018376000101011 (15).pdf

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São Paulo, 30 de outubro de 2023 – A ISA CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (“ISA CTEEP”, “Companhia”, B3: TRPL3
e TRPL4), anuncia seus resultados do terceiro trimestre de 2023 (3T23). Os Resultados Regulatórios estão apresentados de acordo procedimentos e
diretrizes emitidos pelo Órgão Regulador e conforme as políticas contábeis estabelecidas no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE), com
o objetivo de colaborar com o entendimento do negócio da Companhia. Os resultados regulatórios são auditados anualmente pelo mesmo auditor
independente das demonstrações financeiras societárias e não são revisadas trimestralmente. Adicionalmente, é possível encontrar os resultados de
acordo com as normas da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e os Pronunciamentos Técnicos do Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC)
aplicáveis e em conformidade com as normas internacionais de contabilidade (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB)
na seção de “Anexos” deste documento.
¹ajustado pela participação do acionista não controlador.
Teleconferência 3T23
Teleconferência em português com tradução simultânea para inglês
Data: 31 de outubro de 2023 Horário: 10h00 (BRT) / 09h00 (EST)
O evento será transmitido via Zoom, através do link a seguir: clique aqui
Todos dados para conexão disponíveis no site de Relações com Investidores:
www.isacteep.com.br/ri
EBITDA R$ 876,6 milhões (+17,9%)
CapEx R$ 528,4 milhões (+12,2%)
Lucro líquido R$ 474,5 milhões (+22,7%)
Dívida líquida R$ 7.721,3 milhões (+6,3%)
PMSO: R$ 183,3 milhões (+16,9%)
Destaques financeiros 3T23
Indicadores
Regulatórios
(R$ Milhões) 3T23 3T22 Var (%) 9M23 9M22 Var (%)
Receita Líquida 1.092,5 919,3 18,8% 2.875,8 2.367,6 21,5%
PMSO -183,3 -156,8 16,9% -525,5 -479,7 9,5%
PMSO Gerenciável -169,6 -143,6 18,1% -498,0 -435,8 14,3%
EBITDA 876,6 743,3 17,9% 2.302,4 1.830,3 25,8%
Margem EBITDA 80,2% 80,9% -0,6 p.p 80,1% 77,3% 2,8 p.p
Lucro Líquido¹ 474,5 386,7 22,7% 1.041,7 573,3 81,7%
Margem Líquida 43,4% 42,1% 1,4 p.p 36,2% 24,2% 12,0 p.p
ROE (12 meses) 16,8% 9,6% 7,3 p.p 16,8% 9,6% 7,3 p.p
Dívida Líquida 7.721,3 7.265,4 6,3% 7.721,3 7.265,4 6,3%
CapEx (ex-M&A) 528,4 470,9 12,2% 1.449,5 1.443,7 0,4%
Consolidado

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Destaques do Período
ISA CTEEP sagra-se vencedora do Lote 1 do Leilão de Transmissão 01/2023
Em agosto de 2023, a ISA CTEEP sagrou-se vencedora do Lote 1, nomeado
como projeto Serra Dourada, com lance de Receita Anual Permitida (“RAP”)
de R$ 284 milhões, o projeto está localizado nos estados da Bahia e Minas
Gerais e conta com investimento ANEEL de R$ 3.157 milhões.
O empreendimento irá viabilizar o fluxo de projetos de geração renovável
na região oeste da Bahia e Minas Gerais, com destaque para usinas eólicas
e solares, além de permitir novos pontos de conexão nas áreas onde as
novas subestações serão construídas.
Adicionalmente ao lote 1, a Companhia também arrematou neste leilão os
lotes 7 (Projeto Itatiaia) e 9 (Projeto Água Vermelha), somando o
investimento total de R$ 5.593 milhões e RAP de R$ 510 milhões para os
três empreendimentos. Clique aqui para acessar o fato relevante ou clique
aqui para acessar a teleconferência
ISA CTEEP Day
Em 26 de setembro de 2023 a ISA CTEEP realizou a sua reunião pública anual
e abordou as principais alavancas de valor que impulsionam sua estratégia,
realizações recentes, plano de crescimento, iniciativas de inovação,
compromissos com a sustentabilidade, disciplina na gestão de projetos,
aspectos regulatórios da geração de receita, e como esta estratégia se traduz
em geração de valor diferenciada aos acionistas
O evento contou com a presença dos executivos da Companhia e foi realizado
na modalidade híbrida. Clique aqui para acessar a apresentação e Clique aqui
assistir ao vídeo do evento na íntegra.
Operação Comercial do Projeto Triângulo Mineiro
O projeto Triângulo Mineiro (contrato 007/2020), que pertence a IEMG,
subsidiária 100% ISA CTEEP, entrou em operação em agosto, com
antecedência de mais de um ano e meio em relação ao prazo estipulado pela
ANEEL. O investimento realizado foi de aproximadamente R$ 480 milhões e a
RAP do empreendimento é de R$ 42 milhões (ciclo tarifário 2023/2024). O
projeto refere-se ao empreendimento do lote 07 do Leilão de Transmissão
02/2019. Clique aqui para acessar detalhes.
O projeto está localizado no estado de Minas Gerais e contempla duas linhas de transmissão com 158 quilômetros de
extensão e quatro subestações digitais, sendo três subestações novas e a ampliação de uma subestação pertencente à
outra transmissora que, juntas, totalizam 1.600 MVA de potência. Clique aqui para acessar o comunicado ao mercado.
Para mais informações, veja o vídeo do projeto.

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Considerações sobre as informações financeiras
As informações financeiras apresentadas neste documento foram para o trimestre social findo em 30 de setembro de
2023, foram preparadas de acordo com as normas, procedimentos e diretrizes emitidos pelo Órgão Regulador e
conforme as políticas contábeis estabelecidas no Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, aprovado pela Agência
Nacional de Energia Elétrica – ANEEL através da Resolução Normativa nº 933 em 28 de maio de 2021 e orientações do
Despacho nº 2.904 de 17 de setembro de 2021 da ANEEL.
A informação denominada EBITDA (Lucro Antes dos Juros, Impostos sobre a Renda e Contribuição Social, Depreciação
e Amortização – LAJIDA) está apresentada de acordo com a Resolução CVM 156/22.
Adicionalmente, as informações financeiras e operacionais incluídas nesta discussão de resultados são sujeitas a
arredondamentos e, como consequência, os valores totais apresentados nas tabelas e gráficos podem diferir da
agregação numérica direta dos valores que os precedem.
Segue o cálculo do EBITDA na contabilidade IFRS de acordo com a Resolução CVM 156/22:
Segue o cálculo do EBITDA na contabilidade Regulatória a partir do EBITDA CVM 156/22:
(R$ milhões) 3T23 3T22 9M23 9M22
(=) Lucro Líquido IFRS 470,0 476,9 1.819,8 1.719,7
(+) Particip. do Acionista não controlador 16,1 16,1 34,7 39,6
(+) IRPJ/CSLL 160,5 123,9 532,7 498,2
(+) Equivalência Patrimonial -51,1 -144,8 -378,8 -454,6
(+) Resultado Financeiro 149,5 125,5 641,0 657,1
(+) Depreciação/Amortização 6,4 6,8 19,1 20,3
(=) EBITDA IFRS 751,5 604,4 2.668,5 2.480,3
(-) Equivalência Patrimonial 51,1 144,8 378,8 454,6
(=) EBITDA IFRS CVM 156/2022 802,6 749,2 3.047,3 2.934,9
Consolidado
Consolidado
(R$ milhões) 3T23 3T22 Var (%) 9M23 9M22 Var (%)
EBITDA IFRS (CVM 156/22) 802,6 749,2 7,1% 3.047,3 2.935,0 3,8%
(-) Receita de implementação da infraestrutura -673,0 -518,4 29,8% -1.712,5 -1.439,3 19,0%
(-) Remuneração dos ativos de concessão -695,4 -385,8 80,3% -2.333,2 -2.235,4 4,4%
(-) Ganho de eficiência na implementação da infraestrutura -2,5 -61,4 -96,0% -54,5 -78,4 -30,5%
(-) Receita de O&M -310,5 -420,6 -26,2% -994,1 -1.057,7 -6,0%
(+) Receita de uso da rede elétrica 1.239,3 1.095,6 13,1% 3.282,0 2.820,5 16,4%
(+) Outras receitas 3,2 2,4 29,8% 6,9 6,9 0,8%
(+) PIS e COFINS diferidos 48,9 14,8 231,3% 153,7 132,2 16,3%
(+) Custo de implementação da infraestrutura 529,2 426,7 24,0% 1.325,4 1.231,7 7,6%
(-) Custo de O & M 7,1 5,4 30,8% 12,8 21,1 -39,3%
(-) Despesas gerais e administrativas 0,0 -0,1 n.a 2,1 3,0 -29,7%
(-) Equivalência patrimonial 28,6 -90,0 n.a -159,2 -387,5 -58,9%
(-) Outras receitas (despesas) operacionais -25,1 -17,8 40,4% -58,4 -52,8 10,6%
EBITDA REGULATÓRIO (CVM 156/22) 956,1 798,2 19,8% 2.522,0 1.897,4 32,9%
(-) Equivalência Patrimonial -79,7 -54,8 45,3% -219,7 -67,1 227,3%
EBITDA REGULATÓRIO 876,4 743,3 17,9% 2.302,4 1.830,3 25,8%

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ÍNDICE
DESEMPENHO OPERACIONAL 6
DESEMPENHO FINANCEIRO (RESULTADOS REGULATÓRIOS) 7
RECEITA OPERACIONAL 7
CUSTOS E DESPESAS DE O&M 9
OUTRAS RECEITAS E DESPESAS OPERACIONAIS 10
EBITDA E MARGEM 10
RESULTADO FINANCEIRO 11
EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 11
IRPJ E CSLL 12
LUCRO LÍQUIDO¹ 12
COMPARATIVO DE RESULTADOS (REGULATÓRIO VS. IFRS) 13
ENDIVIDAMENTO 15
INVESTIMENTOS 16
INVESTIMENTOS EM REFORÇOS E MELHORIAS 16
INVESTIMENTOS EM PROJETOS GREENFIELD 17
MERCADODECAPITAIS 18
COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA 18
DESEMPENHO DAS AÇÕES 18
PROVENTOS 19
SUSTENTABILIDADE | DESEMPENHO ASG³ 20
EVENTOS DO PERÍODO 24
EVENTOS SUBSEQUENTES 24
OUTRAS INFORMAÇÕES RELEVANTES 25
RAP CICLO 2023/2024 25
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA (RTP) 2023 – CONTRATOS LICITADOS 27
RENOVAÇÃO DA CONCESSÃO - CONTRATO 059/2001 (RBNI/RBSE) 27
PLANO DE COMPLEMENTAÇÃO DE APOSENTADORIA – LEI 4.819/58 29
GLOSSÁRIO 30
ANEXOS 32

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DESEMPENHO OPERACIONAL
O desempenho operacional da ISA CTEEP é uma referência no setor. A Companhia realiza de forma constante e minuciosa
a gestão de seus indicadores operacionais com destaque para o Índice de Energia Não Suprida (“IENS”), obtido pela
relação percentual entre o total de energia não suprida durante todas as ocorrências no período e a energia total que
seria suprida na ausência das interrupções, ou seja, representa a energia que deixou de ser consumida em decorrência
de uma interrupção. A gestão adequada do IENS é de suma importância para o negócio de Transmissão uma vez que,
as companhias que atuam nesse segmento são remuneradas pela disponibilidade de seus ativos por meio da Receita
Anual Permitida (“RAP”) e, eventuais indisponibilidades podem acarretar redução da receita auferida por meio de um
desconto denominado Parcela Variável ("PV").
No 9M23, o IENS¹² da Companhia totalizou 0,000423% vs. 0,000345% no 9M22. Como referência, o Sistema Interligado
Nacional (“SIN”), registrou 0,0010%³
¹ O índice de referência disponibilizado no relatório de indicadores de desempenho calculado pelo ONS.
² são considerados apenas ativos da rede básica.
³ Dado disponibilizado no relatório de setembro/2023 pelo SIN.
Disponibilidade de ativos
*São considerados apenas ativos da rede básica
**O ONS/ANEEL calcula o indicador para famílias de equipamento, que é a junção do tipo e nível de tensão.
***Os resultados consolidados apresentados são a média das famílias subordinadas a elas.
**** Dados acumulados até agosto/2023.
**** No mês de setembro, foram realizadas alterações na metodologia de cálculo para melhor acurácia dos indicadores, a qual consiste em, ao invés
de utilizar o SIGO para calcular os indicadores, a Companhia passou a utilizar os resultados publicados para funções de transmissão pelo ONS,
mensalmente.

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DESEMPENHO FINANCEIRO (Resultados Regulatórios)
Receita Operacional
¹RAP referente a parcela de operação e manutenção dos ativos existentes considerados no processo de renovação do contrato 059/2001.
A receita bruta consolidada atingiu R$ 1.251,7 milhões no 3T23, um incremento de R$ 145,5 milhões em relação ao
3T22 (+13,1%), que explicado, principalmente:
▲ reajuste do ciclo tarifário ocorrido em julho/23, para o ciclo 2023/2024 (vide sessão RAP Ciclo 2023/2024 deste
documento (clique aqui) que trouxe como principais variações: (i) a recomposição integral da receita de RBSE
após o reperfilamento do componente financeiro (Ke) (vide sessão de renovação da concessão do contrato
059/2001 deste documento (clique aqui)) e; (ii) a atualização da RAP pelo IPCA do período (3,94%).
▲ energização de três projetos greenfield – Biguaçu, Itaúnas e Triângulo Mineiro – entre os períodos e pelo início
das operações de 67 projetos de Reforços e Melhorias nos últimos 12 meses. Destaca-se que a receita de parte
dos projetos de Reforços e Melhorias energizados será habilitada nas próximas Revisões Tarifárias Periódicas
(RTP), previstas para acontecer em 2024 e 2028.
▼ parcialmente compensado por (i) pela variação entre as Parcelas de Ajuste das RAPs Ciclo 22/23 e 23/24; (ii)
menor volume de antecipações; (iii) redução dos encargos regulatórios incorporados na receita bruta; e (iv)
maior incidência de Parcela Variável (PV).
Devido aos mesmos efeitos mencionados acima, a receita bruta consolidada acumulada nos 9M23 atingiu R$ 3.315,2
milhões, aumento de R$ 471,1 milhões (+16,6%) em relação ao mesmo período do ano anterior.
As deduções da receita bruta, que incluem tanto os tributos PIS e Cofins, diretamente proporcionais à receita, quanto
encargos regulatórios (CDE e Proinfa), que sofrem influência da participação dos consumidores livres, atingiram R$
159,3 milhões no 3T23, diminuição de 14,8% em relação ao 3T22, explicado pela redução do consumo efetivo dos
consumidores livres. Na comparação trimestral, a receita líquida foi R$ 173,2 milhões maior (+18,8%) em relação ao
mesmo período do ano anterior, totalizando R$ 1.092,5 milhões. No acumulado 9M23, as deduções totalizaram R$
439,4 milhões, 7,8% abaixo do 9M22, e a receita líquida foi de R$ 2.875,8 milhões, 21,5% acima do mesmo período
de 2022. As principais variações na receita líquida estão apresentadas abaixo:
Receita Operacional
(R$ Milhões) 3T23 3T22 Var (%) 9M23 9M22 Var (%)
Receita de Uso da Rede Elétrica 1.239,2 1.095,6 13,1% 3.281,9 2.820,5 16,4%
RBSE 646,8 420,5 53,8% 1.483,7 1.064,1 39,4%
Contrato 059/2001 387,4 371,7 4,2% 1.147,0 1.043,1 10,0%
O&M Existente¹ 235,0 229,1 2,6% 693,9 657,6 5,5%
Reforços e Melhorias 152,5 142,7 6,9% 453,1 385,5 17,5%
Contratos Licitados 216,2 187,5 15,3% 618,6 503,8 22,8%
Parcela de Ajuste (PA) e Antecipações -24,0 46,9 n.a -44,0 31,5 n.a
Parcela Variável (PV) -11,8 -8,6 37,4% -39,3 -30,1 30,6%
Encargos Regulatórios 24,7 77,5 -68,2% 115,9 208,0 -44,3%
Outras 12,5 10,7 16,8% 33,2 23,5 41,5%
Receita Bruta 1.251,7 1.106,2 13,1% 3.315,2 2.844,0 16,6%
Deduções -159,3 -187,0 -14,8% -439,4 -476,5 -7,8%
Receita Líquida 1.092,5 919,3 18,8% 2.875,8 2.367,6 21,5%
Consolidado
Receita Líquida – 3T23 vs 3T22
(R$ milhões)
Receita Líquida – 9M23 vs 9M22
(R$ milhões)

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Receita Líquida ex-RBSE
Na comparação com o mesmo período do ano anterior (3T22), a receita líquida ex-RBSE teve uma redução de R$ 32,2
milhões (-6,0%), principalmente, devido a (i) variação entre as Parcelas de Ajuste das RAPs Ciclo 22/23 e 23/24, sendo
que no ano de 2022 ocorreu um evento de PA positivo que não se repete em 2023; e (ii) menor volume de Antecipações
de receita do período, que correspondem às sobras ou déficits de arrecadação, motivados pela projeção1
da entrada
em operação de novos empreendimentos considerados no cálculo da Tarifa de Uso dos Sistemas Elétricos de
Transmissão (TUST).
O resultado acumulado no ano da receita líquida ex-RBSE, cresceu R$ 127,5 milhões (+9,1%). Tanto o desempenho
trimestral quanto o acumulado foram motivados, principalmente, pela receita auferida com a energização de novos
projetos greenfield e de reforços e melhoria e pelo reajuste da inflação do período.
¹ Projeção considera a data que o investimento entrará em operação comercial e a RAP pro rata associada ao período entre a entrada em operação
e a vigência do ciclo. O ONS mantém à disposição dos agentes do setor elétrico, no portal de API, serviços de Avisos de Crédito (AVC). O serviço é
resultante da Apuração Mensal de Serviços e Encargos (AMSE), gerados e disponibilizados pelo Operador na data de processamento dos documentos.
O AVC informa a cada concessionária de transmissão os montantes a serem recebidos de cada usuário.

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Custos e Despesas de O&M
O PMSO (gerenciável) foi de R$ 169,6 milhões no 3T23, aumento de 18,1% frente ao 3T22. No 9M23 totalizou R$
498,0 milhões, aumento de 14,3% comparado ao mesmo período do ano anterior. O PMSO gerenciável cresceu 1,5
p.p. em relação da receita líquida operacional. Com o movimento de crescimento da Companhia, que energizou 67
projetos de reforços e melhorias e sete projetos greenfield entre os anos de 2022 e 2023, foi necessário ampliar o time
e as atividades de operação e manutenção de forma a garantir a excelência e segurança nos serviços do sistema de
transmissão. Principais variações do PMSO no período:
▼ Pessoal: (i) acordo coletivo assinado em 2022 com início do pagamento da recomposição salarial em outubro
do mesmo ano; e (ii) aumento do quadro de colaboradores para fazer frente ao crescimento contínuo da
Companhia. Esses efeitos foram parcialmente compensados pela maior dedicação do quadro técnico a projetos
de reforços e melhorias.
▼ Serviços: (i) aumento na prestação de serviços de manutenção em subestações e linhas de transmissão; (ii)
maior despesa com consultorias de tecnologia da informação; (iii) maior despesa relacionada à documentação e
posse de propriedades da Companhia; e (iv) maior despesa com deslocamento para atendimento aos serviços
de campo.
▼ Outros: principalmente pelo aumento nos gastos com IPTU e com seguros.
Encontra-se disposta abaixo a evolução da margem operacional, relação entre o PMSO gerenciável a receita líquida ex-
RBSE.
Considerando despesas não recorrentes e a provisão referente a previdência privada (passivo atuarial estimado em
função de benefícios de suplementação de aposentadoria) sem efeito caixa, conforme CPC332
, o PMSO total no 3T23
foi de R$ 183,3 milhões, com aumento de 16,9% em relação ao mesmo período de 2022.
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Contabilização de planos de benefícios segundo o Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC)- Benefícios a empregados
Custos e Despesas de O&M
Pessoal -96,3 -80,5 19,7% -279,1 -246,8 13,1%
Materiais -6,0 -5,4 10,2% -17,1 -15,2 12,4%
Serviços -47,6 -42,7 11,5% -133,9 -115,3 16,2%
Outros -19,7 -15,0 31,4% -67,9 -58,5 16,1%
PMSO (gerenciável) -169,6 -143,6 18,1% -498,0 -435,8 14,3%
Não recorrentes -7,7 2,6 n.a -9,7 3,2 n.a
Entidade de Previdência Privada -5,9 -15,7 -62,2% -17,8 -47,2 -62,2%
PMSO -183,3 -156,8 16,9% -525,5 -479,7 9,5%
Contingências 0,5 1,3 -60,2% -0,3 0,5 n.a
Depreciação -168,9 -164,2 2,9% -498,2 -458,2 8,7%
Demais custos e despesas -168,4 -162,9 3,4% -498,5 -457,7 8,9%
Total -351,7 -319,6 10,0% -1.024,0 -937,5 9,2%
Consolidado
Evolução Margem Operacional (Ex-RBSE)
(R$ milhões)

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Os demais custos e despesas, que somam contingências e depreciação, totalizaram R$ 168,4 milhões (+3,4% vs.
3T22), variação explicada pelo aumento da depreciação por entrada em operação de novos empreendimentos. Com
isso, os custos e despesas com O&M totalizaram R$ 351,7 milhões no 3T23, 10,0% acima do registrado no 3T22.
Outras Receitas e Despesas Operacionais
A ISA CTEEP registrou R$ 33,1 milhões de despesa em outras receitas e despesas operacionais no 3T23, variação
negativa de R$ 12,6 milhões frente a despesa de R$ 20,5 milhões registrada no 3T22. A variação é explicada,
principalmente, pelo aumento dos custos com desativação e alienação de bens inservíveis à operação, consequência
do processo de renovação e modernização do parque instalado com incremento dos investimentos em projetos de
melhorias nos últimos anos. As outras despesas operacionais também são compostas, sobretudo, pela realização da
mais valia (goodwill) referente a aquisição de controle das empresas PBTE e SF energia, incorporadas pela ISA CTEEP
em outubro de 2021, amortizada no prazo remanescente da concessão da PBTE, até setembro de 2046. As receitas
não apresentaram variação significativa.
EBITDA e MARGEM
O EBITDA do 3T23, totalizou R$ 876,6 milhões, com incremento de R$ 133,2 milhões (+17,9% vs 3T22). A margem
EBITDA, encerrou o trimestre em 80,2% (-0,6 p.p. vs 3T22).
A variação é explicada, principalmente, por:
▲ entrada em operação de projetos de reforços e melhorias e greenfield nos últimos 12 meses;
▲ impacto positivo do reajuste inflacionário (IPCA) do ciclo tarifário 2023/2024;
▲ recomposição integral do recebimento do RBSE a partir do 3T23;
▼ maiores custos e despesas no período, relacionados com o movimento de crescimento da Companhia; e
▼ maior custos com desativação e alienação de ativos após investimentos de renovação em melhorias.
No 9M23, o EBITDA registrado foi de R$ 2.302,4 milhões, incremento de R$ 472,1 milhões (+25,8%), e margem
EBITDA de 80,1% (+2,8 p.p.), ambos na comparação com 9M22. Esse resultado é reflexo do aumento da receita
líquida, devido, principalmente, aos efeitos mencionados anteriormente no capítulo da receita e do movimento de
crescimento da Companhia.
O EBITDA da participação da ISA CTEEP nas empresas controlas em conjunto totalizou R$ 153,4 milhões no 3T23,
aumento de 60,9% em relação ao 3T22 (+R$ 58,0 milhões). Já no 9M23, foi contabilizado o valor de R$ 462,9 milhões,
um incremento de R$ 213,5 milhões (+85,6%) quando comparado ao 9M22.
EBITDA
Receita líquida 1.092,5 919,3 18,8% 2.875,8 2.367,6 21,5%
Custos e despesas (ex-depreciação) -182,8 -155,4 17,6% -525,8 -479,2 9,7%
Outras despesas e receitas (ex-amortização) -33,1 -20,5 61,4% -47,6 -58,0 -18,0%
EBITDA 876,6 743,3 17,9% 2.302,4 1.830,3 25,8%
Margem EBITDA 80,2% 80,9% -0,6 p.p. 80,1% 77,3% 2,8 p.p.
Consolidado
EBTIDA
ISA CTEEP Consolidado 876,6 743,3 17,9% 2.302,4 1.830,3 25,8%
Controladas em Conjunto 153,4 95,3 60,9% 462,9 249,4 85,6%
IE Madeira (51%) 75,5 73,0 3,4% 226,6 201,4 12,5%
IE Garanhuns (51%) 11,8 12,3 -4,5% 37,7 34,2 10,4%
IE Aimorés (50%) 11,9 6,7 79,2% 34,4 12,3 179,1%
IE Paraguaçu (50%) 17,7 4,1 328,5% 50,9 3,6 1327,7%
IE Ivaí (50%) 36,5 -0,8 n.a 113,3 -2,1 n.a
Total 1.029,9 838,7 22,8% 2.765,2 2.079,7 33,0%
Consolidado + Controladas em Conjunto

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A melhora no EBITDA da participação da ISA CTEEP nas empresas controladas em conjunto, é reflexo, principalmente
da entrada em operação dos projetos: Paraguaçu (julho/2022) e Ivaí (novembro/2022), que marca o início do
recebimento da RAP.
Por consequência dos efeitos mencionados acima, o EBITDA total, considerando o consolidado da ISA CTEEP
(controladora + empresas controladas) e as empresas controladas em conjunto (não consolidadas) foi de R$ 1.029,9
milhões no 3T23, com incremento de R$ 191,3 milhões (+22,8%) contra o mesmo período do ano anterior, e R$
2.765,2 milhões (+33,0%), adicionando R$ 685,6 milhões na comparação 9M23 vs 9M22.
Resultado Financeiro
O resultado financeiro do 3T23 foi uma despesa de R$ 149,4 milhões, maior em R$ 24,0 milhões (+19,1%) frente aos
R$ 125,4 milhões registrados no 3T22. O resultado reflete, principalmente:
▲ o crescimento das receitas financeiras em R$ 24,7 milhões (+56,8%) no 3T23 explicado pelo maior volume das
aplicações financeiras provenientes de recursos do caixa;
▼ crescimento das despesas com juros e encargos financeiros, que apresentaram alta de R$ 24,3 milhões (14,1%)
no 3T23, devido ao aumento da posição de dívida bruta, vide sessão endividamento deste documento (clique aqui);
▼ a evolução da inflação medida pelo IPCA, indexador de 50,9% da dívida da Companhia, que, no 3T23, foi de
0,3% (vs. -0,4% no 3T22). Destaca-se que, para fins contábeis que o 3T considera a inflação dos meses de junho a
agosto. Desta forma, a variação monetária da dívida passou de uma receita de R$ 9,3 milhões no 3T22 para uma
despesa de R$ 14,4 milhões no 3T23.
Equivalência Patrimonial
O resultado da equivalência patrimonial foi positivo em R$ 79,7 milhões no 3T23, R$ 24,9 milhões (+45,3%) maior que
o registrado no 3T22. No acumulado do ano 9M23, o resultado da equivalência patrimonial cresceu 227,5%, aumento
de R$ 152,7 milhões. A variação deve-se principalmente, a energização de projetos ao longo de 2022 - Paraguaçu
(julho/2022) e Ivaí (novembro/2022) - com início do recebimento da RAP, bem como atualização da RAP pelo IPCA
para o ciclo 2023/2024 a partir de julho de 2023. Abaixo, segue as principais aberturas por empresa:
IE Madeira
Apresentou receita de R$ 42,8 milhões no 3T23, redução de 1,6% em relação ao 3T22, principalmente pelo (i) aumento
na prestação de serviços de manutenção em subestações e linhas de transmissão; (ii) reversão de provisão referente
a contingência ambiental, impactando positivamente o 3T22; e (iii) menor rentabilidade das aplicações financeiras
ocorridas no período. No acumulado do ano 9M23, a receita cresceu 19,6% (+ R$ 18,5 milhões). O aumento é
Equivalência Patrimonial
IE Madeira (51%) 42,8 43,5 -1,6% 112,7 94,2 19,6%
IE Garanhuns (51%) 7,6 8,0 -5,2% 25,1 21,2 18,1%
AIE (50%) 29,3 3,4 774,2% 82,0 -48,3 n.a
IE Aimorés 10,0 4,0 152,4% 26,4 8,3 218,5%
IE Paraguaçu 14,4 2,4 509,7% 39,3 2,4 1519,1%
IE Ivaí 4,9 -3,0 n.a 16,3 -59,0 n.a
Total 79,7 54,8 45,3% 219,8 67,1 227,5%
Consolidado
Receita Financeira 68,3 43,6 56,8% 148,1 108,2 36,8%
Rendimento de aplicação financeira 54,3 41,1 32,4% 129,6 101,2 28,0%
Outros 14,0 2,5 453,3% 18,5 7,0 164,2%
Despesa Financeira -217,7 -169,0 28,8% -788,8 -766,8 2,9%
Juros e encargos sobre empréstimos -196,1 -171,8 14,1% -569,2 -487,1 16,9%
Variação Monetária -14,4 9,3 n.a -198,5 -253,0 -21,5%
Outras -7,3 -6,5 11,9% -21,0 -26,7 -21,2%
Total -149,4 -125,4 19,1% -640,7 -658,5 -2,7%
Consolidado

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explicado, principalmente, pelo crescimento da receita operacional líquida, 9,7% no trimestre, devido ao reajuste da
RAP pelo IPCA e menor incidência de Parcela Variável por Indisponibilidade (PVI) em 2023.
IE Garanhuns
Apresentou receita de R$ 7,6 milhões no 3T23, com redução de R$ 0,4 milhões em relação ao ano anterior,
principalmente devido ao aumento da Parcela de Ajuste (PA) no ciclo 2023/2024, a partir de julho/2023. No acumulado
do ano o crescimento da receita de Garanhuns foi de 18,1% (R$ 3,9 milhões) quando comparado com o 9M22. O
desempenho é explicado, principalmente, pelo reajuste do ciclo tarifário pelo IPCA do período.
Aliança Interligação Elétrica (AIE)
Composta por 3 projetos resultantes da parceria entre ISA CTEEP e TAESA (Aimorés, Paraguaçu e Ivaí), a AIE apresentou
receita de R$ 29,3 milhões no 3T23, com aumento de R$ 26,0 milhões em relação ao mesmo período do ano anterior.
No acumulado do ano, foi registrado incremento de R$ 130,3 milhões, frente à despesa de R$ 48,3 milhões, registrada
no mesmo período do exercício anterior (9M22). A variação deve-se, principalmente, a (i) energização dos projetos:
Aimorés (maio/2022), Paraguaçu (julho/2022) e Ivaí, parcialmente, em novembro de 2022, com início do recebimento
da RAP; e (ii) da redução das despesas financeiras da IE Ivaí devido à desaceleração do IPCA. A receita líquida do
trimestre, também explicada pelas energizações citadas anteriormente, teve crescimento de R$ 59,6 milhões, saindo de
R$ 12,1 milhões no 3T22 para R$ 71,7 milhões no 3T23 (+491,1%).
IRPJ e CSLL
A Companhia registrou no 3T23 uma despesa de R$ 147,3 milhões com imposto de renda e contribuição social sobre o
lucro líquido (“IR/CSLL”), frente à despesa de R$ 105,7 milhões contabilizada no mesmo período do ano anterior. A taxa
efetiva de imposto de renda apurada no 3T23 foi de 23,1%, 2,3 p.p. acima da taxa efetiva registrada no 3T22 (20,8%).
No 9M23 a despesa contabilizada foi de R$ 306,6 milhões, 82,9% maior que o registrado no 9M22, incremento de R$
139,0 milhões. O aumento na despesa pode ser explicado, principalmente, por: (i) crescimento do resultado, que
apresentou melhoras tanto em seus componentes operacionais como nos financeiros; e (ii) maior representatividade do
resultado da controladora, que possui alíquota superior a aplicada na receita das empresas controladas em regime fiscal
de lucro presumido.
Lucro Líquido¹
Pelos fatores apresentados nos tópicos anteriores, o lucro líquido no 3T23 foi de R$ 474,5 milhões, incremento de R$
87,8 milhões (+22,7%) frente aos R$ 386,7 milhões registrados no 3T22. O lucro líquido acumulado no ano, também
registrou crescimento de 81,7%, saindo de R$ 573,3 para R$ 1.041,7 milhões, incremento de R$ 468,4 milhões.
IRPJ|CSLL
Corrente -188,4 -147,6 27,6% -413,7 -212,4 94,8%
Diferido 41,1 41,9 -1,8% 107,1 44,8 139,2%
Total -147,3 -105,7 39,3% -306,6 -167,6 82,9%
Consolidado
Lucro Líquido¹ 9M23 vs 9M22
(R$ milhões)
Lucro Líquido¹ 3T23 vs 3T22
(R$ milhões)

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¹ ajustado pela participação do acionista não controlador.
Comparativo de Resultados (Regulatório vs. IFRS)
O resultado IFRS registrou lucro líquido de R$ 470,0 milhões no 3T23, R$ 6,9 milhões (-1,4%) a menos que o registrado
no 3T22. Já os 9M23 apresentou lucro líquido de R$ 1.819,8 (+5,8% vs 9M22). A DRE detalhada está disponível no
anexo IX deste documento.
As principais variações entre o resultado consolidado em IFRS e Regulatório no trimestre e acumulado do ano estão
apresentadas abaixo:
¹ ajustado pela participação do acionista não controlador
Receita - IFRS 15: No IFRS, as receitas, que se referem aos investimentos realizados ao longo da concessão são
registradas com o reconhecimento da margem de implementação de infraestrutura e determinação da taxa de desconto
do ativo contratual; existe ainda a receita de remuneração dos ativos de contrato que é recomposição do valor a receber
pela taxa de desconto ao longo do tempo. No regulatório a receita reflete a Receita Anual Permitida (RAP) registrada
conforme o faturamento, no prazo da concessão.
Custos dos investimentos: No IFRS, os custos de implementação de infraestrutura referem-se ao investimento
realizado no período de obra, calculada a partir do investimento das aquisições de CapEx (equipamentos, serviços e
mão de obra interna e externa). No regulatório, os investimentos são tratados como ativo imobilizado.,
Demonstração de Resultado
Receita Operacional Líquida 1,482.5 1,192.7 24.3% 4,527.5 4,218.8 7.3%
Custos dos Serviços de Implementação da infraestrutura,
operação e manutenção e de serviços prestados
-666.5 -533.3 25.0% -1,713.5 -1,567.0 9.3%
Lucro Bruto 816.0 659.4 23.8% 2,814.1 2,651.8 6.1%
Receitas e Despesas Operacionais -19.7 83.0 -123.7% 214.1 262.9 -18.6%
Lucro antes das receitas e despesas financeiras e dos impostos sobre o lucro
796.3 742.4 7.3% 3,028.2 2,914.7 3.9%
Resultado Financeiro -149.5 -125.5 19.1% -641.0 -657.1 -2.5%
Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 646.8 616.9 4.9% 2,387.2 2,257.6 5.7%
Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro -160.5 -123.9 29.5% -532.7 -498.2 6.9%
Lucro/Prejuízo Consolidado 486.3 493.0 -1.4% 1,854.5 1,759.3 5.4%
Participação do Acionista não Controlador -16.1 -16.1 0.4% -34.7 -39.6 -12.3%
Lucro/Prejuízo 470.2 476.9 -1.4% 1,819.8 1,719.7 5.8%
Consolidado
Lucro Líquido¹ 3T23 - Regulatório vs IFRS
(R$ milhões)
Demonstração de Resultado IFRS
(R$ milhões)
Lucro Líquido¹ 9M23 - Regulatório vs IFRS
(R$ milhões)

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Depreciação: No IFRS, não há depreciação de ativos da concessão, uma vez que estes não são considerados ativo
imobilizado, e sim ativo contratual ou financeiro. O imobilizado do IFRS refere-se substancialmente a bens utilizados
pela Companhia e não vinculado ao contrato de concessão. No Resultado Regulatório, o ativo da concessão é
considerado imobilizado, depreciados linearmente considerando sua vida útil.
Equivalência Patrimonial: Os principais efeitos da equivalência patrimonial são reflexo das explicações da receita,
custos e depreciação, para as empresas controladas em conjunto.
IR/CSLL: No IFRS, o IR/CSSL são provisionados mensalmente, obedecendo ao regime de competência e apurado
conforme previsto na Lei 12.973/14, de forma que os valores efetivamente tributados consideram a realização do caixa.
A Companhia adota o regime de lucro real com estimativa mensal.

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ENDIVIDAMENTO
A dívida bruta da Companhia atingiu o montante de R$ 9.073,8 milhões em 30 de setembro de 2023, aumento de R$
1.032,1 milhões (+12,8%) em relação ao saldo em 31 de dezembro de 2022, e incremento de 11,7% em relação ao
trimestre anterior. Esse aumento se deve principalmente às novas captações para fazer frente a recomposição do caixa
e investimentos da Companhia: (i) 13ª emissão de debêntures no montante de R$ 550 milhões realizada no 1T23; e
(ii) R$ 105 milhões junto ao BNDES, realizada no 3T23. Parte do aumento da dívida deve-se à atualização dos seus
saldos pelos indicadores macroeconômicos aos quais maior parte dos passivos da Companhia são indexados,
principalmente IPCA e CDI.
As disponibilidades da ISA CTEEP e suas empresas 100% controladas, totalizavam R$ 1.856,2 milhões, cresceram R$
612,3 milhões (49,2%) no 3T23, contribuindo para o equilíbrio da dívida liquida.
Ao excluir as disponibilidades das empresas não consolidadas, a dívida líquida da Companhia atingiu R$ 7.721,3 milhões
em setembro de 2023 contra R$ 7.156,9 milhões em dezembro de 2022 (+7,9%).
Os covenants e as exigências estabelecidas em todas as emissões estão sendo devidamente cumpridos pela Companhia.
Para 2023, os indicadores Dívida Líquida/EBITDA são de 3,5x, para a 5ª emissão de debêntures, e 3,5x para
financiamento com BNDES. O índice de alavancagem gerencial utilizado pela Companhia considera a metodologia de
cálculo do BNDES, sendo Dívida Líquida/EBITDA de 2,47x no 3T23.
Detalhes sobre os indicadores financeiros seus critérios de apuração estão disponíveis no anexo VII deste documento.
¹ parte dos recursos da Companhia estão em fundos de investimentos exclusivos, que também são utilizados de forma segregada pelas empresas
100% e empresas não consolidadas (IE Madeira, IE Garanhuns, IE Aimorés, IE Paraguaçu e IE Ivaí), e referem-se a quotas de fundos de investimentos
com alta liquidez, prontamente conversíveis em montante de caixa, independentemente do vencimento dos ativos neles alocados
² dívida líquida considera disponibilidades ISA CTEEP e empresas 100%
³ considera arrendamentos mercantis (leasing), segundo novo manual de contabilidade do setor elétrico (MCSE) vigente a partir de janeiro de 2022,
o qual considera adoção do CPC 6 pela ANEEL.
O custo médio da dívida consolidada foi de 11,79% a.a. em 30 de setembro de 2023 vs. 12,78% a.a. em 31 de
dezembro de 2022, redução de 99 bps. A diminuição deve-se, principalmente, à redução de 118 bps do IPCA anualizado,
indicador macroeconômico responsável por indexar 50,9% da dívida. Já o CDI anualizado foi de 12,65%, com redução
de 100 bps, contra 13,65%, quando comparado a 31 de dezembro de 2022. Considerando o IPCA acumulado dos
últimos 12 meses, o custo médio real* da dívida é 6,86% representando alta de 26 bps (vs 6,61% no 4T22). O prazo
médio da dívida consolidada da Companhia em 30 de setembro de 2023 era de 5,9 anos.
*
Razão entre (i) Custo médio nominal; e (ii) IPCA últimos 12 meses.
Mais informações sobre o endividamento consolidado da companhia estão
disponíveis em nosso website e você pode acessar clicando aqui.
Contratação da Dívida e Indexação
30/09/2023
Cronograma de Amortização da Dívida Bruta
(R$ milhões)
Empréstimos e Financiamentos
R$ (milhões)
Dívida Bruta³ 9.073,8 8.041,7 12,8%
Curto Prazo 2.260,7 181,0 1148,9%
Longo Prazo 6.813,1 7.860,7 -13,3%
Disponibilidades Consolidadas 1.856,2 1.243,8 49,2%
ISA CTEEP e Controladas 1.352,5 884,8 52,9%
Subsidiárias não consolidadas¹ 503,7 359,0 40,3%
Dívida Líquida² 7.721,3 7.156,9 7,9%
30/09/2023 31/12/2022 Var (%)

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INVESTIMENTOS
A ISA CTEEP, suas empresas controladas e empresas controladas em conjunto investiram R$ 528,4 milhões no 3T23,
aumento de R$ 57,5 milhões em relação ao 3T22 (+12,2%). A variação é explicada pelo investimento de R$ 307,1
milhões em reforços e melhorias, volume de investimento recorde neste tipo de operação em um único trimestre. Este
aumento foi compensado parcialmente pela redução do investimento em projetos greenfield que, em 2022, possuía
mais projetos em fase final de construção e, portanto, recebiam mais aportes de recursos do que no 3T23.
Investimentos em Reforços e Melhorias
O montante investido reforça o compromisso de
geração de valor sustentável com projetos que
contribuem para a expansão, segurança do sistema de
transmissão de energia elétrica, e transição energética
do Brasil, consolidando assim, o aumento de
capacidade e modernização de seus ativos iniciados em
2020. A Companhia investiu R$ 784,4 milhões em
reforços e melhorias nos primeiros nove meses de
2023, representando um aumento de R$ 246,7 milhões
(+45,9%) em relação ao mesmo período de 2022. Entre
os anos de 2019 e 2022, o investimento nesses projetos
apresentou taxa de crescimento anual composta
(CAGR) de 83,7%.
As demandas de investimento em reforços e melhorias
estão mais concentradas em contratos renovados,
assim como o contrato 059, do estado do São Paulo, da
ISA CTEEP.
Até o final do terceiro trimestre deste ano, a companhia substituiu 1.407 equipamentos, ante 546 trocados no mesmo
período do ano passado, o que representa um crescimento de 257,7%. A expectativa é que sejam substituídos 1.500
itens até o final de 2023. Dentre os equipamentos estão transformadores, disjuntores, chaves seccionadoras, sistemas
de proteção e linhas de transmissão. Todos têm renovação programada ao final de sua vida útil para garantir o
funcionamento adequado e evitar qualquer tipo de ocorrência na operação.
Hoje a Companhia possui R$ 5,0 bilhões de investimentos em
projetos já autorizados pela ANEEL e que serão realizados entre
2023 e 2027. A renovação dos ativos é ferramenta fundamental
para adequada gestão do sistema de transmissão e garantia da
excelência prestação de serviço, permitindo redução de custos de
operação e manutenção (O&M), longevidade dos ativos e tem os
custos de investimento (CapEx) remunerados conforme
Regulação.
Investimento em Reforços e Melhorias
(R$ milhões)
Investimento Autorizado para Reforços e Melhorias
(R$ bilhões)
Investimento em Projetos – 3T23 vs 3T22
(R$ milhões)
CAGR

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Investimentos em Projetos Greenfield
A seguir, apresentamos as informações dos projetos em construção:
Nos 9M23, a Companhia investiu R$ 665,1
milhões em empreendimentos licitados em
leilões de transmissão, redução de R$ 241,0
milhões em relação aos primeiros 9 meses de
2022 (-26,6%). Os projetos de Piraquê (100%
ISA CTEEP) e Ivaí (50% ISA CTEEP) foram
responsáveis por investimentos de R$ 237,0
milhões e R$ 124,0 milhões, respectivamente,
representado 54,0% do total investido no
período. Entre os anos de 2019 e 2022, o
investimento nesses projetos apresentou taxa
de crescimento anual composta (CAGR) de
20,1%.
Em 2023 a ISA CTEEP energizou parcialmente
os projetos: (i) Itaúnas, passando a receber 66% da sua RAP de R$ 63,4 milhões a partir de março de 2023 e; (ii)
Triângulo Mineiro, passando a receber 70% da RAP de R$ 42,1 milhões a partir de julho de 2023. Desde 2019, a
Companhia conquistou 9 empreendimentos em leilões de transmissão, que somam investimento previsto pelo regulador
de R$ 12,0 bilhões e incremento de R$ 1.019,7 milhões à RAP potencial da ISA CTEEP. No mesmo período, a Companhia
energizou 9 projetos controlados 100% pela à ISA CTEEP com uma eficiência média de CapEx de 35,7% e antecipação
média de 7 meses (em relação a premissa da ANEEL). Mais informações sobre os projetos Greenfield estão disponíveis
em nosso website e você pode acessar clicando aqui.
Início Fim
3 Paraguaçu Operacional 003/2017 IE Paraguaçu 254,8 66,8 2T19 3T22 -5 333,4 -12,0%
4 Aimorés Operacional 004/2017 IE Aimorés 170,6 47,9 2T19 2T22 -3 197,5 -0,6%
21 Itaúnas Operacional 018/2017 IE Itaúnas 297,8 65,0 3T18 1T23 -10 347,5 2,1%
1 Ivaí Operacional 022/2017 IE Ivaí 968,2 181,3 4T19 4T22 -3 1.050,4 9,8%
5 Tibagi Operacional 026/2017 IE Tibagi 134,6 21,5 3T18 4T20 8 117,7 20,2%
6 Itaquerê Operacional 027/2017 IE Itaquerê 397,7 62,9 3T18 3T20 11 251,6 41,9%
29 Aguapeí Operacional 046/2017 IE Aguapeí 601,9 74,2 3T19 1T21 6 363,4 46,3%
25 Bauru Operacional 042/2017 IE Jaguar 6 125,8 13,5 2T18 3T19 18 63,0 53,7%
10 Lorena Operacional 021/2018 IE Itapura 237,9 14,3 3T19 4T21 11 123,8 53,0%
1 Biguaçu Operacional 012/2018 IE Biguaçu 641,4 49,5 1T21 3T22 13 465,7 38,1%
1 Minuano Em Obras 001/2020 Evrecy 681,6 48,3 3T22 - - 417,7 -
6 Três lagoas Operacional 006/2020 IE Tibagi 98,8 5,8 2T21 2T22 12 87,4 21,8%
7 Triângulo Mineiro Operacional 007/2020 IEMG 553,6 42,1 1T22 3T23 20 480,5 29,4%
001/2020
(dez/2020)
7 Riacho Grande Em Obras 005/2021
IE Riacho
Grande
1.140,6 85,1 3T23 - - 154,0 -
3 Piraquê
Licenciamento
Ambiental
008/2022 ISA CTEEP 3.653,6 313,5 3T24 - - 179,2 -
6 Jacarandá
Licenciamento
Ambiental
011/2022 IE Jaguar 8 232,3 14,7 3T24 - - 23,1 -
1 Serra Dourada
Licenciamento
Ambiental
006/2023 ISA CTEEP 3.157,0 283,8 3T25 - - 0,0 -
7 Itatiaia
Licenciamento
Ambiental
012/2023 ISA CTEEP 2.342,3 218,9 3T25 - - 0,0 -
9 Água Vermelha
Licenciamento
Ambiental
014/2023 IE Tibagi 94,2 7,5 2T24 - - 0,0 -
4.483,2 644,8 - - 2 3.881,8 25,8%
2.536,0 348,8 - - 7 2.300,4 35,7%
1.393,6 296,0 - - -3 1.581,3 4,5%
11.301,6 971,8 - - - 774,0 -
15.784,7 1.616,6 - - 2 4.655,7 25,8%
Eficiência
CapEx Real
(vs ANEEL)
Antecip.
(meses)
CapEx ISA
CTEEP até
30/09/2023
(R$ milhões)
013/2015
(out/2016)
Obras
Investimento
ANEEL
Participação
ISA CTEEP
(R$ milhões)
RAP ISA
CTEEP
Ciclo
2023/2024
(R$ milhões)
Leilão
(data)
Empresa
Total (19)
Lote Projeto
Situação
Atual
005/2016
(abr/2017)
002/2018
(jun/2018)
002/2019
(dez/2019)
001/2022
(jun/2022)
Contrato
Projetos em Operação (12)
Projetos em Construção (7)
Controladas 100% em Operação (9)
Controladas em Conjunto em Operação (3)
001/2023
(jun/2023)
Investimento em projetos Greenfield
(R$ milhões)

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MERCADO DE CAPITAIS
Composição acionária
Controlada pela ISA, empresa multilatina de sistemas de infraestrutura lineares, a ISA CTEEP tem entre seus
investidores a Eletrobras, maior grupo brasileiro de energia elétrica.
Data base: 30/09/2023
Desempenho das ações
As ações preferenciais da ISA CTEEP (TRPL4) integram
diversos índices, com destaque para o IBRX 100, indicador
do desempenho médio das cotações dos 100 ativos de maior
negociabilidade e representatividade do mercado de ações
brasileiro. Além do IBRX100, elas compõem outros índices
importantes como: o Índice Dividendos (IDIV), o Índice de
Governança Corporativa Diferenciada (IGCT), Índice de
Energia Elétrica (IEE) e Índice de Sustentabilidade
Empresarial (ISE).
Atualmente, as ações da ISA CTEEP são acompanhadas por
16 diferentes corretoras (research) locais e internacionais.
¹ calculado a partir do preço de fechamento das ações no período | ² Volume diário médio de negociações diárias (ADTV)
Ao longo do 3T23, o incremento observado no ADTV (Average Daily Traded Volume) das ações preferenciais (TRPL4),
gerou reflexos positivos no índice de negociabilidade da ação, que encerrou o terceiro trimestre de 2023 como a 89ª
ação mais negociada na bolsa de valores brasileira, avançando mais uma posição em relação ao índice de junho de
2023. No ano a Companhia avançou dez posições no ranking da B3.
As ações ordinárias (TRPL3) e preferenciais (TRPL4) da ISA CTEEP encerraram o terceiro trimestre de 2023 cotadas a
R$ 31,00 e R$ 23,40 respectivamente. Esses valores representam valorizações de 1,5% e 1,9%, respectivamente,
comparadas com os respectivos fechamentos do 3T22. Neste mesmo período, o IEE e o Ibovespa, apresentaram
valorização de 5,9% e 8,9%, respectivamente.
Qtd Ações % Qtd Ações % Qtd Ações %
ISA Capital do Brasil S.A 230.856.832 89,50% 5.144.528 1,28% 236.001.360 35,82%
Administração - - - - - -
Ações em Circulação (Free Float) 27.080.900 10,50% 395.801.044 98,72% 422.881.944 64,18%
Eletrobrás 25.106.829 9,73% 210.399.836 52,48% 235.506.665 35,74%
Outros 1.974.071 0,77% 185.401.208 46,24% 187.375.279 28,44%
Total 257.937.732 100,00% 400.945.572 100,00% 658.883.304 100,00%
Acionistas
TRPL3 (ON) TRPL4 (PN) Total (ON+PN)
Evolução TRPL3 x TRPL4 x Ibovespa x IEE – 9M23
(base 100)
100
3T23 3T22 Var %
Valor de Mercado¹ (R$ bilhões) 17,4 17,1 1,6%
TRPL3
Volume médio/dia (ações) 2.298,4 1.658,0 38,6%
ADTV² (R$ mil) 75,4 58,3 29,3%
Cotação Média (R$/ação) 32,4 30,3 7,2%
Preço de fechamento (R$) 31,0 30,5 1,5%
TRPL4
Volume médio/dia (ações) 2.011,8 1.824,0 10,3%
ADTV² (R$ mil) 50.133 42.823 17,1%
Cotação Média (R$/ação) 24,8 23,5 5,7%
Preço de fechamento (R$) 23,4 23,0 1,9%
Mercado de Capitais

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Quando comparadas com os preços de fechamento em 31/12/2022, as ações ordinárias e preferenciais da Companhia
registraram valorizações de 7,1% e 1,7%, respectivamente. Em 30 de setembro de 2023, o valor de mercado da ISA
CTEEP era de R$ 17,4 bilhões, um aumento de R$ 0,3 bilhões (1,6%) em relação ao valor registrado no último dia do
terceiro trimestre de 2022.
Proventos
Previsão estatutária: Estatuto Social da Companhia prevê a distribuição de dividendo mínimo que seja o maior valor
entre R$ 359 milhões e 25% do lucro líquido do exercício (IFRS).
Atual prática de proventos: ISA CTEEP adota como prática a distribuição de proventos de, no mínimo, 75% do
lucro líquido regulatório (utilizado como proxy da geração de caixa), sujeita à aprovação em Assembleia, limitada à
alavancagem de 3,0x Dívida Líquida/EBITDA com a possibilidade de pagamento de dividendos intercalares Sempre
garantindo que o provento seja igual ou superior ao mínimo obrigatório.
¹ disposição anual de proventos regime competência, conforme exercício social base de distribuição
² considera a competência de exercício social e proventos pagos da reserva
Histórico de Distribuição de Proventos¹
R$ milhões

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SUSTENTABILIDADE | Desempenho ASG³
Com o compromisso em manter a transparência na gestão e relacionamento com os seus grupos de interesse, a ISA
CTEEP apresenta as iniciativas de destaque, bem como o desempenho dos principais indicadores quantitativos e
qualitativos relacionados aos temas ASG (ambiental, social e governança) do terceiro trimestre de 2023. As informações
e indicadores são referentes à ISA CTEEP e às subsidiárias as quais possui participação integral, exceto quando sinalizado
em nota de rodapé.
Destaques Ambientais
Neutralização de Carbono
Reafirmando o compromisso da ISA CTEEP com a neutralidade de carbono, no terceiro trimestre foram
adquiridos e aposentados 16,5 mil créditos por meio do Projeto Envira Amazônia, certificado pelo Verra
(Verified Carbon Standard - VCS e Climate Community e Biodiversity Standards - CCB), em área
localizada no Acre. A Companhia também realizou a compra de 36.039 (International REC Standard
(I-REC)) certificados, que comprovam a origem de fonte renovável da energia adquirida no mercado
livre. Dessa forma, a ISA CTEEP realiza a compensação integral das emissões de obteve uma redução
de 28% e 65% em suas emissões de Escopo 1 e 2, respectivamente, quando comparadas as emissões
do ano anterior. A empresa mantém a sua certificação voluntária de Carbono Neutro, emitida pela
Colombian Institute of Technical Standards and Certification (ICONTEC).
Diálogos Amazônicos
No mês de agosto a ISA CTEEP participou do evento organizado pelo Governo Federal e que
compôs a Cúpula da Amazônia em Belém (PA). Em parceria com a Embaixada da Colômbia no
Brasil e a sua controladora ISA, o painel abordou sobre a necessidade de formação de
corredores ecológicos binacionais e o mercado Voluntário de Carbono, com destaque para o
nosso Programa Conexão Jaguar.
Destaques Sociais
Parada de Segurança
No Dia Nacional da Prevenção de Acidentes do Trabalho, mais de cinco mil colaboradores diretos
e indiretos, em todo o país, se reuniram com suas equipes para trocar experiências e discutir
percepções de riscos em prol daquilo que temos de mais importante: A VIDA.
Assim, a ISA CTEEP busca reafirmar o compromisso inegociável com a segurança, orientado
pelas Regras de Ouro e pela prevenção constante, para que os colaboradores voltem para casa
da mesma forma que saíram: sãos e salvos.
Mentoria Mulheres Eletricistas
Como parte do projeto de formação de jovens eletricistas, em parceria com o SENAI
Pirituba, a nossa Diretora Financeira, Carisa Cristal, realizou mentoria voltada à
educação financeira que abordou ferramentas para a gestão da economia doméstica,
controle de custos e gastos, uso correto do cartão de crédito, estimativa de gastos
variáveis, dentre outros temas.
Caminhada Unimed 2023
No mês de agosto, aconteceu a Caminhada Unimed 2023 em 13 cidades do oeste
Paulista. A 9ª edição do evento arrecadou alimentos para serem doados a entidades
assistenciais da região. ISA CTEEP foi uma das empresas patrocinadoras e, esteve
com os (as) colaboradores(as) da Regional Bauru em três localidades: Assis, Bauru e
Presidente Prudente.
1
Escopo 1: emissões diretas | ²Escopo 2: emissões indiretas, excluindo-se as perdas técnicas da transmissão

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Voluntariado
Durante o trimestre os colaboradores da ISA CTEEP se envolveram em diversas ações
de Voluntariado: (i) Campanha do Agasalho, em que foram arrecadados pelos
colaboradores mais de 3.000 cobertores e roupas de frio, destinados as instituições
sociais, (ii) Instalação de cisternas para a captação de água da chuva na ONG Casa da
Esperança de Bauru, que recebe crianças em situação de vulnerabilidade social.
Destaque de Governança
FTSE4Good
Pelo segundo ano consecutivo a ISA CTEEP é listada na carteira do FTSE4Good, um dos índices
de sustentabilidade mais importantes do mundo. Aferido pela Financial Times Stock Exchange
Russell, uma divisão da bolsa de valores de Londres, o FTSE4Good utiliza mais de 300 indicadores
para avaliar o desempenho de empresas comprometidas com as práticas ambientais, sociais e de
governança corporativa (ASG).
No Brasil, apenas 49 empresas estão na carteira e a ISA CTEEP é uma delas. A permanência neste
índice tão importante ratifica os esforços da companhia em aprimorar, continuamente, os
processos e se alinhar aos padrões internacionais da agenda de responsabilidade socioambiental.
Indicadores ESG
Ambiental³
Gás SF6 e Ecoeficiência
As metas anuais de ecoeficiência da ISA CTEEP compreendem, prioritariamente, a redução de emissões relacionadas
ao gás SF₆, consumo de energia, água, combustível, geração de resíduos, mobilidade sustentável e emissões evitadas
com a modalidade de teletrabalho.
No trimestre, houve uma redução de 35% nas perdas de gás SF₆ nas instalações em relação ao mesmo período do
ano anterior. O resultado decorre da continuidade das ações de manutenção preventivas e corretivas.
Nos equipamentos com impossibilidade de desligamento, foi atribuída a redução das perdas de gás SF6 à instalação de
dispositivos para contenção de gás SF6 desenvolvidos via P&D. Houve também a atuação prioritária nos pontos de
vazamento de maior criticidade e na sequência a expansão das ações para os
demais pontos. Já na comparação 9M23* vs 9M22, houve redução de 2% no consumo de energia elétrica nas
instalações e escritórios e, em relação ao consumo de água, houve uma redução de 18% no acumulado do período.
1
Nota: Os dados do 3T23 podem sofrer ajustes até a auditoria externa que será realizada no final de 2023.
1
considera o consumo de energia proveniente exclusivamente da concessionária.
2
considera o consumo de água proveniente de distribuidora e poço tubular.
*consumo de água e energia com exceção da Sede Corporativa.

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Social
Saúde e Segurança do Trabalho (SST)
N 9M23, houve uma redução geral de
aproximadamente 82% nos acidentes com
afastamento, com relação ao período anterior. Já no
3T23, foram registrados três acidentes sem
afastamento com terceiros e nenhum acidente com
colaboradores.
O resultado é fruto do conjunto de ações realizadas
em prol da Saúde e Segurança, como parte do
programa Conectados com a Vida, com destaque para
as atividades: Parada de Segurança que ocorreu no
Dia Nacional da Prevenção de Acidente do Trabalho e
a SIPAT 2023, realizada na semana interna de
prevenção de acidentes do trabalho com participação
diária de cerca de 450 pessoas, entre próprios e
terceiros, em que ocorreram palestras de Segurança, Saúde, Sustentabilidade, Regras de Ouro, entre outras. Além disso
foram realizados no período treinamentos, campanhas de segurança com empresas contratadas, simulados de
emergência, e diversos cursos, reafirmando o compromisso inegociável com a segurança.
1
Considera o reporte parcial da HHT – Horas homem trabalhadas do mês de setembro/23, a apuração oficial ocorre no início de novembro/23. O HHT é utilizado no cálculo
da taxa de frequência de acidentes.
Diversidade¹
A ISA CTEEP mantém seu compromisso com a diversidade e trabalha para alcançar suas ambições de diversidade,
promovendo a inclusão de colaboradores diversos na cultura da companhia. No trimestre, foi aprovada uma nova
proposta para os short-lists de Recrutamento e Seleção e Programas Porta de Entrada, com objetivo de trazer, pelo
menos, 50% de diversidade aos programas.
Com relação à diversidade de gênero, permanecemos com a participação de 60% de mulheres em cargos de diretoria.
Houve aumento na participação de mulheres, nos cargos de liderança correspondendo a um incremento de 5 p.p no
quadro efetivo total, em comparação ao mesmo período do ano anterior.
Diversidade no Quadro de Colaboradores
Diversidade de Gênero (%)
Com relação ao indicador de diversidade étnico-racial, atualmente temos 27% de negros no quadro de colaboradores
da Companhia, o que representa um aumento de 3 p.p em relação ao mesmo período de 2022.
Acidentes sem afastamento
Próprios 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Terceiros 1 3 -1.0 7 3 -100%
Total 1 3 -100% 7 3 -100%
Acidentes com Afastamento
Próprios 0 0 -100% 2 0 -100%
Terceiros 3 0 100% 12 2 -77.8%
Total 3 0 -0.3 14 2 -0.8
Acidentes com óbitos
Próprios 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Terceiros 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Total 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Taxa de frequência de acidentes
Próprios 0 0 N.A. 1 0 -100%
Terceiros 2 2 -18.3% 5 1 -74.6%
9M22
Var
(%)
Categoria / Colaboradores 3T23
3T22
Var
(%)
9M23

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Diversidade no Quadro de Colaboradores
Étnico-racial (%)
¹ Diretores estatutários e Presidente
² Diretores empregados, Gerentes e Coordenadores
³ Especialistas e demais cargos, exceto Conselheiros, Aprendizes e Estagiários
¹Nota: Os indicadores de diversidade consideram o total de colaboradores no último dia de cada período.
Governança
Comportamento ético
No período, a Linha Ética da ISA CTEEP recebeu 15 relatos, 25% a menos
do que no mesmo período do ano anterior. Não foram recebidos relatos
relacionados a corrupção ou violações à concorrência e a livre iniciativa.
Todos os casos foram devidamente tratados junto ao Comite de Ética,
responsável pela aplicação do balanço de consequências e planos de ação.
Durante o trimestre a área de Compliance realizou diversos treinamentos
e sensibilizações em visitas presenciais na sede e nas regionais, como o
Encontro de Manutenção (EMAN), SIPAT (semana interna de prevenção
de acidentes de trabalho), Encontro de Líderes, entre outros, reforçando
temas relacionados a comportamento adequado e princípios éticos, como o respeito, integridade e compromisso
com a vida. Além disso, foi lançada a campanha anual de declaração de conflito de interesse e continuidade ao
treinamento anual obrigatório, que engloba diversos temas como corrupção, fraude, suborno e sigilo de
informações confidenciais, tendo 96% dos colaboradores treinados.
Conformidade Ambiental
A Companhia recebeu no final do trimestre uma multa significativa¹ por não conformidade ambiental, em
decorrência da suposta contaminação do lençol freático e do solo em um imóvel localizado na cidade de São Paulo.
A Companhia está apurando os fatos e a propriedade do imóvel para avaliar a procedência da sanção.
¹ Multas significativas: Sanções por não conformidade ambiental (valor acima de US$10 mil).

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EVENTOS DO PERÍODO
Reajuste Anual da RAP: Ciclo Tarifário 2023/2024
Em 07 de julho de 2023 foi publicada a Resolução Homologatória nº 3.216, que estabeleceu novos valores referentes
as receitas anuais permitidas da Companhia e suas controladas para o ciclo tarifário de 12 meses (julho/23 a junho/24).
Clique aqui para acessar detalhes.
Obtenção de Licença de Instalação do projeto Minuano
Em 25 de julho de 2023, a Companhia informou que obteve a Licença de Instalação (“LI”) do projeto Minuano, emitido
pela Fundação Estadual de Proteção Ambiental (“FEPAM”), do Rio Grande do Sul. Com a obtenção da LI, as obras
podem ser iniciadas. O projeto refere-se ao empreendimento do lote 01 do Leilão de Transmissão Agência Nacional de
Energia Elétrica (ANEEL) 02/2019, realizado em dezembro de 2019. A Receita Anual Permitida (“RAP”) é de R$ 48,3
milhões no ciclo 2023-2024. O prazo máximo estipulado pela ANEEL é março de 2025. Clique aqui para acessar detalhes.
Início da Operação comercial do projeto Triângulo Mineiro
Em 21 de agosto de 2023, a Companhia informou que obteve o Termo de Liberação de Receita (“TLR”) do projeto
Triângulo Mineiro, que pertence a IEMG, subsidiária 100% ISA CTEEP, com 20 meses de antecipação em relação ao
prazo estabelecido pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”). O projeto refere-se ao empreendimento do
lote 07 do Leilão de Transmissão Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) 02/2019, realizado em dezembro de
2019. A Receita Anual Permitida (“RAP”) é de R$ 42 milhões no ciclo 2023-2024. Clique aqui para acessar detalhes.
ISA CTEEP sagra-se vencedora do Lote 1 do Leilão de Transmissão 001/2023
Em 28 de agosto de 2023, a Companhia informou que, seu Conselho de Administração tomou conhecimento da
habilitação da Companhia para o Lote 1, nos termos ofertados por ela no Leilão de Transmissão nº 01/2023, e aprovou
a confirmação de sua participação no processo para a Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”). Dessa forma, a
ISA CTEEP sagrou-se vencedora do Lote 1 com lance de Receita Anual Permitida (“RAP”) de R$ 284 milhões e
investimento ANEEL de R$ 3.157 milhões. Clique aqui para acessar detalhes.
ISA CTEEP DAY
Em 25 de setembro de 2023 a ISA CTEEP realizou a sua reunião pública anual direcionada ao mercado de capitais
visando abordar os destaques, iniciativas, estratégia e os aspectos regulatórios que norteiam a geração de valor
sustentável da Companhia. O evento contou com a presença dos executivos da Companhia e foi realizado na modalidade
híbrida. Clique aqui para acessar a apresentação e Clique aqui assistir ao vídeo do evento na íntegra.
14ª emissão de debêntures
Em 27 de setembro de 2023, a Companhia aprovou em reunião do Conselho de Administração, a realização da 14ª
(décima quarta) emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, em até duas
séries, da Companhia. Serão emitidas, inicialmente, 1.900.000 (um milhão e novecentas mil) Debêntures, observada a
Opção de Lote Adicional, com valor nominal unitário de R$ 1.000,00 (mil reais) na data de emissão das Debêntures
(“Data de Emissão”), totalizando o valor total da Emissão de, inicialmente, R$ 1.900.000.000,00 (um bilhão e
novecentos milhões de reais). Clique aqui para acessar detalhes.
EVENTOS SUBSEQUENTES
14ª emissão de debêntures
Em outubro de 2023, a Companhia concluiu o processo de captação de recursos através da 14ª emissão de debêntures
simples, não conversíveis em ações, com valor total de emissão de R$ 1.900.000, em duas séries, sendo (i)
R$783.786.000,00 para a primeira série, com vencimento em 15/10/2033 e custo de IPCA + 6,2607% a.a; e (ii)
R$1.116.214.000,00 para a segunda série, com vencimento de 15/10/2038 e custo de IPCA + 6,4364% a.a. Clique
aqui para acessar os documentos da oferta.

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OUTRAS INFORMAÇÕES RELEVANTES
RAP Ciclo 2023/2024
Em 07 de julho de 2023 foi publicada a Resolução Homologatória nº 3.216, que estabelecendo a nova RAP da ISA
CTEEP e suas Empresas controladas e controladas em conjunto pela disponibilização das instalações de transmissão
integrantes da Rede Básica e das Demais Instalações de Transmissão, para o Ciclo Tarifário de 12 meses,
compreendendo o período de 01 de julho de 2023 a 30 de junho de 2024 (ciclo 2023/2024).
De acordo com a REH nº 3.216, a RAP e os valores correspondentes à parcela de ajuste (PA) do Consolidado e empresas
com controle compartilhado, líquida de PIS e COFINS²
passou a ser de R$ 6.215 milhões no ciclo 2023/2024, ponderado
pela participação da ISA CTEEP. Deste montante, 59% representam a RAP do contrato renovado da Controladora
(059/2001), incluindo Reforços e Melhorias, Indenização do RBSE e a parcela de O&M do contrato. Além disso, 41%
da RAP refere-se a contratos licitados provenientes de leilões de transmissão ou aquisições (M&A), sendo (i) 25% de
empreendimentos em operação, ou seja, com RAP Ativa e; (ii) 16% de empreendimentos em construção, que devem
adicionar remuneração a Companhia ao longo dos próximos anos.
¹ considera valores estabelecidos no momento da publicação das respectivas Resoluções Homologatórias da RAP dos ciclos tarifários.
² com exceção aos contratos 020/2008 e 143/2001, que somam R$ 38,2 milhões, 0,6% da RAP Total da Companhia.
A Receita Anual Permitida do ciclo 2023/2024 apresentou aumento de aproximadamente R$ 1,3 bilhão em relação ao
ciclo tarifário anterior (2022/2023), representando crescimento de 28%. Os principais motivos dessa variação são:
i. correção monetária do ciclo 2023/2024 (IPCA), no total de R$ 203,2 milhões;
ii. novos projetos de reforços e melhorias que entraram em operação no período, adicionando R$ 41,3 milhões;
iii. recomposição total do componente financeiro do RBSE, decorrente do reperfilamento adotado pela ANEEL
para amortecer o aumento das tarifas de energia nos ciclos 2021/2022 e 2022/2023 (+ R$ 766,5 milhões);
iv. RAP adicional de R$ 510,2 milhões referente aos três novos projetos (Serra Dourada, Itatiaia e Água
Vermelha) adjudicados no leilão 01/2023, realizado em 30 de junho de 2023;
v. Redução de R$ 172,2 milhões na Parcela de Ajuste (PA) em relação a do ciclo tarifário anterior.
Os contratos de concessão adquiridos até o leilão do ano de 2018 preveem o direito de indenização sobre os ativos não
depreciados da concessão ao término de sua vigência. A partir de 2019 somente ativos autorizados pela ANEEL,
mediante reforços ou melhorias, consideram direito de indenização.
Evolução da RAP Ciclo¹
(milhões)

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Segue abaixo um quadro resumo com da RAP para o ciclo 2023/2024. Os valores incluem os encargos regulatórios
P&D, Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia (TFSE) e Reserva Global de Reversão (RGR), mas excluem os encargos
Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) e Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
(PROINFA), assim como são líquidos de PIS e COFINS. Clique aqui para acessar o quadro.
¹ Recomposição total do componente financeiro do RBSE, após o reperfilamento previsto na REH 2.851.
² Resultado do Recurso Administrativo em face da REH 3067/22 e Redução de 50% da RAP pró-rata prevista no contrato de concessão
3
Resultado do recurso administrativo em face da REH 3.067/22
4
Considerada RAP dos lotes arrematados pela Companhia no Leilão de Transmissão 01/2023.
5
Informação de RAP publicada no Anexo V do despacho ANEEL nº 848/2023
6
Revisão tarifária periódica de 2023: o reajuste de ciclo definido na REH 3.216 desconsiderou os efeitos da RTP 2023, publicada na REH 3.050,
descrita com mais detalhes na próxima seção;
Controladora
RAP
Ciclo 22/23
RAP
Ciclo 23/24
REH 2.959 REH 3.067
CTEEP 1.291 51 38 0 0 1.380 -84 1.296 1.291 0,3%
RBSE 1.550 61 0 0 766 2.377 2.377 1.550 53,4%
012/2016 PBTE IPCA 206 8 0 0 0 215 -7 207 206 0,5%
Total Controladora Operacional 3.047 120 38 0 766 3.972 -92 3.880 3.047 27%
Subsidiárias Controladas
RAP
Ciclo 22/23
RAP
Ciclo 23/24
REH 2.959 REH 3.067
Subsidiárias (100%) em operação 631 21 3 0 -5 651 7 658 631 4%
IE Aguapeí 046/2017 Aguapeí IPCA 73 3 0 0 0 75 -1 74 73 2%
IE Itaúnas 018/2017 Itaúnas IPCA 63 2 0 0 0 66 -1 65 63 2%
IE Itaquerê 027/2017 Itaquerê IPCA 62 2 0 0 0 65 -2 63 62 1%
004/2007 IEMG² IPCA 25 1 0 0 -7 20 -0 20 25 -22%
007/2020 Triângulo Mineiro IPCA 41 2 0 0 0 42 0 42 41 4%
IENNE 001/2008 IENNE IPCA 59 2 0 0 0 61 -2 59 59 1%
IE Japi 026/2009 Serra do Japi IPCA 53 2 0 0 0 55 -1 54 53 2%
IE Jaguar 9 015/2008 Getulina IPCA 54 2 3 0 2 61 19 80 54 49%
IE Biguaçu 012/2018 Biguaçu IPCA 50 2 0 0 0 52 -2 50 50 0%
143/2001 Botucatu-Xavantes IGP-M 20 -1 0 0 0 19 -0 19 20 -6%
042/2017 Bauru IPCA 15 1 0 0 0 15 -2 13 15 -7%
026/2017 Tibagi IPCA 21 1 0 0 0 22 -1 21 21 0%
006/2020 Três lagoas IPCA 7 0 0 0 0 7 -1 6 7 -12%
016/2008 Forquilinha IPCA 18 1 0 0 0 18 1 19 18 10%
013/2008 Scharlau 8 0 0 0 0 8 -0 8 8 1%
Evrecy 020/2008 Evrecy IGP-M 21 -1 0 0 0 20 -0 19 21 -6%
021/2018 Lorena IPCA 13 1 0 0 0 14 1 14 13 9%
021/2011 Itapeti IPCA 8 0 0 0 -0 8 -0 8 8 -1%
IE Jaguar 8 012/2008 Piratininga IPCA 14 1 0 0 0 14 -0 14 14 3%
IE Pinheiros 018/2008 Atibaia II IPCA 7 0 0 0 0 8 0 8 7 10%
Consolidado ISA CTEEP em operação 3.678 141 41 0 762 4.622 -85 4.538 3.678 23%
Subsidiárias Controle Compartilhado
RAP
Ciclo 22/23
RAP
Ciclo 23/24
REH 2.959 REH 3.067
Subsidiárias (não consolidadas) em operação 1.394 55 0 0 -0 1.449 -55 1.394 1.394 0%
013/2009 Lote D 359 14 0 0 0 373 -11 362 359 1%
015/2009 Lote F 308 12 0 0 0 321 -8 313 308 1%
IE Paraguaçu (50% ISA CTEEP) 003/2017 Paraguaçu IPCA 143 6 0 0 0 148 -15 134 143 -6%
IE Garanhuns (51% ISA CTEEP) 022/2011 Garanhuns IPCA 127 5 0 0 -0 132 -4 128 127 1%
IE Aimorés (50% ISA CTEEP) 004/2017 Aimorés IPCA 96 4 0 0 0 99 -3 96 96 0%
IE Ivaí (50% ISA CTEEP) 022/2017 Ivaí IPCA 362 14 0 0 0 376 -13 363 362 0%
Participação ISA CTEEP 705 28 0 0 -0 733 -28 705 705 0%
ISA CTEEP Total em operação 4.383 169 41 0 762 5.355 -112 5.243 4.383 20%
PROJETOS EM CONSTRUÇÃO
RAP
Ciclo 22/23
RAP
Ciclo 23/24
REH 2.959 REH 3.067
Concessões Controladora em Contrução 286 28 0 0 503 816 0 816 286 186%
008/2022 Piraquê IPCA 286 28 0 0 0 313 0 314 286 10%
006/2023 Serra Doutrada IPCA N.A. 0 0 0 284 284 0 284 N.A. N.A
012/2023 Itatiaia IPCA N.A. 0 0 0 219 219 0 219 N.A. N.A
Concessões Controladas em construção 142 6 0 0 7 156 0 156 142 10%
IE Riacho Grande 005/2021 Riacho Grande IPCA 82 3 0 0 0 85 0 85 82 4%
Evrecy 001/2020 Minuano IPCA 46 2 0 0 0 48 0 48 46 4%
IE Jaguar 85
011/2022 Jacarandá IPCA 13 1 0 0 0 15 0 15 13 10%
IE Tibagi 014/2023 Lote 9 IPCA N.A. 0 0 0 7 7 0 7 N.A. N.A
ISA CTEEP em construção 428 34 0 0 510 972 0 972 428 127%
ISA CTEEP TOTAL (OPERAÇÃO + CONSTRUÇÃO) 4.811 203 41 0 1.272 6.327 -112 6.215 4.811 29%
Concessionária Contrato índice Inflação RTP6
Outros³ PA
Reforços
Melhorias
Projeto
IEMG
Outros¹
RTP6
PA
059/2001 IPCA
RAP
Ciclo
22/23
Var %
RAP
Ciclo
22/23
Var %
RAP
Ciclo
23/24
RAP
Ciclo
23/24
Concessionária Contrato índice Inflação
Reforços
Melhorias
Projeto
ISA CTEEP
RAP
Ciclo
22/23
Var %
Concessionária Contrato índice Inflação
Reforços
Melhorias
RTP6
PA
RAP
Ciclo
23/24
Outros4
Projeto
RAP
Ciclo
22/23
Var %
IE Madeira (51% ISA CTEEP)
RTP6
Contrato índice Inflação
Reforços
Melhorias
Projeto
ISA CTEEP 5
IE Tigabi
IE Itapura
IE Jaguar 6
IE SUL
IPCA
PA
RAP
Ciclo
23/24
Concessionária Outros³

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Revisão Tarifária Periódica (RTP) 2023 – Contratos Licitados
Em junho de 2023, foi publicada a Resolução Homologatória nº 3.050, a qual reposicionou a RAP para os contratos de
concessão de transmissão de energia elétrica dos empreendimentos licitados com Revisão Tarifária prevista para julho
de 2023, entre eles: (i) 001/2008 (IENNE), 026/2017 (IE Tibagi), 027/2017 (IE Itaquerê), 042/2017 (IE Jaguar 6) e
046/2017 (IE Aguapeí) das empresas controladas e, 022/2017 (IE Ivaí) entre as empresas de controle compartilhado.
O índice de reposicionamento econômico real médio para os empreendimentos foi de -1,31%, com impacto de - R$ 5,4
milhões em valor absoluto. O que representa uma redução de 0,11% na RAP de R$ 4,8 bilhões da Companhia (Ciclo
22/23). Considerando o IPCA do período de 3,94%, o reposicionamento nominal médio para essas concessões foi de
2,58%:
No entanto, os efeitos da referida Resolução foram desconsiderados na Resolução Homologatória 3.216 para o ciclo da
RAP 2023/2024. A Companhia entrou com recurso administrativo junto a ANEEL, pleiteando a consideração do
reposicionamento tarifário.
Renovação da Concessão - Contrato 059/2001 (RBNI/RBSE)
Em Assembleia Geral Extraordinária (AGE) realizada em 3 de dezembro de 2012, foi aprovada pelos acionistas da
Companhia, por unanimidade, a prorrogação do contrato de concessão nº 059/2001, nos termos da Lei 12.783/2013,
ficando a concessão prorrogada até dezembro de 2042 e garantindo à Companhia o direito ao recebimento dos valores
relativos aos ativos do NI (*) e do SE (**).
Os valores referentes aos ativos do NI, equivalente a R$2.891.291, conforme Portaria Interministerial nº 580, foram
recebidos entre os anos de 2013 e 2015 (nota 5.3 das demonstrações financeiras referentes ao 4T22).
Para os valores do SE, no ano de 2016, foi emitida Nota Técnica nº 336/2016 da ANEEL que apresenta proposta de
regulamentação quanto ao previsto na Portaria nº 120/2016 do MME para a metodologia de cálculo do custo de capital
(Ke) e do cálculo da RAP e determina valores e prazos de pagamento para as concessionárias.
Em 30 de maio de 2017, foi emitido Despacho ANEEL nº 1.484/17, que reconheceu como valor destes ativos o total de
R$4.094.440, na data base 31 de dezembro de 2012. Na metodologia contábil pelo modelo IFRS, o impacto inicial dos
valores da RBSE foi reconhecido contabilmente em setembro de 2016 e o complemento do valor reconhecido pela
ANEEL foi registrado contabilmente durante o segundo trimestre de 2017, e estão apresentados como “Ativos da
concessão” (nota 5.3 das demonstrações financeiras referentes ao 4T22).
A Nota técnica nº 108/2020 – SGT/ANEEL de 25 de junho de 2020, recalcula os valores da RAP a partir do ciclo
2020/2021, incluindo a parcela de remuneração do custo de capital (Ke) e operacionalizados os efeitos da revogação
das liminares que impediam o pagamento do Ke. Tais valores foram incluídos nos cálculos da RTP e aprovados pela
Diretoria da ANEEL pela Resolução Homologatória nº 2.714/2020. Atualmente, existem duas liminares vigente.
Em 22 de abril de 2021, a ANEEL julgou favoravelmente o recurso administrativo interposto pela Companhia contra
Resolução Homologatória nº 2.714/2020, que pleiteava o direito a atualização retroativa dos valores do RBSE, e aplicou
o reperfilamento do componente financeiro do RBSE conforme Nota Técnica nº 068/2021 (nota 16.6 das demonstrações
financeiras referentes ao 4T22). As premissas válidas a partir do ciclo 2021/2022 são: (i) a conclusão do pagamento
do RBSE em 2028; (ii) a redução da amortização dos valores a receber do RBSE durante os ciclos 2021/2022 e
2022/2023; e iii) a remuneração pelo WACC regulatório definido na RTP de 2018, garantido o reconhecimento de R$1,8
bilhão no fluxo a receber que, a valor presente, geraram um acréscimo de R$497.346 no saldo do ativo de contrato
Vigente
(jun/22)
Revisada
(jun/23)
var R$ Nominal Real
IENNE 001/2008 100% 59,0 65,2 +6,2 10,51% 6,31%
IE Ivaí 022/2017 50% 361,6 364,3 +2,7 0,74% -3,08%
IE Tibagi 026/2017 100% 21,4 21,6 +0,2 0,84% -2,99%
IE Itaquerê 027/2017 100% 62,5 64,7 +2,2 3,53% -0,40%
IE Itapura 042/2017 100% 14,5 14,8 +0,2 1,67% -2,18%
IE Aguapeí 046/2017 100% 72,6 73,1 +0,5 0,62% -3,19%
- 591,7 603,6 +11,9 2,02% -1,85%
- 410,9 421,5 +10,6 2,58% -1,31%
Total
Total Particip. ISA CTEEP
RTP 2023
Empresa Contrato
Particip.
ISA
CTEEP (%)
RAP (R$ milhões, sem PA) Índice Reposicionamento

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correspondente. A partir do ciclo 2023/2024, os fluxos de pagamentos previstos pela ANEEL retornam aos patamares
similares aos aprovados na Resolução Homologatória nº 2.714/2020.
Após a homologação do resultado da RTP das Transmissoras (ReH 2.851/21), que incluiu o reperfilamento do
recebimento do componente financeiro do RBSE, a ABIAPE/ABRACE/ESBR apresentaram pedido de reconsideração, pós
trânsito em julgado, questionando o cálculo do componente financeiro do RBSE e o reperfilamento. Em junho de 2021,
a Superintendência Geral de Tarifas (“SGT”) da ANEEL publicou a NT 117/2021 e emitiu comunicado público explicando
não existirem erros de cálculo e tampouco erros metodológicos. Entretanto, em junho de 2022, a SGT da ANEEL emitiu
a Nota Técnica nº 85/2022, que trata da análise dos pedidos de reconsideração interpostos no âmbito do pagamento
do componente financeiro e reperfilamento do RBSE, neste mesmo mês ocorreu decisão monocrática (Despacho º
1.762/2022) deliberada pelo diretor da ANEEL sobre o referido tema. Após decisão da Diretoria colegiada da Diretoria
da ANEEL, a decisão monocrática foi suspensa. Em abril de 2023, a SGT publicou a nova nota técnica (85/2023), que
trata das manifestações acerca NT 085/2022 e o Ofício-Circular nº 23/2022, de 16 de agosto de 2022. As referidas
notas técnicas não produzem efeitos práticos imediatos e toda e qualquer evolução relacionada ao tema RBSE depende
de decisão colegiada em reunião de diretoria da ANEEL, de forma que premissas, metodologias e cálculos considerados
até o momento, aprovados por meio da ReH n⁰ 2.851/2021, estão vigentes e permanecem apropriados.
Destaca-se que o tema RBSE vem sofrendo questionamentos na esfera judicial, como acima reportado, e em âmbito
administrativo. Não se pode descartar a possibilidade de novas judicializações e/ou novas discussões administrativas
acerca do tema, tampouco pode-se desconsiderar a possibilidade de novas decisões judiciais e/ou decisões da ANEEL,
Ministério de Minas e Energia e/ou TCU, eventualmente, alterarem uma ou mais condições do pagamento do RBSE.
Eventuais novas decisões judiciais e/ou administrativas, dependendo do seu conteúdo e abrangência, se não revertidas
a tempo e modo, podem trazer ou não impactos significativos ao recebimento da Companhia exigindo, inclusive,
conforme o caso, a revisão de planos de investimentos, pagamentos de dividendos e estratégia corporativa, além dos
regulares registros contábeis de tais impactos. Não obstante, a Cia por meio de seus assessores ou por meio da ABRATE
segue firme na defesa de seus interesses e pela higidez do reperfilamento do componente financeiro do RBSE conforme
Nota Técnica nº 068/2021- SGT/SCT/SFF/SRM/ANEEL mantendo-se os critérios anteriormente estabelecidos na
Resolução Normativa ANEEL nº 762/2017, bem como da legalidade e legitimidade do recebimento do RBSE nos termos
da Lei 12.783/13 e Portaria MME nº 120/16, bem como na defesa dos seus interesses através dos processos
administrativos que tramitam perante a ANEEL Nº 48500.005952/2022-29 e 48500.000748/2019-16.
Além disso, está em tramitação o Processo nº TC 012.715/2017-4 perante o Tribunal de Contas da União – TCU cujo
objeto é a avaliação da conformidade e transparência da metodologia da definição dos valores dos ativos de transmissão
existentes em 31/05/2000, mas não amortizados, bem como à metodologia de atualização e repasse desses valores à
tarifa de energia elétrica pendente de análise. Em 05/07/2023, o Ministério Público do Tribunal de Contas da União –
MPTCU manifestou-se favoravelmente ao ingresso da CTEEP como parte interessada e concluiu que a opção regulatória
do MME deve ser respeitada pelo TCU. A apreciação do referido processo pela Corte ainda está pendente.
A Companhia seguirá atenta ao fiel cumprimento dos pagamentos determinados tendo em vista a relevância do tema
para a sociedade e seus acionistas.
(*) NI – instalações energizadas a partir de 1º de junho de 2000
(**) SE – instalações de ativos não depreciados existentes em 31 de maio de 2000.
Fluxo de Recebimento da RBSE Pós Reperfilamento (R$ milhões)
Nota: Valores reais, data base junho de 2023, com base nas planilhas publicadas no encerramento da CP nº 22/2020.

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Plano de Complementação de Aposentadoria – Lei 4.819/58
O plano de complementação de aposentadoria, regido pela Lei Estadual 4.819/58 aplica-se aos empregados de
autarquias e de sociedades anônimas em que o Estado de São Paulo fosse detentor da maioria das ações com direito
de controle admitidos até 13 de maio de 1974.
Os recursos necessários para fazer face aos encargos assumidos nesse plano são de responsabilidade do Governo do
Estado de São Paulo, cuja implementação ocorreu conforme convênio firmado entre a Secretaria da Fazenda do Estado
de São Paulo (“SEFAZ”) e a Companhia, em 10 de dezembro de 1999. A forma de pagamento da complementação da
aposentadoria foi através de um fluxo mensal com origem na SEFAZ. Esta realizava uma transferência da quantia a ser
paga para a ISA CTEEP e a Companhia realizava a transferência deste mesmo valor para a Fundação CESP, que então
repassava aos aposentados.
A partir de janeiro de 2004, o pagamento aos aposentados passou a ser processado diretamente pela SEFAZ. Com essa
mudança de processo, foram verificadas glosas que deveriam ser aplicadas, como por exemplo, benefícios acima do
teto (equivalente ao salário do governador do Estado de São Paulo). Desta forma, a SEFAZ passou a excluir este
excedente do valor do benefício pago aos aposentados.
Ação Civil Pública e Ação Coletiva
Em junho de 2005, após decisão desfavorável na Justiça Comum, a Associação dos Aposentados da Funcesp (“AAFC”)
obteve liminar na Justiça do Trabalho, determinando que a quantia integral paga anteriormente seja mantida. Desde
então, o processamento do pagamento dos benefícios voltou ao modelo original, em que a responsabilidade era da
Fundação CESP, porém a SEFAZ transfere a quantia ajustada e a ISA CTEEP faz a complementação para que o
pagamento aos aposentados seja feito de maneira integral, conforme estabelecido em liminar.
Ação de Cobrança
Desde 2005, a SEFAZ repassa à Companhia valor inferior ao necessário para o cumprimento do pagamento aos
aposentados (~70%), por força da decisão liminar da 49ª Vara do Trabalho. A ISA CTEEP tem feito então a
complementação para pagamento integral dos benefícios aos aposentados (~30%). Essa complementação realizada
pela Companhia está sendo cobrada através de uma ação contra a SEFAZ.
Esta ação de cobrança foi julgada favorável à Companhia em 2ª instância. Em agosto de 2017, a SEFAZ interpôs
Recurso Especial para o STJ que aguarda análise de admissibilidade. Em 30 de setembro de 2023, o valor registrado
no balanço da Companhia é de cerca de R$ 2,3 bilhões, líquido da provisão para perdas sobre realização de créditos
realizada em 2013.
Entre agosto de 2018 e março de 2019 a ISA CTEEP recebeu repasse integral da SEFAZ em razão de decisão judicial
liminar, posteriormente suspensa pelo STJ até julgamento do recurso da SEFAZ.
A Companhia continua com os esforços direcionados para manter a decisão de mérito favorável conquistada no Tribunal
de Justiça/SP.

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GLOSSÁRIO
ADTV (Average Daily Traded Volume) - Volume médio diário negociado
ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) - Autarquia que tem por finalidade regular e fiscalizar a produção,
transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica no Brasil, zelando pela qualidade do serviço prestado,
pelo trato isonômico dispensado aos usuários e pelo controle da razoabilidade das tarifas cobradas aos consumidores,
preservando a viabilidade econômica e financeira dos agentes e da indústria. A ANEEL fiscaliza e regulamenta o acesso
aos sistemas de transmissão e estabelece as tarifas referentes a tais sistemas, sendo a TUST a tarifa cobrada pelo uso
da Rede Básica e das Demais Instalações de Transmissão – DIT
CAAE (Custo Anual dos Ativos Elétricos) - Receita pelos investimentos em ativos. É composto pela remuneração
do capital e pela quota de reintegração dos regulatória (QRR).
CAOM (Custos de Administração, Operação e Manutenção) - Parcela da receita que pode ser dividida em (i)
receita de O&M, que tem como finalidade cobrir os custos e despesas (exemplo: gastos com salários, despesas de
manutenção e outros); e (ii) receita para cobrir os custos das instalações móveis e imóveis (CAIMI).
CAGR (Compound Annual Growth Rate) - Taxa de crescimento anual composto.
CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) - Atua sob autorização do Poder Concedente e da
regulação e fiscalização da ANEEL, com a finalidade de viabilizar as operações de compra e venda de energia elétrica
entre os agentes da CCEE.
CDE (Conta de Desenvolvimento Energético) - encargo regulatório para promover a universalização do serviço
de energia e subsidiar os consumidores baixa renda.
Crescimento orgânico - crescimento por meio de investimentos em reforços e melhorias.
DIT (Demais Instalações de Transmissão) - Instalações com tensão inferior a 230 kV.
EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation & Amortization) - Lucro antes de serem subtraídos os
juros, impostos, depreciação e amortização.
Encargos regulatórios - são arrecadados pelas Transmissoras e repassados à CCEE, à ANEEL, ao MME e investidos
em projetos de P&D. Tem efeito neutro na Transmissora.
Energização - início de operação de um empreendimento (reforço, melhoria ou greenfield).
EPE (Empresa de Pesquisa Energética) - Empresa pública federal, vinculada ao Ministério de Minas e Energia.
Responsável pelo planejamento energético nacional, englobando geração, transmissão, distribuição, petróleo e gás.
Greenfield - projetos de crescimento por meio de leilões.
IE - Interligação Elétrica.
IEE (Índice de Energia Elétrica) - Índice setorial da Bolsa (B3), que tem como objetivo medir o desempenho do
setor de energia elétrica.
IENS (Índice de Energia não Suprida) - Índice de energia que deixou de ser consumida em decorrência de uma
interrupção.
Leilões de Transmissão de Energia - Processos licitatórios estabelecidos pelo MME e ANEEL a fim de outorgar
concessões para linhas de transmissão e subestações no Brasil.
M&A - Merger and Acquisition - Fusões e aquisições.
Melhoria - compreende a instalação, substituição ou reforma de equipamentos em instalações de transmissão
existentes, ou a adequação destas instalações, visando manter a regularidade, continuidade, segurança e atualidade
do serviço público de transmissão de energia elétrica.
MME – Ministério de Minas e Energia.
O&M - Operação e Manutenção.
ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) - Órgão responsável por executar as atividades de coordenação e
controle da operação da geração e transmissão de energia elétrica do SIN.
Outras receitas - Receitas auferidas com atividades extra concessão, sendo parcialmente destinadas a contribuir com
a modicidade tarifária.

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PA (Parcela de Ajuste) - Compensa excesso ou déficit de arrecadação no período anterior ao reajuste.
PMSO - Pessoal, Materiais, Serviços e Outros.
PROINFA - Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica encargo regulatório para subsídios às
fontes alternativas de energia).
PV (Parcela Variável) - Penaliza a receita do ativo em função da indisponibilidade.
RAP (Receita Anual Permitida) - Remuneração que as transmissoras recebem pela prestação do serviço público de
transmissão aos usuários. Paras as transmissoras que foram licitadas, a RAP é obtida como resultado do próprio leilão
de transmissão e é paga às transmissoras a partir da entrada em operação comercial de suas instalações, com revisão
a cada quatro ou cinco anos, nos termos dos contratos de concessão. Para as transmissoras que tiveram o seu contrato
de concessão renovado, a RAP foi calculada com base nos custos de Operação e Manutenção, conforme estabelece a
Lei 12.783, de 11 de janeiro de 2013. Em casos nos quais os estudos indicam a necessidade de reforços na concessão
de transmissão, a ANEEL calcula um valor adicional a RAP com o intuito de remunerar as novas instalações, sempre
por meio de uma Resolução Autorizativa.
RB (Rede Básica) - Instalações de transmissão do SIN, de propriedade de concessionárias de serviço público de
transmissão, definida segundo critérios estabelecidos na regulamentação da ANEEL.
RBNI (Rede Básica Novos Investimentos) - Parcela da receita (RAP) correspondente às novas instalações
componentes da Rede Básica autorizadas e com receitas estabelecidas por resolução específica.
RBSE (Rede Básica do Sistema Existente) - Parcela da RAP correspondente às instalações componentes da Rede
Básica, definidas no Anexo da Resolução nº 166, de 31 de maio de 2000.
Reforço - é a instalação, substituição ou reforma de equipamentos em instalações de transmissão existentes, ou a
adequação destas instalações, visando o aumento de capacidade de transmissão, o aumento de confiabilidade do
Sistema Interligado Nacional, de vida útil ou a conexão de usuários, recomendadas pelos planos de expansão do
sistema de transmissão.
ROL (Receita Operacional Líquida) – Receita oriunda das atividades operacionais, após dedução dos impostos
que incidem sobre a remuneração da empresa.
SIN (Sistema Interligado Nacional) – Conjunto de instalações e de equipamentos que possibilitam o suprimento
de energia elétrica nas regiões do país interligadas eletricamente, conforme regulamentação aplicável.
TCU - Tribunal de Contas da União
TUST (Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão de Energia Elétrica) – Tarifa paga por distribuidoras,
geradoras e consumidores livres e especiais pela utilização da Rede Básica e das DIT, e é reajustada anualmente de
acordo com (i) a inflação; e (ii) novas receitas, correspondentes aos empreendimentos energizados.

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ANEXOS
Anexo I – Projetos Greenfield | Crescimento
¹conforme contrato de concessão | ² Início do recebimento da RAP | ³Avanço Fundiário: evolução das propriedades liberadas | 4Avanço do Projeto:
evolução de todas as atividades relativas ao empreendimento até sua energização. Clique aqui para acessar a planilha.
Paraguaçú
(Lote 3)
003/2017
IE
Paraguaçu
50% BA/MG 0,0% 66,8 jan-19 fev-22 255 333 ✓ 2T19 100% 100% 3T22
Aimorés
(Lote 4)
004/2017 IE Aimorés 50% MG 0,0% 47,9 jan-19 fev-22 171 198 ✓ 2T19 100% 100% 2T22
Itaúnas
(Lote 21)
018/2017 IE Itaúnas 100% ES 25,1% 65,0 jul-18 jun-22 298 347 ✓ 3T18 100% 100% 1T23
Ivaí
(Lote 1)
022/2017 IE Ivaí 50% PR 33,2% 181,3 fev-21 ago-22 968 1.050 ✓ 4T19 100% 100% 4T22
Tibagi
(Lote 5)
026/2017 IE Tibagi 100%
SP /
PR
32,2% 21,5 jan-17 ago-21 135 118 ✓ 3T18 100% 100% 4T20
Itaquerê
(Lote 6)
027/2017 IE Itaquerê 100% SP / PR 44,5% 62,9 jun-18 ago-21 398 252 ✓ 3T18 100% 100% 3T20
Aguapeí
(Lote 29)
046/2017 IE Aguapeí 100% SP / PR 52,7% 74,2 dez-18 ago-21 602 363 ✓ 3T19 100% 100% 1T21
Bauru
(Lote 25)
042/2017 IE Jaguar 6 100% SP 57,6% 13,5 ago-19 fev-21 126 63 ✓ 2T18 100% 100% 3T19
Lorena
(Lote 10)
021/2018 IE Itapura 100% SP 73,9% 14,3 jan-20 set-22 238 124 ✓ 3T19 100% 100% 4T21
Biguaçu
(Lote 1)
012/2018 IE Biguaçu 100% SC 66,7% 49,5 set-21 set-23 641 466 ✓ 1T21 100% 100% 3T22
Minuano
(Lote 1)
001/2020 Evrecy 100% RS 66,9% 48,3 jan-20 mar-25 682 418 ✓ 3T22 100% 77% -
Três Lagoas
(Lote 6)
006/2020 IE Tibagi 100%
MS /
SP
68,1% 5,8 jan-20 set-23 99 87 ✓ 2T21 100% 100% 2T22
Triângulo
Mineiro
(Lote 7)
007/2020 IEMG 100% MG 65,4% 42,1 jan-20 mar-25 554 481 ✓ 1T22 100% 99% -
001/2020
(dez/2020)
Riacho Grande
(Lote 7)
005/2021
IE Riacho
Grande
100% SP 57,9% 85,1 jan-26 mar-26 1.141 154 ✓ 3T23 95% 46% -
Piraquê
(Lote 3)
008/2022 ISA CTEEP 100%
MG /
ES
46,8% 313,5 jan-26 set-27 3.654 179 3T24 3T24 30% 16% -
Jacarandá
(Lote 6)
011/2022 IE Jaguar 8 100% SP 59,2% 14,7 mar-26 mar-26 232 23 2T24 3T24 53% 26% -
Serra Dourada
(Lote 1)
006/2023 ISA CTEEP 100% BA/MG 44,8% 283,8 Imediata mar-29 3.157 0 3T25 3T25 1% 5% -
Itatiaia
(Lote 7)
012/2023 ISA CTEEP 100% RJ/MG 41,8% 218,9 Imediata mar-29 2.342 0 3T25 3T25 1% 5% -
Água Vermelha
(Lote 9)
014/2023 IE Tibagi 100% SP 50,4% 7,5 jan-26 set-26 94 0 2T24 2T24 0% 8% -
47,2% 1.616,6 - - 15.785 4.656 - - - - -
Avanço
Físico4
Entrada
em
Operação
Comercial²
013/2015
(out/2016)
005/2016
(abr/2017)
Licenci.
Ambiental
(LI)
Leilões
CapEx ANEEL
Participação ISA
CTEEP
data base leilão
(R$ milhões)
Empresa
CapEx ISA
CTEEP total
até
30/09/2023
(R$ milhões)
Início da
Construção
Avanço
Fundiário³
Deságio
RAP ISA CTEEP
Ciclo 2023/2024
(R$ milhões)
Prazo
ANEEL
Data de
Necessidade¹
Total (19)
002/2019
(dez/2019)
001/2022
(jun/2022)
Contrato
002/2018
(jun/2018)
Projetos
% ISA
CTEEP
UF
001/2023
(jun/2023)

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Anexo II – Investimentos em Projetos
Nota: Considera a participação proporcional da ISA CTEEP nas empresas não consolidadas
Anexo III - Balanço Patrimonial Regulatório
Investimentos
Projetos Brownfield 0,0 0,0 N.A 0,0 0,0 N.A
Reforços/Melhorias 307,1 213,1 44,1% 784,4 537,6 45,9%
Projetos Greenfield 221,2 257,8 -14,2% 665,1 906,1 -26,6%
Piraquê 109,0 1,2 8621,4% 237,0 1,2 18869,5%
Ivaí (50%) 0,0 17,7 -100,0% 124,0 123,0 0,8%
Triângulo Mineiro 33,4 74,8 -55,3% 118,6 234,8 -49,5%
Minuano 35,0 38,6 -9,3% 105,4 206,9 -49,1%
Riacho Grande 36,6 10,8 240,0% 48,5 41,1 18,0%
Jacarandá 2,7 0,0 N.A 23,1 0,0 N.A
Itaúnas 2,4 14,0 -82,5% 12,1 68,3 -82,3%
Aguapeí 2,8 0,9 214,2% 2,8 0,9 212,5%
Itaquerê 0,0 8,2 -100,0% 0,5 8,2 -93,9%
Aimorés (50%) 0,0 -6,2 N.A 0,0 26,3 -100,0%
Paraguaçu (50%) 0,0 32,6 -100,0% 0,0 62,7 -100,0%
Itapura Lorena -0,0 0,1 -120,0% -0,0 0,4 -113,6%
Três lagoas 0,7 -0,0 N.A 0,5 20,1 -97,7%
Tibagi 0,0 0,1 -96,6% -0,5 0,2 -431,8%
Biguaçu -1,4 64,9 -102,2% -6,9 112,1 -106,1%
Total 528,4 470,9 12,2% 1.449,5 1.443,7 0,4%
Consolidado + Controladas em Conjunto
Ativo
(R$ mil) 30/09/2023 31/12/2022
CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa 279.053 336.523
Aplicações financeiras 1.577.130 907.326
Contas a Receber - Concessionárias e 438.883 478.085
Estoques 27.388 26.889
Serviços em Curso 0 0
Tributos e contribuições a compensar 230.573 114.235
Instrumentos financeiros derivativos 0 816
Créditos com partes relacionadas 69.675 91.373
Despesas pagas antecipadamente 25.142 6.907
Caixa restrito 6.519 2.126
Outros 128.070 102.701
2.782.433 2.066.981
NÃO CIRCULANTE
Realizável a longo prazo
Contas a receber - Concessionárias e 365.811 426.197
Valores a receber - Secretaria da Fazenda 2.314.914 2.175.500
Imposto de Renda e Contribuição Social 680 127
Cauções e depósitos vinculados 42.460 41.298
Créditos com controladas 0 8.700
Outros 42.732 61.733
2.784.946 2.745.728
Investimentos 1.677.954 1.566.341
Imobilizado 11.377.651 10.242.590
Intangível 1.631.185 1.678.233
14.686.790 13.487.164
17.471.736 16.232.892
Total do Ativo 20.254.169 18.299.873
Consolidado

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Passivo e Patrimônio Líquido
(R$ mil) 30/09/2023 31/12/2022
CIRCULANTE
Empréstimos e financiamentos 648.252 2.012.601
Debêntures 596.288 88.833
Arrendamento 7.835 14.124
Instrumentos financeiros derivativos 11.518 0
Fornecedores 148.794 114.962
Tributos e encargos sociais a recolher 484.743 197.279
Imposto de renda e contribuição social 0 0
Encargos regulatórios a recolher 55.248 63.287
Juros sobre capital próprio e dividendos a 13.454 611.042
Obrigações trabalhistas 63.271 53.810
Valores a pagar – Funcesp 698 823
Outros 33.110 74.319
2.063.211 3.231.080
NÃO CIRCULANTE
Exigível a longo prazo
Empréstimos e financiamentos 1.656.574 78.060
Debêntures 6.141.700 5.805.235
Instrumentos financeiros derivativos 13.642 4.117
Benefício a Empregados - Déficit Atuarial 153.379 154.282
PIS e COFINS diferidos 33.205 47.011
Imposto de renda e contribuição social 972.972 1.081.435
Encargos Regulatórios a recolher 37.010 28.142
Provisões 116.811 135.617
Reserva Global de Reversão - RGR 0 0
Obrigações vinculadas à concessão do serviço 683.067 492.633
Outros 3.209 9.757
9.840.942 7.885.189
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital social 3.590.020 3.590.020
Reservas de capital 666 666
Reservas de lucro 2.617.184 1.431.973
Reserva de Reavaliação 1.679.844 1.823.292
Outros Resultados Abrangentes -41.357 -21.376
7.846.357 6.824.575
Participação de não controladores nos
fundos de investimentos
503.659 359.029
8.350.016 7.183.604
Total do Passivo e do Patrimônio Líquido 20.254.169 18.299.873
Consolidado

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Anexo IV - Demonstração de Resultado Regulatório
(R$ mil) 3T23 3T22 Var (%) 9M23 9M22 Var (%)
Receita Operacional Bruta 1.251.718 1.106.247 13,1% 3.315.171 2.844.031 16,6%
Receita de Uso da Rede Elétrica 1.239.253 1.095.571 13,1% 3.281.951 2.820.533 16,4%
Outras 12.465 10.676 16,8% 33.220 23.498 41,4%
(-) Deduções à Receita Operacional -159.260 -186.991 -14,8% -439.382 -476.471 -7,8%
Tributos e Contribuições sobre a Receita -108.556 -95.017 14,2% -286.530 -244.491 17,2%
Encargos Regulatórios -50.704 -91.974 -44,9% -152.852 -231.980 -34,1%
(=) Receita Operacional Líquida 1.092.458 919.256 18,8% 2.875.789 2.367.560 21,5%
(-) Custos e Despesas Operacionais -351.666 -319.621 10,0% -1.024.035 -937.480 9,2%
Pessoal -102.278 -92.294 10,8% -296.879 -287.763 3,2%
Material -5.979 -5.424 10,2% -17.140 -15.246 12,4%
Serviços -55.311 -44.017 25,7% -143.607 -118.246 21,4%
Depreciação -168.885 -164.205 2,9% -498.214 -458.243 8,7%
Outros -19.213 -13.681 40,4% -68.195 -57.982 17,6%
(=) Resultado do Serviço 740.792 599.635 23,5% 1.851.754 1.430.080 29,5%
(+/-) Resultado Financeiro -149.410 -125.416 19,1% -640.727 -658.548 -2,7%
Rendimento de Aplicações Financeiras 54.343 41.059 32,4% 129.583 101.239 28,0%
Resultado da Variação Monetária Líquida -16.519 8.202 n.a -205.986 -259.419 -20,6%
Juros Ativo/Passivos -199 -173 15,0% -395 -158 150,0%
Juros/Encargos sobre empréstimos -195.826 -171.600 14,1% -568.747 -486.569 16,9%
Outras 8.791 -2.904 n.a 4.818 -13.641 n.a
(=) Resultado Operacional 591.382 474.219 24,7% 1.211.027 771.532 57,0%
(-) Equivalência Patrimonial 79.705 54.841 45,3% 219.665 67.112 227,3%
(-) Outras Receitas/Despesas Operacionais -33.118 -20.517 61,4% -47.628 -58.058 -18,0%
(=) Resultado Anterior aos Tributos 637.969 508.543 25,5% 1.383.064 780.586 77,2%
(-) IR e CSLL -147.325 -105.749 39,3% -306.588 -167.621 82,9%
Corrente -188.420 -147.609 27,6% -413.725 -212.420 94,8%
Diferido 41.095 41.860 -1,8% 107.137 44.799 139,2%
(=) Lucro/Prejuízo Consolidado 490.644 402.794 21,8% 1.076.476 612.965 75,6%
(-) Partic. Acionista não Controlador -16.139 -16.067 0,4% -34.749 -39.634 -12,3%
(=) Lucro/Prejuízo 474.505 386.727 22,7% 1.041.727 573.331 81,7%
Consolidado

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Anexo V – Fluxo de Caixa Indireto – Regulatório¹
¹O fluxo de caixa indireto contabilizado na metodologia regulatória considera as saídas de caixa relacionadas aos projetos greenfield, brownfield e de
Reforços e Melhorias como fluxos de investimentos.
Fluxo de Caixa das Atividades Operacionais
(R$ mil) 9M23 9M22
Fluxo de caixa das atividades operacionais 2.018.951 1.903.114
Lucro líquido do período 1.076.476 573.331
Benefício a empregados – déficit atuarial 17.816 47.179
PIS e COFINS diferidos -13.806 2.100
Depreciação e amortização 498.213 565.445
Imposto de renda e contribuição social diferidos -107.137 -44.799
Demandas judiciais -5.245 -1.888
Custo residual de ativo imobilizado/intangível baixado 22.064 20.362
Beneficio fiscal – ágio incorporado 28 27
Realização de ativo da concessão na aquisição de controlada 44.870 1.792
Realização da perda em controlada em conjunto -2.570 -4.451
Resultado de equivalência patrimonial -219.665 -67.112
Receita sobre aplicações financeiras -28.407 -39.635
Juros e variações cambiais sobre empréstimos, financiamentos e
debêntures
771.691 733.797
Juros e variações monetárias e cambiais sobre ativos e passivos -628 11.345
Transações com acionistas não controladores -34.749 105.621
(Aumento) diminuição de ativos -169.900 -339.511
Contas a receber – Concessionárias e Permissionárias 99.588 -105.957
Estoques -499 -5.083
Valores a receber - Secretaria da Fazenda -139.414 -143.787
Tributos e contribuições a compensar -116.338 -89.215
Despesas pagas antecipadamente -18.235 -8.604
Cauções e depósitos vinculados -52 4.440
Crédito com controladas 0 237
Outros -4.381 4.969
Aumento (diminuição) de passivos 251.820 361.750
Pagamentos de impostos -116.638 -77.672
Provisões -21.827 -10.877
Valores a pagar Vivest -125 89
Reserva Global de Reversão -1.860 -1.861
Obrigações vinculadas à concessão do serviço 0 99.927
Benefício pós emprego - passivo atuarial -18.274 0
Outros -39.057 3.791
Caixa líquido gerado nas atividades operacionais 2.100.871 1.925.353
Caixa gerado (utilizado) nas atividades de investimentos -1.835.776 -1.881.076
Aplicações financeiras -1.546.261 -1.840.231
Regates de Aplicações financeiras 1.049.494 1.613.597
Imobilizado -1.451.437 -1.560.942
Investimentos 0 -93.500
Dividendos recebidos 112.428 0
Caixa utilizado nas atividades de financiamentos -322.565 -158.673
Adições Empréstimos e Debêntures 652.896 926.960
Pagamentos Empréstimos e Debêntures (principal) -74.187 -735.478
Pagamentos Empréstimos e Debêntures (juros) -290.593 -223.990
Pagamentos Arrendamento Mercantil (principal e juros) -11.125 -10.416
Instrumentos financeiros derivativos -1.802 -18.028
Dividendos e juros sobre capital próprios pagos -597.754 -97.721
Aumento (redução) líquido em caixa e equivalentes de caixa
-57.470 -114.396
Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 336.523 282.632
Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 279.053 168.236
Variação em caixa e equivalentes de caixa -57.470 -114.396
Consolidado

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Anexo VI – Resultado Regulatório Empresas não consolidadas
Demonstração do Resultado
(R$ mil)
Receita Operacional Bruta 194.883 177.230 10,0% 563.337 493.152 14,2%
Deduções à receita operacional -27.407 -24.610 11,4% -71.210 -64.923 9,7%
Receita Operacional Líquida 167.476 152.620 9,7% 492.126 428.228 14,9%
Custos e Despesas -19.345 -9.348 106,9% -47.601 -32.947 44,5%
Depreciação -37.548 -37.578 -0,1% -112.644 -112.771 -0,1%
EBITDA 148.050 143.169 3,4% 444.235 394.990 12,5%
Resultado do Serviço 110.583 105.694 4,6% 331.881 282.510 17,5%
Resultado Financeiro -17.911 -15.866 12,9% -92.696 -89.092 4,0%
Outras receitas/despesas líquidas -81 -103 -21,4% -290 -291 -0,3%
Lucro antes do IR & CSLL 92.591 89.725 3,2% 238.895 193.126 23,7%
IR & CSLL* -8.738 -4.519 93,4% -17.911 -8.415 112,8%
Lucro líquido 83.853 85.206 -1,6% 220.985 184.711 19,6%
Particip.ISA CTEEP (51%) no EBITDA 75.506 73.016 3,4% 226.560 201.445 12,5%
Particip.ISA CTEEP (51%) no Lucro líquido 42.765 43.455 -1,6% 112.702 94.203 19,6%
IE MADEIRA
3T22 9M22 Var (%)
Var (%) 9M23
3T23
(R$ mil)
Receita Operacional Bruta 31.293 32.556 -3,9% 97.891 91.374 7,1%
Receita Operacional Líquida 26.530 27.888 -4,9% 83.721 79.177 5,7%
Custos e Despesas -3.468 -3.292 5,4% -9.725 -10.583 -8,1%
Depreciação -6.358 -6.349 0,1% -19.054 -19.437 -2,0%
EBITDA 23.062 24.154 -4,5% 73.996 67.050 10,4%
Resultado do Serviço 16.704 18.247 -8,5% 54.942 49.158 11,8%
Resultado Financeiro -1.208 -1.325 -8,9% -4.201 -4.460 -5,8%
Outras receitas/despesas líquidas 0 -442 -100,0% 0 -1.544 -100,0%
Lucro antes do IR & CSLL 15.496 16.480 -6,0% 50.741 43.153 17,6%
IR & CSLL* -575 -735 -21,9% -1.578 -1.541 2,4%
Lucro líquido 14.922 15.744 -5,2% 49.164 41.612 18,1%
Particip.ISA CTEEP (51%) no EBITDA 11.762 12.319 -4,5% 37.738 34.196 10,4%
Particip.ISA CTEEP (51%) no Lucro Líquido 7.610 8.030 -5,2% 25.073 21.222 18,1%
3T23 3T22 Var (%) 9M23 9M22
IE GARANHUNS
Var (%)
(R$ mil)
Custos e Despesas -1.029 -920 11,9% -3.081 -2.379 29,5%
Depreciação -2.706 -2.715 -0,3% -8.131 -2.778 192,7%
EBITDA 23.843 13.302 79,2% 68.759 24.636 179,1%
Resultado Financeiro 1.085 1.450 -25,2% 3.657 2.974 23,0%
Outras receitas/despesas líquidas 0 0 N.A. 0 0 N.A.
IR & CSLL* -2.146 -4.084 -47,5% -11.570 -8.282 39,7%
Lucro líquido 20.075 7.952 152,4% 52.716 16.550 218,5%
Particip.ISA CTEEP (50%) no Lucro Líquido 10.038 3.976 152,4% 26.358 8.275 218,5%
9M22
Var (%) 9M23
IE AIMORÉS
3T23 3T22 Var (%)

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Anexo VII - Covenants (R$ milhões)
Os principais indicadores financeiros (covenants) que a ISA CTEEP está submetida são estabelecidos conforme abaixo:
Os Contratos de financiamento com BNDES (válidos até o vencimento do contrato em 2041) devem cumprir os
indicadores financeiros máximos de:
• 2023: Dívida Líquida/EBITDA Ajustado BNDES ≤ 3,5 e Dívida Líquida/(Dívida Líquida + Patrimônio Líquido) ≤ 0,7
• 2024+: Dívida Líquida/EBITDA Ajustado BNDES ≤ 3,0 e Dívida Líquida/(Dívida Líquida + Patrimônio Líquido) ≤ 0,6
(R$ mil)
Depreciação -4.589 -1.555 195,1% -13.795 -1.636 743,0%
EBITDA 35.390 8.259 328,5% 101.731 7.126 1327,7%
Resultado Financeiro 2.126 333 537,7% 5.339 1.653 223,0%
IR & CSLL* -4.154 -2.318 79,2% -14.615 -2.284 540,0%
Lucro líquido 28.774 4.719 509,7% 78.660 4.858 1519,1%
Particip.ISA CTEEP (50%) no Lucro Líquido 14.387 2.360 509,7% 39.330 2.429 1519,1%
IE PARAGUAÇU
Var (%) 9M23 9M22 Var (%)
3T23 3T22
(R$ mil)
Receita Operacional Bruta 89.043 0 N.A. 270.645 0 N.A.
Deduções à receita operacional -10.466 0 N.A. -28.886 0 N.A.
Receita Operacional Líquida 78.577 0 N.A. 241.759 0 N.A.
Depreciação -20.452 -35 58820,1% -20.571 -93 22094,2%
EBITDA 72.938 -1.564 n.a 226.661 -4.260 n.a
Resultado do Serviço 52.483 -1.599 n.a 206.088 -4.353 n.a
Resultado Financeiro -30.631 -7.945 285,5% -154.385 -175.000 -11,8%
Lucro antes do IR & CSLL 21.854 -9.544 n.a 51.705 -179.353 n.a
IR & CSLL* -12.037 3.584 n.a -19.044 61.319 n.a
Lucro líquido 9.817 -5.961 n.a 32.661 -118.034 n.a
Particip.ISA CTEEP (50%) no EBITDA 36.469 -782 -4762,4% 113.331 -2.130 -5420,7%
Particip.ISA CTEEP (50%) no Lucro Líquido 4.909 -2.980 -264,7% 16.331 -59.017 -127,7%
3T22
IE IVAÍ
Var (%) 9M22 Var (%)
9M23
3T23
Dívida Líquida
30/09/23
9.016,2 Dívida Líquida 30/09/23 7.217,6
EBITDA
últimos 12 meses
3.647,3 EBITDA últimos 12 meses 3.071,2
Dívida Líquida/EBITDA
30/09/23
2,47
Dívida Líquida/EBITDA
30/09/23
2,35
Patrimônio Líquido
30/09/23
18.480,9
31/12/2021
796,1
Divida Liq./(Divida Liq. + PL)
30/09/23
0,33
EBITDA /Resultado
Financeiro 30/06/2022
3,86
(apuração anual)
Debêntures de Infraestrutura
(5ª emissão)
(apuração trimestral)
BNDES

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Os indicadores são apurados ao final de cada exercício social. Para fins de cálculo e comprovação dos referidos índices,
a Companhia deverá consolidar todas as controladas e controladas em conjunto (de forma proporcional à sua
participação), desde que detenha participação acionária igual ou superior a 10%. O EBITDA é calculado de acordo com
a metodologia definida nos contratos. O indicador de Dívida Líquida/EBITDA no 3T23 foi de 2,47x.
A 5ª emissão de Debêntures exige o cumprimento dos indicadores estabelecidos na escritura, com periodicidade de
apuração trimestral, que são Dívida Liquida/EBITDA < 3,5 e EBITDA/Resultado Financeiro > 1,5 até a apuração realizada
com data-base de 30 de junho de 2017 e, a partir da apuração realizada com a data-base de 30 de setembro de 2017,
o indicador passa a ser > 2,0, O EBITDA é calculado de acordo com a metodologia definida na escritura. O indicador de
Dívida Líquida/EBITDA no 3T23 foi de 2,35x.
Em julho/22 a Companhia obteve junto aos Debenturistas a concessão de renúncia / perdão temporário para a não
observância do indicador financeiro Dívida Liquida/EBITDA, caso venha a aprovar uma operação em que a soma do
preço de aquisição final (Equity Value) e da dívida líquida do ativo adquirido, seja igual ou superior a R$ 500 milhões.
Anexo VIII – Balanço Patrimonial – IFRS
Ativo
(R$ mil) 30/09/2023 31/12/2022
CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa 279.053 336.523
Aplicações Financeiras 1.577.130 907.326
Ativo de concessão 3.408.653 3.030.059
Tributos e contribuições a compensar 230.573 114.235
Instrumentos financeiros derivativos - 816
Créditos com partes relacionadas 68.834 89.563
Outros 280.261 191.648
5.844.504 4.670.170
NÃO CIRCULANTE
Realizável a longo prazo
Ativo de concessão 22.119.334 20.828.913
Valores a receber - Secretaria da Fazenda 2.314.914 2.175.500
Cauções e depósitos vinculados 42.460 41.298
Instrumentos financeiros derivativos 18.349 32.173
Outros 171.947 110.013
24.667.004 23.187.897
Investimentos 4.083.033 3.794.693
Imobilizado 103.918 114.932
Intangível 464.268 475.858
4.651.219 4.385.483
29.318.223 27.573.380
Total do Ativo 35.162.727 32.243.550
Consolidado

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Passivo e Patrimônio Líquido
(R$ mil) 30/09/2023 31/12/2022
CIRCULANTE
Empréstimos e financiamentos 1.656.574 78.060
Debêntures 596.288 88.833
Juros sobre capital próprio e dividendos a 13.454 611.207
Outros 108.603 128.963
3.070.738 1.293.346
NÃO CIRCULANTE
Exigível a longo prazo
Empréstimos e financiamentos 648.252 2.012.601
Debêntures 6.141.700 5.805.235
PIS e COFINS diferidos 1.989.623 1.849.888
Imposto de renda e contribuição social 4.475.010 4.357.908
Provisões 119.901 140.759
Outros 23.076 22.510
13.611.099 14.413.723
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital social 3.590.020 3.590.020
Reservas de capital 666 666
Reservas de lucro 14.427.903 12.608.142
Outros Resultados Abrangentes -41.358 -21.376
Dividendos adicionais propostos - -
17.977.231 16.177.452
Participação de não controladores nos
fundos de investimentos
503.659 359.029
18.480.890 16.536.481
Total do Passivo e do Patrimônio Líquido 35.162.727 32.243.550
Consolidado

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Anexo IX – Demonstração de Resultados – IFRS
Receita Operacional Líquida 1.482,5 1.192,7 24,3% 4.527,5 4.218,8 7,3%
Receita de infraestrutura, operação e manutenção, ganho de
eficiência na implementação da infraestrutura e outras, líquidas
631,1 511,6 23,4% 2.117,3 2.190,1 -3,3%
Remuneração dos ativos da concessão, líquida 851,4 681,1 25,0% 2.410,2 2.028,7 18,8%
Custos dos Serviços de Implementação da infraestrutura,
operação e manutenção e de serviços prestados
-666,5 -533,3 25,0% -1.713,5 -1.567,0 9,3%
Lucro Bruto 816,0 659,4 23,8% 2.814,1 2.651,8 6,1%
Receitas e Despesas Operacionais -19,7 83,0 -123,7% 214,1 262,9 -18,6%
Receitas – Revisão Tarifaria Periódica (RTP) -3,7 1,8 -301,9% -3,7 1,8 -301,9%
Gerais e Administrativas -55,8 -58,0 -3,8% -159,3 -176,9 -10,0%
Honorários da administração -3,2 -3,0 9,6% -12,5 -11,4 9,9%
Outras receitas (despesas) operacionais, líquidas -8,1 -2,7 201,7% 10,8 -5,2 -306,6%
Resultado de equivalência patrimonial 51,1 144,8 -64,7% 378,8 454,6 -16,7%
Lucro antes das receitas e despesas financeiras e dos impostos sobre o lucro
796,3 742,4 7,3% 3.028,2 2.914,7 3,9%
Resultado Financeiro -149,5 -125,5 19,1% -641,0 -657,1 -2,5%
Receitas financeiras 68,3 49,9 37,0% 148,1 114,5 29,3%
Despesas financeiras -217,8 -175,4 24,2% -789,0 -771,6 2,3%
Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 646,8 616,9 4,9% 2.387,2 2.257,6 5,7%
Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro -160,6 -123,9 29,7% -532,7 -498,2 6,9%
Corrente -188,4 -147,6 27,6% -413,7 -212,4 94,8%
Diferido 27,8 23,7 17,1% -119,0 -285,8 -58,4%
Lucro/Prejuízo Consolidado 486,2 493,0 -1,4% 1.854,5 1.759,3 5,4%
Participação do Acionista não Controlador -16,1 -16,1 0,4% -34,7 -39,6 -12,3%
Lucro/Prejuízo 470,0 476,9 -1,4% 1.819,8 1.719,7 5,8%
Consolidado

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Anexo X – Fluxo de Caixa – IFRS (R$ mil)
Fluxo de Caixa das Atividades Operacionais
(R$ mil) 9M23 9M22
Fluxo de caixa das atividades operacionais -2.592.003 -2.349.076
Lucro líquido do período 1.854.510 1.759.350
Depreciações e amortizações 19.097 20.268
PIS e COFINS diferidos 139.735 133.663
IR e CS diferidos 118.983 285.827
Provisão para Demandas Judiciais -6.804 2.605
Valor residual de ativo permanente baixado -117 -4.335
Benefício Fiscal - Ágio Incorporado 28 27
Receita sobre aplicações financeiras -18.610 -39.635
Juros e variações cambiais sobre empréstimos, financiamentos e debêntures 771.691 733.797
Juros e variações cambiais sobre ativos e passivos 7.231 11.345
Resultado de equivalência patrimonial -378.827 -454.589
Reversão da perda em controlada em conjunto -3.299 -3.389
Contas a receber - Ativo de Concessão -5.090.448 -4.811.994
Terreno SJC Atualização 0 -9.563
Realização de ativo de Concessão na aquisição de Controlada 18.181 18.181
Resultado da alienação de bens e direitos -6.422 1.821
Transações com acionistas não controladores -34.749 -39.634
(Aumento) diminuição de ativos 3.030.866 2.463.216
Contas a receber - Ativo de concessão 3.421.433 2.733.627
Estoques -93.043 -41.646
Valores a receber - Secretaria da Fazenda -139.414 -143.787
Tributos e contribuições a compensar -116.338 -89.215
Cauções e depósitos vinculados -52 4.440
Despesas pagas antecipadamente -18.235 -8.604
Crédito com controladas 0 58
Outros -32.916 4.854
Aumento (diminuição) de passivos 242.019 259.031
Pagamentos IR/CSLL -116.638 -77.672
Empréstimos e financiamentos a pagar -18.274 0
Instrumento Financeiro 0 1.499
Provisões -23.757 -15.984
Valores a pagar Vivest -125 89
Reserva Global de Reversão -1.860 -1.861
Outros -49.496 4.607
Caixa líquido gerado nas atividades operacionais 680.882 373.171
Caixa gerado (utilizado) nas atividades de investimentos -415.787 -328.894
Aplicações financeiras -1.556.058 -1.840.231
Regates de Aplicações financeiras 1.049.494 1.613.597
Aquisição de Imobilizado -15.285 -7.093
Intangível -6.366 -1.667
Investimentos 0 -93.500
Dividendos recebidos 112.428 0
Caixa utilizado nas atividades de financiamentos -322.565 -158.673
Adições Empréstimos e Debêntures 652.896 926.960
Pagamentos Empréstimos e Debêntures (principal) -74.187 -735.478
Pagamentos Empréstimos e Debêntures (juros) -290.593 -223.990
Pagamentos Arrendamento Mercantil (principal e juros) -11.125 -10.416
Instrumentos financeiros derivativos -1.802 -18.028
Dividendos e juros sobre capital próprios pagos -597.754 -97.721
Aumento (redução) líquido em caixa e equivalentes de caixa -57.470 -114.396
Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 336.523 282.632
Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 279.053 168.236
Variação em caixa e equivalentes de caixa -57.470 -114.396
Consolidado

2
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São Paulo, October 30, 2023 – ISA CTEEP – Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (“ISA CTEEP”, “Company”, B3: TRPL3 and TRPL4),
announces its results for the third quarter of 2023 (3Q23). Regulatory results are shown in accordance with the procedures and guidelines issued by
the regulatory authority and in compliance with the accounting policies established in the Electricity Sector Accounting Manual (MCSE) to facilitate
understanding of the Company’s business. These regulatory results are audited every year by the same independent auditor of the corporate financial
statements and are not reviewed on a quarterly basis. Moreover, the results have been prepared in accordance with the standards established by the
Securities and Exchange Commission of Brazil (CVM), applicable announcements by the Accounting Statements Committee (CPC) and the International
Financial Reporting Standards (IFRS) issued by the International Accounting Standards Board (IASB) in the “Attachments” section of this document.
1
Adjusted for non-controlling interest.
Conference call 3Q23
Conference call in Portuguese with simultaneous translation in English
Date: October 31, 2023 Time: 10:00 a.m. (BRT)/9:00 a.m. (EST)
The event will be streamed on Zoom: click here
All connection data is available on the Investor Relations website:
www.isacteep.com.br/ri
Regulatory
Indicators
(R$ million) 3Q23 3Q22 Chg (%) 9M23 9M22 Chg (%)
Net Revenue 1,092.5 919.3 18.8% 2,875.8 2,367.6 21.5%
PMSO -183.3 -156.8 16.9% -525.5 -479.7 9.5%
Manageable PMSO -169.6 -143.6 18.1% -498.0 -435.8 14.3%
EBITDA 876.6 743.3 17.9% 2,302.4 1,830.3 25.8%
EBITDA Margin 80.2% 80.9% -0.6 p.p 80.1% 77.3% 2.8 p.p
Net Income¹ 474.5 386.7 22.7% 1,041.7 573.3 81.7%
Net Margin 43.4% 42.1% 1.4 p.p 36.2% 24.2% 12.0 p.p
ROE (LTM) 16.8% 9.6% 7.3 p.p 16.8% 9.6% 7.3 p.p
Net Debt 7,721.3 7,265.4 6.3% 7,721.3 7,265.4 6.3%
CapEx (ex-M&A) 528.4 470.9 12.2% 1,449.5 1,443.7 0.4%
Consolidated
EBITDA R$876.6 million (+17.9%)
CapEx R$528.4 million (+12.2%)
Net income R$474.5 million (+22.7%)
Net debt R$7,721.3 million (+6.3%)
PMSO: R$183.3 million (+16.9%)
Financial Highlights 3Q23

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3Q23 Highlights
ISA CTEEP wins Lot 1 in Transmission Auction 01/2023
In August 2023, ISA CTEEP won Lot 1, named Serra Dourada project, with
a Permitted Annual Revenue (“RAP”) bid of R$284 million. The project is in
the states of Bahia and Minas Gerais and entails investments (ANEEL) of
R$3,157 million. The project will enable the execution of renewable
generation projects in the western regions of Bahia and Minas Gerais,
notably for wind and solar farms, and new connection points in the areas
where the new substations will be built.
In addition to lot 1, the Company also won lots 7 (Itatiaia Project) and 9
(Água Vermelha Project) in the auction, involving total investments of
R$5,593 million and RAP of R$510 million for the three projects. Click here
to access the material fact notice or click here to access the presentation
and conference call.
ISA CTEEP DAY
On September 26, 2023, ISA CTEEP held its annual public meeting, during
which it explained the main value drivers of its strategy, recent
accomplishments, growth plan, innovation initiatives, commitments to
sustainability, disciplined project management, regulatory aspects of revenue
generation and how its strategy translates into unique value generation for
shareholders.
The event, which was held in mode, was attended by the Company’s executives.
Click here to access the presentation and click here to watch the video of the
event.
Start of commercial operation of Triângulo Mineiro project
The Triângulo Mineiro project (contract 007/2020), which pertains to IEMG, a
wholly-owned subsidiary of ISA CTEEP, started operating in August, more than
a year and a half earlier than the deadline set by ANNEL. Investments were
approximately R$480 million and RAP is R$42 million (tariff cycle 2023/2024).
The project is related to lot 7 of Transmission Auction 02/2019.
Located in Minas Gerais, the project includes two 158 km transmission lines
and four digital substations, three of them new and one, belonging to another
transmission company, which will be expanded, with joint capacity of 1,600 MVA. Click here to access the notice to the
market. For more information, watch the video about the project.

4
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Considerations about financial information
The financial information presented in this document relating to the quarter ended September 30, 2023 was prepared
in accordance with the standards, procedures and guidelines issued by the regulatory authority and in compliance with
the accounting policies established in the Electricity Sector Accounting Manual approved by the Brazilian Electricity
Regulatory Agency (ANEEL) through Normative Resolution 933 of May 28, 2021 and ANEEL Order 2,904 of September
17, 2021.
EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes and Depreciation and Amortization) is presented in accordance with CVM
Resolution 156/22.
Also, the financial and operational information is subject to rounding and so the total amounts in tables and charts may
differ from the additions of the numbers preceding them.
Following is the calculation of EBITDA as per IFRS pursuant to CVM Resolution 156/22:
Following is the calculation of EBITDA as per Regulatory accounting based on EBITDA CVM 156/22:
(R$ million) 3Q23 3Q22 9M23 9M22
(=) Net Profit IFRS 470.0 476.9 1,819.8 1,719.7
(+) Non-controlling shareholder particp. 16.1 16.1 34.7 39.6
(+) IRPJ/CSLL 160.5 123.9 532.7 498.2
(+) Equity Income -51.1 -144.8 -378.8 -454.6
(+) Financial Result 149.5 125.5 641.0 657.1
(+) Depreciation/Amortization 6.4 6.8 19.1 20.3
(=) EBITDA IFRS 751.5 604.4 2,668.5 2,480.3
(-) Equity Income 51.1 144.8 378.8 454.6
(=) EBITDA IFRS CVM 156/2022 802.6 749.2 3,047.3 2,934.9
Consolidated

5
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CONTENTS
OPERATING PERFORMANCE 6
FINANCIAL PERFORMANCE (REGULATORY RESULTS) 7
OPERATING REVENUE 7
O&M COSTS AND EXPENSES 9
OTHER OPERATING REVENUES AND EXPENSES 10
EBITDA AND MARGIN 10
FINANCIAL RESULT 11
EQUITY INCOME 11
INCOME TAX AND SOCIAL CONTRIBUTION ON NET INCOME 12
NET INCOME¹ 12
COMPARISON OF RESULTS (REGULATORY VS. IFRS) 13
DEBT 15
INVESTMENTS 16
INVESTMENTS IN RETROFITTING PROJECTS 16
INVESTMENTS IN GREENFIELD PROJECTS 17
CAPITALMARKETS 18
SHAREHOLDING STRUCTURE 18
STOCK PERFORMANCE 18
EARNINGS 19
SUSTAINABILITY | ESG PERFORMANCE³ 20
EVENTS DURING THE PERIOD 23
EVENTS SUBSEQUENT TO THE REPORTING PERIOD 24
OTHER MATERIAL INFORMATION 25
2023/2024 RAP CYCLE 25
PERIODIC TARIFF REVIEW 2023 – AUCTIONED AGREEMENTS 27
CONCESSION RENEWAL – AGREEMENT 059/2001 (RBNI/RBSE) 27
SUPPLEMENTARY RETIREMENT PLAN – LAW 4,819/58 29
GLOSSARY 30
ATTACHMENTS 32

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OPERATING PERFORMANCE
ISA CTEEP is an industry benchmark in performance. The Company constantly manages its operating indicators
meticulously, notably the Index of Non-Supplied Energy (IENS), which is the percentage of total energy not supplied
during incidents throughout the period to total energy that would be supplied in the absence of interruptions, that is, it
is the energy that was not consumed due to some interruption. Adequate management of IENS is important for the
Transmission business since the companies that operate in this segment are remunerated for the uptime of their assets
through Permitted Annual Revenue (RAP) and any downtime may result in a reduction in verified revenue through a
discount called Variable Portion (PV).
In 9M23, the Company’s IENS12
was 0.000423%, compared to 0.000345% in 9M22). For reference, Brazil’s National
Interconnected System (SIN) registered 0.0010%³.
1 Reference index available in the performance indicators report published by the ONS.
2 Only the basic network assets are considered.
3 Data in the September/2023 report from SIN.
Availability of assets
*Only the basic network assets are considered
**The National Electricity System Operator (ONS)/ANEEL calculates the indicator for families of equipment, which is the combination of type and
voltage.
***The consolidated results presented are the average of the families subordinated to them.
**** Data until August 2023.
**** In September, changes were made to the calculation methodology for better accuracy of indicators. Instead of using SIGO to calculate the
indicators, the Company started to use the monthly results for transmission functions published by the ONS.

7
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FINANCIAL PERFORMANCE (Regulatory Results)
Operating Revenue
¹RAP related to the operation and maintenance portion of existing assets considered in the renewal process of contract 059/2001.
In 3Q23, consolidated gross operating revenue was R$1,251.7 million, up R$145.5 million (13.1%) from 3Q22, chiefly
due to
▲ the adjustment made to the tariff cycle in July 2023, for the 2023/2024 cycle (vide section on RAP 2023/2024
Cycle in this document (click here), whose main variations were: (i) full recomposition of RBSE revenue after
reprofiling the financial component (Ke) (see section on the renewal of contract 059/2001 (click here)) and;
(ii) RAP updated based on the IPCA index in the period (3.94%);
▲ the energization of three greenfield projects – Biguaçu, Itaúnas and Triângulo Mineiro – between the periods
and the operational startup of 67 retrofitting projects in the last 12 months. Note that revenues from a part of
these energized retrofitting projects will be authorized at the next Periodic Tariff Reviews (RTP) scheduled for
2024 and 2028.
▼ partially offset by (i) lower result from the Adjustment Portion (PA) and advances; (ii) lower volume of
anticipations; (iii) the reduction in regulatory charges included in gross revenue; and (iv) higher share of the
Variable Portion (PV).
Due to the same effects mentioned above, consolidated gross revenue in 9M23 was R$3,315.2 million, increasing
R$471.1 million (+16.6%) from 9M22.
Deductions from gross revenue include both PIS and Cofins taxes, directly proportional to revenue, and regulatory
charges (CDE and Proinfa), which are influenced by the share of free consumers and reached R$159.3 million in 3Q23,
down 14.8% from 3Q22, caused by the decrease in the effective consumption of free consumers. Net revenue in the
quarter was R$173.2 million (18.8%) higher than in the same period last year, totaling R$1,092.5 million. In 9M23,
deductions totaled R$439.4 million, down 7.8% from 9M22, and net revenue was R$2,875.8 million, up 21.5% from
9M22. The main changes in net revenue are:
Operational Revenue
Eletric Network Revenue 1,239.2 1,095.6 13.1% 3,281.9 2,820.5 16.4%
RBSE 646.8 420.5 53.8% 1,483.7 1,064.1 39.4%
059/2001 Contract 387.4 371.7 4.2% 1,147.0 1,043.1 10.0%
Existent¹ O&M 235.0 229.1 2.6% 693.9 657.6 5.5%
Retrofitting Projects 152.5 142.7 6.9% 453.1 385.5 17.5%
Bidding Contracts 216.2 187.5 15.3% 618.6 503.8 22.8%
PA and Antecipation -24.0 46.9 n.a -44.0 31.5 n.a
Variable Portion (PV) -11.8 -8.6 37.4% -39.3 -30.1 30.6%
Regulatory charges 24.7 77.5 -68.2% 115.9 208.0 -44.3%
Others 12.5 10.7 16.8% 33.2 23.5 41.5%
Gross Revenue 1,251.7 1,106.2 13.1% 3,315.2 2,844.0 16.6%
Deduction -159.3 -187.0 -14.8% -439.4 -476.5 -7.8%
Net Revenue 1,092.5 919.3 18.8% 2,875.8 2,367.6 21.5%
Consolidated
Net revenue – 3Q23 vs. 3Q22
(R$ million) Net revenue – 9M23 vs. 9M22
(R$ million)

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Net revenue ex-RBSE
Compared to the same period last year (3Q22), net revenue ex-RBSE decreased R$32.2 million (-6.0%), mainly due to
(i) the reduction in the Adjustment Portion (PA) of the 2023/2024 cycle compared to the previous tariff cycle; and (ii)
lower volume of Revenue Advances during the period, which correspond to the collection surplus or deficit resulting
from the projected1
startup of new projects considered in the calculation of the Electricity Transmission System Usage
Tariff).
In the year, net revenue ex-RBSE increased R$127.5 million (9.1%). Both the quarterly and yearly performance were
driven mainly by revenue from the energization of new greenfield and retrofitting projects, and by inflation adjustment
for the period.
¹ Projection considers the date when the investment will start commercial operations and pro rata RAP associated with the period between the startup
and lifetime of the cycle. ONS provides Credit Notice (AVC) services on the API portal for electricity sector agents. The service results from the Monthly
Calculation of Services and Charges (AMSE), generated and provided by the Operator on the date of processing of the documents. AVC informs each
transmission concessionaire the amounts to be received from each user.

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O&M Costs and Expenses
Manageable PMSO totaled R$169.6 million in 3Q23, increasing 18.1% from 3Q22, and R$498.0 million in 9M23, up
14.3% year on year. In relation to operating net income, manageable PMSO increased 1.5 p.p. As a result of the
Company’s growth, which energized 67 retrofitting and seven greenfield projects between 2022 and 2023, it was
necessary to expand the operations and maintenance team and activities to ensure excellence and safety in the
transmission system services. Main PMSO variations in the period:
▼ Personnel: (i) the collective bargaining agreement signed in 2022, with the payment of increment starting in
October 2022; and (ii) increase in headcount to sustain the Company’s continuous growth. These effects were
partially offset by greater dedication from the technical workforce to retrofitting projects.
▼ Services: (i) increase in maintenance services at substations and transmission lines; (ii) higher spending on IT
consulting services; (iii) higher expenses related to documentation and ownership of Company’s properties; and
(iv) higher spending on transportation for field services.
▼ Other: mainly due to the increase in spending with Property Tax (IPTU) and insurance.
Below is the evolution of operating margin, the relationship between manageable PMSO and net revenue ex-RBSE.
Pursuant to CPC332
, considering non-recurring expenses and the provision for private pension fund (estimated actuarial
liability due to supplementary retirement benefits), with no cash effect, total PMSO in 3Q23 was R$183.3 million, up
16.9% from 3Q22.
Other costs and expenses, which include contingencies and depreciation, totaled R$168.4 million, increasing 3.4% from
3Q22, due to the increase in depreciation resulting from the operational startup of new projects. As a result, O&M costs
and expenses totaled R$351.7 million in 3Q23, up 10.0% from 3Q22.
2
Booking of benefit plans in accordance with the Brazilian Accounting Pronouncements Committee (CPC) – Employee benefits
O&M Costs and Expenses
Personnel -96.3 -80.5 19.7% -279.1 -246.8 13.1%
Material -6.0 -5.4 10.2% -17.1 -15.2 12.4%
Services -47.6 -42.7 11.5% -133.9 -115.3 16.2%
Others -19.7 -15.0 31.5% -67.9 -58.5 16.1%
Manageable Fixed Costs (PMSO) -169.6 -143.6 18.1% -498.0 -435.8 14.3%
Non-recurring -7.7 2.6 n.a -9.7 3.2 n.a
Private Pension Entity -5.9 -15.7 -62.2% -17.8 -47.2 -62.2%
Fixed Costs (PMSO) -183.3 -156.8 16.9% -525.5 -479.7 9.5%
Contingences 0.5 1.3 -60.2% -0.3 0.5 n.a
Depreciation -168.9 -164.2 2.9% -498.2 -458.2 8.7%
Other costs and expenses -168.4 -162.9 3.4% -498.5 -457.7 8.9%
Total -351.7 -319.6 10.0% -1,024.0 -937.5 9.2%
Consolidated
Evolution of Operating Margin (Ex-RBSE)
(R$ million)

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Other Operating Revenues and Expenses
ISA CTEEP recorded an expense of R$33.1 million in Other Operating Revenues and Expenses in 3Q23, an increase of
R$12.6 million from the expense of R$20.5 million recorded in 3Q22, mainly due to the increase in expenses with the
demobilization and disposal of assets unusable for operation as a result of the process of renovation and modernization
of the installed capacity, as well as higher investments in retrofitting projects in recent years. Other operating expenses
also include the realization of goodwill from the acquisition of control in PBTE and SF Energia, which merged with ISA
CTEEP in October 2021, amortized over the remaining term of the PBTE concession through September 2046. Revenues
did not vary significantly.
EBITDA and MARGIN
EBITDA in 3Q23 totaled R$876.6 million, increasing R$133.2 million (17.9%) from 3Q22. EBITDA margin ended the
quarter at 80.2% (-0.6 p.p. vs. 3Q22), mainly due to:
▲ the operational startup of retrofitting and greenfield projects in the last 12 months;
▲ the positive impact of inflation adjustment (IPCA) on the 2023/2024 tariff cycle;
▲ the full recomposition of RBSE receipt as from 3Q23;
▼ the increase in costs and expenses during the period, related to the Company’s growth; and
▼ higher costs with the demobilization and disposal of assets after investments in renovations and improvements.
EBITDA in 9M23 was R$2,302.4 million, increasing R$472.1 million (25.8%), and EBITDA margin was 80.1% (+2.8
p.p.), both compared to 9M22. This result reflects the increase in net revenue driven mainly by the effects mentioned
in the chapter on revenues and the Company’s current growth trend.
EBITDA from ISA CTEEP’s stake in the subsidiaries under shared control totaled R$153.4 million in 3Q23, an increase
of 60.9% from 3Q22 (R$58.0 million). EBITDA in 9M23 was R$462.9 million, an increase of R$213.5 million (85.6%)
from 9M22.
The increase in EBITDA from ISA CTEEP’s stake in subsidiaries under shared control mainly reflects the operational
startup of the following projects: Paraguaçu (July 2022) and Ivaí (November 2022), which marks the start of receipt of
RAP.
As a result of the above effects, total EBITDA, considering the consolidated results of ISA CTEEP (parent company +
subsidiaries) and subsidiaries under shared control (non-consolidated) was R$1,029.9 million in 3Q23, an increase of
R$191.3 million (22.8%) from 3Q22, and R$2.765.2 million (33.0%) in 9M3, up R$685.6 million from 9M22.
EBITDA
Net revenue 1,092.5 919.3 18.8% 2,875.8 2,367.6 21.5%
Costs and expenses (ex-depreciation) -182.8 -155.4 17.6% -525.8 -479.2 9.7%
Other expenses and operating revenues
(ex-amortization)
-33.1 -20.5 61.4% -47.6 -58.0 -18.0%
EBITDA 876.6 743.3 17.9% 2,302.4 1,830.3 25.8%
EBITDA Margin 80.2% 80.9% -0.6 p.p. 80.1% 77.3% 2.8 p.p.
Consolidated
EBITDA
(R$ million) 3Q23 3Q22 Cgh (%) 9M23 9M22 Cgh (%)
ISA CTEEP Consolidated 876.6 743.3 17.9% 2,302.4 1,830.3 25.8%
Non-consolidated operational subsidiaries
153.4 95.3 60.9% 462.9 249.4 85.6%
IE Madeira (51%) 75.5 73.0 3.4% 226.6 201.4 12.5%
IE Garanhuns (51%) 11.8 12.3 -4.5% 37.7 34.2 10.4%
IE Aimorés (50%) 11.9 6.7 79.2% 34.4 12.3 179.1%
IE Paraguaçu (50%) 17.7 4.1 328.5% 50.9 3.6 1327.7%
IE Ivaí (50%) 36.5 -0.8 n.a 113.3 -2.1 n.a
Total 1,029.9 838.7 22.8% 2,765.2 2,079.7 33.0%
Consolidated + Non-consolidated

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Financial Result
The financial result in 3Q23 was an expense of R$149.4 million, up R$24.0 million (+19.1%) from the amount of
R$125.4 million registered in 3Q22, mainly reflecting the following:
▲ growth of R$24.7 million (56.8%) in financial income in 3Q23 resulting from higher investments of the cash
balance;
▼ increase in expenses with interest and financial charges, up R$24.3 million (14.1%) in 3Q23, due to the increase
in the balance of gross debt, vide the section on Debt (click here);
▼ the rise in inflation measured by IPCA, which is the index for 50.9% of the Company’s debt and which in 3Q23
was 0.3% (vs. -0.4% in 3Q22). Note that for accounting purposes, 3Q considers inflation from June to August.
Accordingly, inflation adjustment on debt changed from an income of R$9.3 million in 3Q22 to an expense of R$14.4
million in 3Q23.
Equity Income
Equity income in 3Q23 was positive R$79.7 million, increasing R$24.9 million (45.3%) from 3Q22. In 9M23, equity
income grew R$152.7 million (227.5%), mainly due to the energization of projects during 2022 – Paraguaçu (July 2022)
and Ivaí (November 2022) – with the start of the receipt of RAP, as well as RAP update based on the IPCA index for
the 2023/2024 cycle as of July 2023. Following are the highlights in each company:
IE Madeira
IE Madeira earned revenue of R$42.8 million in 3Q23, down 1.6% from 3Q22, mainly due to (i) the increase in
maintenance services at substations and transmission lines and contingencies; (ii) reversal of provision relating to
environmental contingency, with a positive impact in 3Q22; and (iii) lower returns on financial investments during the
period. In 9M23, revenue increased 19.6% (R$18.5 million), chiefly due to the increase in net operating revenue of
9.7% in the quarter as a result of the adjustment of the RAP based on the IPCA, and the lower share of the Variable
Portion for Unavailability (PVI) in 2023.
IE Garanhuns
IE Garanhuns earned revenue of R$7.6 million in 3Q23, down R$0.4 million from 3Q22, mainly due to increase in the
Adjustment Portion (PA) in the 2023/2024 cycle, as of July 2023. In 9M23, Garanhuns registered revenue growth of
R$3.9 million (18.1%) in relation to 9M22, chiefly due to the tariff cycle adjustment based on IPCA in the period.
Financial Result
Financial Income 68.3 43.6 56.8% 148.1 108.2 36.8%
Financial investment income 54.3 41.1 32.4% 129.6 101.2 28.0%
Others 14.0 2.5 453.3% 18.5 7.0 164.2%
Financial Expenses -217.7 -169.0 28.8% -788.8 -766.8 2.9%
Interest and charges on loans -196.1 -171.8 14.1% -569.2 -487.1 16.9%
Monetary variation -14.4 9.3 -254.7% -198.5 -253.0 -21.5%
Others -7.3 -6.5 11.9% -21.0 -26.7 -21.2%
Total -149.4 -125.4 19.1% -640.7 -658.5 -2.7%
Consolidated
Equity Income
IE Madeira (51%) 42.8 43.5 -1.6% 112.7 94.2 19.6%
IE Garanhuns (51%) 7.6 8.0 -5.2% 25.1 21.2 18.1%
AIE (50%) 29.3 3.4 774.2% 82.0 -48.3 n.a
IE Aimorés 10.0 4.0 152.4% 26.4 8.3 218.5%
IE Paraguaçu 14.4 2.4 509.7% 39.3 2.4 1519.1%
IE Ivaí 4.9 -3.0 n.a 16.3 -59.0 n.a
Total 79.7 54.8 45.3% 219.8 67.1 227.5%
Consolidated

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Aliança Interligação Elétrica (AIE)
Aliança Interligação Elétrica (AIE), which consists of three projects resulting from the partnership between ISA CTEEP
and TAESA (Aimorés, Paraguaçu and Ivaí), registered revenue of R$29.3 million in 3Q23, an increase of R$26.0 million
year on year. Revenue in 9M23 increased R$130.3 million, compared to an expense of R$48.3 million in 9M22, chiefly
due to: (i) energization of the following projects: Aimorés (May 2022), Paraguaçu (July 2022) and Ivaí, partially, in
November 2022, with the start of receipt of RAP; and (ii) the decrease in financial expenses at IE Ivaí due to the
slowdown in IPCA. Net revenue in the quarter, also explained by the energizations mentioned above, increased R$59.6
million, from R$12.1 million in 3Q22 to R$71.7 million in 3Q23 (491.1%).
Income Tax and Social Contribution on Net Income
In 3Q23, the Company recorded an expense of R$147.3 million with Income Tax and Social Contribution on Net Income
(IR/CSLL) compared to an expense of R$105.7 million in the same period last year. The effective rate of income tax in
3Q23 was 23.1%, 2.3 p.p. above the effective rate in 3Q22 (20.8%). In 9M23, taxes totaled R$306.6 million, up 82.9%
from 9M22, an increase of R$139.0 million. The increase in expense is mainly explained by the following factors: (i)
increase in results, which improved in both the operational and financial aspects; and (ii) higher share of results from
the parent company, whose tax rate is higher than that levied on the revenue of subsidiaries under the presumed
income method.
Net Income¹
As a result of the above factors, net income in 3Q23 was R$474.5 million, an increase of R$87.8 million (22.7%) from
R$386.7 million in 3Q22. Net income in 9M23 also increased, from R$573.3 million to R$1,041.7 million, up 81.7%
(R$468.4 million).
¹ Adjusted for non-controlling interest.
IRPJ|CSLL
Current -188.4 -147.6 27.6% -413.7 -212.4 94.8%
Deferred 41.1 41.9 -1.8% 107.1 44.8 139.2%
Total -147.3 -105.7 39.3% -306.6 -167.6 82.9%
Consolidated
Net Income¹ 9M23 vs. 9M22
(R$ million)
Net Income ¹ 3Q23 vs. 3Q22
(R$ million)

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Comparison of Results (Regulatory vs. IFRS)
The IFRS result recorded a net profit of R$470.0 million in 3Q23, R$6.9 million (-1.4%) less than that recorded in
3Q22. 9M23 presented net profit of R$ 1,819.8 (+5.8% vs 9M22). The detailed DRE is available in Annex IX of this
document.
The main variations between the consolidated IFRS and Regulatory results in the quarter and the nine-month period
are shown below:
1
Adjusted for non-controlling interest
Revenues – IFRS 15: As per IFRS, revenues from investments made during the concession period are booked with
margin from construction of infrastructure and after determining the discount rate for assets under the contract; there is
also revenue from remuneration of assets under contract, which is the recomposition of the amount receivable from the
discount rate over time. As per regulatory rules, revenue reflects the Permitted Annual Revenue (RAP) recognized as billed
during the concession period.
Costs of investments: As per IFRS, infrastructure implementation costs refer to investments made during the
construction period, calculated based on investments in Capex acquisitions (equipment, services and internal and
external labor). As per regulatory rules, investments are treated as fixed assets.
Income Statement
Net Operating Revenue 1,482.5 1,192.7 24.3% 4,527.5 4,218.8 7.3%
Costs of Infrastructure Implementation Services, operation
and maintenance and services provided
-666.5 -533.3 25.0% -1,713.5 -1,567.0 9.3%
Gross Profit 816.0 659.4 23.8% 2,814.1 2,651.8 6.1%
Operational Revenue and Expenses -19.7 83.0 -123.7% 214.1 262.9 -18.6%
Earnings before financial income and expenses and taxes on earnings
796.3 742.4 7.3% 3,028.2 2,914.7 3.9%
Financial Income -149.5 -125.5 19.1% -641.0 -657.1 -2.5%
Earnings Before Taxes 646.8 616.9 4.9% 2,387.2 2,257.6 5.7%
Income tax and Social Contribution on Earnings -160.5 -123.9 29.5% -532.7 -498.2 6.9%
Consolidated Profit/Loss 486.3 493.0 -1.4% 1,854.5 1,759.3 5.4%
Non-Controlling Shareholder's Stake -16.1 -16.1 0.4% -34.7 -39.6 -12.3%
Consolidated Profit/Loss for the Period 470.2 476.9 -1.4% 1,819.8 1,719.7 5.8%
Consolidated
Net Income3
3Q23 - Regulatory vs. IFRS
(R$ million)
Net Income³ 9M23 - Regulatory vs IFRS
(R$ million)
Income Statement (IFRS)
(R$ million)

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Depreciation: Pursuant to IFRS, there is no depreciation of concession assets since these are not considered fixed
asset, but rather a financial asset or asset under contract. As per IFRS, fixed assets largely relate to assets used by the
Company and are not linked to the concession agreement. For Regulatory Result purposes, the concession asset is
deemed a fixed asset, depreciated on a straight-line basis over its useful life.
Equity Income: The main effects of equity income reflect the explanations of revenue, costs and depreciation for the
subsidiaries under shared control.
Income Tax/Social Contribution: As per IFRS, Income Tax/Social Contribution are provisioned monthly on an
accrual basis and calculated pursuant to Law 12,973/14, such that the amounts actually taxed consider the realization
of cash. The Company adopts the taxable income method and uses a monthly estimate.

15
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DEBT
The Company’s gross debt reached R$9,073.8 million on September 30, 2023, up R$1,032.1 million (12.8%) from the
balance on December 31, 2022, which increased 11.7% in relation to the previous quarter, mainly due to fresh funding
operations to replenish cash and fund the Company’s investments: (i) 13th
issue of debentures in 1Q23, which raised
R$550 million; and (ii) R$105 million from BNDES in 3Q23. A part of the increase in debt is due to the adjustment of
the balances based on macroeconomic indicators to which the bulk of the Company's liabilities are indexed, mainly
IPCA and CDI.
Cash and cash equivalents of ISA CTEEP and its wholly-owned subsidiaries totaled R$1,856.2 million, increasing R$612.3
million (49.2%) in 3Q23, helping to balance out net debt.
Excluding cash and cash equivalents of non-consolidated subsidiaries, the Company's net debt stood at R$7,721.3
million in September 2023, compared to R$7,156.9 million in December 2022 (7.9%).
The company duly complies with the covenants and requirements for all of its issues. For 2023, the Net Debt/EBITDA
indicator is 3.5x for both the 5th
issue of debentures and the BNDES loan. The managerial leverage ratio used by the
Company considers the BNDES calculation methodology, which is Net Debt/EBITDA of 2.47x in 3Q23.
Details on financial indicators and their calculation criteria are available in Attachment VII.
¹ A part of the Company's funds is invested in exclusive investment funds, which are also used separately by the wholly-owned subsidiaries and non-
consolidated subsidiaries (IE Madeira, IE Garanhuns, IE Aimorés, IE Paraguaçu and IE Ivaí), and refer to shares in highly liquid investment funds that
are easily convertible into cash, regardless of the maturity of the assets allocated to them.
² Net debt considers cash and cash equivalents of ISA CTEEP and wholly-owned subsidiaries.
³ Considers leasing operations, according to the new electricity sector accounting manual (MCSE) in force since January 2022, which considers the
adoption of CPC 6 by ANEEL.
Average cost of consolidated debt was 11.79% p.a. on September 30, 2023, compared to 12.78% p.a. on December
31, 2022, down 99 bps mainly due to the 118 bps decline in annualized IPCA, the main macroeconomic indicator for
indexing 50.9% of the debt. Annualized CDI was 12.65%, decreasing 100 bps from 13.65% on December 31, 2022.
Considering accumulated IPCA in the last 12 months, real average cost* of debt is 6.86%, an increase of 26 bps from
6.61% in 4Q22. Average term of consolidated debt on September 30, 2023 was 5.9 years.
* Ratio between (i) Average nominal cost; and (ii) IPCA in the last 12 months.
For more information about the company’s consolidated debt, visit our website or
click here.
DEBT
R$ (million)
Gross Debt³ 9,073.8 8,041.7 12.83%
Short-term Debt 1,252.4 2,115.6 -40.8%
Long-term Debt 7,821.4 5,926.1 32.0%
Consolidated Availabilities 1,856.2 1,243.8 49.23%
ISA CTEEP and Subsidiaries 1,352.5 884.8 52.9%
Non-Consolidated Subsidiaries¹ 503.7 359.0 40.3%
Consolidated Net Debt² 7,721.3 7,156.9 7.9%
30/09/2023 31/12/2022 Chg (%)
Gross debt repayment schedule
(R$ million)
Debt contracted and index
09/30/2023

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INVESTMENTS
ISA CTEEP, its subsidiaries and subsidiaries under common control invested R$528.4 million in 3Q23, an increase of
R$57.5 million (12.2%) from 3Q22. The increase is due to the investment of R$307.1 million in retrofitting projects,
which is a record for this type of operation in a single quarter. The increase was partially offset by lower investments
in greenfield projects which, in 2022, had more projects in the final phase of construction and, hence, received more
investments than in 3Q23.
Investments in Retrofitting Projects
The amount invested underscores the commitment to
sustainable value creation through projects that contribute to
the expansion and security of the electricity transmission
system and energetic transition in Brazil, thus consolidating
the capacity expansion and modernization of its assets, which
started in 2020. In 9M23, the Company invested R$784.4
million in retrofitting projects, which represents an increase
of R$246.7 million (45.9%) from the same period in 2022.
Between 2019 and 2022, the Compound Annual Growth Rate
(CAGR) of investments in these projects was 83.7%.
Demands for investments in retrofitting projects are more
concentrated in renewed concession agreements, as well as
ISA CTEEP’s agreement 59 in the state of São Paulo.
Until the end of 9M23, the Company had replaced 1,407 pieces of equipment, up 257.7% from 9M22 when 546 pieces
of equipment had been replaced. It is expected that 1,500 items be replaced by the end of 2023. The equipment
includes transformers, circuit breakers, switch disconnectors, protection systems and transmission lines. All are
scheduled for renewal at the end of their useful life to ensure adequate functioning and avoid any type of problem
during the operation.
Currently, the Company has investments of R$5.0 billion in projects
authorized by ANEEL, to be made between 2023 and 2027.
Renewal of assets is a fundamental tool for adequate management
of transmission systems and ensuring excellence in services, while
reducing operating and maintenance (O&M) costs, increasing the
longevity of assets and remunerating Capex as per regulations.
Investments in Retrofitting Projects
(R$ million)
Investments authorized for retrofitting projects
(R$ billion)
Investments in Projects – 3Q23 vs. 3Q22
(R$ million)

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Investments in Greenfield Projects
Following is the information on projects under construction:
In 9M23, the Company invested R$665.1 million in
projects won at transmission auctions, R$241.0 million
(26.6%) less than in 9M22. The projects Piraquê (100%
ISA CTEEP) and Ivaí (50% ISA CTEEP) received
investments of R$237.0 million and R$124.0 million,
respectively, equivalent to 54.0% of total investments in
the period. Between 2019 and 2022, the compound
annual growth rate (CAGR) of investments in these
projects was 20.1%.
In 2023, ISA CTEEP partially energized the following
projects: (i) Itaúnas project, starting to receive 66% of
its RAP of R$63.4 million since March 2023 and; (ii)
Triângulo Mineiro, starting to receive 70% of its RAP of
R$42.1 million since July 2023. Since 2019, the Company has won nine projects at auctions, with total expected
investments by ANEEL of R$12.0 billion and an increase of R$1,019.7 million in the potential RAP of ISA CTEEP. In the
same period, the Company energized nine projects fully owned by ISA CTEEP, with an average Capex efficiency of
35.7% and average underrun of 7 months in relation to ANEEL’s estimate. For more information about greenfield
projects, visit our website or click here.
Beginning Conclusion
3 Paraguaçu Operational 003/2017 IE Paraguaçu 254.8 66.8 2Q19 3Q22 -5 333.4 -12.0%
4 Aimorés Operational 004/2017 IE Aimorés 170.6 47.9 2Q19 2Q22 -3 197.5 -0.6%
21 Itaúnas Operational 018/2017 IE Itaúnas 297.8 65.0 3Q18 1Q23 -10 347.5 2.1%
1 Ivaí Operational 022/2017 IE Ivaí 968.2 181.3 4Q19 4Q22 -3 1050.4 9.8%
5 Tibagi Operational 026/2017 IE Tibagi 134.6 21.5 3Q18 4Q20 8 117.7 20.2%
6 Itaquerê Operational 027/2017 IE Itaquerê 397.7 62.9 3Q18 3Q20 11 251.6 41.9%
29 Aguapeí Operational 046/2017 IE Aguapeí 601.9 74.2 3Q19 1Q21 6 363.4 46.3%
25 Bauru Operational 042/2017 IE Jaguar 6 125.8 13.5 2Q18 3Q19 18 63.0 53.7%
10 Lorena Operational 021/2018 IE Itapura 237.9 14.3 3Q19 4Q21 11 123.8 53.0%
1 Biguaçu Operational 012/2018 IE Biguaçu 641.4 49.5 1Q21 3Q22 13 465.7 38.1%
1 Minuano
Under
construction
001/2020 Evrecy 681.6 48.3 1Q22 3Q22 - 417.7 -
6 Três lagoas Operational 006/2020 IE Tibagi 98.8 5.8 2Q21 2Q22 12 87.4 21.8%
7 Triângulo Mineiro Operational 007/2020 IEMG 553.6 42.1 1Q22 3Q23 20 480.5 29.4%
001/2020
(dec/2020)
7 Riacho Grande
Under
construction
005/2021
IE Riacho
Grande
1,140.6 85.1 4Q23 - - 154.0 -
3 Piraquê
Under
construction
008/2022 ISA CTEEP 3,653.6 313.5 4Q23 - - 179.2 -
6 Jacarandá
Under
construction
011/2022 IE Jaguar 8 232.3 14.7 4Q23 - - 23.1 -
1 Serra Dourada
Under
construction
006/2023 ISA CTEEP 3,157.0 283.8 3Q25 - - 0.0 -
7 Itatiaia
Under
construction
012/2023 ISA CTEEP 2,342.3 218.9 3Q25 - - 0.0 -
9 Água Vermelha
Under
construction
014/2023 IE Tibagi 94.2 7.5 2Q24 ; - 0.0 -
4,483.2 644.8 - - 2 3,881.8 25.8%
2,536.0 348.8 - - 7 2,300.4 35.7%
1,393.6 296.0 - - -3 1,581.3 4.5%
11,301.6 971.8 - - - 774.0 -
15,784.7 1,616.6 - - 2 4,655.7 25.8%
CapEx
Efficiency
(vs ANEEL)
013/2015
(oct/2016)
005/2016
(apr/2017)
002/2018
(jun/2018)
002/2019
(dec/2019)
Antecipation
(Months)
CapEx ISA
CTEEP
accumulated
until
09/30/2023
RAP ISA
CTEEP
Cycle
2023/2024
(R$ million)
Constructions
Auctions
(Date)
Lot Project
Current
situation
Company
Contract
Subsidiaries 100% in operation (9)
Jointly Controlled Companies in Operation (3)
Total (19)
ANEEL
Investiment
ISA CTEEP
Participation
(R$ million)
001/2022
(jun/2022)
Projects in Operation (12)
Projects Under Construction (7)
001/2023
(jun/2023)
Investments in greenfield projects
(R$ million)

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CAPITAL MARKETS
Shareholding Structure
ISA CTEEP is controlled by the ISA group, a multilatin player in linear infrastructure systems, and has among its investors
Eletrobras, the largest Brazilian electricity group.
Base date: 09/30/2023
Stock Performance
The preferred shares of ISA CTEEP (TRPL4) are included in several
stock indexes, notably IBRX 100, an indicator of the average price
performance of the 100 most actively traded and best
representative stocks in the Brazilian stock market, and other
important indexes, such as: IDIV (Dividend Index), IGC (Special
Corporate Governance Index), IEE (Electric Utilities Index) and ISE
(Corporate Sustainability Index). Currently, the Company’s shares
are followed by 16 Brazilian and international research firms.
¹ calculated based on the closing price of shares traded in the period
During 3Q23, the increase in the Average Daily Traded Volume (ADTV) generated positive effects on the tradability
index of the preferred stock (TRPL4), which ended the third quarter of 2023 as the 89th
most traded stock on the
Brazilian stock exchange, climbing one position in relation to the June 2023 ranking. During the year, the Company
climbed 10 positions in the B3 ranking.
The common (TRPL3) and preferred (TRPL4) stock of ISA CTEEP ended the third quarter of 2023 quoted at R$31.00
and R$23.40, respectively, gaining 1.5% and 1.9%, respectively, from the closing price of 3Q22. In the same period,
the IEE and Ibovespa indexes rose 5.9% and 8.9%, respectively.
Shares % Shares % Shares %
ISA Capital do Brasil S.A 230,856,832 89.50% 5,144,528 1.28% 236,001,360 35.82%
Management - - - - - -
Free Float 27,080,900 10.50% 395,801,044 98.72% 422,881,944 64.18%
Eletrobras 25,106,829 9.73% 210,399,836 52.48% 235,506,665 35.74%
Others 1,974,071 0.77% 185,401,208 46.24% 187,375,279 28.44%
Total 257,937,732 100.00% 400,945,572 100.00% 658,883,304 100.00%
Shareholders
TRPL3 (common) TRPL4 (preferred) Total (common + preferred)
TRPL3 vs. TRPL4 vs. Ibovespa vs. IEE – 9M23
(base 100)
100
2Q23 2Q22 Chg %
Market Capitalization¹
(R$ billion)
17.4 17.1 1.6%
TRPL3
Average volume/day
(thousand shares)
2,298 1,658 38.6%
Average Daily Traded
Volume
75 58 29.3%
Average price (R$/share) 32.4 30.3 7.2%
Closing price (R$) 31.0 30.5 1.5%
TRPL4
Average volume/day
(thousand shares)
2,012 1,824 10.3%
Average Daily Traded
Volume
50,133 42,823 17.1%
Average price (R$/share) 24.8 23.5 5.7%
Closing price (R$) 23.4 23.0 1.9%
Capital markets

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Compared to the close of trading on December 31, 2022, the Company’s common and preferred stock rose 7.1% and
1.7%, respectively. On September 30, 2023, the market capitalization of ISA CTEEP was R$17.4 billion, up R$0.3 billion
(1.6%) from the end of 3Q22.
Earnings
Provision in Bylaws: The Bylaws of the Company establish the distribution of a minimum dividend that is the higher
of R$359 million or 25% of net income from the year (IFRS).
Current dividend practice: ISA CTEEP’s dividend practice is to distribute at least 75% of regulatory net income
(used as proxy for cash generation), subject to approval by the Shareholders Meeting, limited to the maximum leverage
of 3.0 times Net Debt/EBITDA, and the possibility of paying interim dividends, always ensuring that the dividend will
be equal to or higher than minimum mandatory dividends.
¹ Annual distribution of earnings on an accrual basis, according to the baseline distribution year.
² Considering fiscal year and earnings paid from reserve.
Distribution of Earnings¹
R$ million

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SUSTAINABILITY | ESG Performance³
In line with its commitment to transparency in management and in its relations with its stakeholders, ISA CTEEP presents
the main initiatives and the performance of key quantitative and qualitative ESG (environmental, social and governance)
indicators in the third quarter of 2023. The information and indicators refer to ISA CTEEP and its wholly-owned
subsidiaries, unless stated otherwise in a footnote.
Environmental Highlights
Carbon Neutralization
Reaffirming its commitment to carbon neutrality, ISA CTEEP acquired and retired 16,500 credits in the
third quarter through the Envira Amazônia Project, certified by Verra (Verified Carbon Standard - VCS
and Climate Community e Biodiversity Standards - CCB), at a site located in Acre. The Company also
acquired 36,039 (International REC Standard (I-REC)) certificates, which prove the origin of the
renewable source of energy acquired in the free market. As such, ISA CTEEP fully compensates its
emissions and reduced its Scopes 1 and 2 emissions by 28% and 65%, respectively, compared to
previous years. The company maintains its voluntary Neutral Carbon certificated issued by the
Colombian Institute of Technical Standards and Certification (ICONTEC).
Amazon Dialogues
In August, ISA CTEEP participated in an event organized by the Brazilian Government, and which
formed the Amazon Summit in Belém, Pará. In partnership with the Embassy of Colombia in Brazil
and its parent company ISA, the panel discussed the need to form binational ecological corridors
and the Voluntary Carbon Market, with a special mention of our Jaguar Connection Program.
Social Highlights
Safety Shutdown
On National Workplace Accident Prevention Day, more than 5,000 direct and indirect employees
around Brazil gathered with their teams to exchange experiences and discuss risk perceptions around
what is most important to us: LIFE.
ISA CTEEP thus reaffirms its non-negotiable commitment to safety, guided by the Golden Rules and
by constant prevention, so that employees can return to their homes as they left: safe and sound.
Mentoring for Women Electricians
As part of the project to train young electricians, in partnership with SENAI Pirituba, our
CFO Carisa Cristal held a mentoring session on financial education, which included tools for
managing household finances, control of costs and expenses, correct use of credit cards,
estimate of variable costs and other topics.
2023 Unimed Walk
In august, 2023 Unimed Walk was organized in 13 cities in the western region of the state
of São Paulo. The 9th
edition of the Walk gathered food to be donated to welfare entities
in the region. ISA CTEEP was one of the sponsors and its employees from three locations
in the Bauru Region participated: Assis, Bauru and Presidente Prudente.
Volunteering
During the quarter, ISA CTEEP employees engaged in diverse volunteering actions: (i)
Campanha do Agasalho (Warm Clothing Campaign), which collected more than 3,000
blankets and winter clothes for donation to social institutions, (ii) Installation of cisterns to
store rainwater at the NGO Casa da Esperança de Bauru, which serves socially vulnerable
children.
1
Scope 1: direct emissions | ²Scope 2: indirect emissions, excluding technical transmission losses.

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Governance Highlights
FTSE4Good
For the second straight year, ISA CTEEP has been included in the portfolio of FTSE4Good, one of the
world’s premier sustainability indexes. Compiled by the Financial Times Stock Exchange Russell, a
division of the London Stock Exchange, FTSE4Good uses more than 300 indicators to assess the
performance of companies committed to environmental, social and governance (ESG) practices.
In Brazil, only 49 companies are in the portfolio and ISA CTEEP is one of them. Inclusion in such an
important index underscores the company’s efforts to constantly streamline the processes and be
aligned with international social and environmental responsibility standards.
ESG Indicators
Environmental4
SF6 Gas and Ecoefficiency
ISA CTEEP’s annual eco-efficiency targets primarily comprise a reduction in the emissions of SF6 gas, energy, water and
fuel consumption, waste generation, sustainable mobility and emissions avoided with telework.
In 3Q23, SF6 gas losses at the facilities declined 35% in relation to the same period last year, thanks to ongoing
preventive and corrective maintenance measures.
In equipment that cannot be switched off, the reduction in SF6 gas losses was due to the installation of SF6 gas
containment devices developed via R&D efforts. Also, more critical leakage points were treated as priority, followed by
other points. In 9M23*, electricity consumption at the facilities and offices decreased 2% and water consumption
decreased 18% in relation to 9M22.
Electrsumption at the facilities and offices decreased 3% and water
consumption decreased 5% in the accumulated
4
Note: 3Q23 data may change until the external audit to be held at the end of 2023.80
¹ considering the consumption of energy coming exclusively from the concessionaire
² considering the consumption from the distributor and from the tubular well.
*consumption of water and electricity, except for the Corporate Head Office.

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Social
Occupational Health and Safety
In 9M23, lost-time accidents declined by approximately 82% compared to 9M22. In 3H23, two accidents involving third
parties were registered but no accident involving own staff.
This result is due to actions taken to improve Health and
Safety as part of the Connected to Life program, including:
Safety Shutdown, held on National Workplace Accident
Prevention Day, and SIPAT 2023, held during the internal
workplace accident prevention week, when nearly 450 own
staff and third parties participated every day. During the
week, lectures were held on safety, health, sustainability
and Golden Rules, among others. Also, training programs,
safety campaigns with contractors, emergency simulations
and diverse courses were held, reaffirming the company’s
non-negotiable commitment to safety.
1
Considers the partial reporting of “Man hours worked” (HHT) in September/23, the
official calculation takes place in early November/23. HHT is used to calculate the
accident frequency rate.
Diversity¹
ISA CTEEP maintains its commitment to diversity and strives to achieve its diversity ambitions by promoting the inclusion
of diverse employees in its culture. In the quarter, a new proposal was approved for Recruitment and Selection shortlists
and Onboarding Programs to bring at least 50% diversity to the programs.
As regards gender diversity, we still have 60% of women in senior management positions. There was an increase in the
presence of women in leadership positions, increasing 5 p.p. in total headcount compared to the same period last year.
Workforce Diversity
Gender Diversity (%)
Accidents with absense
Employees 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Third-parties Employees 1 3 -1.0 7 3 -100%
Total 1 3 -100% 7 3 -100%
Accidents without absence
Employees 0 0 -100% 2 0 -100%
Third-parties Employees 3 0 100% 12 2 -77.8%
Total 3 0 -33% 14 2 -82%
Accidents with Death
Employees 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Third-parties Employees 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Total 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Accidents Frequency Rate
Employees 0 0 N.A. 1 0 -100%
Third-parties Employees 2 2 -18.3% 5 1 -74.6%
9M23
Chg
(%)
Category / Employee 3Q22 3Q23
Chg
(%)
9M22

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As regards the ethnicity/race indicator, currently 27% of the Company’s workforce is comprised of black people, an
increase of 3 p.p. from the same period in 2022.
Workforce Diversity
Ethnicity/Race (%)
¹ Statutory
¹ Executive officers and CEO
² Employee executive officers, Managers and Coordinators
³ Specialists and other positions, except Directors, Interns and Trainees.
¹Note: Diversity indicators consider the total number of employees on the last day of each period.
Governance
Ethical conduct
In the period, the ISA CTEEP’s Ethics Line received 15 reports, 25% fewer
than in the same period last year. No reports related to corruption, violation
of free enterprise or antitrust practices were received. All cases were duly
addressed by the Ethics Committee, which is responsible for weighing the
consequences and recommending action plans.
During the quarter, the Compliance area held diverse training and awareness
sessions during on-site visits to the head office and regional offices, which
included Maintenance Meeting (EMAN), Internal workplace accident
prevention week (SIPAT), and Leaders Meeting, emphasizing the topics
related to appropriate behavior and ethical principles, such as respect, integrity, and commitment to life. Moreover,
the company launched the annual conflict of interest declaration campaign and continued the mandatory annual
training on diverse topics such as corruption, fraud, bribery, and secrecy of confidential information, which covered
96% of the employees.
Environmental Compliance
At the end of the quarter, the Company received a significant fine¹ for environmental non-compliance as a result
of alleged contamination of the groundwater and soil in a property located in the city of São Paulo. The Company
is investigating the facts and the ownership of the property to verify whether the fine is justified.
¹ Significant fines: Sanctions for environmental non-compliance (Amount over US$10,000).

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EVENTS DURING THE PERIOD
Annual RAP Adjustment: 2023/2024 Tariff Cycle
Ratification Resolution (REH) 3,216 was published on July 7, 2023, establishing new RAPs for the Company and its
subsidiaries for a 12-month tariff cycle (July 2023 to June 2024). Click here for more details.
Installation License obtained for Minuano Project
On July 25, 2023, the Company announced that it obtained from the State Foundation for Environmental Protection
(“FEPAM”) of Rio Grande do Sul, the Installation License for the Minuano project. With the Installation License obtained,
construction works can begin. The project is related to lot 1 of ANEEL Transmission Auction 02/2019, held in December
2019. RAP is R$48.3 million for the 2023/2024 cycle. The deadline set by ANEEL is March 2025. Click here for more
details.
Start of commercial operation of Triângulo Mineiro project
On August 21, 2023, the Company announced that it obtained the Revenue Release Authorization (TRL) for the
Triângulo Mineiro project, owned by IEMG, a wholly-owned subsidiary of ISA CTEEP, 20 months ahead of the deadline
established by ANEEL. The project is related to lot 7 of ANEEL Transmission Auction 02/2019, held in December 2019.
RAP is R$42 million for the 2023/2024 cycle. Click here for more details.
ISA CTEEP wins Lot 1 in Transmission Auction 001/2023
On August 28, 2023, the Company announced that its Board of Directors was informed that the Company was
authorized for Lot 1 under the terms offered by it in Transmission Auction 01/2023, and approved the confirmation of
its participation in the process to ANNEL. As such, ISA CTEEP won Lot 1 with a RAP bid of R$284 million and ANEEL
investment of R$3,157 million. Click here for more details.
ISA CTEEP DAY
On September 25, 2023, ISA CTEEP held its annual public meeting for the capital markets to discuss the operational
highlights, initiatives, strategy and regulatory aspects that guide sustainable revenue generation. The event, which was
held in hybrid mode, was attended by the Company’s executives. Click here to access the presentation and click here
to watch the video of the event.
14th issue of debentures
On September 27, 2023, the Board of Directors meeting approved the fourteenth (14th
) issue of simple, non-convertible,
unsecured debentures in up to two series. Initially, one million, nine hundred (1,900,000) debentures will be issued,
subject to the greenshoe option, at a nominal unit value of one thousand reais (R$1,000.00) on the issue date of the
Debentures (“Issue Date”), for a total Issue amount, initially, of one billion, nine hundred million reais
(R$1,900,000,000.00). Click here for more details.
EVENTS SUBSEQUENT TO THE REPORTING PERIOD
Bookbuilding for 14th issue of debentures
On October 20, 2023, the Company informed that completed the fundraising process through the 14th
issuance of
simple debentures, not convertible into shares, with a total issuance value of R$1,900,000, in two series, being (i)
R$783,786,000.00 for the first series, due on 10/15/2033 and cost of IPCA + 6.2607% p.a; and (ii) R$1,116,214,000.00
for the second series, due on 10/15/2038 and cost of IPCA + 6.4364% p.a. Click here to access the offer documents.

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OTHER MATERIAL INFORMATION
2023/2024 RAP Cycle
Ratification Resolution (REH) 3,216 was published on July 7, 2023, establishing the new RAP for ISA CTEEP and its
subsidiaries and subsidiaries under common control for providing transmission installations that are part of the Basic
Network and Other Transmission Installations for a 12-month tariff cycle from July 1, 2023 to June 30, 2024 (2023/2024
cycle).
Pursuant to REH 3,216, the RAP and amounts corresponding to the adjustment portion (PA) of the Consolidated and
subsidiaries under common control, net of PIS and COFINS², were R$6,215 million for the 2023/2024 cycle, weighted
by ISA CTEEP’s stake. Of this amount, 59% represents the RAP from the Parent Company’s renewed agreement
(059/2001), including retrofitting projects, RBSE indemnity and the O&M portion of the agreement. And 41% of the
RAP refers to agreements resulting from transmission auctions or acquisitions (M&A), with (i) 25% of projects in
operation, i.e., with active RAP; and (ii) 16% of projects under construction, which should earn revenue for the Company
over the coming years.
¹ Considers the amounts established at the time of publication of the respective Ratification Resolutions of RAP for the tariff cycles.
² Except for agreements 020/2008 and 143/2001, which total R$38.2 million, 0.6% of Total RAP of the Company.
The Permitted Annual Revenue of 2023/2024 cycle increased by around R$1.3 billion compared to the previous tariff
cycle (2022/2023), representing growth of 28%. The main factors for this variation were:
i. inflation adjustment for the 2023/2024 cycle (IPCA), totaling R$203.2 million;
ii. new retrofitting projects that went operational in the period, adding R$41.3 million;
Evolution of RAP Cycle¹
(million)

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iii. full recomposition of the financial component of RBSE resulting from the reprofiling adopted by ANEEL to
mitigate the increase in energy tariffs in the 2021/2022 and 2022/2023 cycles (R$766.5 million);
iv. additional RAP of R$510.2 million from three new projects (Serra Dourada, Itatiaia and Água Vermelha), won
at auction 01/2023 held on June 30, 2023;
v. Reduction of R$172.2 million in the Adjustment Portion (PA) compared to the previous tariff cycle.
Concession agreements acquired until the 2018 auction establish the right to indemnity on assets not depreciated at
the end of their term. As of 2019, only assets authorized by ANEEL, through retrofitting projects, are entitled to
indemnity.
Below is a summary of the RAP for the 2023/2024 cycle, including R&D regulatory charges, Energy Services Inspection
Fee (TFSE) and Global Reversal Reserve (RGR), but net of the Energy Development Account (CDE) and the Incentive
Program for Alternative Sources of Electricity (PROINFA), and net of PIS and COFINS. Click here to access the table.
¹ Full recomposition of the financial component of RBSE after the reprofiling envisaged in REH 2,851.
² Outcome of Administrative Appeal against REH 3,067/22 and reduction of 50% in pro rata RAP established in the concession agreement
3 Outcome of Administrative Appeal against REH 3,067/22.
4
Considering the RAP of lots won by the Company at Transmission Auction 01/2023.
5
RAP information published in Appendix V of ANEEL Order 848/2023
6
2023 Periodic Tariff Review: the adjustment of the cycle defined in REH 3,216 disregarded the effect of RTP 2023, published in REH 3,050, described
in detail in the next section.

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Periodic Tariff Review 2023 – Auctioned Agreements
Ratification Resolution 3,050 was published in June 2023, repositioning the RAP for electricity transmission concession
agreements for projects auctioned with Tariff Review scheduled in July 2023, including: (i) 001/2008 (IENNE), 026/2017
(IE Tibagi), 027/2017 (IE Itaquerê), 042/2017 (IE Jaguar 6) and 046/2017 (IE Aguapeí) of subsidiaries and 022/2017
(IE Ivaí) among companies with shared control.
The average real economic repositioning index for the projects was -1.31%, with an impact of R$5.4 million in absolute
terms, representing a reduction of 0.11% in the Company’s RAP of R$4.8 billion (2022/23 Cycle). Considering the IPCA
in the period (3.94%), the average nominal repositioning for these concessions was 2.58%:
However, the effects of said Resolution were disregarded in Ratification Resolution 3,216 for the 2023/2024 RAP Cycle.
The Company filed an administrative appeal with ANEEL, claiming the consideration of tariff repositioning.
Concession Renewal – Agreement 059/2001 (RBNI/RBSE)
The Extraordinary Shareholders Meeting held on December 3, 2012, unanimously approved extending concession
agreement 059/2001, pursuant to Law 12,783/2013, and the concession was extended to December 2042,
guaranteeing the Company the right to receive the amounts relating to the NI(*) and SE(**) assets.
The amounts related to NI assets, of R$2,891,291 as per Interministerial Ordinance 580, were received between 2013
and 2015 (note 5.3 to the 4Q22 financial statements).
For SE values, in 2016, ANEEL issued Technical Note 336/2016, which presents the proposed regulation for Ordinance
120/2016 issued by the Ministry of Mines and Energy (MME) for the methodology to calculate the cost of capital (Ke)
and RAP and determines amounts and payment terms for concessionaires.
On May 30, 2017, ANEEL issued Order 1,484/17, recognizing R$4,094,440 as the total value of these assets on the
baseline date of December 31, 2012. As per the IFRS methodology, the initial impact of RBSE amounts was booked in
September 2016 and the additional amount recognized by ANEEL was booked in 2Q17, shown under “Concession
assets”. (Note 5.3 to the 4Q22 financial statements).
Technical Note 108/2020 – SGT/ANEEL of June 25, 2020, recalculates the RAP amounts as from the 2020/2021 cycle,
including the portion of remuneration of cost of capital (Ke), and the effects of the revocation of injunctions that
prevented the payment of Ke were considered. These amounts were included in the Periodic Tariff Review (RTP)
calculations and approved by the Board of ANEEL via Ratification Resolution 2,714/2020. There are two injunctions
currently in force.
On April 22, 2021, ANEEL granted the administrative appeal filed by the Company against Ratification Resolution
2,714/2020, which claimed the right to retroactive update of the RBSE amounts, and reprofiled the RBSE financial
component as per Technical Note 068/2021 (note 16.6 to the 4Q22 financial statements). The assumptions valid from
the 2021/2022 cycle are: (i) the conclusion of payment of RBSE in 2028; (ii) reduction of amortization of RBSE amounts
receivable during the 2021/2022 and 2022/2023 cycles; and (iii) remuneration at the regulatory Weighted Average Cost
of Capital (WACC) defined in the 2018 RTP, ensuring the recognition of R$1.8 billion as receivables, which at present
value generated an increase of R$497,346 in the balance of asset of the corresponding agreement. Starting from the
2023/2024 cycle, the payment flows established by ANEEL will return to levels similar to those approved in Ratification
Resolution 2,714/2020.
Current
(jun/22)
Reviewed
(jun/23)
var R$ Nominal Real
IENNE 001/2008 100% 59.0 65.2 +6.2 10.51% 6.31%
IE Ivaí 022/2017 50% 361.6 364.3 +2.7 0.74% -3.08%
IE Tibagi 026/2017 100% 21.4 21.6 +0.2 0.84% -2.99%
IE Itaquerê 027/2017 100% 62.5 64.7 +2.2 3.53% -0.40%
IE Itapura 042/2017 100% 14.5 14.8 +0.2 1.67% -2.18%
IE Aguapeí 046/2017 100% 72.6 73.1 +0.5 0.62% -3.19%
- 591.7 603.6 +11.9 2.02% -1.85%
- 410.9 421.5 +10.6 2.58% -1.31%
Total
Total Particip. ISA CTEEP
RTP 2023
Company Contratc
Particip.
ISA
CTEEP (%)
RAP (R$ million) Index Repositioning

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After the ratification of the result of RTP of Transmission Companies (REH 2,851/21), which included the reprofiling of
the receipt of the financial component of RBSE, ABIAPE/ABRACE/ESBR filed a request for reconsideration, after the
final and unappealable decision, questioning the calculation of the financial component of RBSE and the reprofiling. In
June 2021, the Superintendent General of Tariffs (SGT) of ANEEL published Technical Note 117/21 and issued a public
communique explaining that there are no errors in the calculation or the methodology. However, in June 2022, the SGT
issued Technical Note 85/2022, relating to the analysis of requests for reconsideration filed within the scope of payment
of the financial component and reprofiling of the RBSE. The same month, a director of ANEEL took a unilateral decision
(Order 1,762/22) on the above topic. The same was suspended by a collective decision of the Board of ANEEL. In April
2023, SGT published a new Technical Note 85/2023 regarding the inputs on Technical Note 85/2023-SGT/ANEEL and
on Circular 23/2022 of August 16, 2022. These technical notes do not have immediate practical effects and any
development on the issue of RBSE depends on a collective decision by the Board of ANEEL, such that, the assumptions,
methodologies and calculations considered so far and approved through REH 2,851/2021, are in force and remain
appropriate.
The issue of RBSE has been challenged at the courts, as mentioned above, and also at the administrative level. The
possibility of other lawsuits and/or new administrative proceedings on the topic cannot be discarded, nor can be
discarded the possibility of new court decisions and/or decisions of ANEEL, the Ministry of Mines and Energy and/or
TCU, changing one or more payment conditions of RBSE. Any new court and/or administrative decisions, depending on
their content and scope, if not reversed in due time and manner, may or may not cause significant impacts on the
Company’s receipts, even requiring, as applicable, it to review its investment plans, dividend payments and corporate
strategy, in addition to the regular accounting records from these impacts. Nevertheless, the Company, through its
advisors or ABRATE, firmly defends its interests and the health of the reprofiling of the financial component of RBSE
according to Technical Note 068/2021- SGT/SCT/SFF/SRM/ANEEL, upholding the criteria previously established in
ANEEL Normative Resolution 762/2017, as well as the legality and legitimacy of the receipt of RBSE pursuant to Law
12,783/13 and MME Ordinance 120/16, as well as in the defense of its interests through administrative proceedings
pending vis-à-vis ANEEL no. 48500.005952/2022-29 and 48500.000748/2019-16.
Furthermore, Proceeding No. TC 012.715/2017-4 is pending before the Federal Accounting Court (TCU) regarding the
assessment of compliance and transparency in the methodology for defining the values of transmission assets existing
on May 31, 2000, but not amortized, as well as the methodology for updating and transferring them to electricity tariff
pending analysis. On July 5, 2023, the Prosecution Office of TCU was favorable to CTEEP becoming a party to the
proceeding and concluded that the MME regulatory option should be respected by TCU. This proceeding is still pending
at the Court.
The Company will continue to faithfully honor the payments determined, considering the importance of the issue for
society and its shareholders.
(*) NI – installations energized as from June 1, 2000.
(**) SE – installations of non-depreciated assets existing on May 31, 2000.
Flow of Receipts of RBSE Post-Reprofiling (R$ million)
Note: Actual amounts, baseline date June 2023, based on the spreadsheets published at the close of CP 22/2020.

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Supplementary Retirement Plan – Law 4,819/58
The supplementary retirement plan is governed by State Law 4,819/58 and applies to employees hired prior to May 13,
1974, by government agencies and corporations in which the state of São Paulo is the controlling shareholder and
exercises control.
The funds needed to meet the costs under this plan are the responsibility of the São Paulo State Government and the
plan was implemented as per the agreement between the Tax Authority of the State of São Paulo (SEFAZ) and the
Company on December 10, 1999. Payments of the supplementary retirement benefits are made monthly by SEFAZ.
SEFAZ transferred the amount to be paid to ISA CTEEP, which then transferred it to Fundação CESP to be paid to
individual retirees.
Since January 2004, retiree benefits have been processed directly by SEFAZ. This change in the process revealed
disallowances such as payments in excess of the ceiling (equivalent to the State Governor’s salary). As a result, SEFAZ
started excluding the surplus amounts from the benefits paid to retirees.
Public-Interest Civil Action and Class Action
In June 2005, after the courts dismissed a claim, the Funcesp Retirees Association (AAFC) obtained an injunction in the
Labor Court, which ordered the maintenance of the previous payment in full. The benefits payment process has since
reverted to the original model, where Fundação CESP was responsible for retirement payments. However, SEFAZ
continues to transfer the adjusted amount to ISA CTEEP, which then adds the difference so that retirement payments
are made in full, as ordered by the injunction.
Collection Lawsuit
Since 2005, SEFAZ has been transferring to the Company amounts lower than required to make full payment (about
70%) to the retirees following an injunction by the 49th
Labor Court. ISA CTEEP has since been making up the difference
to ensure full payment of retiree benefits (about 30%). The difference paid by the Company is being claimed in a
collection lawsuit filed against SEFAZ.
The São Paulo Court of Appeals ruled in the Company’s favor. In August 2017, SEFAZ filed a special appeal at the
Federal Court of Appeals (STJ), which is awaiting the analysis of admissibility. On September 30, 2023, the amount
booked in the Company’s balance sheet was approximately R$2.3 billion, net of provisions for losses on the realization
of credits in 2013.
Between August 2018 and March 2019, ISA CTEEP received the amount in full from SEFAZ due to an injunction, which
was later stayed by the Superior Court of Justice until an appeal filed by SEFAZ is tried.
The Company continues its efforts to uphold the favorable ruling given by the São Paulo Court of Appeals.

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GLOSSARY
ADTV - Average Daily Traded Volume
Brazilian Electricity Regulatory Agency (ANEEL) - Agency entrusted with regulating and supervising the
generation, transmission, distribution and sale of electricity in Brazil, ensuring the quality of services provided, the fair
treatment of users and controlling the reasonableness of tariffs charged to consumers, while maintaining economic and
financial viability of the players and the sector. ANEEL inspects and regulates access to transmission systems and
establishes the tariffs for such systems, including TUST, which is the tariff charged for the use of the Basic Network
and Other Transmission Installations (DIT).
CAAE (Annual Cost of Electricity Assets) - Revenue from investments in assets. It consists of the remuneration on
capital and the regulatory reintegration quota (QRR)
CAGR - Compound Annual Growth Rate.
CAOM (Management, Operating and Maintenance Costs) - Portion of revenue that can be divided into (i) revenue
from O&M, which is used to bear the costs and expenses (e.g.: wages, maintenance expenses and others); and (ii)
revenue to cover the costs of movable and fixed installations (CAIMI).
CDE (Energy Development Account) - Regulatory charge to ensure the universal supply of energy and subsidize
low-income consumers.
DIT (Other Transmission Installations) - Installations with voltage lower than 230 kV.
EBITDA - Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation & Amortization.
EEI (Electricity Index) - Theoretical portfolio of the São Paulo Stock Exchange (B3) that measures the performance
of the electricity sector.
Electric Energy Trading Chamber (CCEE) - Operating under the authorization of the government, and regulated
and supervised by ANEEL, its mission is to promote the purchase and sale of electricity among its members.
Energization - operational startup of a project (retrofit or greenfield).
Energy Transmission Auctions - Auctions held by MME and ANEEL to grant concessions for transmission lines and
substations in Brazil.
EPE (Energy Research Company) - Federal government agency linked to the Ministry of Mines and Energy.
Responsible for national energy planning, including generation, transmission, distribution, oil and gas.
Greenfield - Projects for growth through auctions.
IE - Electrical Interconnection.
Index of Non-Supplied Energy (IENS) - Index for energy that was not consumed due to an interruption.
M&A - Mergers and Acquisitions.
MME - Brazil’s Ministry of Mines and Energy.
National Electricity System Operator (ONS) - Agency responsible for coordinating and controlling power
generation and transmission operations in the SIN.
NOI (Net Operating Income) - Income from operating activities after income tax.
O&M - Operation and Maintenance.
Organic growth - growth through investments in retrofitting projects.
Other revenues - Revenues from non-concession operations, partly intended to enable lower tariffs.
PA (Adjustment Portion) - Adjustment Portion to offset funding surplus or deficit in the period prior to the
adjustment.
PMSO - Personnel, Material, Services and Others.
PROINFA - Incentive Program for Alternative Electricity Sources (regulatory charge for subsidies to alternative energy
sources).
PV (Variable Portion) - Penalizes revenue from asset due to unavailability.

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RAP (Permitted Annual Revenue) - Remuneration received by transmission companies for providing public
transmission services to users. For transmission companies that won auctions, RAP is obtained as a result of the
transmission auction itself and is paid to them upon the operational startup of their installations, and is reviewed every
four or five years as per the concession agreements. For transmission companies whose concession agreement was
renewed, RAP was calculated based on the Operation and Maintenance costs, pursuant to Law 12,783 of January 11,
2013. In cases where studies indicate the need for reinforcements in the transmission concession, ANEEL calculates an
additional amount for RAP to remunerate new installations, always through an Authorizing Resolution.
RB (Basic Network) - transmission installations owned by public transmission services concessionaires, defined
according to the criteria established in ANEEL regulations.
RBNI (Basic Network New Investments) - Portion of revenue (RAP) corresponding to the new authorized
installations of the Basic Network, whose revenues are established by a specific resolution.
RBSE (Basic Network of Existing System) - Portion of RAP corresponding to installations in the Basic Network,
defined in the Appendix to Resolution 166 of May 31, 2000.
Regulatory Charges - These are charged by transmission companies and passed on to CCEE, ANEEL and MME, and
also invested in R&D projects. These have a neutral effect on the transmission company.
Reinforcement - It refers to the installation, replacement or refurbishment of equipment in existing transmission
facilities, or adaptations made to these facilities to expand transmission capacity, increase the reliability of the
National Interconnected System, the useful life or connection of users, as recommended by the transmission system
expansion plans.
Retrofit - includes the installation, replacement or refurbishment of equipment in existing transmission facilities or
adaptations made in these facilities to maintain the regularity, continuity, safety and timeliness of the public electricity
transmission services.
SIN (National Interconnected System) - All the installations and equipment that supply electricity to regions
across the country, which are electrically interconnected according to applicable regulations.
TCU - Federal Accounting Court
TUST (Electricity Transmission System Usage Tariff) - Tariff paid by distributors, generators and free and
special consumers for use of the Basic Network and DIT, and is adjusted annually according to (i) inflation; and (ii)
new revenues from energized projects.

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ATTACHMENTS
Attachment I – Greenfield Projects | Growth
¹According to the concession agreement. | ² Start of receipt of RAP. | ³Land Development: evolution of properties released. | 4
Project Progress:
evolution of all activities related to the project until its energization|. Click here to access the spreadsheet.
Paraguaçú
(Lot 3)
003/2017
IE
Paraguaçu
50% BA/MG 0.0% 66.8 fev-22 jan-19 255 333 ✓ 2Q19 100% 100% 3Q22
Aimorés
(Lot 4)
004/2017 IE Aimorés 50% MG 0.0% 47.9 fev-22 jan-19 171 198 ✓ 2Q19 100% 100% 2Q22
Itaúnas
(Lot 21)
018/2017 IE Itaúnas 100% ES 25.1% 65.0 jun-22 jul-18 298 347 ✓ 3Q18 100% 100% 1Q23
Ivaí²
(Lot 1)
022/2017 IE Ivaí 50% PR 33.2% 181.3 ago-22 fev-21 968 1,050 ✓ 4Q19 100% 100% 4Q22
Tibagi
(Lot 5)
026/2017 IE Tibagi 100%
SP /
PR
32.2% 21.5 ago-21 jan-17 135 118 ✓ 3Q18 100% 100% 4Q20
Itaquerê
(Lot 6)
027/2017 IE Itaquerê 100% SP / PR 44.5% 62.9 ago-21 jun-18 398 252 ✓ 3Q18 100% 100% 3Q20
Aguapeí
(Lot 29)
046/2017 IE Aguapeí 100% SP / PR 52.7% 74.2 ago-21 dez-18 602 363 ✓ 3Q19 100% 100% 1Q21
Bauru
(Lot 25)
042/2017 IE Jaguar 6 100% SP 57.6% 13.5 fev-21 ago-19 126 63 ✓ 2Q18 100% 100% 3Q19
Lorena
(Lot 10)
021/2018 IE Itapura 100% SP 73.9% 14.3 set-22 jan-20 238 124 ✓ 3Q19 100% 100% 4Q21
Biguaçu
(Lot 1)
012/2018 IE Biguaçu 100% SC 66.7% 49.5 set-23 set-21 641 466 ✓ 1Q21 100% 100% 3Q22
Minuano
(Lot 1) 6
001/2020 Evrecy 100% RS 66.9% 48.3 mar-25 jan-20 682 418 ✓ 1Q22 100% 77% 3Q22
Três Lagoas
(Lot 6)
006/2020 IE Tibagi 100%
MS /
SP
68.1% 5.8 set-23 jan-20 99 87 ✓ 2Q21 100% 100% 2Q22
Triângulo
Mineiro
007/2020 IEMG 100% MG 65.4% 42.1 mar-25 jan-20 554 481 ✓ 1Q22 100% 99% 3Q23
001/2020
(dec/2020)
Riacho Grande
(Lot 7)
005/2021
IE Riacho
Grande
100% SP 57.9% 85.1 mar-26 jan-26 1,141 154 ✓ 4Q23 95% 46% -
Piraquê
(Lot 3)
008/2022 ISA CTEEP 100%
MG /
ES
46.8% 313.5 set-27 jan-26 3,654 179 3Q24 4Q23 30% 16% -
Jacarandá
(Lot 6)
011/2022 IE Jaguar 8 100% SP 59.2% 14.7 mar-26 mar-26 232 23 2Q24 4Q23 53% 26% -
Serra Dourada
(Lot 1)
006/2023 ISA CTEEP 100% BA/MG 44.8% 283.8 mar-29 immediate 3,157 0 3Q25 3Q25 1% 5% -
Itatiaia
(Lot 7)
012/2023 ISA CTEEP 100% RJ/MG 41.8% 218.9 mar-29 immediate 2,342 0 3Q25 3Q25 1% 5% -
Água Vermelha
(Lot 9)
014/2023 IE Tibagi 100% SP 50.4% 7.5 set-26 jan-26 94 0 2Q24 2Q24 0% 8% -
47.2% 1,616.6 - - 15,785 4,656 15,785 4,656 - - -
Entry in
Commercia
l Operation
013/2015
(oct/2016)
005/2016
(apr/2017)
002/2018
(jun/2018)
002/2019
(dec/2019)
Land
Development4
Projects
Development
5
Project
Deadline
ANEEL
Total (19)
Initiation of
Construction
RAP ISA
CTEEP
Cycle 2023/2024
(R$ million)
Necessity
Date¹
Environmen
tal License
(LI)
Auctions Company
% ISA
CTEEP
UF
ANEEL CAPEX
ISA CTEEP
Participation
(R$ million)
Discount
001/2022
(jun/2022)
Contract
Total CapEx
ISA CTEEP
until
06/30/2023
(R$ million)
001/2023
(jun/2023)

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Attachment II - Investments in Projects
Note: Considers ISA CTEEP’s proportional interest in non-consolidated companies
Attachment III – Regulatory Balance Sheet
Investments
(R$ Million) 3Q23 3Q22 Chg (%) 9M23 9M22 Chg (%)
Brownfield Projects 0.0 0.0 N.A 0.0 0.0 N.A
Retroffiting Projects 307.1 213.1 44.1% 784.4 537.6 45.9%
Greenfield Projects 221.2 257.8 -14.2% 665.1 906.1 -26.6%
Piraquê 109.0 1.2 8621.4% 237.0 1.2 18869.5%
Ivaí (50%) 0.0 17.7 -100.0% 124.0 123.0 0.8%
Triângulo Mineiro 33.4 74.8 -55.3% 118.6 234.8 -49.5%
Minuano 35.0 38.6 -9.3% 105.4 206.9 -49.1%
Jacarandá 2.7 0.0 N.A 23.1 0.0 N.A
Riacho Grande 36.6 10.8 240.0% 48.5 41.1 18.0%
Itaúnas 2.4 14.0 -82.5% 12.1 68.3 -82.3%
Itaquerê 0.0 8.2 -100.0% 0.5 8.2 -93.9%
Aguapeí 2.8 0.9 214.2% 2.8 0.9 212.5%
Aimorés (50%) 0.0 -6.2 N.A 0.0 26.3 -100.0%
Paraguaçu (50%) 0.0 32.6 -100.0% 0.0 62.7 -100.0%
Itapura Lorena -0.0 0.1 -120.0% -0.0 0.4 -113.6%
Três lagoas 0.7 -0.0 N.A 0.5 20.1 -97.7%
Tibagi 0.0 0.1 -96.6% -0.5 0.2 -431.8%
Biguaçu -1.4 64.9 -102.2% -6.9 112.1 -106.1%
Total 528.4 470.9 12.2% 1,449.5 1,443.7 0.4%
Assets
(R$ thousand) 30/09/2023 31/12/2022
CURRENT
Cash and Cash Equivalents 279,053 336,523
Financial Investments 1,577,130 907,326
Accounts receivable - Concessionaires and 438,883 478,085
Inventory 27,388 26,889
Services in course 0 0
Recoverable taxes and contributions 230,573 114,235
Derivative instruments 0 816
Credit with controlled parties 69,675 91,373
Prepaid Expenses 25,142 6,907
Restricted cash 6,519 2,126
Others 128,070 102,701
2,782,433 2,066,981
NON-CURRENT
Long-Term Assets
Accounts receivable - Concessionaires and 365,811 426,197
Accounts Receivable from the State Finance 2,314,914 2,175,500
Deferred income taxes and social contribution 680 127
Pledges and Escrow 42,460 41,298
Credits with Subsidiaries 0 8,700
Others 42,732 61,733
2,784,946 2,745,728
Investments 1,677,954 1,566,341
Imobilized 11,377,651 10,242,590
Intangible 1,631,185 1,678,233
14,686,790 13,487,164
17,471,736 16,232,892
Total Assets 20,254,169 18,299,873
Consolidated

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Liabilities and Shareholders' Equity
(R$ thousand) 30/09/2023 31/12/2022
CURRENT
Loans and Financing 648,252 2,012,601
Debentures 596,288 88,833
Leasing 7,835 14,124
Derivative financial instruments 11,518 0
Suppliers 148,794 114,962
Taxes and social charges to be collected 484,743 197,279
Deferred Income Tax and Social Contribution 0 0
Regulatory charges to be collected 55,248 63,287
Interest on Shareholders' Equity / Dividends 13,454 611,042
Provisions 63,271 53,810
Amounts Payable - Funcesp 698 823
Others 33,110 74,319
2,063,211 3,231,080
NON-CURRENT
Long-Term Liabilities
Loans and Financing 1,656,574 78,060
Debentures 6,141,700 5,805,235
Leasing 23,148 42,844
Derivative financial instruments 13,642 4,117
Suppliers 6,225 6,056
Employee Benefit - Actuarial Deficit 153,379 154,282
Diferred PIS and COFINS 33,205 47,011
Deferred income taxes and social contribution 972,972 1,081,435
Provisions 116,811 135,617
Global Reversal Reserve - RGR 0 0
Obligations connected to concession service 683,067 492,633
Others 3,209 9,757
9,840,942 7,885,189
SHAREHOLDER'S EQUITY
Share Capital 3,590,020 3,590,020
Capital Reserves 666 666
Income Reserves 2,617,184 1,431,973
Revaluation reserve 1,679,844 1,823,292
Other Comprehensive Results -41,357 -21,376
7,846,357 6,824,575
Non-controlling shareholders' share
of investment funds
503,659 359,029
8,350,016 7,183,604
Total Liabilities and Shareholders' Equity 20,254,169 18,299,873
Consolidated

35
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Attachment IV – Regulatory Income Statement
Income Statement
(R$ thousand) 3Q23 3Q22 Chg (%) 9M23 9M22 Chg (%)
Gross Revenue 1,251,718 1,106,247 13.1% 3,315,171 2,844,031 16.6%
Availability of Electric Network 1,239,253 1,095,571 13.1% 3,281,951 2,820,533 16.4%
Others 12,465 10,676 16.8% 33,220 23,498 41.4%
Deductions from the Operational Revenue -159,260 -186,991 -14.8% -439,382 -476,471 -7.8%
Taxes and Contributions on Revenue -108,556 -95,017 14.2% -286,530 -244,491 17.2%
Regulatory charges -50,704 -91,974 -44.9% -152,852 -231,980 -34.1%
Net Revenue 1,092,458 919,256 18.8% 2,875,789 2,367,560 21.5%
Costs and Operational Expenses -351,666 -319,621 10.0% -1,024,035 -937,480 9.2%
Personnel -102,278 -92,294 10.8% -296,879 -287,763 3.2%
Material -5,979 -5,424 10.2% -17,140 -15,246 12.4%
Services -55,311 -44,017 25.7% -143,607 -118,246 21.4%
Depreciation -168,885 -164,205 2.9% -498,214 -458,243 8.7%
Others -19,213 -13,681 40.4% -68,195 -57,982 17.6%
Result of Service 740,792 599,635 23.5% 1,851,754 1,430,080 29.5%
Financial Results -149,410 -125,416 19.1% -640,727 -658,548 -2.7%
Income from Financial Investments 54,343 41,059 32.4% 129,583 101,239 28.0%
Result of Liquid Monetary Variation -16,519 8,202 n.a -205,986 -259,419 -20.6%
Asset and Liability Interest -199 -173 15.0% -395 -158 150.0%
Interest/Charges on loans -195,826 -171,600 14.1% -568,747 -486,569 16.9%
Others 8,791 -2,904 n.a 4,818 -13,641 n.a
Operational Result 591,382 474,219 24.7% 1,211,027 771,532 57.0%
Equity Income 79,705 54,841 45.3% 219,665 67,112 227.3%
Other Operational Revenues/Expenses -33,118 -20,517 61.4% -47,628 -58,058 -18.0%
Results before Taxes 637,969 508,543 25.5% 1,383,064 780,586 77.2%
Income Tax and Social Contribution on Income -147,325 -105,749 39.3% -306,588 -167,621 82.9%
Current -188,420 -147,609 27.6% -413,725 -212,420 94.8%
Deferred 41,095 41,860 -1.8% 107,137 44,799 139.2%
Consolidated Income/Losses of the Period with
the Participation of the Non Controlling
Shareholder
490,644 402,794 21.8% 1,076,476 612,965 75.6%
Participation of Non Controlling Shareholder -16,139 -16,067 0.4% -34,749 -39,634 -12.3%
Net Income/Loss Consolidated in the Period 474,505 386,727 22.7% 1,041,727 573,331 81.7%
Consolidated

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Attachment V – Indirect Cash Flow – Regulatory1
¹Indirect cash flow recorded in the regulatory methodology considers the cash outflows of greenfield, brownfield and retrofitting projects as investment
flows.
Cash Flow of operational activities
(R$ thousand) 9M23 9M22
Cash generated by operational activities 2,018,951 1,903,114
Net Income 1,076,476 573,331
Employee benefit - actuarial deficit 17,816 47,179
Deferred PIS and COFINS -13,806 2,100
Depreciation and amortization 498,213 565,445
Deferred income taxes and social contribution -107,137 -44,799
Provision for Lawsuit Liabilities -5,245 -1,888
Residual value of fixed/intangible assets 22,064 20,362
Tax benefit - incorporated goodwill 28 27
Realization of concession assets in the acquisition of subsidiary 44,870 1,792
Realization of the loss in jointly controlled -2,570 -4,451
Result of equity income -219,665 -67,112
Income from financial investments -28,407 -39,635
Interest and exchange variations on loans, financing and debentures 771,691 733,797
Interest and monetary and exchange variations on assets and
liabilities
-628 11,345
Transactions with non-controlling shareholders -34,749 105,621
Assets Variation -169,900 -339,511
Accounts receivable - Concessionaires and Permissionaires 99,588 -105,957
Inventories -499 -5,083
Accounts Receivable from the State Finance Secretariat -139,414 -143,787
Recoverable taxes and contributions -116,338 -89,215
Prepaid Expenses -18,235 -8,604
Pledges and Escrow -52 4,440
Credit with subsidiaries 0 237
Others -4,381 4,969
Liabilities Variation 251,820 361,750
Suppliers 34,001 60,772
Labor obligations 9,461 6,521
Tax payment -116,638 -77,672
Provisions -21,827 -10,877
Amounts payable to Vivest -125 89
Global Reversal Reserve - RGR -1,860 -1,861
Obligations linked to the concession of the service
Post-employment benefit - actuarial liability -18,274 0
Others -39,057 3,791
Net cash generated in operational activities 2,100,871 1,925,353
Investments Activites Cash Flow -1,835,776 -1,881,076
Financial Investments -1,546,261 -1,840,231
Redemptions of financial investments 1,049,494 1,613,597
Fixed Assets -1,451,437 -1,560,942
Investments 0 -93,500
Received dividends 112,428 0
Cash used in financing activities -322,565 -158,673
New loans and debentures 652,896 926,960
Loan and debentures payments (principal) -74,187 -735,478
Loan and debentures payments (interest) -290,593 -223,990
Lease Payments (principal and interest) -11,125 -10,416
Derivative instruments -1,802 -18,028
Paid dividends and interest on equity -597,754 -97,721
Net variation in Cash and Cash Equivalents
-57,470 -114,396
Opening Balance of Cash and Cash Equivalents 336,523 282,632
Closing Balance of Cashand Cash Equivalents 279,053 168,236
Closing Balance of Cash and Cash Equivalents -57,470 -114,396
Consolidated

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Attachment VI – Regulatory Result of Non-Consolidated Companies
Income Statement
(R$ thousand)
Gross Operational Revenue 194,883 177,230 10.0% 563,337 493,152 14.2%
Operational Revenue Deductions -27,407 -24,610 11.4% -71,210 -64,923 9.7%
Net Operational Revenue 167,476 152,620 9.7% 492,126 428,228 14.9%
Costs and Expenses -19,345 -9,348 106.9% -47,601 -32,947 44.5%
Depreciation -37,548 -37,578 -0.1% -112,644 -112,771 -0.1%
EBITDA 148,050 143,169 3.4% 444,235 394,990 12.5%
Gross Profit 110,583 105,694 4.6% 331,881 282,510 17.5%
Financial Result -17,911 -15,866 12.9% -92,696 -89,092 4.0%
Other Revenues and Expenses -81 -103 -21.4% -290 -291 -0.3%
Income before IR & CSLL 92,591 89,725 3.2% 238,895 193,126 23.7%
IR & CSLL* -8,738 -4,519 93.4% -17,911 -8,415 112.8%
Net Income 83,853 85,206 -1.6% 220,985 184,711 19.6%
ISA CTEEP Particip. (51%) on EBITDA 75,506 73,016 3.4% 226,560 201,445 12.5%
ISA CTEEP Particip. (51%) on Net Income 42,765 43,455 -1.6% 112,702 94,203 19.6%
Chg (%) 9M23 9M22 Chg (%)
IE MADEIRA
3Q23 3Q22
Income Statement
(R$ thousand)
Gross Operational Revenue 31,293 32,556 -3.9% 97,891 91,374 7.1%
Net Operational Revenue 26,530 27,888 -4.9% 83,721 79,177 5.7%
Costs and Expenses -3,468 -3,292 5.4% -9,725 -10,583 -8.1%
Depreciation -6,358 -6,349 0.1% -19,054 -19,437 -2.0%
EBITDA 23,062 24,154 -4.5% 73,996 67,050 10.4%
Gross Profit 16,704 18,247 -8.5% 54,942 49,158 11.8%
Financial Result -1,208 -1,325 -8.9% -4,201 -4,460 -5.8%
Other Revenues and Expenses 0 -442 -100.0% 0 -1,544 -100.0%
Income before IR & CSLL 15,496 16,480 -6.0% 50,741 43,153 17.6%
IR & CSLL* -575 -735 -21.9% -1,578 -1,541 2.4%
Net Income 14,922 15,744 -5.2% 49,164 41,612 18.1%
ISA CTEEP Particip. (51%) on EBITDA 11,762 12,319 -4.5% 37,738 34,196 10.4%
ISA CTEEP Particip. (51%) on Net Income 7,610 8,030 -5.2% 25,073 21,222 18.1%
Chg (%)
3Q23 3Q22 Chg (%) 9M23 9M22
IE GARANHUNS
Income Statement
(R$ thousand)
Costs and Expenses -1,029 -920 11.9% -3,081 -2,379 29.5%
Depreciation -2,706 -2,715 -0.3% -8,131 -2,778 192.7%
EBITDA 23,843 13,302 79.2% 68,759 24,636 179.1%
Gross Profit 21,137 10,587 99.6% 60,628 21,858 177.4%
Financial Result 1,085 1,450 -25.2% 3,657 2,974 23.0%
Other Revenues and Expenses 0 0 N.A. 0 0 N.A.
IR & CSLL* -2,146 -4,084 -47.5% -11,570 -8,282 39.7%
Net Income 20,075 7,952 152.4% 52,716 16,550 218.5%
ISA CTEEP Particip. (50%) on Net Income 10,038 3,976 152.4% 26,358 8,275 218.5%
IE AIMORÉS
3Q23 3Q22 Chg (%) 9M23 9M22 Chg (%)

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Attachment VII - Covenants (R$ million)
The main covenants that ISA CTEEP must comply with are:
The financing agreements with BNDES (valid until the expiry of the agreement in 2041) must meet the following
covenants:
• 2023: Net Debt/BNDES Adjusted EBITDA ≤ 3.5 and Net Debt/(Net Debt + Shareholders’ Equity) ≤ 0.7
• 2024+: Net Debt/BNDES Adjusted EBITDA ≤ 3.0 and Net Debt/(Net Debt + Shareholders’ Equity) ≤ 0.6
Income Statement
(R$ thousand)
Depreciation -4,589 -1,555 195.1% -13,795 -1,636 743.0%
EBITDA 35,390 8,259 328.5% 101,731 7,126 1327.7%
Gross Profit 30,801 6,704 359.4% 87,936 5,489 1502.0%
Financial Result 2,126 333 537.7% 5,339 1,653 223.0%
IR & CSLL* -4,154 -2,318 79.2% -14,615 -2,284 540.0%
Net Income 28,774 4,719 509.7% 78,660 4,858 1519.1%
ISA CTEEP Particip. (50%) on Net Income 14,387 2,360 509.7% 39,330 2,429 1519.1%
9M23 9M22 Chg (%)
IE PARAGUAÇU
3Q23 3Q22 Chg (%)
Income Statement
(R$ thousand)
Gross Operational Revenue 89,043 0 N.A. 270,645 0 N.A.
Operational Revenue Deductions -10,466 0 N.A. -28,886 0 N.A.
Net Operational Revenue 78,577 0 N.A. 241,759 0 N.A.
Depreciation -20,452 -35 58820.1% -20,571 -93 22094.2%
EBITDA 72,938 -1,564 n.a 226,661 -4,260 n.a
Gross Profit 52,483 -1,599 n.a 206,088 -4,353 n.a
Financial Result -30,631 -7,945 285.5% -154,385 -175,000 -11.8%
Income before IR & CSLL 21,854 -9,544 n.a 51,705 -179,353 n.a
IR & CSLL* -12,037 3,584 n.a -19,044 61,319 n.a
Net Income 9,817 -5,961 n.a 32,661 -118,034 n.a
ISA CTEEP Particip. (50%) on EBITDA 36,469 -782 -4762.4% 113,331 -2,130 -5420.7%
ISA CTEEP Particip. (50%) on Net Income 4,909 -2,980 -264.7% 16,331 -59,017 -127.7%
IE IVAÍ
9M22 Chg (%)
9M23
Chg (%)
3Q23 3Q22
Net Debt
09/30/23
9,016.2
Net Debt
09/30/23
7,217.6
EBITDA LTM 3,647.3 EBITDA LTM 3,071.2
Net Debt/EBITDA
09/30/23
2.47
Net Debt/EBITDA
09/30/23
2.35
Shareholders' Equity
09/30/23
18,480.9 Financial Result 12/31/2022 796.1
Net Debt/(Net Debt +
Shareholders' Equity) 09/30/23
0.33
EBITDA/Financial Result
12/31/2022
3.86
(annual verification)
BNDES
Infrastructure Debentures
(5th issuance)
(quarterly verification)

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The covenants are calculated at the end of each fiscal year. For the purposes of calculating and substantiating these
indices, the Company must consolidate all subsidiaries and joint ventures (in proportion to its interest) provided its
interest is 10% or higher. EBITDA is calculated according to the methodology defined in the agreements. The Net Debt
/ EBITDA indicator in 3Q23 was 2.47x.
The 5th
issue of Debentures must meet the quarterly calculation frequency and the covenants established in the
indenture: Net Debt/EBITDA < 3.5 and EBITDA/Financial Result > 1.5 until the baseline date of June 30, 2017 and,
after the baseline date of September 30, 2017, it is > 2.0. EBITDA is calculated according to the methodology defined
in the indenture. The Net Debt / EBITDA indicator in 3Q23 was 2.35x.
In July 2022, the Company obtained from its Debentureholders a permanent / temporary waiver for noncompliance with
the Net Debt/EBITDA covenant if it approves an operation in which the sum of the final acquisition price (Equity Value)
and the net debt of the asset acquired is equal to or greater than R$500 million.
Attachment VIII – Balance Sheet as per IFRS
Assets
(R$ thousand) 30/09/2023 31/12/2022
CURRENT
Cash and cash equivalents 279,053 336,523
Financial investments 1,577,130 907,326
Concession Asset 3,408,653 3,030,059
Inventories 103,345 91,236
Taxes and contributions to compensate 230,573 114,235
Credit with related parties 68,834 89,563
Prepaid expenses 25,142 6,907
Restricted Cash 6,519 2,126
Advance to suppliers 0 28
Others 145,255 91,351
5,844,504 4,670,170
NON-CURRENT
Long-term Receivables
Restricted Cash 18,349 32,173
Concession Asset 22,119,334 20,828,913
Accounts Receivable from the State Finance 2,314,914 2,175,500
Pledges and Escrow 42,460 41,298
Inventories 129,214 48,280
Credits with related parties 0 0
Others 42,733 61,733
24,667,004 23,187,897
Investments 4,083,033 3,794,693
Imobilized 103,918 114,932
Intangible 464,268 475,858
4,651,219 4,385,483
29,318,223 27,573,380
Total Assets 35,162,727 32,243,550
Consolidated

40
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Liabilities and Shareholders' Equity
(R$ thousand) 30/09/2023 31/12/2022
CURRENT
Loans and financing 1,656,574 78,060
Debentures 596,288 88,833
Leasing 7,835 14,124
Derivative financial instruments 11,518 -
Suppliers 147,957 111,557
Regulatory Charges to be collected 55,248 63,287
Interest on Shareholders' Equity/Dividends 13,454 611,207
Labor obligations 63,271 53,810
Amounts Payable - Vivest 698 823
Others 33,116 74,330
3,070,738 1,293,346
NON-CURRENT
Long-term Liabilities
Loans and financing 648,252 2,012,601
Debentures 6,141,700 5,805,235
Leasing 23,148 42,844
Derivative financial instruments 13,642 4,117
Suppliers 6,225 6,056
Provision for Contingencies 119,901 140,759
Benefit to employess - Actuarial Deficit 153,379 153,836
Deferred PIS and COFINS 1,989,623 1,849,888
Deferred Income Tax and Social Contribution 4,475,010 4,357,908
Regulatory Charges to be collected 37,010 28,142
Others 3,209 12,337
Total long-term liabilities 13,611,099 14,413,723
NET EQUITY
Shareholders' Equity 3,590,020 3,590,020
Capital Reserves 666 666
Profits Reserve 14,427,903 12,608,142
Other comprehensive results - 41,358 - 21,376
17,977,231 16,177,452
Non-controlling shareholders' share of
investment funds
503,659 359,029
18,480,890 16,536,481
Total Liabilities and Shareholders' Equity 35,162,727 32,243,550
Consolidated

41
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Attachment IX – Income Statement as per IFRS
Income Statement
Net Operating Revenue 1,482.5 1,192.7 24.3% 4,527.5 4,218.8 7.3%
Net Revenue from infrastructure, operation and
maintenance, efficiency gains in infrastructure
implementation and others
631.1 511.6 23.4% 2,117.3 2,190.1 -3.3%
Remuneration of concession assets, net 851.4 681.1 25.0% 2,410.2 2,028.7 18.8%
Costs of Infrastructure Implementation Services, operation
and maintenance and services provided
-666.5 -533.3 25.0% -1,713.5 -1,567.0 9.3%
Gross Profit 816.0 659.4 23.8% 2,814.1 2,651.8 6.1%
Operational Revenue and Expenses -19.7 83.0 -123.7% 214.1 262.9 -18.6%
Revenues – Periodic Tariff Reset (RTP) -3.7 1.8 -301.9% -3.7 1.8 -301.9%
General and Administrative -55.8 -58.0 -3.8% -159.3 -176.9 -10.0%
Management Fees -3.2 -3.0 9.6% -12.5 -11.4 9.9%
Other operating net income (expenses) -8.1 -2.7 201.7% 10.8 -5.2 -306.6%
Equity Income 51.1 144.8 -64.7% 378.8 454.6 -16.7%
Earnings before financial income and expenses and
taxes on earnings
796.3 742.4 7.3% 3,028.2 2,914.7 3.9%
Financial Income -149.5 -125.5 19.1% -641.0 -657.1 -2.5%
Financial revenue 68.3 49.9 37.0% 148.1 114.5 29.3%
Financial expenses -217.8 -175.4 24.2% -789.0 -771.6 2.3%
Earnings Before Taxes 646.8 616.9 4.9% 2,387.2 2,257.6 5.7%
Income tax and Social Contribution on Earnings -160.5 -123.9 29.5% -532.7 -498.2 6.9%
Current -188.4 -147.6 27.6% -413.7 -212.4 94.8%
Deferred 27.9 23.7 17.7% -119.0 -285.8 -58.4%
Consolidated Profit/Loss 486.3 493.0 -1.4% 1,854.5 1,759.3 5.4%
Non-Controlling Shareholder's Stake -16.1 -16.1 0.4% -34.7 -39.6 -12.3%
Consolidated Profit/Loss for the Period 470.2 476.9 -1.4% 1,819.8 1,719.7 5.8%
Consolidated

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Attachment X – Cash Flow as per IFRS (R$ thousand)

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