engie brasil energia apresentação de resultados 3t205/11/2020 engie brasil energia s.a....

ENGIE Brasil Energia

Apresentação de Resultados

3T20

5 de novembro de 2020

5/11/2020 2ENGIE BRASIL ENERGIA S.A. APRESENTAÇÃO DE RESULTADOS 3T20

Este material pode incluir declarações que representem expectativas sobre

eventos ou resultados futuros de acordo com a regulamentação de valores

mobiliários brasileira e internacional. Essas declarações estão baseadas

em certas suposições e análises feitas pela ENGIE Brasil Energia S.A.

(“ENGIE Brasil Energia” ou “Companhia”), - anteriormente denominada

Tractebel Energia S.A. -, de acordo com a sua experiência e o ambiente

econômico, nas condições de mercado e nos eventos futuros esperados,

muitos dos quais estão fora do controle da ENGIE Brasil Energia. Fatores

importantes que podem levar a diferenças significativas entre os resultados

reais e as declarações de expectativas sobre eventos ou resultados futuros

incluem a estratégia de negócios da ENGIE Brasil Energia, as condições

econômicas brasileira e internacional, tecnologia, estratégia financeira,

desenvolvimentos da indústria de serviços públicos, condições hidrológicas,

condições do mercado financeiro, incerteza a respeito dos resultados de

suas operações futuras, planos, objetivos, expectativas e intenções e

outros fatores. Em razão desses fatores, os resultados reais da ENGIE

Brasil Energia podem diferir significativamente daqueles indicados ou

implícitos nas declarações de expectativas sobre eventos ou resultados

futuros.

As informações e opiniões aqui contidas não devem ser entendidas

como recomendação a potenciais investidores e nenhuma decisão de

investimento deve se basear na veracidade, atualidade ou

completude dessas informações ou opiniões. Nenhum dos

assessores da ENGIE Brasil Energia ou partes a eles relacionadas

ou seus representantes terá qualquer responsabilidade por quaisquer

perdas que possam decorrer da utilização ou do conteúdo desta

apresentação.

Este material inclui declarações acerca de eventos futuros sujeitas a

riscos e incertezas, as quais baseiam-se nas atuais expectativas e

projeções sobre eventos futuros e tendências que podem afetar os

negócios da ENGIE Brasil Energia. Essas declarações incluem

projeções de crescimento econômico e demanda e fornecimento de

energia, além de informações sobre posição competitiva, ambiente

regulatório, potenciais oportunidades de crescimento e outros

assuntos. Inúmeros fatores podem afetar adversamente as

estimativas e suposições nas quais essas declarações se baseiam.


Destaques01

Controle Acionário e Áreas de Atuação02

Mercado de Energia no Brasil 03

Vendas e Estratégia de Comercialização de Energia04

Expansão05

Desempenho Financeiro06

Material de Apoio07

5/11/2020 4ENGIE BRASIL ENERGIA S.A. APRESENTAÇÃO DE RESULTADOS 3T205/11/2020 ENGIE BRASIL ENERGIA S.A. APRESENTAÇÃO DE RESULTADOS 3T20

DESTAQUES


Notas:1 Ebitda representa: lucro líquido + imposto de renda e contribuição social + resultado financeiro + depreciação e amortização + impairment2 ROE: lucro líquido dos últimos 4 trimestres / patrimônio líquido.3 ROIC: taxa efetiva x EBIT / capital investido (capital investido: dívida – caixa e eq. caixa – depósitos vinculados ao serviço da dívida + PL).4 Valor ajustado, líquido de ganhos de operações de hedge.5 Produção total bruta das usinas operadas pela ENGIE Brasil Energia.6 Desconsidera vendas por regime de cotas (UHEs Jaguara e Miranda).7 Líquido de impostos sobre a venda e operações de trading.

(valores em R$ milhões) 3T20 3T19 Var. 9M20 9M19 Var.

Receita Operacional Líquida (ROL) 3.208,8 2.494,1 28,7% 8.489,9 7.009,4 21,1%

Resultado do Serviço (EBIT) 1.209,3 1.355,5 -10,8% 3.504,6 3.220,6 8,8%

Ebitda (1) 1.432,7 1.581,3 -9,4% 4.196,1 3.846,0 9,1%

Ebitda / ROL - (%) (1) 44,6 63,4 -18,8 p.p. 49,4 54,9 -5,5 p.p.

Lucro Líquido 490,0 742,7 -34,0% 1.767,8 1.693,6 4,4%

Retorno Sobre o Patrimônio (ROE) (2) 33,4 32,4 0,9 p.p. 33,4 32,4 0,9 p.p.

Retorno Sobre o Capital Investido (ROIC) (3) 18,9 19,6 -0,6 p.p. 18,9 19,6 -0,6 p.p.

Dívida Líquida (4) 11.206,5 11.229,4 -0,2% 11.206,5 11.229,4 -0,2%

Produção de Energia Elétrica (MW médios) (5) 5.559 5.210 6,7% 3.793 4.977 -23,8%

Energia Vendida (MW médios) (6) 4.355 4.551 -4,3% 4.256 4.256 0,0%

Preço Líquido Médio de Venda (R$/MWh) (7) 196,49 189,24 3,8% 194,80 189,06 3,0%

Número de Empregados - Total 1.584 1.433 10,5% 1.584 1.433 10,5%

Empregados EBE 1.460 1.403 4,1% 1.460 1.403 4,1%

Empregados em Projetos em Construção 124 30 313,3% 124 30 313,3%


Continuidade das ações

relacionadas à pandemia da

Covid-19, com destaque para a

doação de R$ 500 mil à

campanha em parceria com

BNDES para atendimento a

hospitais públicos no Paraná.

Liquidada a oferta pública da 1ª

emissão de debêntures da

UTE Pampa Sul, no valor de

R$ 340 milhões.

Foi submetido pedido de registro

da 2ª emissão, totalizando

R$ 582 milhões.

Os recursos serão destinados ao

reembolso dos custos

de implantação da

UTE Pampa Sul.

As controladas indiretas, Novo

Estado Participações S.A.

(NEP) e Novo Estado

Transmissora de Energia S.A.,

celebraram um Acordo de

Investimento com o Itaú

Unibanco S.A., via subscrição de

ações preferenciais da NEP, no

valor de R$ 500 milhões, para

a implantação das linhas de

transmissão no

Pará e Tocantins.


Aprovada em 08 de setembro de

2020 a Lei n° 14.052/20,

que reconhece o direito de

compensação aos geradores

hidrelétricos dos efeitos

financeiros decorrentes de

externalidades que agravaram

o GSF nos últimos anos. Os

valores finais ainda não foram

divulgados pela Aneel.

A Companhia tem buscado

reverter a decisão liminar,

recebida em 15/10, concedida a

uma Ação Civil Pública (ACP),

que suspendeu as obras nos

trechos Ivaiporã-Ponta Grossa e

Ponta Grossa-Bateias do

Sistema de Transmissão

Gralha Azul. Uma segunda

ACP, de 21/10, busca suspender

a integralidade das obras e as

licenças ambientais do projeto.

ENGIE lançou o Energy Place,

sua plataforma digital de

relacionamento e vendas para

clientes e gestoras no

Mercado Livre de Energia.

Este ambiente simplificará o

gerenciamento de contratos e o

atendimento aos clientes e

parceiros ENGIE, além de ser

um e-commerce de energia.


Pela 11ª vez, a Cia é premiada

com o Troféu Transparência,

organizado pela Anefac, Fipecafi

e Serasa Experian.

A Companhia foi eleita na

categoria de melhor

empresa do setor de

energia na edição do

anuário Época Negócios

360°.

95/11/2020 ENGIE BRASIL ENERGIA S.A. APRESENTAÇÃO DE RESULTADOS 3T20

CONTROLE ACIONÁRIO E

ÁREAS DE ATUAÇÃO


ITASAItá Energética

S.A.

ENGIE S.A.

ENGIE Soluções

Brasil Energias Complementares

Brasil Energia Comercializadora

Notas: 1 Organograma simplificado, meramente ilustrativo. 2 Considerando a participação indireta da ENGIE Brasil Energia, através da Novo Estado Participações S.A.

100,00%

100,00%

40,00%

CompanhiaEnergética

Estreito

Energia Sustentável do

Brasil

99,12%

48,75% 100,00%

Lages Bioenergética

CESTEConsórcio

Estreito Energia

40,07% 100,00%

Energias Eólicas do Nordeste

Tupan

100,00%

Hidropower

100,00%

IbitiúvaBioenergética

95,00% 100,00%

Energias Eólicas do

Ceará

100,00%

Pampa Sul

100,00%

Campo Largo

100,00%

Assú V

100,00%

EGIEY

ADR NÍVEL I

Ferrari

100,00%

GeramamoréPart. e Comerc.

de Energia

100,00%

Companhia Energética

Miranda

100,00% 100,00%

Gralha Azul Transmissão

de Energia S.A.

99,90%

Umburanas

100,00%

Brasil Energia S.A.

32,50%

Geração SolarDistribuída

Energy International

Brasil Participações Ltda.

100,00%

68,71% 100,00%

99,99%

ENGIE Transmissão de Energia II

Novo Estado Transmissora

de Energia

81,44%2

99,99%

Companhia Energética

Jaguara


Nota: 1 A transferência para a Cia da participação de 40,0% da ENGIE Brasil Part. na UHE Jirau deverá ser avaliada oportunamente.

Hidrelétricas

Termelétricas

Complementares

73%

14%

13%

Legenda

Complementar

Termelétrica

Expansão

Hidrelétrica

Transmissão

TAG

1TRANSMISSÃO

~2.800 Km de linhas

de transmissão em implantação

60 usinas operadas

com capacidade instalada própria

de 8.710,5 MW (em 30/09/2020)

GERAÇÃO SOLAR

DISTRIBUÍDATotal de 2.566 sistemas

instalados, com

capacidade de

50.405 kWp

(em 30/09/2020)

GÁS NATURAL

(TAG)4.500 Km de gasodutos

em operação nas regiões sudeste,

nordeste e norte.

• Participação de 32,5%

TRADINGInício das

operações em 2018


RELEVÂNCIA ENTRE OS PRODUTORES DE ENERGIA

A Companhia faz parte do maior grupo produtor independente de energia do país e está posicionada para capturar oportunidades de negócios.

Fonte: Aneel, websites das empresas e estudos internos.Notas:1 Aparentes erros de soma são efeitos de arredondamento das parcelas.2 Valor correspondente ao Sistema Interligado Nacional (SIN), considerando o

Programa Mensal de Operação (PMO) de janeiro de 2020.3 Inclui somente a parcela nacional de Itaipu.4 Considerando a capacidade instalada consolidada do grupo no Brasil,

incluindo UHE Jirau.5 Com base em informações da Aneel, ONS e estudos internos.

Capacidade instalada atual

Capacidade instalada em expansão5

AES

2,7

ENGIE EDP

8,75,9

4,3 4,1 3,3 3,0 2,7 2,1 1,8

1,9

1,7 1,70,2

0,1 1,3

CTG CPFL Neoenergia Enel Eneva

2,3

SPIC

10,6

5,94,74,4

1,8

5,4 5,0

Setor Privado – Capacidade Instalada Própria1 (GW)

Brasil – Capacidade Instalada Existente2,3Geração de Energia | Capacidade Instalada Própria em Operação (MW)

1998 1999 2000 2001 2002 2003-

2006

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 3T20

3.719 3.719

4.846 5.036

5.890 5.918 6.094 6.1886.431 6.472

6.908 6.909 6.965 7.027 7.044 7.010

7.6788.005

8.7118.711

ENGIE4

6,3%

Outros

39,8%

Eletrobras

27,7%

Itaipu

4,3%

Petrobras

4,1%

Cemig

3,8%

Copel

3,8%

CTG

3,6%

CPFL

2,6%

AES

2,1%ENEL

1,9%


TRANSPORTADORA ASSOCIADA DE GÁS (TAG)

Participação na TAG fortalece posição como player relevante da infraestrutura de

energia brasileira

• ~4.500 km de gasodutos de alta pressão:

3.700 km na costa

800 km na Amazônia

• Capacidade firme contratada de movimentação

acima de 70 milhões m3/dia, sem risco de

construção e volume (contratos ship or pay).

• 11 estações de compressão.

• Rede com vários pontos de interconexão:

- 10 distribuidoras de gás

- 90 pontos de saída

- refinarias, plantas de fertilizantes e termelétricas

atendidas

- 13 pontos de entrada de gás ativos (incluindo 2

terminais de GNL)

Características

Estrutura societária Bacia de

Santos

Bacia de

Campos

Bacia do

Espírito Santo

Bacia do

Recôncavo

PA MA

PI

TO

MT

ROAC

RR AP

CE RN

BA

MG

GO

MS

SP

PR

SC

RS

ES

RJ

PB

PE

ALSE

AMBacia do

Solimões

ENGIE Brasil

EnergiaENGIE S.A.

32,5% 32,5% 35,0%


Esforços contínuos para ampliação da presença no segmento de transmissão

AMPLIAÇÃO DA ATUAÇÃO NO SETOR ELÉTRICO

Segmento Transmissão – Grandes números

• Receita Anual Permitida (RAP) total das transmissoras:

R$ 27,9 bilhões1.

• Na soma dos leilões de 2013-2019, foram licitados acima de 55 mil

km de linhas (R$ 12 bilhões de RAP).

• Devido ao cenário da Covid-19, será realizado um único leilão de

transmissão em 2020, em 17 de dezembro.

Notas: 1 RAP total das transmissoras no ciclo 2020-2021 aprovados na REH 2.724/2020. 2 Considera os vencedores nos leilões e aquisição da Novo Estado Transmissora de Energia.

Brasil Leilões 2013-2019 – Market Share (%RAP)2

Outros

28%

State Grid

13%

Equatorial

7%

Eletrobras

6%

CYMI

6%

Neoenergia

6%

ENGIE

5%

Alupar

5%

Taesa

5%

EDP

4%

Abengoa

4%

Cteep

4%

Sterlite

3%

Copel

2%

Elektro

1%

Energisa

1%


MAIOR PROXIMIDADE COM O CONSUMIDOR FINAL

O segmento B2B, responsável por projetos de maior potência instalada, representou 96,6% da potência comercializada no 3T20.

Destaca-se a viabilização de projetos de geração remota, onde a EGSD faz os investimentos e aluga os equipamentos para os

clientes (projetos asset-based).

ENGIE Geração Solar

Distribuída (EGSD)

Presença em

17 estados

Total de 2.566 sistemas

instalados, com capacidade

de 50.405 kWp.

Número de unidades e potência instalada

Potência

instalada (kWp) Sistemas fotovoltaicos instalados

27

1.261

666

459

153 11640

3T202016 20202017 2018 2019 3T19

352

5.51010.059

20.01414.470

3.0605.908


MERCADO DE ENERGIA

NO BRASIL


• Oferta: no passado, suprida por hidrelétricas com reservatórios.

Atualmente, maior presença de termelétricas e hidrelétricas a

fio d’água. Expansão contínua da oferta em fontes intermitentes

e recorrência de déficits hídricos.

• Demanda: com a pandemia, ocorreu redução da demanda. No

segundo semestre já se observa retomada da carga, com

alguns meses registrando consumo superior ao mesmo período

de 2019.

• Expectativa de crescimento baixo da demanda

no fechamento de 2020, por consequência da

COVID-19

• Os aumentos de temperatura, em conjunto

com estiagem, provocaram uma elevação nos

preços de curto prazo

Oferta x Demanda Teórica Distribuição da Oferta por Fonte

Dif

ere

nç

a e

ntr

e O

fert

a e

Dem

an

da

(M

W m

ed

)

Fonte: Estudo interno da ENGIE Brasil Energia baseado em documentos oficiais do setor. Fonte: Estudo interno com base em informações da Aneel e ONS.

(R$/M

Wh

)(GW

med

)

Oferta - Demanda (líquido de GSF) GSF1Energia secundária

PLD Médio Submercado SE

TermelétricasPequenas Usinas

Hidrelétricas

Demanda Oficial

GSF Energia secundária Energia de Reserva

1: Para o ano 2020 foi considerado a expectativa de GSF, conforme CCEE. Para os anos 2021+ foi utilizado o GSF médio do período 2015-2020.

02.0004.0006.0008.00010.00012.00014.00016.00018.00020.00022.00024.00026.000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020E

2021E

2022E

2023E

2024E

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020E

2021E

2022E

2023E

2024E


VENDAS E ESTRATÉGIA DE

COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA


ENTRE DISTRIBUIDORAS, CLIENTES LIVRES E COMERCIALIZADORAS

Energia Contratada por Tipo de Cliente

Estruturação de produtos

Maior previsibilidade do fluxo de caixa de longo prazo

• Maior mercado consumidor

• Contratos reguladose livres (assinados até 2004)

• Contratos de oportunidade (compra/venda)

Pioneirismo no atendimento sistemático ao mercado livre…

…visando minimizar riscos e maximizar a eficiência do

portfólio de clientes.

• Flexibilidade (preços, prazos e condições)

Maximiza a eficiência do portfólio

Distribuidoras Comercializadoras Clientes Livres

34% 36% 38% 40% 42%

10%17% 14% 13% 11%

56% 47% 48% 47% 47%

2017 2018 2019 2020E 2021E


A diversificação dos setores dos clientes livres, somada a um rigoroso processo de análise de crédito, traduz-se em um nível

zero de inadimplência no ACL e suaviza flutuações de consumo.

Fonte: Estudo interno da ENGIE Brasil Energia baseado em classificação do IBGE.

Volume total de venda para clientes livres para 2020: 2.539 MWm

Número de clientes livres Volume contratado para clientes livres (MWm)

Evolução do número de clientes livres1

Nota: ¹ Desconsiderando operações de trading.

228 280

515621

11,6%8,9%

7,7% 7,5% 6,6% 5,6% 5,3% 5,1% 5,1% 4,5% 3,9% 3,9% 3,4% 3,4%

17,5%

228 280

515621 573

712

2016 2017 2018 2019 3T19 3T20

2.126

2.366 2.293

2.603 2.544 2.539


GRADATIVA DE DISPONIBILIDADE FUTURA DE ENERGIA

Energia descontratada1 (MW médio) Energia descontratada em relação à disponibilidade de um dado ano

Nota: ¹ Percentual dos recursos totais.

em 30/09/2020

31/12/2016 31/12/201831/12/2017 31/12/20192

9%

41

%

36

%

48

%

59

%

26

%

43

%

50

%

13

%

20

%

33

%

44

%

13

%

12

%

17

%

26

%

38

%

2020 2021 2022 2023 2024

851

599708

1.018

1.585

2.048

13,6%10,4%

12,6%

18,7%

30,1%

39,4%

2020 2021 2022 2023 2024 2025


(em MW médio) 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Recursos Próprios 4.699 4.855 4.906 4.906 4.905 4.903 Preço Bruto Data de Preço Bruto Preço Líquido de

+ Compras para Revenda 1.565 880 717 526 353 295 no Leilão Referência Corrigido PIS/COFINS/P&D

= Recursos Totais (A) 6.264 5.735 5.623 5.432 5.258 5.198 (R$/MWh) (R$/MWh) (R$/MWh)

Vendas Leilões do Governo2

2.010 2.010 2.010 2.010 2.005 1.995

2005-EN-2010-30 200 200 200 200 200 200 115,1 dez-05 241,7 217,1

2006-EN-2009-30 493 493 493 493 493 493 128,4 jun-06 265,7 238,7

2006-EN-2011-30 148 148 148 148 148 148 135,0 nov-06 276,8 248,7

2007-EN-2012-30 256 256 256 256 256 256 126,6 out-07 249,2 223,8

Proinfa 19 19 19 19 19 19 147,8 jun-04 305,3 294,2

1º Leilão de Reserva 12 12 12 12 12 2 158,1 ago-08 296,1 285,3

Mix de leilões (Energia Nova / Reserva / GD) 14 14 14 14 9 9 - - 292,8 282,1

2014-EN-2019-25 295 295 295 295 295 295 183,5 mar-14 260,0 233,6

2014-EN-2019-25 10 10 10 10 10 10 206,2 nov-14 271,5 261,6

2014-EN-2019-20 82 82 82 82 82 82 139,3 nov-14 184,0 167,0

2015-EN-2018-20 46 46 46 46 46 46 188,5 ago-15 233,1 211,6

8º Leilão de Reserva 9 9 9 9 9 9 303,0 nov-15 356,3 323,3

2014-EN-2019-20 48 48 48 48 48 48 136,4 nov-14 184,3 167,3

Vendas Reguladas - Cotas

2018 - Cotas (UHJA) - 2018-30 239 239 239 239 239 239 - jul-17 153,0 145,9

2018 - Cotas (UHMI) - 2018-30 139 139 139 139 139 139 - jul-17 173,6 165,6

+ Vendas Bilaterais 3.403 3.126 2.905 2.404 1.668 1.155

= Vendas Totais (B) 5.413 5.136 4.915 4.414 3.673 3.150

Saldo (A - B) 851 599 708 1.018 1.585 2.048

Preço médio de venda (R$/MWh) (líquido)

3,4: 185,9 193,6 193,6

Preço médio de compra (R$/MWh) (líquido)5: 176,8 171,1 167,1

2 XXXX-YY-WWWW-ZZ, onde:

XXXX -> ano de realização do leilão

YY -> EE = energia existente ou EN = energia nova

WWWW -> ano de início de fornecimento

ZZ -> duração do fornecimento (em anos)

1 Prazo médio ponderado pela quantidade de energia vendida, incluindo operações de trading.3 Preço de venda, incluindo operações de trading, líquido de ICMS e impostos sobre a receita (PIS/Cofins, P&D), ou seja, não considerando a inflação futura.4 Desconsidera vendas por regime de cotas (UHEs Jaguara e Miranda).5 Preço de aquisição líquido, considerando operações de trading e os benefícios de crédito do PIS/Cofins, ou seja, não considerando a inflação futura.

Notas: - O balanço está referenciado ao centro de gravidade (líquido de perdas e consumo interno das usinas).- Os preços médios são meramente estimativos, com base em revisões do planejamento financeiro, não captando a variação das quantidades contratadas, que são atualizadas trimestralmente.

CONTRATAÇÃO DIVERSIFICADA, COM PRAZO MÉDIO DE CERCA DE 18 ANOS NO ACR E DE 3 ANOS NO ACL1


EXPANSÃO


UHE JIRAU | ATUALIZAÇÃO

CAPEX: cerca de R$ 20 bilhões

Condições do financiamento:

• R$ 9,5 bilhões (inicial de R$ 7,2 bilhões + R$ 2,3 bilhões) com amortização

em 20 anos: financiado 100% pelo BNDES

• taxa de juros: TJLP + spread entre 2,25% e 2,65%

Excludente de responsabilidade - reconhecimento de 535 dias em 1ª Instância.

Análise tramitando em 2ª Instância.

A transferência para a Cia da participação da ENGIE Brasil Part. na UHE Jirau

foi colocada em espera, aguardando condições mais favoráveis para que as

discussões sejam retomadas.

MWm

2.212GARANTIA

FÍSICA

MW

3.750CAPACIDADE

INSTALADA

50UNIDADES

GERADORAS

75MW

CADA UG

40%

20%

20%

20%

ESBR - estrutura acionária

Energia Sustentável do Brasil (ESBR)

Estrutura Acionária


Opções para criar valor adicional

• Reservatório em cota constante

• Recálculo da tarifa de transmissão

• Venda de créditos de carbono

ACR

Sócios

Bilaterais

Descontratado

Portfólio de contratos da ESBR (MW médios)

766

666

-13,1%

3T19 3T20

2.212

2020-2034

2.212

1.565 1.565

538 538

95

14

14 95

2035-2043

Fator de

disponibilidade

(FID) no 3T20:

99,5%1

• Incentivos fiscais adicionais de longo prazo

• Recálculo da GFOM/ Repactuação GSF

• Reequilíbrio do contrato

Nota: 1 Sujeitos à contabilização final da CCEE.

Perdas

UHE JIRAU | ATUALIZAÇÃO

Produção (MW médios)1 Portfólio de contratos da ESBR (MW médios)

Ações de enfrentamento à Covid-19:

• Opção pelo stand still junto ao BNDES

• Doações de EPIs para hospitais e kits básicos

• Apoio à produção de máscaras


CONJUNTO EÓLICO CAMPO LARGO (FASE II)

Progresso acumulado de aproximadamente 40% da obra

Entrada em operação dos primeiros aerogeradores previsto para o 4T20

• Retomada das atividades após paralizações pontuais nas obras, devido às

restrições impostas pela pandemia da Covid-19.

• Prosseguem as obras civis, a instalação das redes de média tensão, montagem

dos aerogeradores, etc.

BA

CE Campo LargoSento Sé e

Umburanas (BA) (Fase II)

Capacidade Instalada Total:

361,2 MW

Capacidade Comercial (bruta):

192,5 MWm

Início da

construção: 2019Início da

operação: 4T20

Nº de aerogeradores: 86 (~ 4,2 MW cada)

Nota: 1 Valor base janeiro de 2019.

Investimento (R$mm)1: ~R$ 1.600

Montagem dos aerogeradores


• Suspensão de obras em dois trechos, em razão de liminar, apesar da obtenção de

todas as licenças ambientais aplicáveis junto ao órgãos competentes.

• Implantação do projeto supera exigências mínimas requeridas pelos órgãos ambientais:

• Execução de 17 programas ambientais para compensação e mitigação dos impactos;

• Desvio do traçado de áreas sensíveis, alteamento das torres e uso de drones para o

lançamento dos cabos;

• Compensações ambientais e de reposição florestal além do mínimo requerido.

Obras avançaram no 3T20 e atingem 62% do total do projeto.

Parcela da RAP (%)

9,8%

68,5%

6,3%

10,1%

5,3%

Trecho 1

Trecho 2

Trecho 3

Trecho 4

Trecho 5

SISTEMA DE TRANSMISSÃO GRALHA AZUL

Linha de

Transmissão

Gralha Azul - PR

Capex estimado1: R$ 1,7 bilhão

Tensão da linha:15 linhas

com cerca de

1.000 km

e cinco

subestações

525 kV

(cerca de 526 Km)

230 kV

(cerca de 474 Km)

RAP contratada (R$ mm): 231,71

Prazo limite para início

da operação: mar/2023

Prazo de concessão:

30 anos

Capacidade da subestação:

1 subestação de

525 para 230 kV:

2.016 MVA

4 subestações de

230 para 138 kV:

1.350 MVA

Nota: 1 Valor base dezembro de 2017.

PR

Uso de drones para lançamento dos cabos


• Celebrados contratos de financiamento junto ao BNDES e Banco da

Amazônia S.A. (BASA) para implantação do projeto.

• Iniciada a montagem das torres das linhas de transmissão, da nova

subestação e ampliação das subestações existentes.

• Licença de instalação emitida pelo Ibama.

• Entrada em operação prevista para dezembro de 2021.

Assegurado o financiamento do projeto.

NOVO ESTADO TRANSMISSORA DE ENERGIA

Projeto de

Transmissão

Novo Estado – PA/TO

Capex estimado: R$ 3,0 bilhões1

RAP contratada (R$ mm): 313,11

Prazo limite para início

da operação: mar/2023

Prazo de concessão:

30 anos

Subestações:

1 nova

subestação

de 500 Kv

Expansão de 3

subestações

existentes

Nota: 1 Valor base março 2020, desconsiderando custo de aquisição.

PA

TO

• Cerca de 1.800 km de linhas de

transmissão 500kV, cruzando 22

municípios

SE XINGU 500 KV

(AMPLIAÇÃO)

SE MIRACEMA

500 KV

(AMPLIAÇÃO)

SE ITACAIUNAS

500 KV

(AMPLIAÇÃO)

SE SERRA

PELADA

500 KV

(NOVA)

Montagem das torres


Atualmente, a Companhia tem em seu portfólio diversos projetos em desenvolvimento. Abaixo estão alguns deles.

Centrais Fotovoltaicas Assú I, II, III e IV – RN

Capacidade Instalada: 120 MW

CE Sto. Agostinho - RN


CE Umburanas – BA (Fase II)


Conjunto Fotovoltaico Alvorada - BA


CE Campo Largo – BA (Fase III)


Conjunto Fotovoltaico Campo Largo – BA



DESEMPENHO FINANCEIRO


7.010

8.795

9.804

2.4943.209

+28,7%

2018 3T202017 3T192019

2.005

2.315 2.311

743

490

-34,0%

20182017 2019 3T19 3T20

A eficiência na administração do portfólio e o foco em estratégias de contratação têm possibilitado a geração de resultados

consistentes, mesmo durante períodos de instabilidade econômica e ciclos de investimento acelerado.

Receita Operacional Líquida

(R$ milhões)

Ebitda

(R$ milhões)

Lucro Líquido

(R$ milhões)

3.520

4.367

5.163

1.581 1.433

-9,4%

2018 3T202017 2019 3T19


% da receita

operacional líquida

4º Trimestre

3º Trimestre

2º Trimestre

1º Trimestre

25%25%

27%

8.795

23% 21%

2013

27%

24%

27%

2014

25%

24%

25%

27%

23%

26%

2015

22%

26%29%

27%

24%

32%

8.490

38%

27%

21% 24%

25%

27%

23%

25%

26%

25%

25% 23%

6.512

28%

25%

24%

25%

26%

2016

24%

31%

24%

29%

20202017

21%

25%

2018 2019

25%5.569

24%

6.4427.010

9.804

6.472

Evolução da receita operacional líquida (R$ milhões)

Geração e comercialização - portfólio

Trading

Transmissão

Painéis solares

Nota: 1Aparentes erros de soma são efeitos de arredondamento.

43

TradingVolume

de vendas

ROL 3T20TransmissãoOutrosExportaçãoPreço médio

de vendas

Curto prazo/

CCEE

ROL 3T19 Painéis

solares

42

2.120 2.163

287

37 31

718

24468

786

18

(3)

2.494 (84)

3.2091

(43)1715


CONTRIBUIÇÃO DO RESULTADO DA TRANSPORTADORA ASSOCIADA DE GÁS (TAG) AO EBITDA DA COMPANHIA

Participação de 32,5% na TAG resultou em contribuição de R$ 102,3 milhões no Ebitda da Companhia no 3T20, via equivalência

patrimonial.

Demonstração do Resultado TAG (R$ milhões)

Contribuição para Ebitda1

1.541

320

(563)

(407)(31)

ROL TAG

3T20

Custo dos

serviços

Despesas gerais,

administrativas

Resultado

financeiro

(220)

IR e CSLL Lucro líquido

TAG 3T20

102

Nota: 1 Considera ajuste negativo de participação societária de R$ 1,8 milhão, no período de 01 a 20.07.20.


27%31%

24%

2016

28%

21%

2018

24%

20%

20152013

10%

26%

25%

23%

23%

31%

20%

31%

32%

34%

5.163

29%

4.196

34%

20%

10%24%

21%

27%

24%35%

2014

25%

19%28%25%

31%

25%

24%

2017

25%

26%

25%

24%

31%

24%

3.115

2019 2020

3.043 3.1762.895

3.520

4.367

Notas: 1 Considera o efeito combinado de variações de receita e despesa. 2 Aparentes erros de soma são efeitos de arredondamento.

% do Ebitda

anual acumulado

4º Trimestre

3º Trimestre

2º Trimestre

1º Trimestre

Evolução da Ebitda (R$ milhões)

Geração e comercialização - portfólio

Trading

Transmissão

Painéis solares

Equivalência patrimonial (TAG)

Curto prazo/

CCEE1

Remuner.

ativos

financeiros

Painéis

solares

Transmissão Trading Equivalência

patrimonial

(TAG)

Preço e

volume

de

vendas

Ebitda

3T19

Ebitda

3T20

ExportaçãoCompras

para

portfólio

Indenização

fornecedor

UTPS

1.5351.274

34 31 14

508122

5

21102

5(2) (17)

(321)

55

(3)

(24)

Outros

(2)

1.581

1.4332(42)

48


30%

1.548

22%

20%

28%

2013

21%

21% 22%5%

39%

35%

21%

2014 2018

23%

14%

23%

40%

27%

17%

33%

21%

24%5% 29%

32%

39%

43%

2.311

1.768

28%

21%22%

21%

20%35% 40%

23%

14%

23%21%

28%

23%

30%

20192015

22%

25%26%

31%

2016

18%

35%

2017 2020

25%

1.437 1.3831.501

2.005

2.315

% do lucro líquido

anual acumulado

4º Trimestre

3º Trimestre

2º Trimestre

1º Trimestre

Evolução do lucro líquido (R$ milhões)

EbitdaLucro líquido

3T19

Resultado

financeiro

IR e CSLL Depreciação

e amortização

Lucro líquido

3T20

743

490

197 2 (149)

(303)


Geração de valor ao acionista: elevados níveis de ROE e ROIC.

Fonte: Estudo interno da ENGIE Brasil Energia baseado nas Demonstrações Financeiras da Companhia.

Notas:1 ROE: lucro líquido dos últimos 4 trimestres / patrimônio líquido.2 ROIC: taxa efetiva x EBIT / capital investido (capital investido: dívida – caixa e eq. caixa – depósitos vinculados ao serviço da dívida + PL).

29,3

36,6

33,0 32,4 33,4

3T202017 20192018 3T19

22,8 23,020,8

19,6 18,9

2017 2018 3T203T192019

ROE1 - Retorno sobre o Patrimônio Líquido (%) ROIC2 - Retorno sobre o Capital Investido (%)


Notas:1 Dívida líquida de operações de hedge.2 Funds from Operations. 3 Ebitda nos últimos 12 meses.

Dívida em Moeda Local FFO2 / Dívida Total% Dívida Líquida / LTM Ebitda3Dívida Total / LTM Ebitda3

Dív

ida T

ota

l / Eb

itda

3

(R$ m

ilh

ões)

SEM EXPOSIÇÃO CAMBIAL

Ajuste do nível de endividamento, com custo competitivo, viabilizam oportunidades de crescimento.

Overview da Dívida (R$ milhões)

6.7381

9.4981

14.4371

Caixa e

equivalentes

Depósitos

vinculados

Dívida líquida

3T20

100%

100%

100%

100%

11.207

17.1341 5.697

230

2017 2018 2019 3T20

1,3x

1,6x

2,0x 2,0x1,9x

2,2x

2,8x

3,1x

0,46

0,380,29

0,18


Notas:1 Não produz efeito no caixa da Companhia.2 Os valores de juros e variação monetária referem-se apenas à dívida financeira da Companhia (empréstimos, financiamentos e debêntures).

Evolução da dívida líquida (R$ milhões)

Aquisições Investimentos Dividendos

e JCP

pagos

Dívida

líquida

30/06/2020

Concessões

pagas

Arrendamen-

tos pagos

Atividades

operacionais

Variação

capital de

giro

Juros

apropriados1,2

IR e

CSLL

pagos

Variação

monetária

dívidas,

liq.1,2

Juros

capitalizados

10.77211.207

798328 211 83 78 56 37 29 (1.204)514

Dívida

líquida

30/09/2020


CUSTO COMPETITIVO E INDEXADORES DEFENSIVOS

Rating AAA e forte geração de caixa garantem custo de dívida competitivo para financiar o crescimento.

Novo ciclo de expansão representou oportunidade para otimizar a estrutura de capital da Companhia.

Cronograma de vencimento da dívida (R$ milhões) Composição do endividamento

Custo nominal da dívida: 6,8% a.a.

(7,6% no 3T19)Prazo médio da dívida: 5,8 anos

TJLP19%

IPCA54%

CDI16%

Fixo11%

2.917

217

2.640

1.3711.820 1.590

4.098

1.624

661196

out/20 a

set/21

out a

dez/21

2022 2023 2024 2025 2026 a

2030

2031 a

2035

2036 a

2040

2041 a

2044

Fixo

CDI

TJLP

IPCA


Notas:1 Não considera juros incorridos sobre a construção.2 Considera a aquisição de participação na TAG, cujo fechamento da operação ocorreu em 13/06/2019.

Ebitda

Lucro Líquido

Financiados com capital próprio,

incluindo aquisições

Financiados com dívida, incluindo

dívidas assumidas nas aquisições1

O plano de expansão e investimentos em manutenção são suportados por uma sólida geração de caixa e prudente estratégia de funding.

Investimentos realizados/orçados e respectivas fontes de financiamento (R$ milhões)

5541.066

(277)(909)

1.530636

2.386 5.1802

5.3721.274

1.190

5.538

3.452

4.9032 4.463

2.804

241

2016 2017 2018 2019

2020E

2021E 2022E

3.176

4.3675.163

1.5482.005

2.315 2.311

1.6

74

3.8

64

3.520


Notas: 1 Para fins de comparabilidade entre os anos, houve ajuste do dividendo por ação decorrente da bonificação aprovada em 07/12/2018. 2 Considera o lucro líquido ajustado do exercício.3 Baseado no preço de fechamento ponderado por volume das ações ON no período.4 Os valores de 2019 foram reapresentados tendo em vista a retenção dos dividendos complementares ref. ao exercício de 2019 pela AGO.

• Dividendo mínimo estatutário de 30% do lucro líquido ajustado

• Compromisso da Administração: payout mínimo de 55% do lucro líquido ajustado

• Ao menos dois proventos por ano

Dividendos (calculados sobre o lucro líquido distribuível)

Dividendo por Ação1 (R$) Payout2 Dividend Yield3

0,930,76 0,81

1,751,90 1,81

0,96 1,02

1,82

2,45

2,79

1,53

0,8372%58% 55%

100% 100% 100%

55% 55%

100% 100% 100%

57% 55%

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 20194 6M20

5,7% 5,0% 4,5%8,2% 7,1% 6,3%

3,5% 3,7%6,1% 8,6% 9,2%

3,5% 1,9%


SETOR ESTRATÉGICO

✓ Perfil defensivo em tempos de crise

✓ Projetos com alta financiabilidade

✓ Diversificação entre os segmentos do setor de energia

LIDERANÇA NO SETOR

✓ Maior grupo produtor independente de energia no

Brasil

✓ Valor de mercado: R$ 32,9 bilhões em 30/09/2020

✓ Controlada pela ENGIE S.A., líder mundial em

energia

ALTO PADRÃO DE GOVERNANÇA

CORPORATIVA E SUSTENTABILIDADE

✓ Equipe diversificada e capacitada

✓ Controlador de primeira linha

✓ Integrante do Novo Mercado e ISE (desde que foi

criado em 2005) da B3

CLARA ESTRATÉGIA COMERCIAL

✓ Alta contratação nos próximos anos

✓ Portfólio balanceado entre clientes livres e

regulados

✓ Aproveitamento de janelas de oportunidade

ALTO DESEMPENHO OPERACIONAL

✓ Índices de disponibilidade de referência mundial

✓ Usinas certificadas segundo a ISO 9001, 14001 e OHSAS 18001

✓ Uso de alta tecnologia na operação remota e manutenção preditiva

DESEMPENHO FINANCEIRO ESTÁVEL

✓ Forte geração de caixa

✓ ROE e ROIC acima da mediana do setor

✓ Ausência de exposição cambial

PREVISIBILIDADE DO FLUXO DE CAIXA

✓ Contratos indexados à inflação

✓ Base hídrica, mas com diversificação em fontes

complementares e gestão de portfolio ativa

✓ Estratégia de contratação de longo prazo

EXCELENTE CLASSIFICAÇÃO DE RISCO

✓ A Fitch Ratings atribui à Companhia Rating Nacional

de Longo Prazo como ‘AAA(bra)’ e em escala global

“BB”, um nível acima do rating soberano


MATERIAL DE APOIO


Notas:1 Parte da ENGIE Brasil Energia.2 Complexo composto de três usinas.3 Conjunto composto por 18 centrais eólicas.4 Conjunto composto de 11 centrais eólicas.5 Conjunto composto de oito centrais eólicas.6 A transferência para a Cia da participação de 40,0% da ENGIE Brasil Part. na UHE Jirau deverá ser avaliada

oportunamente.7 Considera a revisão da garantia física em vigor a partir de 1º janeiro de 2018, conforme Portaria MME 178/2017.

GeraçãoCapacidade Instalada

(MW)

Capacidade Comercial

(MWm)

26 Jirau (Hidro)6 1.500,0 884,6

27 Conjunto Campo Largo II (Eólica) 361,2 192,5

Total 1.861,2 1.077,1

Capacidade instalada de geração

de energia de 8.710,5 MW

(4.970,9 MWm), 4.500 Km de

gasodutos em operação e ~2.800

Km de linhas de transmissão em

implantação.

Transmissão Tamanho Subestações

28 Gralha Azul ~ 1.000 km 5

29 Novo Estado ~ 1.800 km1 nova e expansão de

3 existentes

Total ~ 2.800 km

Expansão

Gasodutos TamanhoEstações de

compressão

25 Transportadora Associada de Gás (TAG) 4.500 Km 11

Usinas HidrelétricasCapacidade

Instalada (MW)

Capacidade

Comercial (MWm)7

1 Salto Santiago 1.420,0 733,3

2 Itá 1.126,91 564,71

3 Salto Osório 1.078,0 502,6

4 Cana Brava 450,0 260,8

5 Estreito 435,61 256,91

6 Jaguara 424,0 341,0

7 Miranda 408,0 198,2

8 Machadinho 403,91 165,31

9 São Salvador 243,2 148,2

10 Passo Fundo 226,0 113,1

11 Ponte de Pedra 176,1 133,6

Total 6.391,7 3.417,7

Usinas TermelétricasCapacidade

Instalada (MW)

Capacidade

Comercial (MWm)

12 Complexo Jorge Lacerda2 857,0 649,9

13 Pampa Sul 345,0 323,5

Total 1.202,0 973,4

Usinas ComplementaresCapacidade

Instalada (MW)

Capacidade

Comercial (MWm)

14 Conjunto Umburanas (Eólica)3 360,0 213,3

15 Conjunto Campo Largo I (Eólica)4 326,7 166,5

16 Conjunto Trairi (Eólica)5 212,6 100,8

17 Ferrari (Biomassa) 80,5 35,6

18 Assú V (Solar) 30,0 9,2

19 Lages (Biomassa) 28,0 16,5

20 Rondonópolis (PCH) 26,6 14,0

21 José G. da Rocha (PCH) 24,4 11,9

22 Ibitiúva (Biomassa) 22,91 12,01

23 Nova Aurora (Solar) 3,0 n/a

24 Tubarão (Eólica) 2,1 n/a

Total 1.116,8 579,8

Legenda

Termelétrica

Hidrelétrica

Complementar

Em Construção 1

2

3

810

1219

9

5

11

2120

22

16

23

17

27

24

Legenda

Termelétrica

Hidrelétrica

Complementar

Expansão

26

Transmissão

4

67

1514

18

TAG

25

25

13

29

29

28


DETALHAMENTO DOS CONTRATOS E PERFIL DE ENDIVIDAMENTO

Alto nível de contratação no ambiente regulado, por um prazo médio aproximado de 10 anos.

Estrutura de financiamento com custo competitivo e protegido da variação cambial.

Gasoduto

Tamanho

aprox.

(km)

Maturidade

do

Contrato1

Término

da

Autorização

Volumes

Contratados

(MM m³/dia)

% da Receita

Operacional

Líquida2

Índice de

reajuste

Gasene 1.400 nov-2033 mar-2039 30,3 36,9% IGPM/CPI/FX

Malha NE 2.000 dez-2025 mar-2039 21,6 24,0% IGPM

Pilar-Ipojuca 200 nov-2031 nov-2041 15,0 6,6% IGPM

Urucu-Coari-

Manaus800 nov-2030 nov-2040 6,7 32,5% IGPM/IPCA

Lagoa Parda

Vitória100

Em

negociaçãomar-2039 0,7 - IGPM

Total ~4.500 74,3 100,0%

Notas: 1 Após o vencimento dos contratos, será iniciado um ciclo de revisão tarifária de cinco anos, que determinará a

receita máxima permitida (RAP).2 Variações na representatividade da receita entre os contratos podem ocorrer.

Composição da Dívida – TAG

em 30/09/2020

Mercado interno: ~CDI + 1,80% a.a., com amortizações semestrais

e vencimento em junho/2026.

Mercado externo*: Libor + spread inicial de 2,3%, com amortizações

semestrais e vencimento em junho/2027.

*A parcela da dívida em moeda estrangeira foi convertida pelo Ptax de 30/09/20

de R$ 5,6407 e está atrelada ao faturamento em dólar americano de uma

parcela do contrato Gasene, havendo assim uma simetria entre a receita e o

serviço da dívida.

Detalhamento dos contratos

Mercado externo

Mercado interno R$ 13,9 bilhões

R$ 14,7 bilhões


3T20

47%

22%22%

47%

28%

3T19

50%

28%

25%

1.403 1.460

16%

35%

47%

2%

13%

Operações

55%

45%

1.095

365

Administrativo

87%

Nota:1 Não considera os empregados lotados em projetos em construção.

79%

21%

37%

37%

16%

7% 3%

Número de empregados Por gênero

Por faixa etária Por formação

Administrativo

Geração Renováveis

Geração Térmica

25 a 34

45 a 54

Menos de 25

35 a 44

Mais de 55

Pós-Graduação

2º Grau

Universitária

1º Grau

Masculino

Feminino


Item Dimensão2

Indicador3 Temas materiais Indicador GRI

4 3T20 3T19 Variação 9M20 9M19 Variação

1 Número de usinas em operação 102-7, EU1 60 60 0 60 60 0

2 Capacidade instalada operada (MW) 102-7, EU1 10.431 10.430 0,0% 10.431 10.430 0,0%

3 Capacidade instalada própria (MW) 102-7, EU1 8.710 8.710 0,0% 8.710 8.710 0,0%

4 Número de usinas certificadas 102-16, EU6 12 12 0 12 12 0

5 Capacidade instalada certificada (MW) 102-16, EU6 8.127 8.127 0,0% 8.127 8.127 0,0%

6 Capacidade instalada certificada em relação à total 102-16, EU6 77,9% 77,9% 0,0 p.p. 77,9% 77,9% 0,0 p.p.

7 Capacidade instalada proveniente de fontes renováveis 102-7, EU1 9.229 9.228 0,0% 9.229 9.228 0,0%

8Capacidade instalada proveniente de fontes renováveis em

relação à total102-7, EU1 88,5% 88,5% 0,0 p.p. 88,5% 88,5% 0,0 p.p.

9 Geração de energia total (GWh) EU2 12.274 11.503 6,7% 24.944 32.611 -23,5%

10 Geração de energia certificada 102-16, EU6 9.196 8.692 5,8% 18.075 26.338 -31,4%

11 Geração certificada em relação à total 102-16, EU6 74,9% 75,6% -0,6 p.p. 72,5% 80,8% -8,3 p.p.

12 Geração de energia proveniente de fontes renováveis (GWh) EU2 10.889 9.730 11,9% 21.173 29.073 -27,2%

13 Geração proveniente de fontes renováveis em relação à total EU2 88,7% 84,6% 4,1 p.p. 84,9% 89,2% -4,3 p.p.

14Disponibilidade do parque gerador, descontadas as paradas

programadasEU30 96,3% 97,0% -0,7 p.p. 95,5% 97,1% -1,7 p.p.

15Disponibilidade do parque gerador, consideradas as paradas

programadasEU30 90,1% 86,9% 3,2 p.p. 89,8% 89,8% 0,0 p.p.

16 Total de mudas plantadas e doadas 304-1, 413-1 77.843 96.152 -19,0% 238.220 296.799 -19,7%

17 Número de visitantes às usinas e educação ambiental 413-1 8.779 26.921 -67,4% 18.712 65.210 -71,3%

18 Emissões de CO2 (usinas a combustíveis fósseis) (t/MWh) D305-1, D305-2, D305-3 0,646 0,694 -6,9% 0,692 0,787 -12,1%

19Emissões de CO2 do parque gerador da ENGIE Brasil Energia

(t/MWh)D305-1, D305-2, D305-3 0,073 0,107 -31,8% 0,105 0,088 18,8%

20 Taxa de Frequência (TF) empregados próprios5 403-2 1,561 0,000 0,550 0,000

21 Taxa de Gravidade (TG) empregados próprios6 403-2 0,023 0,000 0,008 0,000

22Taxa de Frequência (TF) empregados próprios + prestadores de

serviços longo prazo5 403-2 0,832 3,290 0,845 1,730

23Taxa de Frequência (TF) prestadores de serviço curto prazo + obras

em construção5 403-2 1,033 0,000 0,687 0,810

24 Investimentos não incentivados 201-1, 413-1 1.694,0 822,7 105,9% 6.197,0 2.514,4 146,5%

25 Investimentos pelo Fundo da infância e adolescência - FIA 201-1, 413-1 92,0 495,0 -81,4% 562,2 2.101,4 -73,2%

26 Investimentos pela Lei de Incentivo à cultura - Rouanet 201-1, 413-1 1.958,0 4,5 43411,1% 2.171,0 5.792,4 -62,5%

27 Investimentos pela Lei de incentivo ao esporte 201-1, 413-1 240,0 0,0 - 240,0 340,0 -29,4%

28Investimentos pelo Programa Nacional de Apoio à Atenção

Oncológica - PRONON201-1, 413-1 0,0 0,0 - 0,0 0,0 -

29Investimentos pelo Programa Nacional de Apoio à Atenção da

Saúde da Pessoa com Deficiência - PRONAS/PCD201-1, 413-1 0,0 0,0 - 0,0 0,0 -

30 Investimentos pelo Fundo Municipal do Idoso 201-1, 413-1 221,0 100,0 121,0% 800,8 683,1 17,2%

Qualidade

- Priorização de fontes

renováveis para a

geração de energia

- Gestão de Emissões

Meio

Ambiente e

Mudanças

do Clima

Saúde e

Segurança

Responsa-

bilidade

Social7

- Gestão de Emissões

- Impulso à prosperidade

das comunidades locais

- Biodiversidade

- Segurança das equipes

e das comunidades

- Fomento a boas

práticas socioambientais

entre fornecedores e

clientes

- Geração de resultado

econômico e

compartilhamento de

valor com a sociedade

- Impulso à prosperidade

das comunidades locais

Notas:1 Informações adicionais sobre a sustentabilidade na Companhia

estão no Relatório de Sustentabilidade(www.engie.com.br/investidores/informacoes-financeiras).2 Referência: Política ENGIE de Gestão Sustentável.3 Números em 30/09/20204 GRI: Global Reporting Initiative, versão Standards ecomplemento setorial G4.5 TF = nº de acidentes do trabalho ocorridos em cada milhão dehoras de exposição ao risco.6 TG = nº de dias perdidos com os acidentes de trabalhoocorridos em cada mil horas de exposição ao risco.7 Valores em milhares de reais (R$).


Eduardo Sattamini

Diretor Presidente e de Relações com Investidores

[email protected]

Rafael Bósio

Gerente de Relações com Investidores

[email protected]

(48) 3221 7225

www.engie.com.br/investidores

engie brasil energia apresentação de resultados 3t205/11/2020 engie brasil energia s.a....

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