APRESENTAÇÃO INVESTIDORES RENDA FIXA R E S U L T A D O S 3 T 2 0

(1)

APRESENTAÇÃO

INVESTIDORES

RENDA FIXA

(2)

Visão

geral

Estratégia e

Gestão

Destaques

Financeiros

A ISA

CTEEP

(3)

51%

IE Madeira

RAP²_{ciclo 2020/2021}R$ 282 milhões

100%

IENNE

RAP_{ciclo 2020/2021} R$ 53 milhões

ISA CTEEP

RAP_{ciclo 2020/2021} R$ 3.131 milhões

IE Serra do Japi

100%

IE Pinheiros

100%

Evrecy

100%

IE Sul

51%

IE Garanhuns

RAP²_{ciclo 2020/2021} R$ 48 milhões

100%

IEMG

Maior companhia aberta de transmissão

pura no Brasil

▪ Transmissão de 33% da energia

gerada no Brasil e de 94% da energia

do Estado de São Paulo

▪ Player

de referência em custos e

qualidade

▪ Capacidade em operação¹

▪ 18,6 mil km de linhas de transmissão

▪ 67,1 mil MVA de capacidade de

transformação

▪ 126 subestações

▪ RAP dos ativos operacionais da ISA

CTEEP

_{ciclo 2020/2021*}

: R$ 3,8 bilhões²

Nota:

¹ Considera capacidade total da IE Madeira e IE Garanhuns ² RAP ciclo 2020/2021 proporcional à participação da ISA CTEEP * RAP ciclo 2020/2021 com PA, líquida de PIS/COFINS

IE Itapura Bauru

100%

RAP_{ciclo 2020/2021} R$ 52 millhões

(4)

100%

IE Itaúnas

100%

IE Biguaçú

50%

IE Paraguaçu

Maior companhia aberta de transmissão

pura no Brasil

▪ Crescimento com geração de valor sustentável

▪ Capacidade em construção

▪ 1,8 mil km de linhas de transmissão

▪ 10 mil MVA de capacidade de

transformação

▪ Crescimento orgânico¹: CAPEX de R$ 215

milhões/ano com RAP de R$ 45 milhões/ano

▪ Projetos

greenfield

: CAPEX ANEEL R$ 5 bilhões

com RAP

_{ciclo 2020/2021*}

de R$ 577 milhões

50%

IE Aimorés

RAP²_{ciclo 2020/2021} R$ 41 milhões

50%

IE Ivaí

100%

IE Tibagi

100%

IE Itapura - Lorena

100%

IE Aguapeí

100%

Nota

¹ Média dos últimos 7 anos

² RAP ciclo 2020/2021 proporcional à participação da ISA CTEEP * RAP ciclo 2020/2021 com PA, líquida de PIS/COFINS

100%

IEMG

100%

Evrecy

(5)

Estrutura de Governança Corporativa

Comitê de

Recursos Humanos

Comitê de

Auditoria

Conselho Fiscal

8 membros efetivos,

sendo 2 independentes e

um eleito pelos

funcionários

5 membros efetivos e

5 suplentes

Conselho de Administração

Rui Chammas

Diretor Presidente

Ética e

Transparência

reconhecida na

ISA e no nível da

ISA CTEEP

Troféu

Transparência

2020 pela ANEFAC

Equipe de

Gestão

experiente

focada em

criação de valor

Acionistas

Diretoria Executiva de

Finanças e RI

Estratégia e Desenvolvimento

Diretoria Executiva de

Operações

de Negócios

Alessandro Gregori Filho

Silvia Wada

Gabriela Desiré

Diretoria Executiva

de Projetos

(6)

Nota ¹ Em 30/09/2020

América

Central

Brasil

20% de participação

no mercado em

Transmissão em

setembro de 2020

Bolívia

Argentina

Peru

73% de participação

no mercado em

Transmissão

em setembro de 2020

Colômbia

70% de participação no

mercado em Transmissão

em setembro de 2020

Chile

12% de participação no

mercado de

Transmissão em

setembro de 2020

▪ Maior rede de transmissão elétrica de

alta tensão na América Latina

INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA,

S.A.E.S.P.

Companhia multilatina reconhecida

pela excelência das suas operações

Presença sólida na América Latina:

6 países e América Central, 3

setores, 43 empresas e subsidiárias

ISA

Operacional:

▪

47.231 km de linhas de transmissão

▪

92.788 MVA de capacidade de transformação

Em construção:

▪

6.547 km de linhas de transmissão

▪

18.403 MVA de capacidade de transformação

▪ Negócios em:

▪ Transmissão de Energia

▪ Concessão de Rodovia

▪ Tecnologia da

Informação/Telecomunicações

▪ Controlada pelo Governo da Colômbia

(51% das ações)

(7)

Destaques

Financeiros

A ISA

CTEEP

Estratégia

e Gestão

(8)

P E S S O A S

Regulação

Valor Justo

Jurídico

Gestão

de Litígios

Crescimento

Disciplina

de Capital

Integração

Subsidiárias

Projetos

Crescimento

Orgânico

Operação e

Manutenção

Eficiência, Qualidade,

Segurança

REMUNERAÇÃO PELA DISPONIBILIDADE DOS ATIVOS

Nota:

¹ Considera receita proporcional à

participação da ISA CTEEP nos ativos em parceria.

* RAP ciclo 2020/2021 com PA

R$ 4.263 milhões

Receita Anual Permitida (RAP) - Ciclo 2020/2021¹

73%

14%

13%

Contrato Renovado (Contrato 059)

Contratos licitados em operação

Contratos licitados em construção

68% RBSE

21% O&M

(9)

FLUXO DE RECEBIMENTO DA RBSE

(REDE BÁSICA DO SERVIÇO EXISTENTE)

IMPULSIONA A GERAÇÃO DE CAIXA NOS PRÓXIMOS ANOS

▪ A ANEEL incluiu a remuneração do componente

financeiro pelo “Ke” na RAP a partir do ciclo

2020-2021. O valor não recebido nos três

primeiros ciclos do RBSE será incorporado, por

meio de parcela de ajuste, nos ciclos de 2020 a

2023.

▪ Foram atualizados o WACC regulatório e a Base

de Remuneração Regulatória no processo de

revisão tarifária.

▪ O fluxo de recebimento do componente

econômico da RBSE também foi ajustado de

acordo com a vida útil dos ativos.

Nota:

¹ Valores do gráfico representam montantes definidos para os ciclos 2017/2018 (REH ANEEL nº 2.258), 2018/2019 (REH ANEEL nº 2.408), 2019/2020 (REH ANEEL nº 2.565) e 2020/2021 (REH ANEEL nº 2.725). Premissas para ciclo futuro conforme REN ANEEL nº 762/2017 e com base nas planilhas publicadas no encerramento da CP nº 22/2020. Valores líquidos de PIS/COFINS

Cronograma de pagamento

do RBSE¹

(R$ milhões)

(10)

Foco em eficiência, qualidade e segurança

para maximização de

resultados

0,0031% 0,0056% 0,0020% 0,0025% 0,007% 0,0010% 12,95 16,37 7,69 7,06 2,16 2,67 0,55 0,35 0,2 0,17 0,07 0,11

ISA CTEEP

Sul

Sudeste/

Centro Oeste

SIN

Nordeste

Norte

FREQ (vezes)

Frequência Equivalente de Interrupção

DREQ (minutos)

Duração Equivalente de Interrupção

ISA CTEEP

Sul

Sudeste/

Centro Oeste

SIN

Norte

Nordeste

IENS (%)

Índice de Energia Não Suprida

ISA CTEEP

Sul

Sudeste/

Centro Oeste

SIN

Norte

Nordeste

Valores de Dezembro de 2019

(11)

Subestação

Entrada de linha

Linhas de

Transmissão (LT)

Em operação

ATIVOS EM

OPERAÇÃO

▪ 18,6 mil km de linhas

de transmissão

▪ 67,1 mil MVA em capacidade

de transformação

▪ RAP de R$ 3,8 milhões¹

Nota:

¹ RAP ciclo 2020/2021 proporcional à participação da ISA CTEEP

IENNE (100%)

LT: 710 km Subestação: não há RAP: R$ 53 milhões

IE Garanhuns (51%)

LT: 633 km

Subestação: 2,1 mil MVA RAP¹: R$ 48 milhões

IE SUL (100%)

LT: 167 km Subestação: 900 MVA RAP: R$ 20 milhões

IE Madeira (51%)

LT: 2,4 mil km

Subestação: 7,5 mil MVA RAP¹: R$ 282 milhões

ISA CTEEP

LT: 14,3 mil km

Subestação: 48,8 mil MVA RAP: R$ 3,1 bilhões

IE Serra do Japi (100%)

LT: 137 km

Subestação: 2 mil MVA RAP: R$ 56 milhões

IEMG (100%)

LT: 173 km Subestação: não há RAP: R$ 20 milhões

Evrecy (100%)

LT: 154 km Subestação: 450 MVA RAP: R$ 13 milhões

IE Itapura – Bauru

(100%)

1 Comp. Estático (Estação Bauru) RAP: R$ 12 milhões

IE Pinheiros (100%)

LT: 1 km

Subestação: 4,2 mil MVA RAP: R$ 63 milhões

IE Itaquerê (100%)

3 Comp. Síncrono

(Subestação Araraquara) RAP: R$ 52 milhões

(12)

Nota:

¹ Considera informações do projeto (100%)

² RAP ciclo 2020/2021 proporcional à participação da ISA CTEEP

³RAP da IE Tibagi não considera ajuste decorrente do aditivo contratual (-13,5%), aprovado pela Diretoria da ANEEL em 26/10/20

IE Aguapeí (100%)

LT: 111 km

Subestação: 1,4 mil MVA CAPEX ANEEL: R$ 602 milhões RAP _{Ciclo 20/21}: R$ 60 milhões Prazo ANEEL: Ago/21

IE Paraguaçu (50%)²

LT: 338 km

Subestação: não há

CAPEX ANEEL: R$ 510 milhões RAP _{Ciclo 20/21}: R$ 61 milhões Prazo ANEEL: Fev/22

IE Itaúnas (100%)

LT: 79 km

Subestação: 1.200 MVA 1 Comp. Estático

CAPEX ANEEL: R$ 298 milhões RAP Ciclo 20/21: R$ 53 milhões

Prazo ANEEL: Fev/22

IE Aimorés (50%)²

LT: 208 km

CAPEX ANEEL : R$ 341 milhões RAP _{Ciclo 20/21}: R$ 41 milhões Prazo ANEEL: Fev/22

IE Tibagi (100%)³

LT: 18 km em circuito duplo Subestação: 500 MVA

CAPEX ANEEL: R$ 135 milhões RAP _{Ciclo 20/21}³: R$ 21 milhões Prazo ANEEL: Ago/21

IE Ivaí (50%)²

LT: 599 km (230/500 kV)em circuito duplo

Subestação: 3 mil MVA CAPEX ANEEL : R$ 2 bilhões RAP _{Ciclo 20/21}: R$ 150 milhões Prazo ANEEL: Ago/22

Em construção

Subestação

Entrada de Linha

Linha de

Transmissão (LT)

IE Itapura – Lorena (100%)

LT: 6 km de circuito duplo Subestação: 1.200 MVA

CAPEX ANEEL: R$ 238 milhões RAP _{Ciclo 20/21}: R$ 11 milhões Prazo ANEEL: Set/22

IE Biguaçu (100%)

LT: 57 km

Subestação: 300 MVA

CAPEX ANEEL: R$ 641 milhões RAP _{Ciclo 20/21}: R$ 41 milhões Prazo ANEEL: Set/23

ATIVOS EM

CONSTRUÇÃO

▪ 1,8 mil km de linhas

de transmissão¹

▪ 10 mil MVA em capacidade

de transformação¹

▪ RAP de R$ 577 milhões²

Evrecy (100%)

Minuano

LT: 169 km

Subestação: 2,7 mil MVA CAPEX ANEEL : R$ 682 milhões RAP _{Ciclo 20/21}: R$ 38 milhões Prazo ANEEL: Dez/24

Três Lagoas (100%)

LT: 37 km

CAPEX ANEEL: R$ 99 milhões RAP _{Ciclo 20/21}: R$ 5 milhões Prazo ANEEL: Jun/23

IEMG (100%)

Triângulo Mineiro

LT: 173 km

Subestação: 1,6 mil MVA CAPEX ANEEL : R$ 554 milhões RAP _{Ciclo 20/21}: R$ 33 milhões Prazo ANEEL: Dez/24

(13)

Estratégia e

Gestão

Destaques

Financeiros

A ISA

CTEEP

(14)

51%

76%

83%

89%

5

3

8 RECEITA LÍQUIDA

(R$ MILHÕES)

1.778

2.767

2.775

3.782 2017

2018

2019

UDM

Notas:

UDM considera o resultado dos últimos 12 meses findos em 30/06/2020

¹ Não considera depreciação e contingências

²Lucro líquido ajustado pela participação de acionista não controlador Os números de Receita líquida e EBITDA não consideram resultados das coligadas, que são contabilizados como equivalência patrimonial

CUSTOS O&M¹

(R$ MILHÕES)

EBITDA ICVM 527

(R$ MILHÕES)

LUCRO LÍQUIDO²

(R$ MILHÕES)

Margem

EBITDA

DESTAQUES

RESULTADO

REGULATÓRIO

FORTE GERAÇÃO

DE CAIXA

IMPULSIONADA

PELA RBSE

1.351

2.287 _2.254

3.377 2017

2018

2019

UDM

615

1.276 _1.222

1.973 2017

2018

2019

UDM

509

538

594

538 2018

2017

2019

UDM

(15)

permite financiar

o ciclo de investimento

Composição Consolidada em 30/09/2020

Perfil do Endividamento em 30/09/2020

3T20

2019

2018

2017

Endividamento Consolidado

Dívida Bruta (R$ bilhões)

3,3

3,2

3,0

1,9

Dívida Líquida (R$ bilhões)¹

2,2

2,5

1,5

Indicadores

Dívida Líquida/EBITDA Ajustado (x)

0,9

1,0

Custo Médio (%)

6,0%

7,5%

7,9%

8,3%

Prazo Médio (anos)

3,7

4,0

3,2

3,3

Cobertura de Juros (x)²

18,01

11,8

15,8

20,4

Endividamento Consolidado + Subsidiárias n³

Dívida Bruta (R$ bilhões)

5,1

4,2

4,4

Dívida Líquida (R$ bilhões)

3,3

3,4

3,6

3,8

Nota:

¹ Dívida líquida considera disponibilidades ISA CTEEP e Controladas

² Considera a cobertura de juros para fins de cálculo de covenants das debentures de infraestrutura e Lei 4.131 (EBITDA covenants/Resultado Financeiro) ³ Considera as subsidárias não consolidadas (IE Madeira, IE Garanhuns e IE Ivaí)

16%

59%

25%

(16)

PERFIL ADEQUADO DO ENDIVIDAMENTO COM

Endividamento (R$ milhões) e Custo Médio da Dívida (%)

Cronograma de Amortização da Dívida Consolidada (R$ milhões)

7,5%

8,3%

6,0%

7,9%

399

260

731

78

397

728

614

51 2026 a

2029

4T20

2021

2022

2023

2030 a

2032

2025

2024

3.259 77%

2017

23%

2018

88%

67%

3T20

12%

33%

2019

80%

20%

1.943

3.011

3.244

(17)

Rating AAA (bra) pela Fitch

Nota:

EBITDA BNDES considera a dívida da subsidiárias controladas em conjunto (IE Madeira e IE Garanhuns)

Os

covenants

e exigências estabelecidas em todas

emissões estão sendo devidamente cumpridos

BNDES

(apuração anual)

Debêntures de Infraestrutura

(4ª, 5ª e 6ª emissão)

Indicadores Financeiros

Set/20

Indicadores Financeiros

Set/20

Dívida Líquida/EBITDA ≤ 3x

0,90

Dívida Líquida/EBITDA ≤ 3,5x

0,62

Dívida Líquida/ Dívida Líquida/+ PL

(18)

Mais de R$ 4,7 bilhões captados

nos últimos anos

6ª Emissão de Debêntures Volume: R$ 350 MM Custo: 105,65% do CDI Prazo: 3 anos

Green Bond

Primeira

Debênture Verde

do Setor de

Transmissão

1ª Emissão Notas Promissórias Volume: R$ 200 MM Custo: 120% do CDI Prazo: 6 meses 3ª Emissão Notas Promissórias Volume: R$ 200 MM Custo: 106,5% do CDI Prazo: 6 meses 2ª Emissão Notas Promissórias Volume: R$ 200 MM Custo: 119,5% do CDI Prazo: 1 ano 4ª Emissão Notas Promissórias Volume: R$ 200 MM Custo: CDI + 0,4% a.a. Prazo: 1 ano

5ª Emissão

Notas Promissórias Volume: R$ 300 MM Custo: CDI + 0,48% a.a. Prazo: 1 ano 6ª Emissão Notas Promissórias Volume: R$ 400 MM Custo: 104,9 do CDI Prazo: 1 ano 4ª Emissão de Debêntures Volume: R$ 148,6 MM Custo: IPCA + 6,04% a.a. Prazo: 5 anos 3ª Emissão de Debêntures Volume: R$ 500 MM Custo: 116,0% do CDI Prazo: 5 anos 2ª Emissão de Debêntures Volume: R$ 700 MM Custo: 105,5% do CDI Prazo: 2 anos 1ª Emissão de Debêntures Volume: R$ 548,6 MM Custo: CDI + 1,30% a.a.

IPCA + 8,10% a.a. Prazo: 5 anos e 8 anos

5ª Emissão de Debêntures

Volume: R$ 300 MM Custo: IPCA + 5,04% a.a. Prazo: 7 anos

Volume: R$ 621,0 MM Custo: IPCA + 4,70% a.a. Prazo: 7 anos

FREQUENTE ACESSO AO

2008

2009

2011

2012

2013

2016

2017

2018

Green Bond

Uma das emissões

com menores custos

do mercado para a

duration

em 2019

Volume: R$ 409 MM Custo: IPCA + 3,50% a.a. Prazo: 10 anos

(19)