1.050 712 338 47,47%

Despesas financeiras (1.037) (2.088) 1.051 (50,34%) (2.387) (3.337) 950 (28,47%)

Receitas financeiras 666 1.807 (1.140) (63,14%) 1.724 2.759 (1.035) (37,51%)

Imposto de renda e contribuição social (79) (126) 47 (37,30%) (269) (257) (12) 4,67%

Depreciação e Amortização (331) (276) (55) 19,93% (633) (545) (87) 16,15%

Amortização de mais-valia (43) (46) 3 (6,52%) (85) (91) 6 (6,59%)

EBITDA 1.363 1.139 223 19,67% 2.699 2.183 516 23,64%

Conciliação EBITDA

(R$ MM) 2T19 2T18

2T19 X 2T186M19

6M19 X 6M186M18




21

O Resultado Financeiro Líquido da Neoenergia, no segundo trimestre de 2019, foi uma despesa

de R$ 371 milhões, montante 32,03% (R$ 90 milhões) superior ao resultado financeiro

apresentado no 2T18.

O resultado líquido das linhas de Encargos de dívida, Variações monetárias e cambiais e

Instrumentos financeiros derivativos apresentaram, em conjunto, efeito negativo de R$ 91

milhões na comparação do 2T19 com o 2T18, explicado pelo volume médio de dívida nas

empresas da Neoenergia 9,7% maior entre os períodos. O maior volume de dívida, por sua vez,

deriva de captações direcionadas para capital de giro e CAPEX, tanto para atender a expansão

do mercado e melhorar os padrões de qualidade e de eficiência operacional no segmento de

distribuição, como para o combate de perdas comerciais e técnicas, além da implementação dos

novos projetos em transmissão e geração eólica.

A linha de Receita de Aplicações Financeiras, no 2T19, reduziu R$ 31 milhões quando

comparada ao 2T18, devido, principalmente, à redução no volume médio das disponibilidades

R$ % R$ %

Renda de aplicações financeiras 47 79 (31) (40,51%) 94 143 (49) (34,27%)

Juros, comissões e acréscimo moratório de 52 52 0 - 104 96 8 8,33%

Variações monetárias e cambial - Dívida (a) - RECEITA 270 465 (195) (41,94%) 759 922 (162) (17,68%)

Variações monetárias e cambial - Outras RECEITA 1 1 0 - 10 36 (26) (72,22%)

Instrumentos financeiros derivativos 255 1.160 (904) (78,02%) 693 1.477 (784) (53,08%)

Atualização de depósitos judiciais 5 4 1 25,00% 8 10 (2) (20,00%)

Atualização do ativo financeiro setorial 14 32 (18) (56,25%) 22 52 (30) (57,69%)

(-) PIS e COFINS sobre receita financeira (10) (11) 1 (9,09%) (20) (21) 1 (4,76%)

Outras receitas financeiras 33 26 7 26,92% 54 44 10 22,73%

Total 666 1.807 (1.140) (63,14%) 1.724 2.759 (1.035) (37,51%)

Receitas Financeira

(R$ MM) 2T19 2T18

2T19 X 2T186M19 6M18

6M19 X 6M18

R$ % R$ % 6M19 6M18

Encargos de dívidas (304) (271) (33) 12,18% (562) (522) (40) 7,66% 54,06 51,92

Variações monetárias e cambial - Dívida (a) DESPESA (260) (1.338) 1.078 (80,57%) (816) (1.861) 1.045 (56,15%) 31,80 71,88

Variações monetárias e cambial - Outras DESPESA (12) (63) 50 (80,95%) (27) (108) 81 (75,00%) 45,90 57,92

Instrumentos financeiros derivativos (336) (299) (37) 12,37% (759) (623) (136) 21,83% 44,23 48,00

Benefícios pós-emprego e outros benefícios (21) (24) 2 (12,50%) (42) (47) 5 (10,64%) 50,05 50,00

IOF (4) (7) 3 (42,86%) (15) (11) (4) 36,36% 26,45 61,39

Encargos P&D/PEE (4) (4) (1) - (9) (7) (1) 28,57% 50,35 50,87

Atualização do passivo financeiro setorial 0 (19) 19 (100,00%) 0 (35) 35 (100,00%) 100,00 54,51

Atualização provisão para contingências (27) (21) (6) 28,57% (61) (46) (15) 32,61% 44,62 46,65

Outras despesas financeiras (69) (43) (26) 60,47% (96) (77) (18) 24,68% 71,80 55,69

Total (1.037) (2.088) 1.051 (50,34%) (2.387) (3.337) 950 (28,47%) 43,44 62,56

Despesas Financeira

(R$ MM) 2T19 2T18

2T19 X 2T186M19 6M18

6M19 X 6M18 Peso % do

R$ % R$ % 6M19 6M18

Renda de aplicações financeiras 47 79 (31) (40,51%) 94 143 (49) (34,27%) 50,27 55,05

Juros, comissões e acréscimo moratório 52 52 0 - 104 96 8 8,33% 49,98 54,03

Encargos de dívida, variações monetárias e

cambiais(293) (1.143) 850 (74,37%) (619) (1.461) 842 (57,63%) 47,40 78,24

Variações monetárias e cambial - Outras (12) (62) 50 (80,65%) (18) (72) 55 (75,00%) 66,83 85,86

Instrumentos financeiros derivativos (80) 861 (941) (109,29%) (66) 855 (920) (107,72%) 122,47 100,72

Atualização provisão para contingências /

depósitos judiciais(23) (18) (5) 27,78% (53) (36) (17) 47,22% 42,91 49,12

Atualização do ativo / passivo financeiro setorial 14 13 1 7,69% 22 17 4 29,41% 63,15 75,10

Obrigações pós emprego (21) (24) 2 (12,50%) (42) (47) 5 (10,64%) 50,05 50,00

Outras receitas (despesas) financeiras líquidas (55) (39) (16) 41,03% (85) (73) (13) 16,44% 63,99 53,67

Total (371) (281) (90) 32,03% (663) (578) (85) 14,71% 55,95 48,62

6M186M19 X 6M18

Peso % do

TrimestreRESULTADO FINANCEIRO

LÍQUIDO (R$ MM) 2T19 2T18

2T19 X 2T186M19




22

amparada pela distribuição de lucros pela Holding a seus controladores e pelas amortizações de

dívida realizadas entre as referidas datas.

Na tabela abaixo apresentamos os principais indexadores:

Índices 2T19 2T18 Δ %

CDI 1,54% 1,56% -0,02% -1,28%

TJLP 6,26% 6,60% -0,34% -5,15%

Δ USD¹ -0,0645 0,5320 -0,60 -112,12%

IPCA 0,71% 1,89% -1,18% -62,37%

Nota 1: variação cambial entre 31/março a 30/junho.

No acumulado do ano, a variação positiva de R$ 4 milhões da atualização do ativo/passivo

financeiro setorial reflete a homologação pela ANEEL, em ocasião dos reajustes e revisões

tarifárias das distribuidoras do grupo agosto de 2018 e abril de 2019, dos saldos de “CVA e outros

itens financeiros” constituídos em 2017 e 2018. A partir da homologação desses saldos, a

companhia passa a amortiza-los, registrando atualização financeira ativa da “CVA e outros itens

financeiros”.

5. INVESTIMENTOS

O Grupo Neoenergia encerrou o 2T19 com investimento total de R$ 1,09 bilhão, montante que

compreende todos os investimentos realizados pelas companhias as quais o Grupo Neoenergia

controla e consolida.

Estão abaixo discriminados os investimentos consolidados separados por segmento:

Somados aos investimentos realizados nas empresas controladas pela Neoenergia, que estão

descritos na tabela acima, temos os investimentos realizados pelas companhias de controle

conjunto ou coligadas, que corresponderam ao montante de R$ 11 milhões no 2T19. Os

investimentos totais da Companhia, totalizaram o volume de R$ 1,10 bilhão no segundo trimestre

de 2019.

Redes (1) 1.043.032 672.572 55,08% 2.097.779 1.213.545 72,86%

Renováveis (2) 32.612 107.745 (69,73%) 61.909 177.787 (65,18%)

Liberalizado (3) 21.065 12.663 66,35% 62.089 45.436 36,65%

Holding 511 189 170,37% 511 309 65,37%

TOTAL 1.097.220 793.169 38,33% 2.222.288 1.437.077 54,64%

(1) Distribuição representa 79% no 6M19; valores líquidos de subvenção(2) Represetnado por eólicas e hidrelétricas(3) Representado por Serviços

∆ %CAPEX (R$ MM)

2T192T19 2T18 ∆ % 6M19 6M18




23

No acumulado de 6M19, o investimento nas consolidadas foi de R$ 2,22 bilhões e, se somado

ao investimento realizado nas coligadas, perfaz o total de R$ 2,26 bilhões. O avanço do CAPEX

reflete o forte ritmo de execução dos projetos.

5.1. Redes

5.1.1. Distribuição

No acumulado do ano de 2019 as Distribuidoras do Grupo investiram um montante de R$ 1,83

bilhão e o investimento líquido de subvenção somou R$ 1,66 bilhão. Do total do investimento no

período, aproximadamente 95% ou R$ 1,73 bilhão correspondem a investimento da Base de

Remuneração Regulatória (BRR), 2,2% ou R$ 41 milhões correspondem a investimento em Base

de Anuidade Regulatória (BAR), e, o valor residual refere-se a outros investimentos não

regulatórios. Conforme detalhado na tabela abaixo:

5.1.2. Transmissão

No 2T19, o CAPEX total investido nas transmissoras foi de R$ 254 milhões e no acumulado,

registrou R$ 431 milhões.

Para todos os Lotes arrematados no Leilão de Transmissão de abril de 2017, a Companhia já

obteve as licenças de instalação e já conta com 91% do CAPEX previsto contratado,

principalmente nas construções das subestações e compensadores estáticos.

Para os Lotes arrematados em dezembro de 2017, com contratos assinados desde março de

2018, o processo de licenciamento segue em linha com o cronograma previsto da obra e já conta

EAPSA(1) 45 63 (28,57%) 92 174 (47,13%)

Teles Pires(2) 598 375 59,47% 781 1.146 (31,85%)

Belo Monte(3)10.803 74.011 (85,40%) 39.306 122.991 (68,04%)

Total 11.447 74.449 (84,62%) 40.179 124.310 (67,68%)

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

Controladas e

Coligadas*2T19 2T18 ∆ % 6M19 6M18 ∆ %




24

com 92% do CAPEX previsto contratado ou em proposta firme. Os principais dispêndios foram

com aquisição de terrenos e obras nas subestações, além dos gastos com licenciamentos.

Para os Lotes arrematados no Leilão de dezembro de 2018, com contratos assinados desde

março de 2019, o processo de licenciamento segue em linha com o cronograma previsto da obra

e já conta com 70% do CAPEX previsto entre contratado e em proposta firme. Os principais

dispêndios foram com cabos condutores, projetos de engenharia e estudos ambientais.

5.2. Renováveis

5.2.1. Parques Eólicos

Todos os parques eólicos da Paraíba, tanto os contratados no Leilão A-6 de 2017 como os que

serão construídos para vender energia no mercado livre, já obtiveram licença de instalação e

outorga até junho de 2019; as demais licenças estão em fase de obtenção. Para esses parques,

o 88% do CAPEX estimado já está contratado, com hedge de moeda.

Os parques eólicos do Piauí, referentes ao Leilão A-4 de 2019, contratados no dia 28 de junho

de 2019, se encontram em fase de habilitação pela ANEEL.

5.2.2. Usinas Hidrelétricas

Os investimentos em plantas hidrelétricas foram majoritariamente voltados para a execução e

conclusão das obras de Baixo Iguaçu.

5.3. Liberalizado

No 6M19 foram realizados investimentos de R$ 62 milhões visando o aumento da confiabilidade

e eficiência da usina termelétrica Termopernambuco. Alguns dos principais investimentos foram:

aquisição de sobressalentes, substituição de equipamentos por fim de vida útil e manutenção de

alguns equipamentos principais (minor inspection da turbina a vapor e hot gas path da turbina a

gás #1), conforme recomendação do fabricante.

6. ENDIVIDAMENTO

6.1. Perfil da Dívida

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

financiamentos, debêntures e instrumentos financeiros, totalizava R$ 20 bilhões (dívida líquida

R$ 17 bilhões), montante 1% superior à divida bruta de dezembro de 2018. Deste montante,

90% está contabilizada no longo prazo e 10% no curto prazo.

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

para 3,41 em 30 de junho de 2019.




25

O gráfico abaixo apresenta o cronograma de vencimentos de principal e juros da dívida (em

milhões de reais), utilizando as curvas forward de mercado para os indexadores e moedas

atrelados ao endividamento da Companhia vigente em 30 de junho de 2019. Sendo assim, as

informações apresentadas abaixo diferem das do cronograma de vencimentos apresentado nas

demonstrações financeiras de 30 de junho de 2019, que considera os índices e moedas

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

A Companhia possui uma distribuição equilibrada do serviço da dívida para os próximos anos.

Vale mencionar que em relação ao cronograma apresentado no 1T19, houve uma redução de

R$ 2,3 bilhões nos montantes previstos para o período de 2020 à 2022. O melhor perfil do serviço

da dívida decorre da estratégia de redução de custo financeiro e alongamento do perfil da dívida.

Em decorrência da substituição de dívidas que vencem no médio prazo por contratos mais

longos, o cronograma de vencimentos sofreu um incremento a partir do ano de 2024 em função

dos contratos celebrados no 2T19, que possuem vigência mínima de cinco anos.

Ao longo do primeiro semestre de 2019, houve o primeiro desembolso das distribuidoras Coelba,

Celpe e Elektro no valor de R$ 515 milhões referente ao contrato de financiamento firmado com

o BNDES em dezembro de 2018 e de R$ 580 milhões com o BNB referente ao contrato de

financiamento firmado em 2018. A Neoenergia contratou com o BNB no segundo trimestre de

2019 financiamentos no valor de R$ 267 milhões para financiar os parques eólicos Chafariz 3, 6

e 7 oriundos do Leilão A-6 realizado em dez/2017, os quais serão desembolsados a partir do

primeiro trimestre de 2020.




26

Em abril de 2019, houve o desembolso das seguintes linhas: (i) 8ª emissão de debêntures da

Termopernambuco em série única no montante de R$ 500 milhões, de 5 anos, com pagamento

do principal no vencimento e juros semestrais; (ii) 12ª Emissão de debêntures de Coelba em

duas séries no montante de R$ 700 milhões, com prazo de 5 anos para 1ª série e 7 anos para

2ª Série, com pagamento de principal no vencimento para 1ª série e no 6º e 7º ano na 2ª série e

juros semestrais em ambas as séries; e (iii) 10ª emissão de debêntures de Celpe em duas séries

no montante de R$ 500 milhões, com prazo de 5 anos para 1ª série e 7 anos para 2ª Série, com

pagamento de principal no vencimento para 1ª série e no 6º e 7º ano na 2ª série e juros

semestrais em ambas as séries.

Em maio de 2019 houve os seguintes desembolsos: (i) 4131 com Swap em Elektro no montante

de R$ 200 milhões, com prazo de 5 anos, com pagamento de principal no vencimento e juros

semestrais; (ii) 4131 com Swap em Coelba no montante de R$ 150 milhões, com prazo de 5

anos, com pagamento de principal no vencimento e juros semestrais; (iii) 9ª emissão de

debêntures da Cosern em três séries no montante de R$ 500 milhões, com prazo de 7 anos

para a 1ª série, 10 anos para a 2ª série e 5 anos para a 3ª Série, com pagamento de principal no

vencimento para 1ª Série, no 8º, 9º e 10º anos, para a 2ª série e no vencimento para 3ª série.

Todas as séries com pagamento de juros semestrais; e (iv) 4131 com Swap em Itapebi no

montante de R$100 milhões e prazo de 5 anos, com pagamento de principal no vencimento e

juros semestrais.

Em junho de 2019 houve o desembolso da 4131 com swap em Coelba no montante de R$ 350

milhões, com prazo de 5 anos e pagamento de principal no vencimento e juros semestrais. Já

em julho, houve o desembolso também em Coelba de R$ 325 milhões referente a operação de

4131 com Swap, com prazo de 3 anos e pagamento de principal no vencimento e juros

semestrais.

Em 17 de julho de 2019 foi liquidada a 6ª emissão de Debêntures de Neoenergia em duas séries,

no montante total de R$1.294.449.000,00, sendo a 1ª série com alocação final de

R$802.746.000,00 com prazo de 10 anos (principal no 8º, 9º e 10º ano) e a 2ª série com alocação

final de R$491.703.000,00 e prazo de 14 anos (principal anual a partir do 4º ano), ambas com

pagamento de juros anuais. A operação foi emitida com base na ICVM 400 e pela lei nº 12.431.

Esta foi a primeira operação do Grupo enquadrada como Título Verde (“Green Bond”), conforme

parecer de segunda opinião emitido pela Sitawi Finanças do Bem. Os recursos obtidos por meio

desta emissão serão utilizados para pagamentos futuros e/ou reembolso dos custos relacionados

à implementação do complexo eólico Chafariz, da UHE Baixo Iguaçu e de dez novas linhas de

transmissão.

7. RATING

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

de Neoenergia e suas subsidiárias, Coelba, Celpe, Cosern e Elektro Redes ‘brAAA’ na Escala

Nacional Brasil, com perspectiva estável. Na mesma data, a S&P reafirmou os ratings de

emissões ‘brAAA’ da Coelba, Celpe, Cosern e Elektro Redes, e ‘brAA+’ da Neoenergia, Calango

6, NC Energia e Termopernambuco.

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

na Escala Nacional Brasil à 10ª emissão de debêntures da Companhia Energética de

Pernambuco - Celpe (Celpe: BB-/Estável/--; brAAA/Estável/--).




27

8. MERCADO DE CAPITAIS

A Companhia através de uma oferta pública inicial de ações (Initial Public Offer – IPO) listou suas

ações no nível mais elevado de exigência de Governança Corporativa, o segmento do Novo

Mercado da B3. Consequentemente, em 01 de julho de 2019 as ações da Neoenergia passaram

a ser negociadas sob o ticker NEOE3.

Esse feito, pautado no mais elevado nível de Governança Corporativa, reforça a estratégia de

criação de valor para os stakeholders e a busca continua da construção - de forma colaborativa

- de um modelo de energia elétrica mais saudável e acessível.

O volume financeiro negociado da Neoenergia, desde a abertura de capital até 22 de julho de

2019, foi de R$ 145,9 milhões/dia. As ações da Neoenergia encerraram o pregão da mesma data

cotadas a R$ 17,70 na B3, aumento de 13,10% desde o IPO, atingindo um valor de mercado de

R$ 21,5 bilhões. Já o índice Ibovespa valorizou 5,81% no 2T19 e o IEE valorizou 10,92%.

As ações em circulação totalizam 19,71% do capital da Companhia. Desse total, 41,7% são

acionistas nacionais, e 58,3% acionistas estrangeiros, e estão classificados da seguinte forma:

Fundos de Investimentos Nacionais (49,6%); Fundos de Investimentos Estrangeiros (39,8%);

Pessoas Físicas (8,0%), e Outros (2,6%).

Vale mencionar ainda que, em 26 de junho de 2019, a Neoenergia deliberou Juros sobre Capital

Próprio com base nos resultados da Neoenergia projetados para o primeiro semestre de 2019,

no montante de R$ 338.000.000,00 (trezentos e trinta e oito milhões de reais), correspondendo

a R$ 0,2784649582 por ação ordinária. O pagamento será realizado até 30 de agosto de 2019,

sem atualização monetária, com base na posição acionária de 03 de julho de 2019. A partir de

04 de julho de 2019, inclusive, as ações da Companhia passaram a serem negociadas ex-direito

aos Juros sobre o Capital Próprio deliberados.

Até11/07A partir

de 12/07

NEOENERGIA AA- AA- AAA AAA

Perspectiva Negativa Estável Estável Estável

COELBA AA- AA- AAA AAA


CELPE AA- AA- AAA AAA


COSERN AA- AA- AAA AAA


ELEKTRO REDES AA- AA- AAA AAA


ITAPEBI (Rating de Emissão) A+ - - -

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

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

2017 2019

2018Rating Corporativo - Escala Nacional

(Longo Prazo)




28

9. OUTROS ASSUNTOS RELEVANTES

9.1. Tarifas

Dois parâmetros importantes que interferem nas Revisões Tarifárias Periódicas das

Distribuidoras foram revisados no início de 2018.

Um desses parâmetros é o Custo Médio Ponderado de Capital – WACC. Em março de 2018 foi

publicada a Resolução Normativa nº 807/2018 na qual a ANEEL decidiu prorrogar a vigência do

WACC a essa data de 8,09% até 31/12/2019; e antecipar a revisão metodológica do cálculo do

WACC, a ser definida em 2019 e que terão efeito a partir de janeiro de 2020. No segundo

semestre de 2019, está prevista a realização de Audiência Pública para definição de novo

WACC.

O segundo parâmetro é a definição dos Custos Operacionais Regulatórios que foi discutido por

meio da audiência pública nº 52/2017 encerrada em janeiro de 2018. Como resultado a ANEEL

acatou o pleito de diversos agentes no sentido de reconhecimento tarifário dos custos de

desativação e alienação de ativos.

Reajustes Tarifários mais recentes de cada distribuidora

COELBA

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou em 16 de abril de 2019,

na 12ª reunião pública ordinária de 2019, o Reajuste Tarifário Anual da Companhia de

Eletricidade do Estado da Bahia – Coelba, com vigência a partir de 22 de abril de 2019, conforme

a Resolução Homologatória ANEEL nº 2.533/2019. O reajuste tarifário da Companhia trouxe um

efeito médio para os consumidores de 6,22%, conforme tabela abaixo:

Grupo de Consumo Variação

Tarifária

AT - Alta Tensão (>2,3kV) 5,09%

BT - Baixa Tensão (<2,3kV) 6,67%

Efeito tarifário médio AT+BT 6,22%

CELPE

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou em 23/04/2019, na 13ª

reunião pública ordinária de 2019, o Reajuste Tarifário Anual da Companhia Energética de

Pernambuco – Celpe, com vigência a partir de 29 de abril de 2019, conforme a Resolução

Homologatória ANEEL nº 2.535/2019. O reajuste tarifário da Companhia trouxe efeito tarifário

médio percebido pelos consumidores de 5,04%, conforme tabela abaixo:


Tarifária

AT - Alta Tensão (>2,3kV) 3,76

BT - Baixa Tensão (<2,3kV) 5,56


COSERN

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) aprovou em 16 de abril de 2019,

na 12ª reunião pública ordinária, o Reajuste Tarifário Anual da Companhia Energética do Rio




29

Grande do Norte – Cosern, com vigência a partir de 22 de abril de 2019, conforme Resolução

Homologatória ANEEL nº 2.532/2019. O reajuste tarifário da Companhia trouxe efeito tarifário

médio percebido pelos consumidores de 4,73%, conforme tabela abaixo:


Tarifária

AT - Alta Tensão (>2,3kV) 2,81

BT - Baixa Tensão (<2,3kV) 5,48


ELEKTRO

Atualmente vigoram os valores homologados no reajuste tarifário de 2018 da Elektro no qual, por

meio da Resolução Homologatória ANEEL nº 2.347/2018, foram homologadas novas tarifas cujo

efeito tarifário médio percebido pelos consumidores na época foi de:

As tarifas entraram em vigor a partir do dia 27 de agosto de 2018 com vigência até 26 de agosto

de 2019.

A Elektro passou por Revisão Tarifária Periódica em 2015. A próxima Revisão Tarifária Periódica

da Elektro ocorrerá em agosto de 2019, sendo uma das primeiras empresas do setor a entrar no

5º ciclo de Revisão Tarifária.

9.2. Clientes Baixa Renda

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

caracterizada por tarifas diferenciadas de consumo de energia elétrica, subsidiadas por um

benefício criado pelo Governo Federal e regulamentado pela Lei nº 12.212 e pelo Decreto nº

7.583.

9.3. Bandeiras Tarifárias

As bandeiras tarifárias entraram em vigor, efetivamente, a partir do ano de 2015, sendo seu

objetivo a sinalização mensal do custo de geração de energia elétrica para o consumidor, a fim

de permitir um gerenciamento do seu consumo dado os custos reais do sistema. Para a

administração dos recursos arrecadados, foi criada a Conta Centralizadora dos Recursos de

Bandeiras Tarifárias (CCRBT) a partir da publicação do Decreto nº 8.401/2015. O sistema de

Grupo de Consumo Variação Tarifária

AT - Alta Tensão (>2,3kV) 26,75%

BT - Baixa Tensão (<2,3kV) 23,20%


Número de Consumidores Residenciais

2T19 2T18 Dif. %

Convencional 9.532.973 9.579.793 78,13% 79,93% (46.820) (0,49%)

Baixa Renda 2.669.164 2.405.202 21,87% 20,07% 263.962 10,97%

Total 12.202.137 11.984.995 100,00% 100,00% 217.142 1,81%

Participação no Total %2T19 / 2T18Descrição 2T19 2T18




30

bandeiras tarifárias tem como finalidade indicar para os consumidores se a energia custará mais

ou menos, em função das condições de geração de energia elétrica, e visa cobrir os custos

adicionais de geração térmica, os custos com compra de energia no mercado de curto prazo,

ESS (Encargo de Serviços do Sistema) e o risco hidrológico.

Conforme consta parágrafo 16 do Submódulo 6.8 do PRORET, é responsabilidade da ANEEL

revisar, anualmente, os valores de adicionais de bandeiras, bem como as suas faixas de

acionamento. O sistema possui três classificações de bandeiras.

Em 27 de fevereiro de 2019 foi instaurada a Audiência Pública (AP) nº 08/2019 com o objetivo

de apresentar a proposta de valores para as faixas de acionamento e para os adicionais das

Bandeiras Tarifárias a vigorar de maio de 2019 a abril de 2020. Com a alteração, a bandeira

amarela passou de R$ 1 a R$ 1,50 para cada 100 quilowatts-hora (kWh), já a bandeira vermelha

no patamar 1 passou de R$ 3 para R$ 4 a cada 100 kWh, e no patamar 2, passou de R$ 5 para

R$ 6 por 100 kWh consumidos. A Bandeira verde mantém condições favoráveis de geração de

energia, onde a tarifa não sofre nenhum acréscimo.

Abaixo as bandeiras acionadas em 2018 e no primeiro semestre de 2019:

10. NOTA DE CONCILIAÇÃO

A NEOENERGIA S.A., APRESENTA OS RESULTADOS DO SEGUNDO TRIMESTRE (2T19)

A PARTIR DE ANÁLISES GERENCIAIS QUE A ADMINISTRAÇÃO ENTENDE TRADUZIR

DA MELHOR FORMA O NEGÓCIO DA COMPANHIA, CONCILIADA COM OS PADRÕES

INTERNACIONAIS DE DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS (INTERNATIONAL FINANCIAL

REPORTING STANDARDS – IFRS).

Memória de Cálculo (CONSOLIDADO) 6M19 Correspondência nas Notas Explicativas

( + ) Receita líquida 13.830 Demonstrações de resultado

( - ) Outras receitas (341) Nota 24

( + ) Outras receitas - Outras receitas 3 Nota 24e

= RECEITA Operacional Líquida 13.492

2019 2018

jan verde verde

fev verde verde

mar verde verde

abr verde verde

mai amarela amarela

jun verde vermelha 2

jul vermelha 2

ago vermelha 2

set vermelha 2

out vermelha 2

nov Amarela

dez Verde

Cor da Bandeira




31

( + ) Custos com energia elétrica (7.265) Demonstrações de resultado

( + ) Combustível para produção de energia (166) Nota 26

( + ) Custos de construção (1.908) Demonstrações de resultado

= Custo com Energia (9.339)

( + ) Valor de reposição estimado da concessão 206 Nota 24e

= MARGEM BRUTA 4.358

( + ) Custos de operação (1.674) Demonstrações de resultado

( + ) Despesas com vendas (134) Demonstrações de resultado

( + ) Outras receitas/despesas gerais e administrativas (669) Demonstrações de resultado

( - ) Combustível para produção de energia 166 Nota 26

( - ) Depreciação 633 Nota 26

( + ) Outras receitas 341 Nota 24

( - ) Outras receitas - Outras receitas (3) Nota 24e

( - ) Valor de reposição estimado da concessão (206) Nota 24e

= Despesa Operacional (PMSO) (1.546)

( + ) PECLD (139) Demonstrações de resultado

( + ) Equivalência Patrimonial 26 Demonstrações de resultado

EBITDA 2.699

( + ) Depreciação e Amortização (718) Demonstrações de resultado e Nota 26

( + ) Resultado Financeiro (663) Demonstrações de resultado

( + ) IR/CS (269) Demonstrações de resultado

( + ) Minoritário (38) Demonstrações de resultado

LUCRO LÍQUIDO 1.011 Demonstrações de resultado

ANEXO I

A. NEOENERGIA

A Neoenergia S.A. (“Neoenergia”) é uma sociedade por ações de capital aberto com o objetivo

de atuar como holding, participando no capital de outras sociedades dedicadas às atividades de

distribuição, transmissão, geração e comercialização de energia elétrica, controlada pela

Iberdrola Energia S.A., 100% propriedade da Iberdrola S.A..

Após a oferta, a estrutura societária da Neoenergia é a seguinte:




32

B. REDES

1. Nossas Distribuidoras

O Grupo Neoenergia atua no segmento de distribuição por meio das suas controladas Coelba

no Estado da Bahia, a Celpe no Estado de Pernambuco e na Paraíba, a Cosern no Estado do

Rio Grande do Norte e Elektro nos Estados de São Paulo e Mato Grosso do Sul.

1.1. COELBA

A COELBA possui a concessão para a distribuição de energia elétrica no estado da Bahia, com

atuação em 415 dos 417 municípios desse estado.

1.2. CELPE

A CELPE detém a concessão para distribuição de energia elétrica em todos os 185 municípios

do Estado de Pernambuco, incluindo o Distrito de Fernando de Noronha, além do município de

Pedras de Fogo na Paraíba.

1.3. COSERN

A COSERN detém a concessão para exploração do serviço público de distribuição de energia

elétrica em todo o Estado do Rio Grande do Norte, em seus 167 municípios.

1.4. ELEKTRO

A ELEKTRO e é uma concessionária de serviço público de distribuição de energia elétrica que

atende a 228 municípios, sendo 223 em São Paulo e 5 no Mato Grosso do Sul.

2. Nossas Transmissoras

A Neoenergia também atua no segmento de transmissão, que compreende a operação e

manutenção de linhas de transmissão e de subestações em tensão igual ou superior a 230 kV e

que, portanto, fazem parte do SIN – Sistema Interligado Nacional. A remuneração destes ativos

se dá por meio de Receitas Anuais Permitidas – RAP resultantes dos Leilões de Transmissão

(projetos greenfield) e/ou de resoluções autorizativas (reforços em instalações existentes),

arrecadadas junto aos os usuários do sistema.




33

2.1. Transmissoras em operação

Atualmente estão em operação três transmissoras do Grupo Neoenergia: Afluente T, Narandiba

e Potiguar Sul, com seus respectivos ativos abaixo detalhados:

2.2. Transmissoras em Implementação

Com a incorporação da Elektro Holding, em 24 de agosto de 2017, somamos 578 km de novas

linhas de transmissão à nossa malha elétrica e 10 subestações de transmissão, sendo uma

própria e nove compartilhadas, localizadas nos Estados de Mato Grosso do Sul, São Paulo,

Santa Catarina e Ceará, que foram arrematados no Leilão de Transmissão realizado pela ANEEL

em abril de 2017.

Ainda em dezembro de 2017, a Neoenergia sagrou-se mais uma vez vencedora no Leilão N.

002/2017 – ANEEL quando arrematou duas novas concessões – Lotes 4 e 6 - de transmissão

de energia elétrica que, juntos, compreendem 4 linhas de transmissão (1.074 km) e 6

subestações, sendo uma própria e cinco compartilhadas, localizadas nos Estados do Tocantins

Piauí, Bahia, Ceará e Paraíba.

Em dezembro de 2018, no Leilão n. 004/2018-ANEEL, em mais uma participação exitosa, a

Neoenergia conquistou 4 novos lotes (1, 2, 3 e 14) que correspondem a 13 linhas de transmissão,

ou 3.001 km em circuitos a construir, e obras em 21 subestações, sendo 5 novas e 16

compartilhadas, localizadas nos Estados de Santa Catarina, Rio de Janeiro, Espírito Santo e

Minas Gerais.

Desta forma, entre ativos em operação e em construção, possuímos um portfólio total de 5.332

km de linhas de transmissão em circuitos e 49 subestações de transmissão.

As vitorias nos últimos leilões correspondem ao incremento de R$ 788 milhões/ano, na Receita

Anual Permitida – RAP do negócio Transmissão, face à RAP de R$ 90 milhões associada às

concessões em operação.

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

(data base 30/06/2019):

Em operaçãoParticipação

NeoenergiaLocalização

Entrada Operação

(Prazo ANEEL)

Final da

Concessão

AFLUENTE T (Extensão Total 489,1 Km)

Linhas de Transmissão

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

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

LT 230 KV Ford - Pólo C-2 02/08/2009

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

LT 230 KV Ford - Pólo C-1 24/11/2009

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

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

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

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

Subestações Rede Básica

Tomba 31/12/1990

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

Itagibá 13/09/2009

SE NARANDIBA

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

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

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

POTIGUAR SUL (Extensão Total 196,1 Km)

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

100%BA

87,80% BA

87,80% BA 08/08/2027

08/08/2027




34

Em implementaçãoParticipação

NeoenergiaLocalização

Entrada Operação

(Prazo ANEEL)

Final da

Concessão

EKTT 12-A (Extensão Total 578 Km)


LT 230 KV Nova Porto Primavera – Rio Brilhante MS / SP 11/08/2022

LT 230 KV Rio Brilhante – Campo Grande 2 MS 11/08/2022

LT 230 KV Campo Grande 2 – Imbirussu MS 11/08/2022

LT 230 KV Nova Porto Primavera – Ivinhema 2 MS / SP 11/08/2022

LT 230 KV Rio Brilhante Dourados 2 MS 11/08/2022

LT 230 KV Dourados 2 - Dourados MS 11/08/2022


SE Dourados 02 100,00% MS 11/08/2022 11/08/2047

EKTT 13-A


SE Fernão Dias (COMPARTILHADA) 100,00% SP 11/02/2021 11/08/2047

EKTT 14-A


SE Biguaçu (COMPARTILHADA) 100,00% SC 11/02/2021 11/08/2047

EKTT 15-A


SE Sobral III (COMPARTILHADA) 100,00% CE 11/02/2021 11/08/2047

EKTT 1 (Extensão Total 729 Km)


LT 500 KV Miracema – Gilbués II TO/PI

LT 500 KV Gilbués II – Barreiras II PI/BA



LT 500 KV Santa Luzia II – Campina Grande III PB

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


SE Santa Luzia II 100,00% PB 09/03/2023 09/03/2048

EKTT 11 (Extensão Total 673 Km) (*)


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

LT 525 kV Joinville Sul - Itajaí 2 - C1 SC

LT 525 kV Itajaí 2 - Biguaçu - C1 SC

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

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

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


SE 525/230/138 kV Joinvile Sul SC

SE 525/230/138 kV Itajaí 2 SC

SE 2301138 KV Jaraguá do Sul SC

SE 230/138 kV Indaial SC

(*) Total 1027 km, sendo que 673 km farão parte da Concessão EKTT 11 e 424 km de seccionamentos de LT serao construídos e doados à outras transmissoras

EKTT 3 (Extensão Total 328 Km em Circuito Duplo)


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

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


SE 500 kV Campos 2 100,00% RJ 22/03/2024 22/03/2049

EKTT 4 (Extensão Total 239 Km em Circuito Duplo)


LT 500 kV Campos 2 - Mutum, CD, C1 e C2 100,00% RJ/ES/MG 22/03/2024 22/03/2049




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

LT 525 kV Povo Novo - Guaiba 3, C3 RS

LT 230 kV Livramento 3 - Santa Maria 3, C2 RS

LT 230 kV Siderópolis 2 - Forquilhinha, C2 SC


SE 525 kV Marmeleiro - Compensaçao Síncrona (COMPARTILHADA) RS

SE 230 kV Livramento 3 - Compensaçao Síncrona (COMPARTILHADA) RS100,00% 22/03/2024 22/03/2049

100,00% 22/03/2024 22/03/2049

100,00% 22/03/2024 22/03/2049

100,00% 22/03/2024 22/03/2049

100,00% 22/03/2024 22/03/2049

100,00%

100,00%

100,00%

11/08/2047

09/03/2023 09/03/2048

09/03/2023 09/03/2048




35

C. RENOVÁVEIS

1. Nossas Usinas Hidrelétricas

1.1. Usinas Hidrelétricas em operação

No primeiro semestre de 2019, a Neoenergia atuou no segmento de geração hidrelétrica por

meio de 7 usinas geradoras, consideradas Renováveis, já considerando nossa participação em

Belo Monte que já está parcialmente em operação (seu ramp-up deve ser concluído até o final

de 2019). Apesar de ainda não ter concluído sua construção, Belo Monte já alcançou 100% de

sua energia assegurada.

A Neoenergia Inaugurou em 23 de maio de 2019 a mais nova Usina Hidrelétrica chamada de

Baixo Iguaçu e que está localizada entre os municípios de Capanema e Capitão Leônidas

Marques, no sudoeste do Paraná. Com a conclusão das obras, adicionando mais 350 MW para

o Brasil, uma energia limpa, sustentável e que garante mais confiabilidade ao sistema elétrico.

A conclusão de Baixo Iguaçu comprova a importância da Neoenergia para o crescimento da

energia renovável no Brasil. O Grupo possui uma matriz elétrica com 88% de energia renovável,

22% mais limpa do que a matriz brasileira e 2,5 vezes mais renovável do que a matriz global.

1.1. Usinas Hidrelétricas em construção

No 2T19, das nossas usinas hidrelétricas, encontrava-se em fase de construção apenas Belo

Monte.

NOTA: data base 30/06/2019

1.1.2. BELO MONTE

A Neoenergia possui 10% de participação na Norte Energia S.A. (proprietária da UHE Belo

Monte) por meio da SPE Belo Monte Participações S.A.

Dado o porte do empreendimento, seu processo de entrada em operação vem ocorrendo de

forma bastante faseada: com início em abril de 2016, no final do 2T19 entrou em operação

comercial com 20 unidades geradoras, totalizando 8.788,54 MW de potência instalada. A usina

consiste atualmente em 14 unidades geradoras de 611,11 MW cada uma na Casa de Força

Principal (8.555,44 MW) e outras 6 unidades geradoras de 38,85 MW cada uma na Casa de

Autorização Vencimento

HIDRELÉTRICAS

ITAPEBI

UHE Itapebi¹ Hidrelétrica - UHE 100,00% Rio Jequitinhonha - BA 462,01 209,1 28/05/1999 31/08/2035

CORUMBÁ III

UHE Corumbá III Hidrelétrica - UHE 70,00% Rio Corumbá - GO 96,45 50,9 07/11/2001 14/02/2037

BAGUARI I

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

ÁGUAS DA PEDRA

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

TELES PIRES

Teles Pires Hidrelétrica - UHE 51,00% Rio Teles Pires - MT/PA 1.819,80 930,7 07/06/2011 06/06/2046

BELO MONTE

Belo Monte Hidrelétrica - UHE 10,00% Rio Xingu - PA 8.555,54 4.571 26/08/2010 25/08/2045

GERAÇÃO CÉU AZUL

Baixo Iguaçu Hidrelétrica - UHE 70,00% Rio Iguaçu - PR 350,20 172,4 20/08/2012 30/10/2049

Renováveis em

Operação

Data da ConcessãoTipo de Usina

Participação

Direta e Indireta Localidade

Capacidade

Instalada

Energia

Assegurada


BELO MONTE

Belo Monte Hidrelétrica - UHE 10,00% Rio Xingu - PA 11.233,1 4.571 26/08/2010 25/08/2045

Renováveis em

ConstruçãoTipo de Usina

Participação

Direta e Indireta

da Neoenergia

LocalidadeCapacidade

Instalada (MW)

Data da ConcessãoEnergia

Assegurada

(MW)




36

Força Complementar, denominada Pimental, (233,1 MW). Destaca-se que ao atingir 100% da

Garantia Física, de acordo com o Despacho Aneel nº 248, de 30 de janeiro de 2019, o

empreendimento passa a receber a receita total proveniente do Ambiente de Contratação

Regulada (ACR).

Quanto às unidades geradoras ainda em construção, cada uma com 611,11 MW de potência

instalada, tem-se que a montagem prossegue em ritmo normal e a previsão é que entre julho e

dezembro de 2019, as 4 unidades geradoras restantes entrem em operação comercial

totalizando 11.233,10 MW de potência instalada no empreendimento.

Belo Monte se tornou a maior Usina Hidrelétrica 100% brasileira em Operação. A conclusão de

Belo Monte está prevista para o fim do ano, segundo a Norte Energia S.A..

2. Nossos Parques Eólicos

2.1. Parques Eólicos em operação

No segundo trimestre de 2019, o Grupo atuou no segmento de geração renovável por meio de

17 parques eólicos, com uma capacidade instalada de 515,8 MW.

2.2. Parques Eólicos em construção

Além desses empreendimentos em operação, temos 17 parques eólicos em construção, que

agregarão ao Grupo 545,25 MW de capacidade instalada.

Em 20 de dezembro de 2017, ocorreu o Leilão de Geração de Energia “A-6”, realizado por meio

de sistema eletrônico no qual a Neoenergia comercializou a energia de 9 parques eólicos:

Canoas 2 ,Canoas 4, Chafariz 1, Chafariz 2, Chafariz 3, Chafariz 6, Chafariz 7, Lagoa 3, Lagoa

4, total de 294,5MW de potência instalada (valor conforme alteração de característica técnica).

Os contratos de comercialização de energia determinam a entrada em operação comercial em

01 de janeiro de 2023.

Adicionalmente foi aprovada também a construção de outros 6 parques: Canoas 3, Chafariz 4,

Chafariz 5, Ventos de Arapuá 1, Ventos de Arapuá 2 e Ventos de Arapuá 3, que somam

176,7MW de potência instalada e fazem parte do mesmo complexo eólico dos parques

supracitados, cuja energia deverá ser comercializada no Mercado Livre, também com data de

operação prevista para 01 de janeiro de 2023.


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

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

EOL Caetité 2 30,00 13,8 07/02/2011 06/02/2046

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

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

EOL Calango 2 Bodó/RN 30,00 11,9 09/05/2011 08/05/2046

EOL Calango 3 Bodó, Santana do Matos e Lagoa Nova/RN30,00 13,9 30/05/2011 29/05/2046


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

EOL Canoas São José do Sabugi e Junco do Seridó/PB31,50 17,7 04/08/2015 03/08/2050


EOL Lagoa 2 São José do Sabugi e Santa Luzia/PB31,50 17,5 04/08/2015 03/08/2050

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

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

EOL Lagoa 1 São José do Sabugi e Santa Luzia/PB31,50 18,7 04/08/2015 03/08/2050

EOL Santana 1 Bodó, Lagoa Nova e Cerro Corá/RN30,00 17,3 14/11/2014 13/11/2049

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

PARQUES EÓLICOS

Eólica - UEE 100,00%

Caetité - BA

Renováveis em

Operação

Data da ConcessãoTipo de Usina

Participação Direta e

Indireta NeoenergiaLocalidade

Capacidade

Instalada (MW)

Energia

Assegurada (MW)




37

O complexo Calangos no Rio Grande do Norte, é o maior complexo eólico operativo da

Neoenergia com 8 parques. Entretanto, na Paraíba, temos 3 parques operativos e 15 em

implantação. Quando pronto, esse será o maior complexo de geração eólica do Grupo

Neoenergia.

Em 28 de junho de 2019, conforme comunicado ao mercado divulgado pela Neoenergia, no

Leilão de Geração 003/2019 denominado “A-4” de 2019, a Força Eólica do Brasil S.A. (“FEB”),

sociedade controlada da Neoenergia, comercializou 30% da energia de 2 Parques Eólicos, Oitis

1 e Oitis 8, que totalizam 74 MW de potência instalada no ambiente ACR. Esta energia, que

corresponde ao volume total de 105 GWh/ano, foi vendida com tarifa de R$ 80,00/MWh. O prazo

de início de suprimento dos contratos firmados no âmbito do leilão A-4/19 é janeiro de 2023. Os

parques eólicos estão localizados no estado do Piauí.

A energia correspondente aos 70% restantes será comercializada no ambiente de contratação

livre (ACL), a preços de mercado. Os parques eólicos têm fator de capacidade médio de 53% e

o CAPEX necessário para os projetos está estimado em R$ 4mil/KW instalado, totalizando cerca

de R$ 294 milhões. A implantação destes projetos será concluída 6 meses antes do prazo

estabelecido no leilão A-4/19.

3. NEGÓCIO LIBERALIZADO

3.1. Nossa Usina Termelétrica

A usina termelétrica é constituída por dois grupos geradores movidos a gás natural, acoplados a

duas caldeiras de recuperação de calor, que produzem o vapor utilizado para mover o grupo

gerador a vapor, além dos sistemas auxiliares. A condensação do vapor é realizada por meio de

um circuito aberto de refrigeração com um sistema de captação e bombeamento de água do mar

e sua posterior devolução por meio de um emissário de 800 m de extensão. Esse conjunto

formado pelas três turbinas tem capacidade instalada de 532,756 MW médios.


CANOAS 2 São José do Sabugi e Santa Luzia/PB34,65 17,3 19/06/18 18/06/53

CANOAS 4 São José do Sabugi/PB 34,65 16,7 19/06/18 18/06/53

CHAFARIZ 1 Santa Luzia-PB 34,65 17,7 19/06/18 18/06/53




CHAFARIZ 7 Santa Luzia-PB 34,65 19 19/06/18 18/06/53

LAGOA 3 São José do Sabugi/PB 34,65 18,3 19/06/18 18/06/53

LAGOA 4 São José do Sabugi e Santa Luzia/PB20,79 11,7 19/06/18 18/06/53

CANOAS 3 São José do Sabugi e Santa Luzia/PB34,65 16,8 05/02/19 04/02/54

CHAFARIZ 4 Santa Luzia e Areia de Baraúnas/PB34,65 17,8 05/02/19 04/02/54

CHAFARIZ 5 Santa Luzia/PB 34,65 16,6 05/02/19 04/02/54

VENTOS DE ARAPUÁ 1 Areia de Baraúnas/PB 24,26 11,6 05/02/19 04/02/54

VENTOS DE ARAPUÁ 2 Areia de Baraúnas, São Mamede e Santa Luzia/PB34,65 17,2 05/02/19 04/02/54

VENTOS DE ARAPUÁ 3 Areia de Baraúnas e São Mamede/PB13,86 5,8 05/02/19 04/02/54

OITIS 1 Dom Inocência-PI 37,10 19,8 ND ND

OITIS 8 Dom Inocência-PI 37,10 19,4 ND ND

PARQUES EÓLICOS

Renováveis em

ConstruçãoTipo de Usina

Participação Direta e

Indireta da NeoenergiaLocalidade

Capacidade

Instalada (MW)

Data da ConcessãoEnergia

Assegurada (MW)

Eólica - UEE 100,00%




38

3.2. Nossa Comercialização

A Comercializadora do Grupo Neoenergia é responsável principalmente pela gestão da Energia

Livre de Itapebi; coordenação dos estudos e ações objetivando a definição de hedge para gestão

do risco hidrológico da Companhia Hidrelétrica de Teles Pires e Energética Águas da Pedra; e,

gestão da energia de Baixo Iguaçu, CIII e Baguari




39

ANEXO II – Quadros por Segmentos

R$ % R$ %

MARGEM BRUTA 2.208 1.935 274 14,11% 4.358 3.780 578 15,29%

(-) Despesas Operacionais (PMSO) (774) (764) (10) 1,31% (1.546) (1.525) (20) 1,38%

(-) PECLD (71) (59) (12) 20,34% (139) (142) 3 (2,11%)

(+) Equivalência Patrimonial/Venda de Ativos (0) 28 (28) (100,00%) 26 70 (44) (62,86%)

EBITDA 1.363 1.139 223 19,67% 2.699 2.183 516 23,64%

Depreciação (373) (321) (52) 16,20% (718) (637) (81) 12,72%


IR/CS (79) (126) 47 (37,30%) (269) (257) (12) 4,67%

Eliminações (Part. Minoritária) (21) (20) (1) 5,00% (38) (29) (9) 31,03%

LUCRO LÍQUIDO 519 392 128 32,40% 1.011 683 329 48,02%

DRE (R$ MM)

CONSOLIDADO

2T19 2T18Variação

6M19 6M18Variação




40

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

MARGEM BRUTA 1.898 1.654 244 14,75% 3.805 3.115 690 22,15% 234 200 34 17,00% 413 383 30 7,83%

(-) Despesas Operacionais (PMSO) (648) (649) 1 (0,15%) (1.310) (1.284) (26) 2,02% (54) (40) (14) 35,00% (99) (88) (11) 12,50%

(-) PECLD (70) (61) (9) 14,75% (136) (142) 6 (4,23%) 1 0 1 - (1) (0) (1) -(+) Equivalência Patrimonial/Venda de Ativos - - - - (0) 28 (28) (100,00%) 26 71 (45) (63,38%)

EBITDA 1.180 945 235 24,87% 2.359 1.689 670 39,67% 178 186 (8) (4,30%) 339 366 (26) (7,38%)

Depreciação (264) (229) (35) 15,28% (521) (453) (68) 15,01% (53) (35) (19) 51,43% (86) (68) (17) 26,47%

Resultado Financeiro (297) (203) (94) 46,31% (578) (425) (152) 36,00% (50) (31) (19) 61,29% (78) (66) (12) 18,18%

IR/CS (77) (106) 29 (27,36%) (242) (194) (48) 24,74% (21) (19) (1) 10,53% (45) (44) (1) 2,27%

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

LUCRO LÍQUIDO 541 406 135 33,25% 1.019 617 402 65,15% 54 102 (47) (47,06%) 131 187 (56) (29,95%)

-

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

MARGEM BRUTA 83 85 (2) (2,35%) 150 299 (149) (49,83%) (7) (5) (2) 40,00% (10) (16) 6 (37,50%)

(-) Despesas Operacionais (PMSO) (28) (33) 5 (15,15%) (57) (92) 35 (38,04%) (44) (42) (2) 4,76% (80) (62) (18) 29,03%

(-) PECLD (0) 0 (0) - 0 0 0 - (2) 1 (4) (300,00%) (3) 0 (3) -

(+) Equivalência Patrimonial/Venda de Ativos - - - - (0) (0) 0 - (0) (0) 0 -

EBITDA 56 53 3 5,66% 93 207 (114) (55,07%) (50) (44) (6) 13,64% (92) (78) (14) 17,95%

Depreciação (12) (11) (1) 9,09% (25) (23) (2) 8,70% (43) (46) 3 (6,52%) (87) (93) 6 (6,45%)

Resultado Financeiro (30) (51) 21 (41,18%) (49) (98) 49 (50,00%) 6 5 2 20,00% 42 12 30 250,00%

IR/CS 14 (0) 14 - 19 (19) 38 (200,00%) 5 - 5 - (2) (0) (2) -

Eliminações (Part. Minoritária) - - - - (21) (20) (1) 5,00% (38) (29) (9) 31,03%

LUCRO LÍQUIDO 27 (11) 38 (345,45%) 39 67 (28) (41,79%) (104) (106) 2 (1,89%) (178) (189) 11 (5,82%)

VariaçãoVariação2T19 2T18

Variação6M19 6M182T19 2T18

Variação6M19 6M18DRE (R$ MM)

LIBERALIZADO OUTROS

REDES

2T19 2T18Variação

6M19 6M18Variação

DRE (R$ MM)Variação

RENOVÁVEIS

2T19 2T18Variação

6M19 6M18




41

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

MARGEM BRUTA 876 726 150 20,71% 1.708 1.327 381 28,69% 400 389 11 2,73% 806 740 65 8,85%

(-) Despesas Operacionais (PMSO) (283) (305) 22 (7,12%) (567) (615) 47 (7,72%) (171) (162) (9) 5,81% (351) (324) (27) 8,43%

(-) PECLD (25) (20) (5) 25,36% (46) (45) (2) 4,01% (24) (23) (1) 3,42% (47) (60) 13 (21,75%)(+) Equivalência Patrimonial/Venda de Ativos - - - - EBITDA 568 401 167 41,67% 1.095 668 426 63,83% 205 204 0 0,23% 408 357 51 14,36%

Depreciação (122) (105) (17) 16,53% (237) (207) (29) 14,19% (63) (56) (7) 12,85% (126) (111) (15) 13,88%

Resultado Financeiro (125) (93) (32) 34,78% (241) (191) (50) 26,37% (89) (56) (32) 57,20% (175) (119) (56) 47,01%IR/CS (26) (32) 6 (18,00%) (91) (49) (43) 87,84% (10) (19) 9 (47,43%) (26) (33) 6 (19,67%)Eliminações (Part. Minoritária) - - - -

LUCRO LÍQUIDO 295 172 123 71,66% 526 222 304 137,27% 43 73 (30) (41,23%) 81 95 (14) (14,29%)

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

MARGEM BRUTA 186 170 16 9,55% 363 328 36 10,86% 362 338 24 7,14% 796 685 112 16,35%

(-) Despesas Operacionais (PMSO) (61) (55) (7) 11,99% (121) (105) (16) 15,73% (127) (120) (7) 5,63% (265) (246) (19) 7,89%

(-) PECLD (3) (3) 0 (8,22%) (5) (6) 1 (19,83%) (21) (15) (7) 45,56% (37) (31) (6) 20,94%(+) Equivalência Patrimonial/Venda de Ativos - - - - EBITDA 122 112 10 8,84% 237 217 20 9,40% 214 204 11 5,26% 494 408 86 21,10%

Depreciação (23) (20) (3) 13,46% (45) (40) (5) 13,26% (57) (48) (9) 19,06% (113) (95) (18) 19,24%

Resultado Financeiro (23) (16) (7) 40,33% (46) (36) (11) 29,37% (61) (38) (23) 59,09% (117) (80) (36) 45,14%

IR/CS (8) (8) (0) 3,92% (23) (21) (2) 10,09% (12) (44) 32 (73,08%) (74) (87) 13 (14,98%)

Eliminações (Part. Minoritária) - - - -

LUCRO LÍQUIDO 67 67 0 0,35% 123 121 2 2,06% 84 73 11 15,01% 190 146 45 30,57%

DRE (R$ MM)

REDES

6M18

COELBA CELPE

COSERN ELEKTRO

DRE (R$ MM) 2T19 2T18Variação

6M19

6M19 6M18

Variação

Variação6M19 6M18

2T19 2T18Variação

6M19 6M18Variação

2T19 2T18Variação VariaçãoVariação

2T19 2T18




42

DISCLAIMER

Esse documento foi preparado pela Neoenergia S.A. ("NEOENERGIA"), visando indicar a

situação geral e o andamento dos negócios da Companhia. O documento é propriedade da

NEOENERGIA e não deverá ser utilizado para qualquer outro propósito sem a prévia autorização

escrita da NEOENERGIA.

A informação contida neste documento reflete as atuais condições e nosso ponto de vista até

esta data, estando sujeitas a alterações. O documento contém declarações que apresentam

expectativas e projeções da NEOENERGIA sobre eventos futuros. Estas expectativas envolvem

vários riscos e incertezas, podendo, desta forma, haver resultados ou consequências diferentes

daqueles aqui discutidos e antecipados, não podendo a Companhia garantir a sua realização.

Todas as informações relevantes, ocorridas no período e utilizadas pela Administração na gestão

da Companhia, estão evidenciadas neste documento e nas Demonstrações Financeiras

Padronizadas.

Demais informações sobre a empresa podem ser obtidas no Formulário de Referência,

disponível no site da CVM e no site de Relações com Investidores do Grupo NEOENERGIA

(ri.neoenergia.com).

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