01837600010fffffffffffffffffffffffffffff1011 (24).pdf

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São Paulo, 20 de fevereiro de 2024 – A ISA CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (“ISA CTEEP”, “Companhia”, B3: TRPL3
e TRPL4), anuncia seus resultados do quarto trimestre de 2023 (4T23). 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 4T23
Teleconferência em português com tradução simultânea para inglês
Data: 21 de fevereiro de 2024 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
Indicadores
Regulatórios
(R$ Milhões) 4T23 4T22 Var (%) 2023 2022 Var (%)
Receita Líquida 1.109,6 891,2 24,5% 3.985,4 3.258,8 22,3%
PMSO -223,4 -217,3 2,9% -749,0 -697,0 7,5%
PMSO Gerenciável -214,4 -186,7 14,9% -712,4 -624,2 14,1%
EBITDA 826,7 634,7 30,3% 3.129,1 2.465,0 26,9%
Margem EBITDA 74,5% 71,2% 3,3 p.p 78,5% 75,6% 2,9 p.p
Lucro Líquido¹ 900,6 363,6 147,7% 1.942,3 936,9 107,3%
Margem Líquida 81,2% 40,8% 40,4 p.p 48,7% 28,7% 20,0 p.p
ROE (12 meses) 25,8% 13,0% 12,8 p.p 25,8% 13,0% 12,8 p.p
Dívida Líquida 7.908,2 7.156,9 10,5% 7.908,2 7.156,9 10,5%
CapEx (ex-M&A) 617,5 485,0 27,3% 2.067,0 1.928,7 7,2%
Consolidado
EBITDA R$ 826,7 milhões (+30,3%)
CapEx R$ 617,5 milhões (+27,3%)
Lucro líquido R$ 900,6 milhões (+99,7%)
Dívida líquida R$ 7.908,2 milhões (+10,5%)
PMSO: R$ 233,4 milhões (+2,9%)
Destaques financeiros 4T23

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Destaques do Período
Anúncio de distribuição de proventos aos acionistas
Em 08 de dezembro de 2023, o Conselho de Administração da ISA CTEEP aprovou o pagamento aos acionistas de juros
sobre o capital próprio (“JCP”), no valor total de R$ 1.452,2 milhões, correspondente a R$ 2,204083 por ação de ambas
as espécies (ordinária - “TRPL3” e preferencial - “TRPL4”).
O pagamento do JCP líquido do imposto de renda na fonte foi definido em duas parcelas, sendo: (i) R$ 160,0 milhões
paga em 15 de janeiro de 2024; e (ii) R$ 1.292,2 milhões será paga até 10 de abril de 2024. Os valores farão jus ao
pagamento do JCP os acionistas constantes da posição acionária da Companhia em 13 de dezembro de 2023, com data
“ex-direito” a partir de 14 de dezembro de 2023. Clique aqui para acessar detalhes.
Entrada em Operação Integral da IE Itaúnas
Em 28 de novembro, o projeto Itaúnas (contrato 018/2017), que
havia iniciado a operação parcial em março de 2023, entrou em
operação de forma integral após energização do Compensador
Estático da SE João Neiva 2 da IE Itaúnas, subsidiária 100% ISA
CTEEP localizada nos municípios de Itaúnas e Viana, no Espírito
Santo, que obteve junto ao Operador Nacional do Sistema Elétrico
o Termo de Liberação Provisório (“TLP”)
O TLP habilita parcela adicional de RAP de R$ 15,6 milhões que, em
conjunto com a RAP habilitada em março de 2023, permite o
recebimento de 90% da RAP de R$ 65,9 milhões (ciclo tarifário
2023/2024) do empreendimento. No momento o projeto apresenta pendência não impeditiva com solução prevista para
o primeiro trimestre de 2024, o que possibilitará a solicitação do Termo de Liberação Definitivo (“TLD”) e recebimento
da totalidade da RAP. O investimento realizado foi de aproximadamente R$ 370 milhões. Clique aqui para acessar
detalhes. Para mais informações, veja o vídeo do projeto.
Resgate Antecipado de Notas Promissórias
Em 27 de novembro de 2023 a ISA CTEEP realizou o resgate antecipado facultativo total das Notas Promissórias
comerciais de sua 8ª emissão, no valor final de R$ 1.615,4 milhões, equivalente a integralidade do Valor Nominal
Unitário, acrescido (i) da Remuneração das Notas Promissórias, desde a emissão até a data do efetivo pagamento, e
(ii) de prêmio equivalente a 0,20% ao ano pelo prazo remanescente de aproximadamente 6 meses das Notas
Promissórias, calculado de acordo com a fórmula constante das Cártulas das Notas Promissórias, e demais encargos
devidos. Clique aqui para acessar detalhes.

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Mensagem do Presidente
Na ISA CTEEP, trabalhamos todos os dias para criar conexões que inspiram – e a maior conexão que temos é com a
Vida! Com uma equipe de mais de 1,6 mil colaboradores, atuamos em 18 Estados, operando uma rede de transmissão
por onde trafega cerca de 30% de toda a energia elétrica transmitida no Brasil e cerca de 95% da energia no estado
de São Paulo.
A segurança é um valor inegociável em tudo o que planejamos e realizamos no setor elétrico brasileiro. Nas construções
de novos projetos e na operação das nossas linhas de transmissão e subestações, a prevenção a acidentes, o cuidado
com as pessoas e a mitigação dos riscos, são fatores determinantes para orientar qualquer tomada de decisão. Essa é
uma convicção das nossas lideranças, dos colaboradores e dos parceiros de negócio, que seguirá sendo reforçada e
fortalecida em 2024 e nos próximos anos.
Outra certeza que compartilhamos é que a energia elétrica impulsiona a vida. Nossos ativos são essenciais para suprir
as cidades e o campo como um insumo fundamental para potencializar o desenvolvimento, o trabalho, a educação e o
bem-estar. Nossa Companhia, portanto, tem a responsabilidade de estruturar e manter um modelo de negócio próspero
e com longevidade, capaz de atender as necessidades da sociedade atual e das gerações futuras.
Com o objetivo de gerar valor sustentável e promover impactos socioambientais positivos em longo prazo, estamos
acelerando a estratégia de crescimento da ISA CTEEP. Entre 2013 e 2023, nosso portfólio passou de 15 para 35
concessões e o total de linhas de transmissão que gerenciamos mais que dobrou. Os ativos conquistados em leilões de
transmissão já respondem por mais da metade da receita operacional anual, que totalizou R$ 2,9 bilhões no último ano.
Outra parte relevante da receita da nossa Companhia está atrelada ao contrato renovado 059/2001, que compreende
linhas de transmissão e subestações no estado de São Paulo. Nessa frente, nosso compromisso é com confiabilidade e
robustez desta rede importantíssima para o Sistema Interligado Nacional (SIN) e ele se materializa com a excelência na
execução de investimentos em reforços e melhorias que modernizam e atualizam equipamentos antigos ou aumentam
a capacidade em alguns casos.
Até o final de 2028, investiremos aproximadamente R$ 5 bilhões em cerca de 250 projetos de reforços e melhorias no
contrato 059. Apenas em 2023, destinamos R$ 1,2 bilhão, o maior aporte da nossa história nessa frente. No último ano,
substituímos um total de 1,9 mil equipamentos, como transformadores, disjuntores, sistemas de proteção e linhas de
transmissão. Esses investimentos, fundamentais para aumentar a segurança e a confiabilidade do setor de transmissão,
são uma alavanca de crescimento orgânico para a nossa Companhia, fortalecendo a Receita Anual Permitida (RAP) nos
ciclos de revisão tarifária que reconhecem a modernização dos ativos.
Encerramos o ano de 2023 com três novas concessões arrematadas em leilões da ANEEL: Lote 1 (Projeto Serra
Dourada), Lote 7 (Projeto Itatiaia) e Lote 9 (Projeto Água Vermelha). Com o investimento total previsto de R$ 5,6
bilhões nesses empreendimentos, realizaremos cerca de 25% do CAPEX previsto pela Aneel no certame, construindo
2.160 quilômetros em novas linhas de transmissão e quatro subestações, além de executar a expansão de outra
existente.
Além do crescimento do portfólio de novas concessões, concluímos a entrada em operação integral do Projeto Itaúnas
e iniciamos a energização do projeto Triângulo Mineiro, projetos importantes para a população da região Sudeste.
Outros 7 projetos estavam em andamento, com obras em execução no ano de 2023.
A solidez financeira da ISA CTEEP é um pilar para a materialização de todos os projetos e evoluções planejados. No
fechamento do período, considerando contabilidade IFRS, nossa Companhia alcançou uma receita operacional líquida
de R$ 6.215,5 milhões, um resultado 14% maior que em 2022, um EBITDA total de R$ 3.967,5 milhões, crescimento
de 12,8% – na contabilidade regulatória e um lucro líquido regulatório total de R$ 1.942,3 milhões, crescimento de
107,3%.
Nossas ações preferenciais também apresentaram resultados positivos ao longo de 2023. Além de passar a compor,
pela primeira vez, o ISE, Índice de Sustentabilidade Empresarial da B3, voltaram a compor o IBRX 100, indicador do
desempenho médio das cotações dos 100 ativos de maior negociabilidade e representatividade do mercado de ações
brasileiro e o ICO2, índice composto por ações do IBrX 100 que reportam de forma transparente suas emissões de
gases de efeito estufa (GEE). Nossas ações se valorizaram 15% em 2023, período no qual seu volume médio diário de
negociação acumulado em 12 meses cresceu 44%, credenciando sua volta ao IBOVESPA, principal índice da B3, 10
anos após sua última participação.

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Estarmos conectados com a vida também significa direcionar a ISA CTEEP para ser protagonista em um mundo com
menos emissões de gases de efeito estufa. O combate às mudanças climáticas é uma agenda de toda a sociedade e
passa pela transição para uma matriz energética renovável. O setor de transmissão desempenha um papel crucial nessa
jornada, conectando novos parques eólicos, usinas fotovoltaicas e hidroelétricas aos grandes centros consumidores de
carga, em especial nas regiões Sul e Sudeste do Brasil.
Com esse olhar para o futuro sustentável, somos uma Companhia provedora de soluções para a transição energética.
Atuamos como agentes de inovação para agregar novas tecnologias e novas formas de negócio ao sistema elétrico,
trazendo mais eficiência, resiliência e confiabilidade. Sem transmissão, não há transição.
Foi assim que estruturamos o inédito projeto de armazenamento de energia com baterias em uma subestação no litoral
de São Paulo, evitando a utilização de geradores a diesel para suprir a sazonalidade da demanda de energia. Também
fortalecemos o nosso pioneirismo e instalamos a primeira subestação 4.0 do Brasil na Subestação Jaguariúna, ativo já
existente e localizado no interior de São Paulo. A iniciativa visa atender às novas demandas do setor elétrico para
melhorar a integração das fontes renováveis, aumentar a resiliência da rede e acelerar a transição energética por meio
de um sistema de gestão de ativos totalmente digital.
No setor, somos pioneiros em estabelecer metas de redução de emissões atreladas ao gás SF6, utilizado como isolante
elétrico em equipamentos de alta tensão. Ainda que não exista uma regulamentação específica para esse tema, temos
investido em sistemas de monitoramento e em soluções (como câmeras digitais e dispositivos de contenção) para
prevenir e corrigir vazamentos o mais rapidamente possível.
Em outra vertente, o programa Conexão Jaguar contribuiu, em 2023, para a primeira certificação de créditos de carbono
no Pantanal. Realizado em parceria com o Instituto do Homem Pantaneiro (IHP) e em conjunto com o nosso acionista
controlador, a ISA, o projeto está classificado na categoria REDD+ (Redução de Emissões por Desmatamento e
Degradação Florestal).
Somos uma Companhia B2S (Business to Society). Isso faz com que as pessoas estejam no centro da nossa estratégia,
voltada para criar impactos ambientais positivos, contribuir com o desenvolvimento social e garantir uma conduta
empresarial ética, responsável e transparente.
Assim, junto com o crescimento dos negócios e a excelência operacional que geram valor e garantem a longevidade
corporativa, investimos no desenvolvimento dos nossos colaboradores, na promoção da diversidade e da inclusão (com
o programa Outros Olhares) e no desenvolvimento de programas sociais (com o Conexão Desenvolvimento). Os
resultados conquistados nessas frentes evidenciam nossa capacidade de planejar e de executar projetos relevantes para
além da infraestrutura elétrica.
Seguiremos adiante nessa jornada com a confiança de acionistas, debenturistas, órgãos reguladores e de toda a
sociedade – e com a certeza de que estamos solidificando os pilares de uma ISA CTEEP cada vez mais longeva, inovadora
e sustentável.
Rui Chammas
Diretor-presidente

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Considerações sobre as informações financeiras
As informações financeiras apresentadas neste documento referem-se ao exercício social findo em 31 de dezembro de
2023, e 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 regulatória de acordo com a Resolução Normativa nº 933 e Despacho nº
2.904:
O cálculo do EBITDA de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e com as normas internacionais de relatório
financeiro (“International Financial Reporting Standards - IFRS”), emitidas pelo “International Accounting Standards
Board – IASB a partir do EBITDA na contabilidade regulatória está disponível na sessão “Comparativo de Resultados
(Regulatório vs. IFRS)” deste documento (clique aqui).
(R$ milhões) 4T23 4T22 2023 2022
(=) Lucro Líquido Regulatório 900,6 363,6 1.942,3 936,9
(+) Particip. do Acionista não controlador 16,5 17,9 51,2 57,5
(+) IRPJ/CSLL -351,1 -19,0 -44,5 148,6
(+) Equivalência Patrimonial -89,6 -45,2 -309,2 -112,4
(+) Resultado Financeiro 180,5 155,0 821,3 813,6
(+) Depreciação/Amortização 169,8 162,5 668,1 620,7
(=) EBITDA Regulatório 826,7 634,7 3.129,1 2.465,0
(-) Equivalência Patrimonial 89,6 45,2 309,2 112,4
(=) EBITDA Regulatório CVM 156/2022 916,3 679,9 3.438,3 2.577,3
Consolidado

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ÍNDICE
DESEMPENHO OPERACIONAL 8
DESEMPENHO FINANCEIRO (RESULTADOS REGULATÓRIOS) 9
RECEITA OPERACIONAL 9
CUSTOS E DESPESAS DE O&M 10
OUTRAS RECEITAS E DESPESAS OPERACIONAIS 11
EBITDA E MARGEM 12
RESULTADO FINANCEIRO 13
EQUIVALÊNCIA PATRIMONIAL 13
IRPJ E CSLL 14
LUCRO LÍQUIDO¹ 15
COMPARATIVO DE RESULTADOS (REGULATÓRIO VS. IFRS) 15
ENDIVIDAMENTO 18
INVESTIMENTOS 19
INVESTIMENTOS EM REFORÇOS E MELHORIAS 19
INVESTIMENTOS EM PROJETOS GREENFIELD 20
MERCADODECAPITAIS 21
COMPOSIÇÃO ACIONÁRIA 21
DESEMPENHO DAS AÇÕES 21
PROVENTOS 22
SUSTENTABILIDADE | DESEMPENHO AMBIENTAL, SOCIAL E GOVERNANÇA (ASG) 23
EVENTOS DO PERÍODO 27
EVENTOS SUBSEQUENTES 27
OUTRAS INFORMAÇÕES RELEVANTES 28
RAP CICLO 2023/2024 28
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA (RTP) 2023 – CONTRATOS LICITADOS 30
RENOVAÇÃO DA CONCESSÃO - CONTRATO 059/2001 (RBNI/RBSE) 30
PLANO DE COMPLEMENTAÇÃO DE APOSENTADORIA – LEI 4.819/58 32
GLOSSÁRIO 33
ANEXOS 35

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DESEMPENHO OPERACIONAL
O desempenho operacional da ISA CTEEP é 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").
Em 2023, o IENS¹² da Companhia totalizou 0,000419% vs. 0,000363% em 2022. Como referência, o Sistema Interligado
Nacional (“SIN”), registrou 0,0089%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 dezembro/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 dezembro de 2023.
**** A metodologia de cálculo para melhor acurácia dos indicadores, 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$ 1.272,1 milhões no 4T23, um incremento de R$ 199,8 milhões em relação ao
4T22 (+18,6%), explicado, principalmente:
▲ reajuste do ciclo tarifário ocorrido em julho de 2023, para o ciclo 2023/2024, que trouxe como principais
variações: (i) a recomposição 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) atualização da
RAP pelo IPCA do período (3,94%).
▲ energização de dois projetos greenfield – Itaúnas e Triângulo Mineiro e início das operações de 65 projetos de
Reforços e Melhorias nos últimos 12 meses. Destaca-se que a receita de parte desses projetos de Reforços e
Melhorias energizados será habilitada na Revisão Tarifária Periódica (RTP) prevista para acontecer em 2028.
Esses eventos foram parcialmente compensados pela (i) variação entre as Parcelas de Ajuste das RAPs Ciclo 22/23 e
23/24; (ii) redução de encargos regulatórios incorporados à receita bruta; e (iii) maior incidência de Parcela Variável
(PV).
As deduções da receita bruta, que incluem tanto os tributos PIS e Cofins quanto encargos regulatórios (CDE e Proinfa),
que sofrem influência da participação dos consumidores livres, atingiram R$ 162,5 milhões no 4T23, diminuição de
10,3% em relação ao 4T22. Essa variação é explicada pela redução do consumo efetivo dos consumidores livres,
compensada parcialmente por maior incidência de PIS e Cofins, devido a maior receita de RBSE, que é tributado em
regime de lucro real.
A receita bruta consolidada acumulada em 2023 atingiu R$ 4.587,3 milhões, aumento de R$ 670,9 milhões (+17,1%)
em relação ao acumulado do ano anterior.
Na comparação trimestral, a receita líquida foi R$ 218,4 milhões maior (+24,5%) em relação ao mesmo período do
ano anterior, totalizando R$ 1.109,6 milhões. Em 2023, as deduções totalizaram R$ 601,9 milhões, 8,5% abaixo de
2022, dessa forma, a receita líquida no ano foi de R$ 3.985,4 milhões, 22,3% acima do período acumulado de 2022.
As principais variações na receita líquida estão apresentadas abaixo:
Receita Operacional
(R$ Milhões) 4T23 4T22 Var (%) 2023 2022 Var (%)
Receita de Uso da Rede Elétrica 1.257,9 1.062,9 18,4% 4.539,9 3.883,4 16,9%
RBSE 646,2 418,6 54,4% 2.129,9 1.482,7 43,7%
Contrato 059/2001 391,5 371,1 5,5% 1.538,5 1.414,2 8,8%
O&M Existente¹ 235,2 226,2 4,0% 929,1 883,8 5,1%
Reforços e Melhorias 156,3 144,9 7,9% 609,4 530,4 14,9%
Contratos Licitados 206,5 196,8 4,9% 825,1 700,6 17,8%
Parcela de Ajuste (PA) e Antecipações -14,2 -6,7 110,7% -58,2 24,8 n.a
Parcela Variável (PV) -19,8 0,8 n.a -59,1 -29,3 101,7%
Encargos Regulatórios 47,7 82,3 -42,0% 163,6 290,4 -43,7%
Outras 14,2 9,5 49,6% 47,5 33,0 43,8%
Receita Bruta 1.272,1 1.072,4 18,6% 4.587,3 3.916,4 17,1%
Deduções -162,5 -181,2 -10,3% -601,9 -657,6 -8,5%
Tributos e Contribuições sobre a Receita -113,8 -93,7 21,5% -400,4 -338,1 18,4%
Encargos Regulatórios -48,7 -87,5 -44,3% -201,6 -319,5 -36,9%
Receita Líquida 1.109,6 891,2 24,5% 3.985,4 3.258,8 22,3%
Consolidado

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Receita Líquida ex-RBSE
Na comparação com o mesmo período do ano anterior (4T22), a receita líquida (ex-RBSE) teve um aumento de R$
11,8 milhões (+2,3%). A receita líquida (ex-RBSE) acumulada no ano cresceu R$ 139,3 milhões (+7,3%) para R$
1.932,9 milhões. 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.
Custos e Despesas de O&M
O PMSO (gerenciável) foi de R$ 214,4 milhões no 4T23, aumento de 14,9% frente ao 4T22. Em 2023, totalizou R$
712,4 milhões, aumento de 14,1% comparado ao mesmo período do ano anterior. As principais variações do PMSO no
período foram:
Custos e Despesas de O&M
(R$ milhões) 4T23 4T22 Var (%) 2023 2022 Var (%)
Pessoal -107,0 -102,0 4,9% -386,0 -348,8 10,7%
Materiais -8,5 -8,4 1,8% -25,7 -23,6 8,7%
Serviços -75,3 -57,9 30,1% -209,1 -174,9 19,6%
Outros -23,7 -18,4 28,3% -91,6 -76,9 19,1%
PMSO (gerenciável) -214,4 -186,7 14,9% -712,4 -624,2 14,1%
Não recorrentes -3,1 -14,9 -79,1% -12,8 -9,9 29,8%
Entidade de Previdência Privada -5,9 -15,7 -62,2% -23,8 -62,9 -62,2%
PMSO -223,4 -217,3 2,9% -749,0 -697,0 7,5%
Contingências -7,6 -11,6 -34,7% -7,9 -11,1 -29,3%
Depreciação -169,8 -162,5 4,5% -668,0 -620,7 7,6%
Demais custos e despesas -177,4 -174,1 1,9% -675,9 -631,8 7,0%
Total -400,9 -391,3 2,4% -1.424,9 -1.328,8 7,2%
Consolidado
Receita Líquida – 4T23 vs 4T22
(R$ milhões) Receita Líquida – 2023 vs 2022
(R$ milhões)

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▼ Pessoal: (i) acordos coletivos assinados no segundo semestre de 2022 e de 2023; e (ii) aumento do quadro de
colaboradores para fazer frente ao crescimento da Companhia que, além dos projetos greenfield, energizou 65
projetos de reforços e melhorias nos últimos 12 meses. Esses efeitos foram parcialmente compensados pela
maior dedicação do quadro técnico a projetos de reforços e melhorias.
▼ Serviços: em função da ampliação do parque instalado houve (i) aumento na prestação de serviços de
manutenção em subestações e linhas de transmissão; (ii) maiores despesas relacionadas à segurança,
documentação e posse de propriedades da Companhia; (iii) maior despesa com deslocamento para atendimento
aos serviços de campo; além de fatores como maior despesa com consultorias de tecnologia da informação; e
gastos originados com a implementação e regularização da Companhia para atendimento da norma ISO 14.001.
▼ Outros: principalmente pelo aumento nos gastos com IPTU e seguros.
Considerando a redução de despesas não recorrentes e a da provisão referente a previdência privada (passivo atuarial
estimado em função de benefícios de previdência privada) sem efeito caixa, conforme CPC331
, o PMSO total no 4T23
foi de R$ 223,4 milhões, com aumento de 2,9% em relação ao mesmo período de 2022.
Encontra-se disposta abaixo a evolução da margem operacional, relação entre o PMSO a receita líquida ex-RBSE, que
se manteve em linha entre os anos de 2022 e 2023.
Os demais custos e despesas, que somam contingências e depreciação, totalizaram R$ 177,4 milhões (+1,9% vs.
4T22), variação explicada pelo aumento da depreciação por entrada em operação de novos empreendimentos. Com
isso, os custos e despesas com O&M totalizaram R$ 400,9 milhões no 4T23, 2,4% acima do registrado no 4T22.
Outras Receitas e Despesas Operacionais
A ISA CTEEP registrou despesa de R$ 51,8 milhões na rubrica “outras receitas e despesas operacionais” do 4T23,
aumento de R$ 24,2 milhões frente a despesa de R$ 27,6 milhões registrada no 4T22. A variação é explicada,
principalmente, pelo (i) 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; e (ii) penalidade aplicada pela ANEEL relacionada a processo de manutenção na subestação
Santo Angelo no valor de R$ 15,5 milhões no 4T23.
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. O aumento das despesas no período foi
compensado parcialmente pela atualização dos valores de precatórios a receber junto a Prefeitura de São José dos
Campos referentes à venda de terreno realizada em 2020.
1
Contabilização de planos de benefícios segundo o Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC)- Benefícios a empregados
Evolução Margem Operacional
(R$ milhões)

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EBITDA e MARGEM
O EBITDA do 4T23, totalizou R$ 826,7 milhões, com incremento de R$ 192,0 milhões (+30,3% vs 4T22). A margem
EBITDA, encerrou o trimestre em 74,5% (+3,3 p.p. vs 4T22).
A variação é explicada, principalmente, por:
▲ entrada em operação de projetos greenfield e de reforços e melhorias nos últimos 12 meses;
▲ reajuste inflacionário (IPCA) do ciclo tarifário 2023/2024;
▲ recomposição do recebimento do RBSE a partir do 3T23; e
▼ maior custo com desativação de ativos após investimentos em melhorias.
Em 2023, o EBITDA registrado foi de R$ 3.129,1 milhões, incremento de R$ 664,1 milhões (+26,9%), e margem
EBITDA de 75,6% (+2,9 p.p.), ambos na comparação com 2022.
O EBITDA da participação da ISA CTEEP nas empresas controlas em conjunto totalizou R$ 129,0 milhões no 4T23,
aumento de 19,0% em relação ao 4T22 (+R$ 20,6 milhões). Já em 2023, o valor totalizou R$ 591,8 milhões, um
incremento de R$ 234,1 milhões (+65,4%) quando comparado a 2022.
O crescimento do EBITDA da participação da ISA CTEEP nas empresas controladas em conjunto no período acumulado,
é reflexo, principalmente: (i) da entrada em operação dos projetos: Aimorés (maio/2022), Paraguaçu (julho/2022) e
Ivaí (novembro/2022), que no ano de 2023 tem um ciclo completo de RAP; e (ii) impacto positivo do reajuste
inflacionário (IPCA) do ciclo tarifário 2023/2024 e (iii) menor incidência de Parcela Variável por Indisponibilidade (PVI)
na IE Madeira, devido a provisão contabilizada no 4T22.
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$ 955,7
milhões no 4T23, com incremento de R$ 212,6 milhões (+28,6%) contra o mesmo período do ano anterior, e R$
3.720,9 milhões (+31,8%), adicionando R$ 898,2 milhões na comparação 2023 vs 2022.
EBITDA
Receita líquida 1.109,6 891,2 24,5% 3.985,4 3.258,8 22,3%
Custos e despesas (ex-depreciação) -231,0 -228,9 0,9% -756,9 -708,1 6,9%
Outras despesas e receitas (ex-amortização) -51,8 -27,6 87,7% -99,4 -85,6 16,1%
EBITDA 826,7 634,7 30,3% 3.129,1 2.465,0 26,9%
Margem EBITDA 74,5% 71,2% 3,3 p.p. 78,5% 75,6% 2,9 p.p.
Consolidado
EBTIDA
ISA CTEEP Consolidado 826,7 634,7 30,3% 3.129,1 2.465,0 26,9%
Controladas em Conjunto 129,0 108,4 19,0% 591,8 357,8 65,4%
IE Madeira (51%) 64,6 48,3 33,7% 291,2 249,8 16,6%
IE Garanhuns (51%) 18,0 14,9 20,6% 55,7 49,1 13,5%
IE Aimorés (50%) 11,5 11,2 2,8% 45,9 23,5 95,0%
IE Paraguaçu (50%) 17,7 15,3 15,5% 68,6 18,9 263,1%
IE Ivaí (50%) 17,1 18,6 -7,9% 130,5 16,5 691,1%
Total 955,7 743,1 28,6% 3.720,9 2.822,8 31,8%
Consolidado + Controladas em Conjunto

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Resultado Financeiro
O resultado financeiro do 4T23 foi uma despesa líquida de R$ 180,5 milhões, R$ 25,5 milhões (+16,5%) maior em
comparação ao 4T22. O resultado reflete, principalmente:
▲ maior volume de aplicações financeiras;
▼ aumento da posição de dívida bruta com crescimento das despesas com juros e encargos financeiros, que
apresentaram alta de R$ 21,7 milhões (12,1%) no 4T23;
▼ evolução do IPCA, indexador de 69,7% da dívida da Companhia, que, no 4T23, foi de 0,8% (vs. 0,7% no 4T22).
Destaca-se que, para fins contábeis que o 4T considera a inflação dos meses de setembro a novembro. A evolução do
IPCA, em conjunto com o aumento da dívida bruta e da maior parcela da dívida indexada à inflação, impactou a variação
monetária, que totalizou despesa de R$ 48,9 milhões no 4T23.
Equivalência Patrimonial
O resultado da equivalência patrimonial foi positivo em R$ 89,6 milhões no 4T23, R$ 44,3 milhões (+97,8%) maior que
o registrado no 4T22. No ano de 2023, o resultado da equivalência patrimonial cresceu 175,1%, aumento de R$ 196,8
milhões. A variação deve-se principalmente, ao melhor resultado da IE Madeira e a energização de projetos ao longo
de 2022 – Aimorés (maio/2022), Paraguaçu (julho/2022) e Ivaí (novembro/2022) – e a atualização da RAP pelo IPCA
para o ciclo 2023/2024. Abaixo, segue as principais aberturas por empresa:
IE Madeira
Apresentou receita de R$ 58,2 milhões no 4T23, aumento de 146,7% (R$ 34,6 milhões) em relação ao 4T22. No
acumulado do ano de 2023, o resultado cresceu 45,1%. O aumento é explicado, principalmente, pelo (i) crescimento
da receita operacional líquida, 26,7% no trimestre (+32,1 milhões) e 17,5% no ano (+R$ 96,0 milhões), devido ao
reajuste da RAP pelo IPCA a partir de julho/2023 e menor incidência de Parcela Variável por Indisponibilidade (PVI) em
2023; e (ii) venda de crédito de ICMS-CIAP (+R$ 36,6 milhões).
IE Garanhuns
Apresentou receita de R$ 14,0 milhões no 4T23, com aumento de R$ 3,3 milhões (+30,5%) em relação ao mesmo
período do ano anterior. No período acumulado do ano, o crescimento da receita de Garanhuns foi de 22,2% (R$ 7,1
milhões) quando comparado com 2022. O desempenho é explicado, principalmente, pelo reajuste do ciclo tarifário pelo
IPCA do período e pela RTP ocorrida em junho de 2022, que apresentou um índice de reposicionamento real de 9,73%
para RAP da concessionária.
Receita Financeira 74,0 61,0 21,4% 222,1 169,2 31,2%
Rendimento de aplicação financeira 72,0 46,6 54,4% 201,6 147,9 36,3%
Outros 2,1 14,4 -85,7% 20,5 21,4 -4,0%
Despesa Financeira -254,6 -216,0 17,9% -1.043,4 -982,8 6,2%
Juros e encargos sobre empréstimos -200,9 -179,2 12,1% -770,1 -666,3 15,6%
Variação Monetária -48,9 -31,1 57,4% -247,4 -284,0 -12,9%
Outras -4,8 -5,7 -16,4% -25,8 -32,4 -20,3%
Total -180,5 -155,0 16,5% -821,3 -813,6 0,9%
Consolidado
Equivalência Patrimonial
IE Madeira (51%) 58,2 23,6 146,7% 170,9 117,8 45,1%
IE Garanhuns (51%) 14,0 10,8 30,5% 39,1 32,0 22,3%
AIE (50%) 17,4 10,9 58,6% 99,3 -37,4 n.a
IE Aimorés 9,5 7,0 34,4% 35,8 15,3 133,9%
IE Paraguaçu 13,9 8,7 59,3% 53,3 11,2 376,7%
IE Ivaí -6,0 -4,8 24,7% 10,2 -63,8 n.a
Total 89,6 45,3 97,8% 309,2 112,4 175,1%
Consolidado

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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$ 17,4 milhões no 4T23, com aumento de R$ 6,4 milhões em relação ao mesmo período do
ano anterior. No acumulado do ano, os projetos apresentaram receita de R$ 99,3 milhões frente à despesa de R$ 37,4
milhões registrada em 2022. A variação deve-se a energização dos três projetos ao longo de 2022 e a redução das
despesas financeiras da IE Ivaí devido à desaceleração do IPCA compensados, parcialmente, pela contabilização da
multa por atraso da entrada em operação da IE Ivaí no montante de R$ 24,6 milhões (ponderado pela participação da
ISA CTEEP).
IRPJ e CSLL
A Companhia registrou receita de R$ 351,1 milhões com imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido
(“IR/CSLL”) no 4T23, incremento de R$ 332,1 milhões em relação a receita de R$ 19,0 milhões contabilizada no mesmo
período do ano anterior. O aumento da receita no trimestre é explicado pelo volume do benefício tributário sobre o
pagamento de Juros Sobre Capital Próprio (“JCP”) reconhecido no 4T23. Em dezembro de 2023 foi anunciado o
montante de R$ 1.452,2 milhões de JCP, frente aos R$ 700,0 milhões anunciados no 4T22 (+107,5%).
No ano de 2023 foi contabilizada receita de R$ 44,5 milhões, frente a despesa de R$ 148,6 milhões registrada no ano
anterior, incremento de R$ 193,2 milhões. No ano, a taxa efetiva de imposto de renda apurada no foi positiva em 2,3%,
diante da taxa de 13% registrada em 2022. A variação da taxa efetiva consolidada deve-se basicamente: (i) ao maior
volume do benefício tributário sobre o pagamento de JCP na Controladora, (ii) maior representatividade da equivalência
patrimonial no resultado consolidado e (iii) maior representatividade do resultado de empresas controladas de lucro
presumido após a entrada em operação de projetos ao longo do ano.
¹ adições e exclusão à base tributável.
² (C) = (B) / (A)
IRPJ|CSLL
Corrente 349,2 97,9 256,6% -64,5 -114,5 -43,6%
Diferido 1,9 -78,9 n.a 109,1 -34,1 n.a
Total 351,1 19,0 1748,2% 44,5 -148,6 n.a
Consolidado
Apuração IRPJ | CSLL
(R$ milhões) Controladora Controladas Consolidado
Regime Tributário Lucro Real Lucro Presumido -
(A) Lucro antes do IRPJ/CSLL 1.870,6 400,8 1.949,0
(+/-) Ajustes¹ -2.081,5 - -
Juros sobre Capital Próprio -1.452,2 - -
Equivalência patrimonial controladas 100% -373,5 - -
Equivalência patrimonial controladas em conjunto -309,2 - -
Outros 53,5 - -
(=) Base/resultado tributável -210,9 400,8 -
Alíquota Nominal -34% - -
(B) IRPJ e CSLL 71,7 -27,4 44,4
(C) ² Alíquota Efetiva 3,8% -6,8% 2,3%
Exercício Social 2023

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Lucro Líquido¹
Liderado pelo incremento da receita líquida e pelo resultado das controladas em conjunto, o lucro líquido cresceu R$
537 milhões (+147,7%) para R$ 900,6 milhões no 4T23. O lucro líquido acumulado no ano, também registrou
crescimento de 107,3%, saindo de R$ 936,9 milhões para R$ 1.942,3 milhões, incremento de R$ 1.005,4 milhões.
¹ ajustado pela participação do acionista não controlador.
Comparativo de Resultados (Regulatório vs. IFRS)
O resultado IFRS registrou lucro líquido de R$ 1.021,4 milhões no 4T23, R$ 478,8 milhões (+88,3%) a mais que o
registrado no 4T22. Já no ano de 2023, apresentou lucro líquido de R$ 2.841,1 (+25,6% vs 2022). 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:
Lucro Líquido¹ 2023 vs 2022
(R$ milhões)
Lucro Líquido¹ 4T23 vs 4T22
(R$ milhões)
Demonstração de Resultado IFRS
(R$ milhões)
Demonstração de Resultado
Receita Operacional Líquida 1.688,0 1.231,8 37,0% 6.215,5 5.450,6 14,0%
Custos dos Serviços de Implementação da infraestrutura,
operação e manutenção e de serviços prestados
-787,2 -603,9 30,3% -2.500,6 -2.170,9 15,2%
Lucro Bruto 900,8 627,9 43,5% 3.714,9 3.279,6 13,3%
Receitas e Despesas Operacionais 13,6 -52,2 -126,0% 227,7 210,7 8,1%
Lucro antes das receitas e despesas financeiras e dos
impostos sobre o lucro
914,4 575,6 58,8% 3.942,6 3.490,3 13,0%
Resultado Financeiro -180,6 -155,1 16,4% -821,6 -812,2 1,2%
Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 733,8 420,5 74,5% 3.121,0 2.678,1 16,5%
Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro 304,1 139,9 117,3% -228,6 -358,3 -36,2%
Lucro/Prejuízo Consolidado 1.037,9 560,4 85,2% 2.892,4 2.319,8 24,7%
Participação do Acionista não Controlador -16,5 -17,9 -7,9% -51,2 -57,5 -10,9%
Lucro/Prejuízo 1.021,4 542,5 88,3% 2.841,1 2.262,2 25,6%
Consolidado

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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.
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.
Segue o cálculo do EBITDA na contabilidade IFRS de acordo com a Resolução CVM 156/22:
(R$ milhões) 4T23 4T22 2023 2022
(=) Lucro Líquido IFRS 1.021,4 542,5 2.841,1 2.262,2
(+) Particip. do Acionista não controlador 16,5 17,9 51,2 57,5
(+) IRPJ/CSLL -304,1 -139,9 228,6 358,3
(+) Equivalência Patrimonial -110,5 -56,3 -489,3 -510,9
(+) Resultado Financeiro 180,6 155,1 821,6 812,2
(+) Depreciação/Amortização 5,8 7,2 24,9 27,5
(=) EBITDA IFRS 809,7 526,6 3.478,1 3.006,9
(-) Equivalência Patrimonial 110,5 56,3 489,3 510,9
(=) EBITDA IFRS CVM 156/2022 920,2 582,9 3.967,4 3.517,8
Consolidado
Lucro Líquido¹ 4T23 - Regulatório vs IFRS
(R$ milhões)
Lucro Líquido¹ 2023 - Regulatório vs IFRS
(R$ milhões)

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Segue o cálculo do EBITDA na contabilidade Regulatória a partir do EBITDA CVM 156/22:
Consolidado
EBITDA IFRS (CVM 156/22) 920,2 582,9 57,9% 3.967,5 3.517,8 12,8%
(-) Receita de implementação da infraestrutura -862,6 -511,0 68,8% -2.575,0 -1.950,3 32,0%
(-) Remuneração dos ativos de concessão -692,0 -598,8 15,6% -3.025,1 -2.834,3 6,7%
(-) Ganho de eficiência na implementação da infraestrutura 7,8 54,4 -85,7% -46,8 -24,0 94,7%
(-) Receita de O&M -339,0 -374,8 -9,5% -1.333,2 -1.432,5 -6,9%
(+) Receita de uso da rede elétrica 1.257,9 1.062,9 18,4% 4.539,9 3.883,4 16,9%
(+) Outras receitas 4,0 2,2 83,9% 10,9 9,0 20,9%
(+) PIS e COFINS diferidos 45,5 24,7 84,4% 199,2 156,8 27,0%
(+) Custo de implementação da infraestrutura 617,5 476,9 29,5% 1.942,9 1.708,6 13,7%
(-) Custo de O & M 15,8 -4,3 n.a 28,7 16,8 70,3%
(-) Despesas gerais e administrativas 1,9 -0,6 n.a 4,0 2,4 65,6%
(-) Equivalência patrimonial -20,9 -11,1 89,2% -180,1 -398,5 -54,8%
(-) Outras receitas (despesas) operacionais -39,8 -23,3 70,5% -98,2 -76,2 28,9%
EBITDA REGULATÓRIO (CVM 156/22) 916,3 679,9 34,8% 3.438,3 2.577,3 33,4%
(-) Equivalência Patrimonial -89,6 -45,2 98,0% -309,2 -112,4 175,2%
EBITDA REGULATÓRIO 826,7 634,7 30,3% 3.129,1 2.465,0 26,9%

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ENDIVIDAMENTO
A dívida bruta da Companhia atingiu o montante de R$ 9.268,7 milhões em 31 de dezembro de 2023, aumento de R$
1.227,0 milhões (+15,3%) em relação ao saldo em 31 de dezembro de 2022, e incremento de 2,1% em relação ao
trimestre anterior R$ 9.073,8. Esse aumento se deve principalmente às novas captações para recompor o caixa e fazer
frente aos investimentos da Companhia: (i) 13ª emissão de debêntures no montante de R$ 550 milhões realizada no
1T23; (ii) R$ 105,0 milhões junto ao BNDES, realizada no 3T23, e (iii) captação da 14ª emissão de debêntures no
montante de R$ 1.900,0 milhões no 4T23. Essas captações alongaram o perfil da dívida, e reduziram seu custo médio
nominal para 11,06% no 4T23 (vs 11,79% no 3T23).
No período, a Companhia também realizou o pré-pagamento das notas promissórias (indexadas ao CDI) com
amortização de R$ 1.615,4 milhões. Com isso, a parcela do endividamento da Companhia indexada ao IPCA cresceu
para 69,7% (50,9% no 3T23).
As disponibilidades da ISA CTEEP e suas empresas 100% controladas, totalizavam R$ 1.772,0 milhões no fim do 4T23,
com aumento de R$ 528,2 milhões (+42,5%) vs 4T22. Ao excluir as disponibilidades das empresas não consolidadas,
a dívida líquida da Companhia atingiu R$ 7.908,2 milhões em dezembro de 2023 contra R$ 7.156,9 milhões em
dezembro de 2022 (+10,5%).
Os covenants e as exigências estabelecidas em todas as emissões estão sendo devidamente cumpridos pela Companhia.
O covenant mais restritivo da Companhia válido de 2024 em diante é o indicador Dívida Líquida/EBITDA de 3,0x
contratado no financiamento com BNDES, cujo montante total é de R$ 601,8 milhões. O índice de alavancagem
gerencial utilizado pela Companhia considera a metodologia de cálculo do BNDES, sendo Dívida Líquida/EBITDA de
2,39x no 4T23, redução frente aos 2,92x registrados no 4T22.
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 subsidiárias controladas 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.
A redução observada no custo médio da dívida deve-se, principalmente, às reduções de 117 bps no IPCA dos últimos
12 meses, e de 200 bps no CDI anualizado, que foi de 11,75% em 31 de dezembro de 2023. Considerando o IPCA
acumulado dos últimos 12 meses, o custo médio real (*)
da dívida é 6,16% representando diminuição de 45 bps (vs
6,61% no 4T22). O prazo médio da dívida consolidada da Companhia em 31 de dezembro de 2023 era de 7,9 anos,
em dezembro de 2022 era de 6,4 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
31/12/2023
Cronograma de Amortização da Dívida Bruta
(R$ milhões)
Empréstimos e Financiamentos
R$ (milhões)
Dívida Bruta³ 9.268,7 8.041,7 15,26%
Curto Prazo 652,9 181,0 260,7%
Longo Prazo 8.615,8 7.860,7 9,6%
Disponibilidades Consolidadas 1.772,0 1.243,8 42,46%
ISA CTEEP e Controladas 1.360,5 884,8 53,8%
Subsidiárias não consolidadas¹ 411,6 359,0 14,6%
Dívida Líquida² 7.908,2 7.156,9 10,5%
31/12/2023 31/12/2022 Var (%)

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INVESTIMENTOS
A ISA CTEEP, suas empresas controladas e empresas controladas em conjunto investiram R$ 617,5 milhões no 4T23,
incremento de R$ 132,5 milhões em relação ao 4T22 (+27,3%). A variação é explicada pelo investimento de R$ 435,9
milhões em reforços e melhorias, montante recorde destinado a esse tipo de projeto. Este aumento foi compensado
parcialmente pela redução do investimento em projetos greenfield (-8,3%) que, em 2022, possuía mais projetos em
fase final de construção e, portanto, recebiam mais aportes de recursos do que no ano de 2023.
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$ 1.220,3 milhões em reforços e
melhorias em 2023, aumento de R$ 395,7 milhões (+48,0%) em
relação a 2022. Entre 2019 e 2023, o investimento nesses
projetos apresentou taxa de crescimento anual composta
(CAGR) de 74,0%.
Em 2023, a Companhia substituiu 1.924 equipamentos, ante
1.112 no mesmo período do ano passado, o que representa um
crescimento de 73,0%. 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 cerca de R$ 5 bilhões de investimentos em projetos já autorizados pela ANEEL e que serão
realizados nos próximos 5 anos. 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.
CAGR:
Investimento em Reforços e Melhorias
(R$ milhões)
Investimento em Projetos – 4T23 vs 4T22
(R$ milhões)
Investimento Autorizado para Reforços e Melhorias
R$ 5 bilhões

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Investimentos em Projetos Greenfield
A seguir, apresentamos as informações dos projetos em construção:
Em 2023, a Companhia investiu R$ 846,7
milhões em empreendimentos que foram
licitados em leilões de transmissão, redução de
R$ 257,4 milhões (-23,3%) em relação a 2022,
devido a fase inicial de construção das novas
obras.
Em 2023 a ISA CTEEP energizou os projetos de
Itaúnas e Triângulo Mineiro, passando a
receber suas respectivas RAPs de R$ 65,9
milhões e R$ 42,1 milhões. 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, energizou 9 projetos
controlados 100% pela ISA CTEEP com
eficiência média de CapEx de 35% 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 4T23 -10 373,6 -4,1%
1 Ivaí Operacional 022/2017 IE Ivaí 968,2 181,3 4T19 1T23 -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 11 124,1 52,9%
1 Biguaçu Operacional 012/2018 IE Biguaçu 641,4 49,5 1T21 3T22 13 462,8 38,4%
1 Minuano Em Obras 001/2020 Evrecy 681,6 48,3 3T22 - - 464,8 -
6 Três lagoas Operacional 006/2020 IE Tibagi 98,8 5,8 2T21 2T22 12 87,3 21,9%
7 Triângulo Mineiro Operacional 007/2020 IEMG 553,6 42,1 1T22 3T23 20 498,2 26,9%
001/2020
(dez/2020)
7 Riacho Grande Em Obras 005/2021
IE Riacho
Grande
1.140,6 85,1 3T23 - - 179,8 -
3 Piraquê
Licenciamento
Ambiental
008/2022 ISA CTEEP 3.653,6 313,5 3T24 - - 355,3 -
6 Jacarandá
Licenciamento
Ambiental
011/2022 IE Jaguar 8 232,3 14,7 3T24 - - 23,3 -
1 Serra Dourada
Licenciamento
Ambiental
006/2023 ISA CTEEP 3.157,0 283,8 2T26 - - 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 1T24 - - 0,0 -
4.483,2 644,8 - - 2 3.923,1 25,1%
2.536,0 348,8 - - 7 2.341,7 34,7%
1.393,6 296,0 - - -3 1.581,3 4,5%
11.301,6 971,8 - - - 1.023,2 -
15.784,7 1.616,6 - - 2 4.946,3 25,1%
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)
Eficiência
CapEx Real
(vs ANEEL)
Antecip.
(meses)
CapEx ISA
CTEEP até
31/12/2023
(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
Investimento em projetos Greenfield
(R$ milhões)
CAGR

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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: 31/12/2023
Desempenho das ações
As ações ordinárias (TRPL3) e preferenciais (TRPL4) da ISA
CTEEP encerraram o quarto trimestre de 2023 cotadas a R$
35,45 e R$ 26,50 respectivamente. Esses valores representam
valorizações de 22,5% e 15,2%, respectivamente, comparadas
com os respectivos fechamentos do 4T22. Neste mesmo
período, o IEE e o Ibovespa, apresentaram valorizações de
20,7% e 22,3%, respectivamente. Com isso, a ISA CTEEP
encerrou 2023 com valor de mercado de R$ 19,8 bilhões,
aumento de R$ 3,07 bilhões (18,4%) em relação ao final de
2022.
Ao longo do 4T23, o incremento observado no volume médio
de negociação diário “ADTV” (Average Daily Traded Volume)
das ações preferenciais, gerou reflexos positivos no índice de
negociabilidade da ação, que terminou 2023 como a 78ª ação
mais negociada na bolsa de valores brasileira “B3”, avançando
17 posições no ano.
¹ calculado a partir do preço de fechamento das ações no período | ² Volume
diário médio de negociações diárias (ADTV)
A melhora do índice de negociabilidade credenciou as ações preferenciais da Companhia a retornarem ao Ibovespa,
principal indicador de desempenho das ações mais negociadas na B3, 10 anos após sua última participação. Dessa
forma, as ações TRPL4 passaram a compor a carteira do Ibovespa que está vigente ente entre os meses de janeiro e
abril de 2024.
Além do Ibovespa, as ações preferenciais da Companhia 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, o Índice Dividendos (IDIV), o Índice de Governança Corporativa Diferenciada (IGCT), Índice de
Energia Elétrica (IEE) e Índice de Sustentabilidade Empresarial (ISE). Além dos índices mencionados, a ISA CTEEP foi
selecionada para compor o Índice Bovespa Smart Dividendos (IBSD) novo índice da B3 em parceria com a Nu invest,
cujo objetivo é reunir ativos que se destacam em termos de remuneração aos investidores.
Atualmente, as ações da ISA CTEEP são acompanhadas por 17 diferentes corretoras (research) locais e internacionais.
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)
4T23 4T22 Var %
Valor de Mercado¹ (R$ bilhões) 19,8 16,7 18,4%
TRPL3
Volume médio/dia (ações) 3.270 2.432 34,5%
Volume financeiro médio/dia -
ADTV (R$ mil)
106 74 42,9%
Cotação Média (R$/ação) 31,7 29,9 6,2%
Preço de fechamento (R$) 35,45 28,95 22,5%
TRPL4
Volume médio/dia (mil ações) 4.297 2.208 94,6%
Volume financeiro médio/dia -
ADTV (R$ mil)
73.605 51.083 44,1%
Cotação Média (R$/ação) 23,9 23,2 3,0%
Preço de fechamento (R$) 26,50 23,00 15,2%
Mercado de Capitais

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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).
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, com a possibilidade de
pagamento de dividendos intercalares, sempre garantindo que o provento seja igual ou superior ao mínimo obrigatório.
Em 08 de dezembro de 2023, o Conselho de Administração aprovou pagamento de juros sobre capital próprio (JCP)
com base no lucro registrado no exercício social de 2023 no montante de R$ 1.452.233.489,33, montante que
corresponde a R$ 2,204083 por ação. As ações passaram a ser negociadas ex-direito (“Data Ex”) a partir do dia 14 de
dezembro de 2023 e o pagamento foi definido em duas parcelas: (i) R$ 160.000.586,01 em 15 de janeiro de 2024; e
(ii) R$1.292.232.903,32 até 10 de abril de 2024. Desta forma, o payout do ano 2023 foi de 75%.
¹ disposição anual de proventos regime competência, conforme exercício social base de distribuição
² considera a competência de exercício social e proventos pagos da reserva
janeiro-23 160.0 0.242835
abril-23 1,292.2 1.961248
TOTAL 1,452.2 2.204083
Resultado do
Exercício Social
de 2023
Juros Sobre
Capital Próprio
("JCP")
R$ / Ação
Tipo de
Provento
Data de
Deliberação
Data
Pagamento
Volume
(R$ milhões)
Base de
Distribuição
dezembro-23
Histórico de Distribuição de Proventos¹
R$ milhões
Evolução TRPL3 x TRPL4 x Ibovespa x IEE – 2023
(base 100)

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SUSTENTABILIDADE | Desempenho Ambiental, Social e Governança (ASG)
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 quarto 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
Selo Ouro no Inventário de Emissões
Pelo 4° ano consecutivo, ISA CTEEP conquista Selo Ouro em seu inventário de emissões de gases
de efeito estufa, conforme do Programa Brasileiro GHG Protocol (PBGHG). A partir da publicação
voluntária do inventário, a Companhia realiza o plano de gestão e redução contínua das emissões
em suas operações.
ISA CTEEP marca presença na COP28
Durante a 28ª edição da Conferência Anual das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas,
realizada em Dubai, a ISA CTEEP firmou com o Governo do Estado de São Paulo, por meio da
Secretaria de Meio Ambiente, Infraestrutura e Logística (Semil), um protocolo de intenções
para conservação e formação de corredores ecológicos no estado. A iniciativa tem a finalidade
de conjugar esforços para identificar oportunidades de desenvolvimento de projetos de
conservação de vegetação nativa em biomas como a Mata Atlântica e o Cerrado.
Mês da onça-pintada
Durante o mês em que é celebrado o Dia Internacional da Onça Pintada (29 de novembro), a
ISA CTEEP realizou diversas ações conscientização em prol da conservação ambiental, envolvendo voluntariado,
workshops e palestras realizadas por aliados do Programa Conexão Jaguar. A empresa também é a patrocinadora master
do filme “Diário de Uma Onça”, em uma parceria com o Onçafari, que estreou no Globoplay em dezembro/23.
Destaques Sociais
Encontro pela Vida
Com o objetivo de promover a saúde e a segurança em toda a cadeia de valor, a ISA CTEEP
reuniu em outubro cerca de 250 fornecedores e parceiros para reforçar a importância da
cultura de segurança e o compromisso inegociável com a vida de todos os colaboradores
próprios e terceiros. O evento contou com reconhecimento e premiação do “Capacete de
Ouro” aos fornecedores que foram referência em segurança no primeiro semestre.
Formatura de Mulheres Eletricistas
No mês de novembro, em parceria com a Escola SENAI “Jorge Mahfuz” foi realizada a formatura do
Projeto Mulheres Eletricistas. Além do curso de qualificação de eletricista instaladora, as formandas
concluíram os cursos de NR-10, SEP e Drones, que as qualificam para oportunidades profissionais
no setor elétrico.
Campanha de Doação de Sangue 2023
Em celebração Dia Nacional do Doador de Sangue (25 de novembro), foi realizada uma campanha de doação de sangue
em colaboração com o Hospital Beneficência Portuguesa de São Paulo. Participaram desta ação mais de 80 voluntários
que, com esse gesto, doaram 67 bolsas de sangue com potencial de salvar até 268 vidas.

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Ação voluntária de revitalização em Heliópolis
Mais de 30 colaboradores realizaram uma ação voluntária em EMEI Joaquim Antonio da
Rocha, em Heliópolis - SP, impactando positivamente a vida de 150 crianças. A atividade,
em parceria com o Instituto Esporte e Educação, contemplou a revitalização da quadra,
atividades esportivas e sensibilização sobre a preservação da onça-pintada.
Destaque de Governança
Ação Coletiva de Integridade do Setor de Energia
Em compromisso com a adoção das melhores práticas do mercado para a promoção da ética e do compliance, a ISA
CTEEP aderiu voluntariamente à Ação Coletiva de Integridade do Setor de Energia Elétrica, promovido pelo Pacto Global
da Organização das Nações Unidas (ONU) no Brasil, em celebração ao Dia Internacional contra a Corrupção (09/12). A
iniciativa tem entre seus objetivos mobilizar os diversos agentes na construção de ambiente ético e saudável, estimular
a concorrência leal e promover os princípios fundamentais da conduta ética e transparente nas relações público-
privadas.
Conferência Ethos 360°
No principal evento de Responsabilidade Social Empresarial da América Latina, a
Conferência Ethos 360º, a ISA CTEEP foi representada pelo Diretor de Auditoria e
Compliance, Nicolas Genoni, no fórum de lideranças empresariais sobre a
construção de sociedades pacíficas e inclusivas, com o objetivo de promover uma
reflexão sobre o papel que os líderes desempenham nas organizações onde atuam
e o poder transformação em sua esfera de influência.
Indicadores ESG
Ambiental*
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.
As perdas de gás SF₆ apresentaram reduções de 32% no 4T23 e 22% no resultado acumulado do ano. O resultado
reflete ações realizadas durante o ano pela área de manutenção, como reforço nas ações preventivas para eliminação
de possíveis vazamentos em médio e longo prazo, desenvolvimento de soluções com foco nos ativos que apresentaram
maior índice de perdas do gás, o que, além de reduzir significativamente as emissões, proporcionou ganhos de menor
indisponibilidade e um controle mais rígido da performance dos ativos.
A norma internacional IEC 62271-20, estabelece como perdas máximas de gás SF₆ a taxa de 0,5% sobre o parque
instalado em operação. Em 2023 as perdas de SF₆ da ISA CTEEP representaram 0,28% do parque instalado em
operação.
Consumo de água e energia
Com relação ao consumo de energia, houve um aumento de 5% no consumo anual, que é justificado pela energização
de novos projetos em 2023 e diversos projetos de reforços e melhorias que envolvem obras estruturais nos ativos em
operação. Já em relação no consumo de água nas instalações e escritórios, houve reduções de 21% no 4T23 e de 32%
no resultado acumulado do ano.

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*
os dados do 4T23 podem sofrer ajustes até a auditoria externa que será concluída no primeiro trimestre de 2024.
Social
Saúde e Segurança do Trabalho (SST)
No quarto trimestre a ocorreram dois acidentes com
colaboradores terceiros, sendo um com afastamento e
um sem afastamento. Com isso, a Companhia
encerrou 2023 com 6 acidentes registrados (-80% vs
2022) cuja totalidade envolveu colaboradores terceiros
e nenhum acidente foi fatal.
Esse resultado é fruto do conjunto de ações realizadas
em prol da Saúde e Segurança, como parte do
programa Conectados com a Vida.
Também foram realizados treinamentos, campanhas
de segurança com empresas contratadas, simulados
de emergência, e diversos cursos, reafirmando o
compromisso inegociável com a segurança.
¹alterado o número de acidentes do terceiro trimestre com colaboradores terceiros de 3 para 2, devido a desclassificação de um acidente registrável no TRIF, por parte
do Grupo ISA.
Diversidade**
O Programa Outros Olhares norteia as estratégias e ações da Companhia para a promoção de um ambiente diverso e
inclusivo e estabelece quatro grupos de afinidade voltados para cada um dos pilares do programa: equidade de gênero,
étnico-racial, LGBTI+ e Pessoas com Deficiência “PcD”. Norteado pela Política de Diversidade da empresa, o programa
promove a adesão a compromissos voluntários, processos seletivos afirmativos e inclusivos, treinamento para as
lideranças e colaboradores(as) e ações de sensibilização.
No último trimestre de 2023 foram lançados os programas de trainee e estágio com uma nova proposta para o processo
de recrutamento e seleção nos programas porta de entrada, com objetivo de promover, pelo menos, 50% de
diversidade nesses programas. Com relação à diversidade de gênero, a participação feminina cresceu em 3 p.p em
cargos de liderança e reflete um incremento de 2 p.p no quadro efetivo total em comparação ao mesmo período do
ano anterior.
Diversidade no Quadro de Colaboradores
Diversidade de Gênero (%)
1
considera o consumo de energia proveniente exclusivamente da concessionária | 2
considera o consumo de água proveniente de distribuidora e poço tubular.
Acidentes sem afastamento
Próprios 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Terceiros 5 1 -100,0% 12 3 -100,0%
Acidentes com Afastamento
Próprios 1 0 -100,0% 3 0 -100,0%
Terceiros 2 1 100,0% 14 3 -77,8%
N.A. N.A.
Acidentes com óbitos
Próprios 1 0 -100,0% 1 0 -100,0%
Terceiros 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Total 1 0 -100,0% 1 0 -100,0%
Total de acidentes 9 2 -77,8% 30 6 -80,0%
Taxa de frequência de acidentes
Próprios 3,0 0,0 -100,0% 1,5 0,0 -100,0%
Terceiros 4,4 1,3 -71,6% 4,5 1,0 -77,6%
2022
Var
(%)
Categoria / Colaboradores 4T23
4T22
Var
(%)
2023

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Com relação ao indicador de diversidade étnico-racial, atualmente há 27% de negros no quadro de colaboradores da
Companhia, o que representa um aumento de 4 p.p em relação ao ano de 2022.
Diversidade no Quadro de Colaboradores
Diversidade Étnico-racial (%)
¹ Diretores estatutários e Presidente
² Diretores empregados, Gerentes e Coordenadores
³ Especialistas e demais cargos, exceto Conselheiros, Aprendizes e Estagiários
**
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 13 relatos, 28% a menos em
comparação ao 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 Comitê de Ética, responsável
pela aplicação do balanço de consequências e planos de ação. O Canal de Linha
Ética da ISA CTEEP é intensamente divulgado em diversos veículos de
comunicação da Companhia, seja através website, intranet e outros formatos
digitais e nos materiais impressos.
Durante o último trimestre, a área de Compliance realizou diversos
treinamentos e sensibilizações em encontros presenciais em diversas
localidades, reforçando temas relacionados a comportamento adequado e princípios éticos, como o respeito, integridade
e compromisso com a vida.
Conformidade Ambiental
A ISA CTEEP recebeu no final do trimestre uma multa não significativa¹, em decorrência do possível não cumprimento
de uma condicionante de licenciamento ambiental e uma sanção não monetária, relacionada a limpeza na faixa de uma
linha de transmissão. Ambos os casos foram emitidos pelo Instituto do Meio Ambiente do Mato Grosso do Sul (IMASUL).
A Companhia apresentou as defesas e aguarda análise e julgamento.
¹multa não significativa: Sanções por não conformidade ambiental (valor inferior a US$10 mil).

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EVENTOS DO PERÍODO
14ª emissão de debêntures
Em 25 de 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$ 1,9 bilhão, 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$1.116.214.000,00 para a segunda série, com vencimento de 15/10/2038 e custo de IPCA + 6,4364% a.a. Clique
aqui para acessar os documentos da oferta. Clique aqui para maiores detalhes.
Resgate Antecipado de Notas Promissórias
Em 27 de novembro de 2023, a ISA CTEEP realizou o resgate antecipado facultativo total das Notas Promissórias
comerciais de sua 8ª emissão, no valor final de R$ 1.615.411.492, equivalente a integralidade do Valor Nominal Unitário,
acrescido (i) da Remuneração das Notas Promissórias, desde a emissão até a data do efetivo pagamento, e (ii) de
prêmio equivalente a 0,20% ao ano pelo prazo remanescente de aproximadamente 6 meses das Notas Promissórias,
calculado de acordo com a fórmula constante das Cártulas das Notas Promissórias, e demais encargos devidos. Clique
aqui para acessar detalhes.
Entrada em Operação Integral da IE Itaúnas
Em 28 de novembro de 2023, o projeto Itaúnas (contrato 018/2017), que havia iniciado a operação parcial em março
de 2023, entrou em operação de forma integral, após a energização do Compensador Estático da SE João Neiva 2. A
IE Itaúnas é subsidiária 100% ISA CTEEP localizada nos municípios de Itaúnas e Viana, no Espírito Santo. O projeto
refere-se ao empreendimento do lote 21 da 2ª etapa do leilão de transmissão 013/2015, realizado em outubro de 2016.
O investimento realizado foi de aproximadamente R$ 370 milhões e a RAP do empreendimento é de R$ 65,0 milhões
(ciclo tarifário 2023/2024). Clique aqui para acessar o comunicado ao mercado. Veja o vídeo do projeto.
Decisão do Tribunal de Contas da União – Subestação Centro (CTR)
Os ministros do Tribunal de Contas da União, em sessão de julgamento realizada em 29 de novembro de 2023, tomaram
decisão desfavorável à Companhia e deram procedência ao recurso interposto pela ANEEL, modificando sua decisão
prévia de invalidar a relicitação da Subestação Centro da ISA CTEEP, objeto do lote 6 do leilão 02/2022, realizado em
16 de dezembro de 2022. A Companhia terá direito ao reequilíbrio econômico-financeiro garantido à Companhia via
indenização. Clique aqui para maiores detalhes.
Aprovação de pagamento de Juros sobre Capital Próprio
Em 08 dezembro de 2023, o Conselho de administração aprovou pagamento de Juros sobre Capital Próprio (JCP)
relativos ao exercício social no montante de R$ 1.452.233.489,33 correspondente a R$ 2,204083/ação, pagos em duas
parcelas, sendo: (i) R$ 160.000.586,01 realizado em 15 de janeiro de 2024; e (ii) R$1.292.232.903,32 até 10 de abril
de 2024. Clique aqui para maiores detalhes.
Renúncia do Presidente e Membro do Conselho de Administração
Em 28 de dezembro de 2023, a Companhia anunciou aos seus acionistas e ao mercado em geral que, o Presidente e
Membro Efetivo do Conselho de Administração (CA), Sr. Juan Emílio Posada Echeverri, apresentou renúncia aos
respectivos cargos pelos quais foi eleito. E que nos termos do art. 19 do Estatuto Social da Companhia e do art. 1.9 do
Regimento Interno do Conselho de Administração, o Vice-Presidente, Sr. Gustavo Carlos Marin Garat, passou a exercer
a Presidência do CA. Clique aqui para acessar maiores detalhes.
EVENTOS SUBSEQUENTES
Ibovespa (IBOV) e Índice de Sustentabilidade Empresarial (ISE)
Em 02 de janeiro de 2024, a Companhia informou que suas ações preferenciais, TRPL4, passaram a integrar o índice
Ibovespa, principal indicador de desempenho das ações negociadas na B3. Adicionalmente, as ações preferenciais da
Companhia farão parte da carteira do ISE – Índice de Sustentabilidade Empresarial da B3 pelo segundo ano consecutivo.
Além do IBOVESPA e do ISE, a ISA CTEEP foi selecionada para compor o novo índice de dividendos (IBSD B3) da B3,
cujo objetivo é reunir ativos que se destacaram em termos de remuneração dos investidores. Clique aqui para acessar
detalhes.

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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 Operação de Manutenção (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.
Evolução da RAP Ciclo¹
(milhões)
RAP Ciclo 2023/2024
Contrato Renovado (059)

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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.
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 Minuano 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 Água Vermelha 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%
ISA CTEEP 5
IE Tigabi
IE Itapura
IE Jaguar 6
IE SUL
IPCA
PA
RAP
Ciclo
23/24
Concessionária Outros³
RTP6
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)
Concessionária Contrato índice Inflação
Reforços
Melhorias
Projeto
RAP
Ciclo
22/23
Var %
RAP
Ciclo
22/23
Var %
RAP
Ciclo
23/24
RAP
Ciclo
23/24
Outros¹
RTP6
PA
059/2001 IPCA
Concessionária Contrato índice Inflação RTP6
Outros³ PA
Reforços
Melhorias
Projeto
IEMG

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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 31 de dezembro de 2023, o valor registrado
no balanço da Companhia é de cerca de R$ 2,4 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.
JCP – juros sobre capital próprio – tipo de remuneração que uma empresa distribui aos seus acionistas, sócios ou
cotistas.
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.

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Outras receitas - Receitas auferidas com atividades extra concessão, sendo parcialmente destinadas a contribuir com
a modicidade tarifária.
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-22 298 374 ✓ 3T18 100% 100% 4T23
Ivaí
(Lote 1)
022/2017 IE Ivaí 50% PR 33,2% 181,3 fev-21 ago-22 968 1.050 ✓ 4T19 100% 100% 1T23
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-23 641 463 ✓ 1T21 100% 100% 3T22
Minuano
(Lote 1)
001/2020 Evrecy 100% RS 66,9% 48,3 jan-20 mar-25 682 465 ✓ 3T22 100% 81% -
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
007/2020 IEMG 100% MG 65,4% 42,1 jan-20 mar-25 554 498 ✓ 1T22 100% 99% 3T23
001/2020
(dez/2020)
Riacho Grande
(Lote 7)
005/2021
IE Riacho
Grande
100% SP 57,9% 85,1 jan-26 mar-26 1.141 180 ✓ 3T23 98% 49% -
Piraquê
(Lote 3)
008/2022 ISA CTEEP 100%
MG /
ES
46,8% 313,5 jan-26 set-27 3.654 355 3T24 3T24 44% 19% -
Jacarandá
(Lote 6)
011/2022 IE Jaguar 8 100% SP 59,2% 14,7 mar-26 mar-26 232 23 2T24 3T24 53% 27% -
Serra Dourada
(Lote 1)
006/2023 ISA CTEEP 100% BA/MG 44,8% 283,8 Imediata mar-29 3.157 0 4T25 2T26 8% 8% -
Itatiaia
(Lote 7)
012/2023 ISA CTEEP 100% RJ/MG 41,8% 218,9 Imediata mar-29 2.342 0 3T25 3T25 16% 9% -
Água Vermelha
(Lote 9)
014/2023 IE Tibagi 100% SP 50,4% 7,5 jan-26 set-26 94 0 1T24 1T24 0% 12% -
47,2% 1.616,6 - - 15.785 4.946 - - - - -
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)
Avanço
Físico
4
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
31/12/2023
(R$ milhões)
Início da
Construção
Avanço
Fundiário
³
Deságio
RAP ISA
CTEEP
Ciclo 2023/2024
(R$ milhões)
Prazo
ANEEL

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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
Ativo
(R$ mil) 31/12/2023 31/12/2022
CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa 245.819 336.523
Aplicações financeiras 1.526.208 907.326
Contas a Receber - Concessionárias e 441.987 478.085
Estoques 30.654 26.889
Serviços em Curso 0 0
Tributos e contribuições a compensar 268.730 114.235
Instrumentos financeiros derivativos 0 816
Créditos com partes relacionadas 235.642 91.373
Despesas pagas antecipadamente 12.732 6.907
Caixa restrito 6.657 2.126
Outros 217.967 102.701
2.986.396 2.066.981
NÃO CIRCULANTE
Realizável a longo prazo
Contas a receber - Concessionárias e 365.945 426.197
Valores a receber - Secretaria da Fazenda 2.371.307 2.175.500
Imposto de Renda e Contribuição Social 826 127
Cauções e depósitos vinculados 42.677 41.298
Créditos com controladas 0 8.700
Instrumentos financeiros derivativos 2.615 0
Outros 109.226 61.733
2.910.174 2.745.728
Investimentos 1.596.572 1.566.341
Imobilizado 11.770.158 10.242.590
Intangível 1.626.979 1.678.233
14.993.709 13.487.164
17.903.883 16.232.892
Total do Ativo 20.890.279 18.299.873
Consolidado
Investimentos
Projetos Brownfield 0,0 0,0 N.A 0,0 0,0 N.A
Reforços/Melhorias 435,9 287,0 51,9% 1.220,3 824,6 48,0%
Projetos Greenfield 181,6 198,0 -8,3% 846,7 1.104,1 -23,3%
Piraquê 67,2 49,9 34,7% 304,2 51,1 495,2%
Minuano 47,1 29,7 58,8% 152,5 236,5 -35,5%
Triângulo Mineiro 17,7 74,1 -76,2% 136,3 309,0 -55,9%
Ivaí (50%) 0,0 8,1 -100,0% 124,0 131,2 -5,4%
Riacho Grande 25,8 5,0 414,6% 74,2 46,1 61,1%
Itaúnas 26,2 13,1 99,1% 38,3 81,4 -53,0%
Jacarandá 0,2 0,0 N.A 23,3 0,0 N.A
Aguapeí 0,0 0,1 -100,0% 2,8 1,0 175,3%
Itaquerê 0,0 0,0 N.A 0,5 8,2 -93,9%
Três lagoas -0,1 -1,0 N.A 0,4 19,1 -97,9%
Itapura Lorena 0,3 0,2 79,9% 0,2 0,5 -52,2%
Aimorés (50%) 0,0 0,0 N.A 0,0 26,3 -100,0%
Paraguaçu (50%) 0,0 0,0 N.A 0,0 62,7 -100,0%
Tibagi 0,1 1,1 -95,2% -0,5 1,2 -137,0%
Biguaçu -2,8 17,7 -116,0% -9,7 129,7 -107,5%
Total 617,5 485,0 27,3% 2.067,0 1.928,7 7,2%
Consolidado + Controladas em Conjunto

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Passivo e Patrimônio Líquido
(R$ mil) 31/12/2023 31/12/2022
CIRCULANTE
Empréstimos e financiamentos 75.811 78.060
Debêntures 570.815 88.833
Arrendamento 6.268 14.124
Instrumentos financeiros derivativos 25.926 0
Fornecedores 180.007 114.962
Tributos e encargos sociais a recolher 115.157 197.279
Imposto de renda e contribuição social 0 0
Encargos regulatórios a recolher 53.071 63.287
Juros sobre capital próprio e dividendos a 1.374.021 611.042
Obrigações trabalhistas 63.940 53.810
Valores a pagar – Funcesp 731 823
Outros 107.190 74.319
2.572.937 1.296.539
NÃO CIRCULANTE
Exigível a longo prazo
Empréstimos e financiamentos 633.914 2.012.601
Debêntures 7.959.755 5.805.235
Instrumentos financeiros derivativos 880 4.117
Benefício a Empregados - Déficit Atuarial 401.059 154.282
PIS e COFINS diferidos 32.715 47.011
Imposto de renda e contribuição social 887.770 1.081.435
Encargos Regulatórios a recolher 38.163 28.142
Provisões 124.951 135.617
Reserva Global de Reversão - RGR 0 0
Obrigações vinculadas à concessão do serviço 675.038 492.633
Outros 15.908 9.757
10.794.001 9.819.730
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital social 3.590.020 3.590.020
Reservas de capital 666 666
Reservas de lucro 2.115.918 1.431.973
Reserva de Reavaliação 1.612.737 1.823.292
Outros Resultados Abrangentes -207.572 -21.376
7.111.769 6.824.575
Participação de não controladores nos
fundos de investimentos
411.572 359.029
7.523.341 7.183.604
Total do Passivo e do Patrimônio Líquido 20.890.279 18.299.873
Consolidado

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Anexo IV - Demonstração de Resultado Regulatório
(R$ mil) 4T23 4T22 Var (%) 2023 2022 Var (%)
Receita Operacional Bruta 1.272.147 1.072.375 18,6% 4.587.318 3.916.406 17,1%
Receita de Uso da Rede Elétrica 1.257.910 1.062.857 18,4% 4.539.861 3.883.390 16,9%
Outras 14.237 9.518 49,6% 47.457 33.016 43,7%
(-) Deduções à Receita Operacional -162.550 -181.184 -10,3% -601.932 -657.655 -8,5%
Tributos e Contribuições sobre a Receita -113.832 -93.653 21,5% -400.362 -338.144 18,4%
Encargos Regulatórios -48.718 -87.531 -44,3% -201.570 -319.511 -36,9%
(=) Receita Operacional Líquida 1.109.597 891.191 24,5% 3.985.386 3.258.751 22,3%
(-) Custos e Despesas Operacionais -400.872 -391.330 2,4% -1.424.907 -1.328.810 7,2%
Pessoal -112.896 -117.725 -4,1% -409.775 -405.488 1,1%
Material -8.530 -8.377 1,8% -25.670 -23.623 8,7%
Serviços -78.372 -72.721 7,8% -221.979 -190.967 16,2%
Depreciação -169.831 -162.450 4,5% -668.045 -620.693 7,6%
Outros -31.243 -30.057 3,9% -99.438 -88.039 12,9%
(=) Resultado do Serviço 708.725 499.861 41,8% 2.560.479 1.929.941 32,7%
(+/-) Resultado Financeiro -180.532 -155.004 16,5% -821.259 -813.552 0,9%
Rendimento de Aplicações Financeiras 71.988 46.619 54,4% 201.571 147.858 36,3%
Resultado da Variação Monetária Líquida -40.446 -32.067 26,1% -246.432 -291.486 -15,5%
Juros Ativo/Passivos -82 -76 7,9% -477 -234 103,8%
Juros/Encargos sobre empréstimos -200.778 -179.049 12,1% -769.525 -665.618 15,6%
Outras -11.214 9.569 n.a -6.396 -4.072 57,1%
(=) Resultado Operacional 528.193 344.857 53,2% 1.739.220 1.116.389 55,8%
(-) Equivalência Patrimonial 89.572 45.241 98,0% 309.237 112.353 175,2%
(-) Outras Receitas/Despesas Operacionais -51.836 -27.628 87,6% -99.464 -85.686 16,1%
(=) Resultado Anterior aos Tributos 565.929 362.470 56,1% 1.948.993 1.143.056 70,5%
(-) IR e CSLL 351.126 18.998 1748,2% 44.538 -148.623 n.a
Corrente 349.191 97.919 256,6% -64.534 -114.501 -43,6%
Diferido 1.935 -78.921 n.a 109.072 -34.122 n.a
(=) Lucro/Prejuízo Consolidado 917.055 381.468 140,4% 1.993.531 994.433 100,5%
(-) Partic. Acionista não Controlador -16.496 -17.912 -7,9% -51.245 -57.546 -10,9%
(=) Lucro/Prejuízo 900.559 363.556 147,7% 1.942.286 936.887 107,3%
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) 2023 2022
Fluxo de caixa das atividades operacionais 3.251.783 2.561.954
Lucro líquido do período 1.942.287 936.887
Benefício a empregados – déficit atuarial 23.755 62.905
PIS e COFINS diferidos -14.296 -3.542
Depreciação e amortização 657.602 603.331
Imposto de renda e contribuição social diferidos -109.072 34.122
Demandas judiciais 1.139 16.812
Custo residual de ativo imobilizado/intangível baixado 99.469 108.092
Beneficio fiscal – ágio incorporado 37 36
Realização de ativo da concessão na aquisição de controlada 57.114 49.885
Realização da perda em controlada em conjunto -8.195 -5.936
Resultado de equivalência patrimonial -309.237 -94.794
Receita sobre aplicações financeiras -61.479 -57.546
Juros e variações cambiais sobre empréstimos, financiamentos e
debêntures
1.018.114 942.655
Juros e variações monetárias e cambiais sobre ativos e passivos 5.790 3.547
Transações com acionistas não controladores -51.245 -34.500
(Aumento) diminuição de ativos -557.400 -266.241
Contas a receber – Concessionárias e Permissionárias 96.350 -55.223
Estoques -3.765 -8.122
Valores a receber - Secretaria da Fazenda -195.807 -207.753
Tributos e contribuições a compensar -154.495 -42.085
Despesas pagas antecipadamente -5.825 4.712
Cauções e depósitos vinculados 103 6.126
Crédito com controladas -144.269 -21.160
Outros -159.756 48.643
Aumento (diminuição) de passivos 4.493 216.987
Pagamentos de impostos -166.233 -116.249
Encargos regulatórios a recolher 1.509 -5.694
Provisões -22.209 4.326
Valores a pagar Vivest -92 -35
Reserva Global de Reversão -2.480 -2.481
Obrigações vinculadas à concessão do serviço 0 125.279
Benefício pós emprego - passivo atuarial 0 29.389
Outros 39.022 0
Caixa líquido gerado nas atividades operacionais 2.698.876 2.512.700
Caixa gerado (utilizado) nas atividades de investimentos -2.415.418 -2.012.091
Aplicações financeiras -2.985.529 -2.913.375
Regates de Aplicações financeiras 2.480.669 2.842.729
Imobilizado -2.154.997 -1.947.124
Investimentos 0 -133.500
Dividendos recebidos 244.439 139.179
Caixa utilizado nas atividades de financiamentos -374.162 -446.717
Adições Empréstimos e Debêntures 2.467.412 926.960
Pagamentos Empréstimos e Debêntures (principal) -1.311.578 -812.756
Pagamentos Empréstimos e Debêntures (juros) -916.093 -430.756
Pagamentos Arrendamento Mercantil (principal e juros) -14.344 -14.352
Instrumentos financeiros derivativos -1.802 -18.087
Dividendos e juros sobre capital próprios pagos -597.757 -97.726
Aumento (redução) líquido em caixa e equivalentes de caixa -90.704 53.892
Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 336.523 282.632
Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 245.819 336.523
Variação em caixa e equivalentes de caixa -90.704 53.891
Consolidado

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Anexo VI – Resultado Regulatório Empresas não consolidadas
Demonstração do Resultado
(R$ mil)
Receita Operacional Bruta 177.134 143.870 23,1% 740.471 637.021 16,2%
Deduções à receita operacional -24.759 -23.631 4,8% -95.970 -88.554 8,4%
Receita Operacional Líquida 152.375 120.239 26,7% 644.501 548.467 17,5%
Custos e Despesas -25.241 -16.592 52,1% -72.842 -49.540 47,0%
Depreciação 3.618 -37.564 n.a -109.026 -150.335 -27,5%
EBITDA 126.697 94.740 33,7% 570.932 489.730 16,6%
Resultado do Serviço 130.752 66.083 97,9% 462.633 348.592 32,7%
Resultado Financeiro -18.388 -18.602 -1,1% -111.084 -107.694 3,1%
Outras receitas/despesas líquidas -437 -8.906 -95,1% -727 -9.197 -92,1%
Lucro antes do IR & CSLL 111.927 38.575 190,2% 350.822 231.701 51,4%
IR & CSLL* 2.152 7.659 -71,9% -15.759 -756 1985,1%
Lucro líquido 114.078 46.234 146,7% 335.063 230.946 45,1%
Particip.ISA CTEEP (51%) no EBITDA 64.615 48.318 33,7% 291.175 249.762 16,6%
Particip.ISA CTEEP (51%) no Lucro líquido 58.180 23.580 146,7% 170.882 117.782 45,1%
IE MADEIRA
4T22 2022 Var (%)
Var (%) 2023
4T23
(R$ mil)
Custos e Despesas -3.539 -3.382 4,7% -13.265 -13.965 -5,0%
Depreciação -6.355 -6.386 -0,5% -25.409 -25.823 -1,6%
EBITDA 35.235 29.216 20,6% 109.231 96.267 13,5%
Resultado Financeiro -559 -1.116 -50,0% -4.759 -5.577 -14,7%
Outras receitas/despesas líquidas 0 -326 -100,0% 0 -1.871 -100,0%
IR & CSLL* -811 -626 29,6% -2.388 -2.167 10,2%
Lucro líquido 27.511 21.088 30,5% 76.674 62.700 22,3%
Particip.ISA CTEEP (51%) no Lucro Líquido 14.030 10.755 30,5% 39.104 31.977 22,3%
4T23 4T22 Var (%) 2023 2022
IE GARANHUNS
Var (%)
(R$ mil)
Depreciação -2.719 -2.735 -0,6% -10.850 -5.513 96,8%
EBITDA 23.076 22.451 2,8% 91.835 47.087 95,0%
Resultado Financeiro 702 1.619 -56,6% 4.359 4.593 -5,1%
Outras receitas/despesas líquidas 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Lucro antes do IR & CSLL 21.059 21.335 -1,3% 85.344 46.168 84,9%
IR & CSLL* -2.146 -7.267 -70,5% -13.716 -15.549 -11,8%
Lucro líquido 18.912 14.069 34,4% 71.628 30.619 133,9%
Var (%) 2023
IE AIMORÉS
4T23 4T22 2022 Var (%)

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(R$ mil)
Depreciação -4.615 -4.596 0,4% -18.410 -6.232 195,4%
EBITDA 35.382 30.637 15,5% 137.113 37.762 263,1%
Resultado Financeiro 1.353 588 130,2% 6.692 2.241 198,7%
Outras receitas/despesas líquidas 0 0 N.A. 0 0 N.A.
IR & CSLL* -4.254 -9.140 -53,5% -18.869 -11.424 65,2%
Lucro líquido 27.866 17.489 59,3% 106.526 22.347 376,7%
Var (%) 2023 2022 Var (%)
IE PARAGUAÇU
4T23 4T22
(R$ mil)
Depreciação -14.362 -58 24724,1% -34.933 -151 23104,9%
EBITDA 34.549 37.248 -7,2% 260.953 32.988 691,1%
Resultado Financeiro -40.930 -50.800 -19,4% -195.315 -225.800 -13,5%
Outras receitas/despesas líquidas -49.293 0 N.A. -49.291 0 N.A.
Lucro antes do IR & CSLL -20.744 -13.610 52,4% 30.705 -192.962 n.a
IR & CSLL* 8.690 3.946 120,2% -10.354 65.264 n.a
Lucro líquido -12.053 -9.664 24,7% 20.351 -127.698 n.a
Particip.ISA CTEEP (50%) no EBITDA 17.275 18.624 -7,2% 130.477 16.494 691,1%
Particip.ISA CTEEP (50%) no Lucro Líquido -6.027 -4.832 24,7% 10.175 -63.849 -115,9%
Var (%)
4T22
IE IVAÍ
2022 Var (%)
2023
4T23

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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 Dívida Líquida/EBITDA Ajustado BNDES ≤ 3,0 e Dívida Líquida/(Dívida Líquida +
Patrimônio Líquido) ≤ 0,6.
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 4T23 foi de 2,39x.
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 4T23 foi de 2,30x. Destaca-se que o vencimento dessa emissão ocorreu em 15 fevereiro de
2024.
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.
Dívida Líquida
31/12/23
9.265,8 Dívida Líquida 31/12/23 7.496,6
EBITDA
últimos 12 meses
3.880,9 EBITDA últimos 12 meses 3.264,0
Dívida Líquida/EBITDA
31/12/23
2,39
Dívida Líquida/EBITDA
31/12/23
2,30
Patrimônio Líquido
31/12/23
17.791,7
31/12/2021
821,6
Divida Liq./(Divida Liq. + PL)
31/12/23
0,34
EBITDA /Resultado
Financeiro 30/06/2022
3,97
(apuração anual)
Debêntures de Infraestrutura
(5ª emissão)
(apuração trimestral)
BNDES

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Anexo VIII – Balanço Patrimonial – IFRS
Ativo
(R$ mil) 31/12/2023 31/12/2022
CIRCULANTE
Caixa e equivalentes de caixa 245.819 336.523
Aplicações Financeiras 1.526.208 907.326
Ativo de concessão 3.477.877 3.030.059
Tributos e contribuições a compensar 268.730 114.235
Instrumentos financeiros derivativos - 816
Créditos com partes relacionadas 107.483 89.563
Outros 352.314 191.648
5.978.431 4.670.170
NÃO CIRCULANTE
Realizável a longo prazo
Ativo de concessão 22.618.926 20.828.913
Valores a receber - Secretaria da Fazenda 2.371.307 2.175.500
Cauções e depósitos vinculados 42.677 41.298
Instrumentos financeiros derivativos 20.193 32.173
Outros 275.315 110.013
25.328.418 23.187.897
Investimentos 4.022.567 3.794.693
Imobilizado 120.104 114.932
Intangível 461.636 475.858
4.604.307 4.385.483
29.932.725 27.573.380
Total do Ativo 35.911.156 32.243.550
Consolidado

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Passivo e Patrimônio Líquido
(R$ mil) 31/12/2023 31/12/2022
CIRCULANTE
Empréstimos e financiamentos 75.811 78.060
Debêntures 570.815 88.833
Juros sobre capital próprio e dividendos a 1.247.850 611.207
Outros 197.796 128.963
2.444.736 1.293.346
NÃO CIRCULANTE
Exigível a longo prazo
Empréstimos e financiamentos 633.914 2.012.601
Debêntures 7.959.755 5.805.235
PIS e COFINS diferidos 2.034.661 1.849.888
Imposto de renda e contribuição social 4.436.717 4.357.908
Provisões 129.803 140.759
Outros 18.534 22.510
15.674.708 14.413.723
PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Capital social 3.590.020 3.590.020
Reservas de capital 666 666
Reservas de lucro 13.997.026 12.608.142
Outros Resultados Abrangentes -207.572 -21.376
Dividendos adicionais propostos - -
17.380.140 16.177.452
Participação de não controladores nos
fundos de investimentos
411.572 359.029
17.791.712 16.536.481
Total do Passivo e do Patrimônio Líquido 35.911.156 32.243.550
Consolidado

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Anexo IX – Demonstração de Resultados – IFRS
Receita Operacional Líquida 1.688,0 1.231,8 37,0% 6.215,5 5.450,6 14,0%
Receita de infraestrutura, operação e manutenção, ganho
de eficiência na implementação da infraestrutura e outras,
líquidas
628,0 688,4 -8,8% 2.745,3 2.878,5 -4,6%
Remuneração dos ativos da concessão, líquida 1.060,0 543,4 95,1% 3.470,2 2.572,1 34,9%
Custos dos Serviços de Implementação da infraestrutura,
operação e manutenção e de serviços prestados
-793,2 -603,9 31,3% -2.506,6 -2.170,9 15,5%
Lucro Bruto 894,8 627,9 42,5% 3.708,9 3.279,6 13,1%
Receitas e Despesas Operacionais 19,6 -52,2 -137,5% 233,7 210,7 10,9%
Receitas – Revisão Tarifaria Periódica (RTP) 0,0 0,0 N.A. -3,7 1,8 -301,9%
Gerais e Administrativas -75,7 -115,6 -34,5% -235,0 -292,5 -19,7%
Honorários da administração -3,2 11,4 -127,8% -15,7 0,0 N.A.
Outras receitas (despesas) operacionais, líquidas -12,0 -4,3 180,8% -1,2 -9,5 -87,0%
Resultado de equivalência patrimonial 110,5 56,3 96,3% 489,3 510,9 -4,2%
Lucro antes das receitas e despesas financeiras e dos
impostos sobre o lucro
914,4 575,6 58,8% 3.942,6 3.490,3 13,0%
Resultado Financeiro -180,6 -155,1 16,4% -821,6 -812,2 1,2%
Receitas financeiras 74,0 54,7 35,3% 222,1 169,2 31,2%
Despesas financeiras -254,6 -209,8 21,4% -1.043,6 -981,4 6,3%
Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 733,8 420,5 74,5% 3.121,0 2.678,1 16,5%
Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro 304,1 139,9 117,3% -228,6 -358,3 -36,2%
Corrente 349,2 97,9 256,6% -64,5 -114,5 -43,6%
Diferido -45,1 42,0 -207,5% -164,1 -243,8 -32,7%
Lucro/Prejuízo Consolidado 1.037,9 560,4 85,2% 2.892,4 2.319,8 24,7%
Participação do Acionista não Controlador -16,5 -17,9 -7,9% -51,2 -57,5 -10,9%
Lucro/Prejuízo 1.021,4 542,5 88,3% 2.841,1 2.262,2 25,6%
Consolidado

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Anexo X – Fluxo de Caixa – IFRS (R$ mil)
Fluxo de Caixa das Atividades Operacionais
(R$ mil) 2023 2022
Fluxo de caixa das atividades operacionais -3.247.339 -3.078.493
Lucro líquido do período 2.892.362 2.319.791
Depreciações e amortizações 24.889 27.498
PIS e COFINS diferidos 184.773 155.302
IR e CS diferidos 164.105 243.842
Provisão para Demandas Judiciais 1.940 21.945
Valor residual de ativo permanente baixado -118 2
Benefício Fiscal - Ágio Incorporado 37 36
Receita sobre aplicações financeiras -61.479 -57.546
Juros e variações cambiais sobre empréstimos, financiamentos e debêntures 1.018.114 942.655
Juros e variações cambiais sobre ativos e passivos 7.640 14.136
Resultado de equivalência patrimonial -489.318 -510.888
Reversão da perda em controlada em conjunto -4.388 -4.519
Contas a receber - Ativo de Concessão -6.976.264 -6.242.306
Terreno SJC Atualização 0 -10.589
Realização de ativo de Concessão na aquisição de Controlada 24.242 24.241
Resultado da alienação de bens e direitos -6.385 -7.452
Transações com acionistas não controladores -51.245 -57.546
(Aumento) diminuição de ativos 4.079.836 3.639.918
Contas a receber - Ativo de concessão 4.739.653 3.877.112
Estoques -160.355 -77.585
Valores a receber - Secretaria da Fazenda -195.807 -207.753
Tributos e contribuições a compensar -154.495 -42.085
Cauções e depósitos vinculados 103 6.126
Despesas pagas antecipadamente -5.825 4.712
Crédito com controladas 0 27.020
Outros -153.501 43.751
Aumento (diminuição) de passivos -242.650 38.269
Tributos e encargos sociais a recolher -133.779 147.539
Pagamentos IR/CSLL -166.233 -116.249
Encargos regulatórios a recolher 1.509 -5.694
Empréstimos e financiamentos a pagar -27.131 0
Instrumento Financeiro 0 0
Provisões -24.281 -19.827
Valores a pagar Vivest -92 -35
Reserva Global de Reversão -2.480 -2.481
Outros 37.587 101
Caixa líquido gerado nas atividades operacionais 589.847 599.694
Caixa gerado (utilizado) nas atividades de investimentos -306.390 -99.085
Aplicações financeiras -2.985.529 -2.913.375
Regates de Aplicações financeiras 2.480.669 2.842.729
Aquisição de Imobilizado -36.484 -27.063
Intangível -9.485 -7.055
Investimentos 0 -133.500
Dividendos recebidos 244.439 139.179
Caixa utilizado nas atividades de financiamentos -374.162 -446.717
Adições Empréstimos e Debêntures 2.467.412 926.960
Pagamentos Empréstimos e Debêntures (principal) -1.311.578 -812.756
Pagamentos Empréstimos e Debêntures (juros) -916.093 -430.756
Pagamentos Arrendamento Mercantil (principal e juros) -14.344 -14.352
Instrumentos financeiros derivativos -1.802 -18.087
Dividendos e juros sobre capital próprios pagos -597.757 -97.726
Aumento (redução) líquido em caixa e equivalentes de caixa -90.704 53.891
Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 336.523 282.632
Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 245.819 336.523
Variação em caixa e equivalentes de caixa -90.704 53.891
Consolidado

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São Paulo, February 20, 2024 - ISA CTEEP - Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (“ISA CTEEP,” “Company,” B3: TRPL3 and TRPL4)
announces its results for the fourth quarter of 2023 (4Q23). 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.
4Q23 Conference Call
Conference call in Portuguese with simultaneous translation into English
Date: February 21st
, 2024 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) 4Q23 4Q22 Chg (%) 2023 2022 Chg (%)
Net Revenue 1,109.6 891.2 24.5% 3,985.4 3,258.8 22.3%
PMSO -223.4 -217.3 2.9% -749.0 -697.0 7.5%
Manageable PMSO -214.4 -186.7 14.9% -712.4 -624.2 14.1%
EBITDA 826.7 634.7 30.3% 3,129.1 2,465.0 26.9%
EBITDA Margin 74.5% 71.2% 3.3 p.p 78.5% 75.6% 2.9 p.p
Net Income¹ 900.6 363.6 147.7% 1,942.3 936.9 107.3%
Net Margin 81.2% 40.8% 40.4 p.p 48.7% 28.7% 20.0 p.p
ROE (LTM) 25.8% 13.0% 12.8 p.p 25.8% 13.0% 12.8 p.p
Net Debt 7,908.2 7,156.9 10.5% 7,908.2 7,156.9 10.5%
CapEx (ex-M&A) 617.5 485.0 27.3% 2,067.0 1,928.7 7.2%
Consolidated
EBITDA R$826.7 million (+30.3%)
Capex R$617.5 million (+27.3%)
Net income R$900.6 million (+99.7%)
Net debt R$7,908.2 million (+10.5%)
PMSO: R$233.4 million (+2.9%)
Financial Highlights 4Q23

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4Q23 Highlights
Announcement of the distribution of earnings to shareholders
On December 8, 2023, the Board of Directors of ISA CTEEP approved the payment of interest on equity to shareholders
totaling R$1,452.2 million, corresponding to R$2.204083 per share of both types (common – “TRPL3” and preferred –
“TRPL4”).
Interest on equity (“IOE), net of withholding income tax, was decided to be paid in two installments: (i) R$160.0 million
paid on January 15, 2024; and (ii) R$1,292.2 million will be paid by April 10, 2024. Shareholders of record on December
13, 2023, will be entitled to receive interest on equity, and shares will be traded ex-interest on equity starting from
December 14, 2023. Click here for more details.
Full startup of IE Itaúnas
On November 28, the Itaúnas project (contract 018/2017), which
had started partial operations in March 2023, went fully operational
after energization of the Static Compensator of SE João Neiva 2 of
IE Itaúnas, a wholly owned subsidiary of ISA CTEEP located in the
municipalities of Itaúnas and Viana in Espírito Santo, which obtained
the Provisional Authorization (“TLP”) from the National Electricity
System Operator.
TLP authorizes the additional portion of RAP of R$15.6 million which,
together with RAP authorized in March 2023, permits the receipt of
90% of the RAP of R$65.9 million (tariff cycle 2023/2024) of the
project. Currently, the project has a non-impending issue that should be resolved in the first quarter of 2024, which will
enable it to apply for the Final Authorization (“TLD”) and receive the total RAP. Investments made were approximately
R$370 million. Click here for more details. For more information, watch the video on the project.
Early Redemption of Promissory Notes
On November 27, 2023, ISA CTEEP carried out the optional early redemption of all the Promissory Notes of its 8th
issue,
totaling R$1,615.4 million, equivalent to the total Nominal Unit Value, plus (i) Remuneration of Promissory Notes, from
the issue date to the effective payment date, and (ii) a premium equivalent to 0.20% p.a. for the remaining term of
approximately 6 months of the Promissory Notes, calculated in accordance with the formula in the respective
instruments, and other applicable charges. Click here for more details.

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Message from the CEO
At ISA CTEEP we work every day to create connections that inspire – and our biggest connection is with Life! With a
team of more than 1,600 employees, we are present in 18 states operating a transmission network that transmits near
30% of all the electricity in Brazil and near 95% of the electricity in the state of São Paulo.
Safety is a non-negotiable value in all that we plan and do in the Brazilian electricity sector. In the construction of new
projects and the operation of our transmission lines and substations, accident prevention, care for people and mitigation
of risks are the determining factors that guide any decision. This is the conviction that drives our leaders, employees
and business partners and which will continue to be reinforced and strengthened in 2024 and the coming years.
Another certainty that we share is that electricity drives life. Our assets are essential to supply cities and the countryside,
as a fundamental input to drive development, work, education, and well-being. Our Company, therefore, has the
responsibility to design and maintain a prosperous and lasting business model that is capable of meeting the needs of
society today and of future generations.
With the goal of generating sustainable value and generating positive social and environmental impacts, we are
accelerating the growth strategy of ISA CTEEP. Between 2013 and 2023, our portfolio increased from 15 to 35
concessions, while total transmission lines managed by us more than doubled. Assets acquired at transmission auctions
already account for more than half the annual operating income, which totaled R$2.9 billion last year.
A significant portion of our Company’s revenue is linked to the renewed agreement 059/2021, which includes
transmission lines and substations in the state of São Paulo. In this front, we are committed to the reliability and
robustness of such an important network for the National Interconnected System (SIN), which is made possible by the
heavy investments made in retrofitting projects to modernize and upgrade old equipment or, in some cases, increase
capacity.
By the end of 2028, we will invest near R$5 billion in approximately 250 retrofitting projects in agreement 059. In 2023
alone, we invested R$1.2 billion, the biggest amount in our history on this front. Last year, we replaced 1,900 pieces of
equipment, such as transformers, circuit breakers, protection systems and transmission lines. These investments, which
are fundamental for increasing the safety and reliability of the transmission sector, drive our Company’s organic growth
by strengthening the Permitted Annual Revenue (RAP) in the tariff review cycles (RTP) that recognize the modernization
of assets.
We ended 2023 with three new concessions won at ANEEL auctions: Lot 1 (Serra Dourada Project), Lot 7 (Itatiaia
Project) and Lot 9 (Água Vermelha Project). With total planned investments of R$5.6 billion in these projects, we will
incur approximately 25% of the Capex established by ANEEL in the auction, which will entail the construction of 2,160
km of new transmission lines and four substations, as well as the expansion of an existing substation.
Besides the growth of the new concessions’ portfolio, we concluded the full startup of Itaúnas Project and started
energization of the Triângulo Mineiro project. These projects are important for the people in Southeastern Brazil. In
2023, seven other projects were in construction progress.
ISA CTEEP’s solid financial health is a pillar for the execution of all the projects and improvements planned. At the end
of the period, the Company’s net operating income according to IFRS was R$6,215.5 million, up 14% from 2022, total
EBITDA was R$3,967.5 million, up 12.8% as per regulatory accounting, and total regulatory net income was R$1,942.3
million, up 107.3%.
Our preferred shares also delivered positive results during 2023. Besides being included in the Corporate Sustainability
Index (ISE) of B3 for the first time, they also rejoined the 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 ICO2, an index that
comprises shares of IBrX 100, which are transparent in reporting their greenhouse gas emissions (GHG). Our shares
gained 15% in 2023, and their average daily trading volume in 12 months grew 44%, enabling it to return to IBOVESPA,
the flagship B3 index, after 10 years.
Being connected to life also means directing ISA CTEEP to play a leading role in a world with less greenhouse gas
emissions. Combating climate change is a challenge for the entire society and includes the transition to a renewable
energy matrix. The transmission sector plays a crucial role in this journey, connecting new wind farms, photovoltaic and
hydroelectric power plants with major energy consumption centers, especially in the South and Southeastern regions of
Brazil.

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With this vision of a sustainable future, we are a Company that provides energy transition solutions. We work as agents
of innovation to add new technologies and new types of business to the electricity system, bringing greater efficiency,
resilience and reliability. Without transmission, there is no transition.
This is how we structured the novel project to store energy in batteries at a substation in the coastal region of São
Paulo, avoiding the use of diesel generators to supply the seasonal demand for energy. Consolidating our pioneering
spirit, we installed Brazil’s first 4.0 substation at the Jaguariúna Substation, which is an existing asset located in the
interior region of São Paulo. The initiative aims to meet the new demands of the electricity sector to improve the
integration of renewable sources, increase network resilience and accelerate energy transition through an entirely digital
asset management system.
In the sector, we are the pioneers in establishing targets to reduce emissions related to the SF6 gas, which is used as
an electrical insulator in high voltage equipment. Even if there is no specific regulation on this topic, we have invested
in monitoring systems and solutions (such as digital cameras and containment devices) to prevent and correct leakages
as quickly as possible.
On another note, the Conexão Jaguar program contributed, in 2023, to the first carbon credit certificate in the Pantanal
region. The project, conducted in partnership with Instituto do Homem Pantaneiro (IHP) and together with ISA, our
controlling shareholder, is classified in the REDD+ category (Reduction of Emissions from Deforestation and Forest
Degradation).
We are a B2S (Business to Society) company, which means people are at the center of our strategy of creating positive
environmental impacts, contributing to social development, and ensuring an ethical, responsible and transparent
business conduct.
Together with business growth and operational excellence that create value and ensure corporate longevity, we invest
in employee development, in the promotion of diversity and inclusion (with the Outros Olhares program) and in the
development of social programs (with Conexão Desenvolvimento). The results achieved on these fronts demonstrate
our capacity to plan and execute important projects beyond the electricity infrastructure.
We will move forward on this journey with the confidence of shareholders, debenture holders, regulatory entities, and
society, and certain that we are consolidating the pillars of an increasingly long-lasting, innovative and sustainable ISA
CTEEP.
Rui Chammas
CEO

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Considerations about financial information
The financial information presented in this document relating to the quarter ended December 31, 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.
We present below the calculation of EBITDA as per regulatory accounting, according to Normative Resolution 933 and
ANEEL Order 2,904:
The calculation of EBITDA in accordance with accounting practices adopted in Brazil and International Financial
Reporting Standards (IFRS) issued by the International Accounting Standards Board (IASB) based on EBITDA as per
regulatory accounting is available in the section “Comparison of Results (Regulatory vs. IFRS)” (click here).
(R$ million) 4Q23 4Q22 2023 2022
(=) Regulatory Net Income 900.6 363.6 1,942.3 936.9
(+) Non-controlling shareholder particp. 16.5 17.9 51.2 57.5
(+) IRPJ/CSLL -351.1 -19.0 -44.5 148.6
(+) Equity Income -89.6 -45.2 -309.2 -112.4
(+) Financial Result 180.5 155.0 821.3 813.6
(+) Depreciation/Amortization 169.8 162.5 668.1 620.7
(=) Regulatory EBITDA 826.7 634.7 3,129.1 2,465.0
(-) Equity Income 89.6 45.2 309.2 112.4
(=) Regulatory EBITDA CVM 156/2022 916.3 679.9 3,438.3 2,577.3
Consolidated

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CONTENTS
OPERATING PERFORMANCE 8
FINANCIAL PERFORMANCE (REGULATORY RESULTS) 9
OPERATING REVENUE 9
O&M COSTS AND EXPENSES 10
OTHER OPERATING REVENUES AND EXPENSES 11
EBITDA AND MARGIN 12
FINANCIAL RESULTS 13
EQUITY INCOME 13
INCOME TAX AND SOCIAL CONTRIBUTION ON NET INCOME 14
NET INCOME¹ 15
COMPARISON OF RESULTS (REGULATORY VS. IFRS) 15
DEBT 18
INVESTMENTS 19
INVESTMENTS IN RETROFITTING PROJECTS 19
INVESTMENTS IN GREENFIELD PROJECTS 20
CAPITALMARKETS 21
OWNERSHIP BREAKDOWN 21
STOCK PERFORMANCE 21
EARNINGS 22
SUSTAINABILITY | ENVIRONMENTAL, SOCIAL AND GOVERNANCE (ESG) PERFORMANCE 23
EVENTS DURING THE PERIOD 27
EVENTS SUBSEQUENT TO THE REPORTING PERIOD 27
OTHER MATERIAL INFORMATION 28
2023/2024 RAP CYCLE 28
PERIODIC TARIFF REVIEW 2023 – AUCTIONED AGREEMENTS 30
CONCESSION RENEWAL – AGREEMENT 059/2001 (RBNI/RBSE) 30
SUPPLEMENTARY RETIREMENT PLAN – LAW 4,819/58 32
GLOSSARY 33
ATTACHMENTS 35

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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 year versus total energy that would be supplied in the absence of interruptions, that is,
it represents the energy that was not consumed due to an 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 deduction called Variable Portion (PV).
In 2023, the Company’s IENS12
was 0.000419%, compared to 0.000363% in 2022. For reference, Brazil’s National
Interconnected System (SIN) registered 0.0089%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 December/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.
**** Accumulated data until Dec/2023.
**** For better accuracy of indicators, the calculation methodology, instead of using SIGO to calculate the indicators, adopted by the Company used
the monthly results for transmission functions published by the ONS.

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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 4Q23, consolidated gross operating revenue was R$1,272.1 million, up R$199.8 million (+18.6%) from 4Q22, mainly
due to:
▲ the adjustment made to the tariff cycle in July 2023, for the 2023/2024 cycle, whose main variations were: (i)
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 two greenfield projects – Itaúnas and Triângulo Mineiro and the operational startup of 65
retrofitting projects in the last 12 months; Note that revenues from a part of these energized retrofitting projects
will be authorized at the Periodic Tariff Review (RTP) scheduled for 2028.
These events were partially offset by (i) the variation between the Adjustment Portion of RAPs Cycle 22/23 and 23/24:
(ii) the reduction in regulatory charges included in gross revenue; and (iii) the higher share of the Variable Portion (PV)
Deductions from gross revenue include both PIS and Cofins taxes and regulatory charges (CDE and Proinfa), which are
influenced by the share of free consumers and reached R$162.5 million in 4Q23, down 10.3% from 4Q22, caused by
the decrease in the effective consumption by free consumers, which was partially offset by higher PIS and Cofins on
account of higher RBSE revenues, which is taxed under the taxable income method.
In 2023, consolidated gross revenue was R$4,587.3 million, up R$670.9 million (+17.1%) from 4Q22.
Net revenue in the quarter was R$218.4 million (24.5%) higher than in the same period last year, totaling R$1.109,6
million. In 2023, deductions totaled R$601.9 million, down 8.5% from 2022. As such, net revenue in the year was
R$3,985.4 million, up 22.3% from 2022.
The main changes in net revenue are:
Operational Revenue
Eletric Network Revenue 1,257.9 1,062.9 18.4% 4,539.9 3,883.4 16.9%
RBSE 646.2 418.6 54.4% 2,129.9 1,482.7 43.7%
059/2001 Contract 391.5 371.1 5.5% 1,538.5 1,414.2 8.8%
Existent¹ O&M 235.2 226.2 4.0% 929.1 883.8 5.1%
Retrofitting Projects 156.3 144.9 7.9% 609.4 530.4 14.9%
Bidding Contracts 206.5 196.8 4.9% 825.1 700.6 17.8%
PA and Antecipation -14.2 -6.7 110.7% -58.2 24.8 n.a
Variable Portion (PV) -19.8 0.8 n.a -59.1 -29.3 101.7%
Regulatory charges 47.7 82.3 -42.0% 163.6 290.4 -43.7%
Others 14.2 9.5 49.6% 47.5 33.0 43.8%
Gross Revenue 1,272.1 1,072.4 18.6% 4,587.3 3,916.4 17.1%
Deduction -162.5 -181.2 -10.3% -601.9 -657.6 -8.5%
Taxes and Contributions on Revenue -113.8 -93.7 21.5% -400.4 -338.1 18.4%
Regulatory charges -48.7 -87.5 -44.3% -201.6 -319.5 -36.9%
Total 1,109.6 891.2 24.5% 3,985.4 3,258.8 22.3%
Consolidated

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Net revenue ex-RBSE
Compared to the same period last year (4Q22), net revenue (ex-RBSE) increased R$11.8 million (+2.3%). Net revenue
(ex-RBSE) in the year increased R$139.3 million (+7.3%) to R$1,932.9 million. Both the quarterly and yearly
performance was driven mainly by revenue from the energization of new greenfield and retrofitting projects, and by
inflation adjustment for the period.
O&M Costs and Expenses
Manageable PMSO totaled R$214.4 million in 4Q23, increasing 14.9% from 4Q22, and R$712.4 million in 2023, up
14.1% year on year. Main PMSO variations in the period:
O&M Costs and Expenses
Personnel -107.0 -102.0 4.9% -386.0 -348.8 10.7%
Material -8.5 -8.4 1.8% -25.7 -23.6 8.7%
Services -75.3 -57.9 30.1% -209.1 -174.9 19.6%
Others -23.7 -18.4 28.3% -91.6 -76.9 19.1%
Manageable Fixed Costs (PMSO) -214.4 -186.7 14.9% -712.4 -624.2 14.1%
Non-recurring -3.1 -14.9 -79.1% -12.8 -9.9 29.8%
Private Pension Entity -5.9 -15.7 -62.2% -23.8 -62.9 -62.2%
Fixed Costs (PMSO) -223.4 -217.3 2.9% -749.0 -697.0 7.5%
Contingences -7.6 -11.6 -34.7% -7.9 -11.1 -29.3%
Depreciation -169.8 -162.5 4.5% -668.0 -620.7 7.6%
Other costs and expenses -177.4 -174.1 1.9% -675.9 -631.8 7.0%
Total -400.9 -391.3 2.4% -1,424.9 -1,328.8 7.2%
Consolidated
Net revenue - 4Q23 vs. 4Q22
(R$ million)
Net Revenue – 2023 vs 2022
(R$ million)

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▼ Personnel: (i) collective bargaining agreements signed in the second half of 2022 and 2023; and (ii) increase
in headcount to sustain the Company’s growth which, in addition to the greenfield projects, energized 65
retrofitting projects over the last 12 months. These effects were partially offset by greater dedication from the
technical workforce to retrofitting projects.
▼ Service: the increase in installed capacity resulted in (i) an increase in maintenance services at substations and
transmission lines; (ii) higher expenses related to safety, documentation and ownership of Company’s properties;
(iii) higher spending on transportation for field services; factors such as higher spending on information
technology consulting and expenses with the implementation and regularization of the Company to comply with
ISO 14,001 standards.
▼ Other: mainly due to the increase in spending with Property Tax (IPTU) and insurance.
Pursuant to CPC331
, considering non-recurring expenses and the provision for private pension fund (estimated actuarial
liability due to private pension benefits), with no cash effect, total PMSO in 4Q23 was R$223.4 million, up 2.9% from
4Q22.
Below is the evolution of operating margin, the relationship between PMSO and net revenue ex-RBSE, which remained
stable between 2022 and 2023.
Other costs and expenses, which include contingencies and depreciation, totaled R$177.4 million, increasing 1.9% from
4Q22, due to the increase in depreciation resulting from the operational startup of new projects. As a result, O&M costs
and expenses totaled R$400.9 million in 4Q23, up 2.4% from 4Q22.
Other Operating Revenues and Expenses
ISA CTEEP recorded an expense of R$51.8 million in “Other Operating Revenues and Expenses” in 4Q23, an increase
of R$24.2 million from the expense of R$27.6 million recorded in 4Q22. The increase is mainly due to: (i) the increase
in expenses with demobilization and disposal of assets unusable for the operation as a result of the process of renovation
and modernization of the installed capacity, as well as higher investments in retrofitting in recent years; and (ii) the
fine applied by ANEEL related to the maintenance process at the Santo Angelo substation in the amount of R$15.5
million in 4Q23.
Other operating expenses also include the realization of goodwill from the acquisition of control in PBTE and SF Energia,
which merged with ISA CTEEP in October 2021, amortized over the remaining term of the PBTE concession through
September 2046. The increase in expenses during the period was partially offset by the adjustment in the amounts of
registered warrants receivable from the Municipal Government of São José dos Campos relating to the sale of land in
2020.
1
Booking of benefit plans in accordance with the Brazilian Accounting Pronouncements Committee (CPC) – Employee benefits
Evolution of operating margin
(R$ million)

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EBITDA and MARGIN
EBITDA in 4Q23 totaled R$826.7 million, increasing R$192.0 million (+30.3%) from 4Q22. EBITDA margin ended the
quarter at 74.5% (+3.3 p.p. vs. 4Q22),
mainly due to:
▲ the operational startup of greenfield and retrofitting projects in the last 12 months;
▲ inflation adjustment (IPCA) in the 2023/2024 cycle;
▲ the recomposition of RBSE receipt as from 3Q23; and
▼ higher cost of demobilization of assets after investments in improvements.
In 2023, EBITDA was R$3,129.1 million, increasing R$664.1 million (+26.9%), and EBITDA margin was 75.6% (+2.9
p.p.), both compared to 2022.
EBITDA from ISA CTEEP’s stake in the companies under shared control totaled R$129.0 million in 4Q23, an increase of
19.0% (R$20.6 million) from 4Q22. EBITDA in 2023 was R$591.8 million, an increase of R$234.1 million (+65.4%)
from 2022.
The increase in EBITDA from ISA CTEEP’s stake in companies under shared control mainly reflects: (i) the operational
startup of the following projects: Aimorés (May/2022), Paraguaçu (July/2022) and Ivaí (November/2022), which in
2023 has a complete RAP cycle; and (ii) the positive impact of inflation adjustment (IPCA) in the 2023/2024 tariff cycle
and (iii) the lower Variable Portion for Unavailability (PVI) at IE Madeira due to the provision recorded in 4Q22.
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$955.7 million in 4Q23, an increase of
R$212.6 million (28.6%) from 4Q22, and R$3.720.9 million (31.8%), up R$898.2 million in 2023 versus 2022.
EBITDA
Net revenue 1,109.6 891.2 24.5% 3,985.4 3,258.8 22.3%
Costs and expenses (ex-depreciation) -231.0 -228.9 0.9% -756.9 -708.1 6.9%
Other expenses and revenues (ex-amortization) -51.8 -27.6 87.7% -99.4 -85.6 16.1%
EBITDA 826.7 634.7 30.3% 3,129.1 2,465.0 26.9%
EBITDA Margin 74.5% 71.2% 3.3 p.p. 78.5% 75.6% 2.9 p.p.
Consolidated
EBITDA
(R$ million) 4Q23 4Q22 Cgh (%) 2023 2022 Cgh (%)
ISA CTEEP Consolidated 826.7 634.7 30.3% 3,129.1 2,465.0 26.9%
Non-consolidated operational subsidiaries
129.0 108.4 19.0% 591.8 357.8 65.4%
IE Madeira (51%) 64.6 48.3 33.7% 291.2 249.8 16.6%
IE Garanhuns (51%) 18.0 14.9 20.6% 55.7 49.1 13.5%
IE Aimorés (50%) 11.5 11.2 2.8% 45.9 23.5 95.0%
IE Paraguaçu (50%) 17.7 15.3 15.5% 68.6 18.9 263.1%
IE Ivaí (50%) 17.1 18.6 -7.9% 130.5 16.5 691.1%
Total 955.7 743.1 28.6% 3,720.9 2,822.8 31.8%
Consolidated + Non-consolidated

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Financial Results
The financial result in 4Q23 was a net expense of R$180.5 million, up R$25.5 million (16.5%) from 4Q22, mainly
reflecting the following:
▲ higher volume of short-term investments;
▼ increase in gross debt due to the increase of R$21.7 million (12.1%) in expenses with interest and financial
charges in 4Q23; and
▼ evolution of IPCA, which is the index for 69.7% of the Company’s debt and which in 4Q23 was 0.8% (vs. 0.7%
in 4Q22). Note that for accounting purposes, 4Q considers inflation from September to November. The rise in IPCA,
together with the increase in gross debt and the higher portion of debt indexed to inflation, affected inflation
adjustment, resulting in total expenses of R$48.9 million in 4Q23.
Equity Income
Equity income in 4Q23 was R$89.6 million, increasing R$44.3 million (+97.8%) from 4Q22. In 2023, equity income
grew R$196.8 million (175.1%). The increase is mainly due to better results from IE Madeira and the energization of
projects during 2022 – Aimorés (May/2022), Paraguaçu (July/2022) and Ivaí (November/2022) – and the adjustment
of RAP based on IPCA for the 2023/2024 cycle. Following are the highlights in each company:
IE Madeira
IE Madeira registered revenue of R$58.2 million in 4Q23, up 146.7% (R$34.6 million) from 4Q22. In 2023, result
increased 45.1%, chiefly due to the (i) increase of 26.7% in net operating revenue in the quarter (R$32.1 million) and
17.5% in the year (R$ 96.0 million), as a result of the adjustment of the RAP based on the IPCA since July 2023, and
the lower share of the Variable Portion for Unavailability (PVI) in 2023; and (ii) the sale of ICMS-CIAP credit (R$36.6
million).
IE Garanhuns
IE Garanhuns registered revenue of R$14.0 million in 4Q23, up 30.5% (R$3.3 million) from 4Q22. In 2023, Garanhuns
registered revenue growth of R$7.1 million (22.2%) in relation to 2022, mainly due to the tariff cycle adjustment based
on IPCA in the period and the RTP in June 2022, whose real repositioning index was 9.73% for the concessionaire’s
RAP.
Financial Result
Financial Income 74.0 61.0 21.4% 222.1 169.2 31.2%
Financial investment income 72.0 46.6 54.4% 201.6 147.9 36.3%
Others 2.1 14.4 -85.7% 20.5 21.4 -4.0%
Financial Expenses -254.6 -216.0 17.9% -1,043.4 -982.8 6.2%
Interest and charges on loans -200.9 -179.2 12.1% -770.1 -666.3 15.6%
Monetary variation -48.9 -31.1 57.4% -247.4 -284.0 -12.9%
Others -4.8 -5.7 -16.4% -25.8 -32.4 -20.3%
Total -180.5 -155.0 16.5% -821.3 -813.6 0.9%
Consolidated
Equity Income
IE Madeira (51%) 58.2 23.6 146.7% 170.9 117.8 45.1%
IE Garanhuns (51%) 14.0 10.8 30.5% 39.1 32.0 22.3%
AIE (50%) 17.4 10.9 58.6% 99.3 -37.4 n.a
IE Aimorés 9.5 7.0 34.4% 35.8 15.3 133.9%
IE Paraguaçu 13.9 8.7 59.3% 53.3 11.2 376.7%
IE Ivaí -6.0 -4.8 24.7% 10.2 -63.8 n.a
Total 89.6 45.3 97.8% 309.2 112.4 175.1%
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$17.4 million in 4Q23, an increase of R$6.4 million
year on year. In 2023, the projects generated revenues of R$99.3 million, compared to an expense of R$37.4 million
in 2022, chiefly due to the energization of three projects during 2022 and the decrease in financial expenses at IE Ivaí
due to the slowdown in IPCA, partially offset by the accounting of the fine amounting to R$24.6 million due to the
delayed startup of IE Ivaí (weighted by ISA CTEEP’s interest).
Income Tax and Social Contribution on Net Income
The Company recorded revenue of R$351.1 million, including Income Tax and Social Contribution on Net Income
(IR/CSLL) in 4Q23, an increase of R$332.1 million from the revenue of R$19.0 million in the same period last year. The
increase in revenue in the quarter is explained by the tax benefit on the payment of Interest on Equity (IOE) recognized
in 4Q23. In December 2023, interest on equity was R$1,452.2 million, compared to R$700.0 million in 4Q22 (+107.5%).
In 2023, the Company recorded revenue of R$44.5 million, as against an expense of R$148.6 million in 2022, an
increase of R$193.2 million. In the year, the effective interest rate was positive 2.3%, compared to 13% in 2022. The
variation in the effective rate is basically due to: (i) the higher tax benefit on the payment of interest on equity in the
parent company, (ii) greater share of equity income in the consolidated result, and (iii) higher share of the results of
subsidiaries according to the presumed income method after the startup of projects during the year.
1
additions and exclusion from the taxable base.
² (C) = (B) / (A)
IRPJ|CSLL
Current 349.2 97.9 256.6% -64.5 -114.5 -43.6%
Deferred 1.9 -78.9 n.a 109.1 -34.1 n.a
Total 351.1 19.0 1748.2% 44.5 -148.6 n.a
Consolidated
Tax Calculation IRPJ | CSLL
(R$ million) Parental Subsidiaries Consolidated
Tax Regime Real Profit Presumed Profit -
(A) Earnings before IRPJ/CSLL (EBT) 1,870.6 400.8 1,949.0
(+/-) Adjustments¹ -1,994.6 - -
Interest on Equity -1,670.6 - -
Equity Income parental subsidiaries 100% -373.5 - -
Equity Income of non-consolidated subsidiaries -4.0 - -
Others 53.5 - -
(=) Taxable base/result -124.0 400.8 -
Nominal tax rate -34% - -
(B) IRPJ and CSLL 42.2 -27.4 14.8
(C) ² Effective Tax Rate 2.3% -6.8% 0.8%
Fiscal Year 2023

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Net Income¹
Driven by the increase in net income and the results of subsidiaries under shared control, net income increased R$537
million (+147.7%) to R$900.6 million in 4Q23. Net income in 2023 also increased, from R$936.9 million to R$1,942.3
million, up 107.3% (R$1,005.4 million).
1
Adjusted for non-controlling interest.
Comparison of Results (Regulatory vs. IFRS)
The IFRS result was net income of R$1,021.4 million in 4Q23, R$478.8 million (+88.3%) higher than in 4Q22. In 2023,
net income was R$2,841.1 million (+25.6% vs. 2022). The detailed Income Statement is available in Attachment IX.
The main variations between the consolidated IFRS and Regulatory results in the quarter and the year are shown
below:
Income Statement
Net Operating Revenue 1,688.0 1,231.8 37.0% 6,215.5 5,450.6 14.0%
Costs of Infrastructure Implementation Services, operation
and maintenance and services provided
-793.2 -603.9 31.3% -2,506.6 -2,170.9 15.5%
Gross Profit 894.8 627.9 42.5% 3,708.9 3,279.6 13.1%
Operational Revenue and Expenses 19.6 -52.2 -137.5% 233.7 210.7 10.9%
Earnings before financial income and expenses and taxes
on earnings
914.4 575.6 58.8% 3,942.6 3,490.3 13.0%
Financial Income -180.6 -155.1 16.4% -821.6 -812.2 1.2%
Earnings Before Taxes 733.8 420.5 74.5% 3,121.0 2,678.1 16.5%
Income tax and Social Contribution on Earnings 304.1 139.9 117.3% -228.6 -358.3 -36.2%
Consolidated Profit/Loss 1,037.9 560.4 85.2% 2,892.4 2,319.8 24.7%
Non-Controlling Shareholder's Stake -16.5 -17.9 -7.9% -51.2 -57.5 -10.9%
Consolidated Profit/Loss for the Period 1,021.4 542.5 88.3% 2,841.1 2,262.2 25.6%
Consolidated
Net income¹ 2023 vs 2022
(R$ million)
Net income¹ 4Q23 vs 4T22
(R$ million)
Income Statement IFRS
(R$ million)
Net income¹ 2023 vs 2022
(R$ million)

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¹ Adjusted for non-controlling interest.
Revenue – 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.
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.
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) 4Q23 4Q22 2023 2022
(=) Net Profit IFRS 1,021.4 542.5 2,841.1 2,262.2
(+) Non-controlling shareholder particp. 16.5 17.9 51.2 57.5
(+) IRPJ/CSLL -304.1 -139.9 228.6 358.3
(+) Equity Income -110.5 -56.3 -489.3 -510.9
(+) Financial Result 180.6 155.1 821.6 812.2
(+) Depreciation/Amortization 5.8 7.2 24.9 27.5
(=) EBITDA IFRS 809.7 526.6 3,478.1 3,006.9
(-) Equity Income 110.5 56.3 489.3 510.9
(=) EBITDA IFRS CVM 156/2022 920.2 582.9 3,967.4 3,517.8
Consolidated
Net income¹ 4Q23 – Regulatory vs IFRS
(R$ million)
Net income ¹ 2023 - Regulatory vs IFRS
(R$ million)

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EBITDA IFRS (CVM 156/22) 920.2 582.9 57.9% 3,967.5 3,517.8 12.8%
(-) Infrastructure implementation revenue -862.6 -511.0 68.8% -2,575.0 -1,950.3 32.0%
(-) Concession assets remuneration -692.0 -598.8 15.6% -3,025.1 -2,834.3 6.7%
(-) Efficiency gains in infrastructure implementation 7.8 54.4 -85.7% -46.8 -24.0 94.7%
(-) O&M Revenue -339.0 -374.8 -9.5% -1,333.2 -1,432.5 -6.9%
(+) Electric network use revenue 1,257.9 1,062.9 18.4% 4,539.9 3,883.4 16.9%
(+) Other Revenue 4.0 2.2 83.9% 10.9 9.0 20.9%
(+) Deferred PIS and COFINS 45.5 24.7 84.4% 199.2 156.8 27.0%
(+) Infrastructure implementation cost 617.5 476.9 29.5% 1,942.9 1,708.6 13.7%
(-) O&M Cost 15.8 -4.3 -467.9% 28.7 16.8 70.3%
(-) General and Administrative expenses 1.9 -0.6 n.a 4.0 2.4 65.6%
(-) Equity Income -20.9 -11.1 89.2% -180.1 -398.5 -54.8%
(-) Other operational revenues (expenses) -39.8 -23.3 70.5% -98.2 -76.2 28.9%
REGULATORY EBITDA (CVM 156/22) 916.3 679.9 34.8% 3,438.3 2,577.3 33.4%
Equity Income -89.6 -45.2 98.0% -309.2 -112.4 175.2%
REGULATORY EBITDA 826.7 634.7 30.3% 3,129.1 2,465.0 26.9%
Consolidated

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DEBT
The Company’s gross debt reached R$9,268.7 million on December 31, 2023, up R$1,227.0 million (+15.3%) from the
balance on December 31, 2022, and 2.1% from the previous quarter (R$9,073.8), 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; (ii) R$105 million from BNDES in 3Q23; and (iii) the 14th
issue of debentures of R$1,900.0 million in
4Q23; These funding operations lengthened the debt profile and reduced its average nominal cost to 11.06% in 4Q23
(vs. 11.79% in 3Q23).
In the period, the Company also prepaid the promissory notes (indexed to CDI) by amortizing R$1,615.4 million. As a
result, the Company’s debt indexed to IPCA increased to 69.7% (50.9% in 3Q23).
Cash and cash equivalents of ISA CTEEP and its wholly-owned subsidiaries totaled R$1,772.0 million at the end of
4Q23, increasing R$528.2 million (42.5%) vs. 4Q22. Excluding cash and cash equivalents of non-consolidated
subsidiaries, the Company's net debt stood at R$7,908.2 million in December 2023, compared to R$7,156.9 million in
December 2022 (+10.5%).
The company duly complies with the covenants and requirements for all of its issues. The most restrictive covenant
valid from 2024 onwards is the Net Debt/EBITDA ratio of 3.0x contracted upon financing from BNDES, which totals
R$601.8 million. The managerial leverage ratio used by the Company considers the BNDES calculation methodology,
which is Net Debt/EBITDA of 2.92x in 4Q23, down from 2.92x in 4Q22.
Details on financial indicators and
their calculation criteria are
available in Attachment VII.
¹ A part of the Company's funds is invested in exclusive investment funds, which are also used separately by the wholly-owned subsidiaries and non-
consolidated subsidiaries (IE Madeira, IE Garanhuns, IE Aimorés, IE Paraguaçu and IE Ivaí), and refer to shares in highly liquid investment funds that
are easily convertible into cash, regardless of the maturity of the assets allocated to them.
² Net debt considers cash and cash equivalents of ISA CTEEP and wholly-owned subsidiaries.
³ Considers leasing operations, according to the new electricity sector accounting manual (MCSE) in force since January 2022, which considers the
adoption of CPC 6 by ANEEL.
The decrease in average cost of debt is mainly due to the 117 bps decline in IPCA in the last 12 months and 200 bps
in annualized CDI, which was 11.75% on December 31, 2023. Considering accumulated IPCA in the last 12 months,
real average cost(*)
of debt is 6.16%, a decrease of 45 bps from 6.61% in 4Q22. The average term of the Company's
consolidated debt on December 31, 2023 was 7.9 years, as against 6.4 years in December 2022. * Ratio between (i) Average
nominal cost; and (ii) IPCA in the last 12 months.
For more information about the company’s consolidated debt, visit our website.
Debt contracted and index
12/31/2023
Gross debt repayment schedule
(R$ million)
DEBT
R$ (million)
Gross Debt³ 9,268.7 8,041.7 15.26%
Short-term Debt 652.9 181.0 260.7%
Long-term Debt 8,615.8 7,860.7 9.6%
Consolidated Availabilities 1,772.0 1,243.8 42.46%
ISA CTEEP and Subsidiaries 1,360.5 884.8 53.8%
Non-Consolidated Subsidiaries¹ 411.6 359.0 14.6%
Consolidated Net Debt² 7,908.2 7,156.9 10.5%
31/12/2023 31/12/2022 Chg (%)

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INVESTMENTS
ISA CTEEP, its subsidiaries, and subsidiaries under common control invested R$617.5 million in 4Q23, R$132.5 million
(27.3%) more than in 4Q22. The increase is due to the investment of R$435.9 million in retrofitting projects, which is
a record for this type of project. The increase was partially offset by less investments in greenfield projects (-8.3%)
which, in 2022, had more projects in the final phase of construction and, hence, received more investments than in
2023.
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 2023, the
Company invested R$1,220.3 million in retrofitting projects, an
increase of R$395.7 million (+48.0%) from the 2022. Between 2019
and 2023, the compound annual growth rate (CAGR) of investments
in these projects was 74.0%.
In 2023, the Company had replaced 1,924 pieces of equipment, up
73.0% from 2022 when 1,112 pieces of equipment were replaced.
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$5 billion in projects authorized by ANEEL, to be made in the up coming
5 years. Renewal of assets is a fundamental tool for adequate management of transmission systems and ensuring
excellence in services, while reducing operating and maintenance (O&M) costs, increasing the longevity of assets and
remunerating Capex as per regulations.
CAGR:
Investment in projects – 4Q23 vs 4Q22
(R$ million)
Investment in retrofitting projects
(R$ million)
CAGR
Investment authorized for retrofitting projects
(R$ million)

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Investments in Greenfield Projects
Following is the information on projects under construction:
In 2023, the Company invested R$846.7 million in
projects won at transmission auctions, R$257.4 million (-
23.3%) less than in 2022 due to the initial phase of
construction of the new projects.
In 2023, ISA CTEEP energized Itaúnas and Triângulo
Mineiro projects, and started receiving their respective
RAPs of R$65.9 million and R$42.1 million. 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% and average
underrun of 7 months in relation to ANEEL’s estimate.
For more information about greenfield projects, visit our
website.
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 -10 373.6 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 11 124.1 53.0%
1 Biguaçu Operational 012/2018 IE Biguaçu 641.4 49.5 1Q21 3Q22 13 462.8 38.1%
1 Minuano
Under
construction
001/2020 Evrecy 681.6 48.3 1Q22 3Q22 - 464.8 -
6 Três lagoas Operational 006/2020 IE Tibagi 98.8 5.8 2Q21 2Q22 12 87.3 21.8%
7 Triângulo Mineiro Operational 007/2020 IEMG 553.6 42.1 1Q22 3Q23 20 498.2 29.4%
001/2020
(dec/2020)
7 Riacho Grande
Under
construction
005/2021
IE Riacho
Grande
1,140.6 85.1 4Q23 - - 179.8 -
3 Piraquê
Under
construction
008/2022 ISA CTEEP 3,653.6 313.5 4Q23 - - 355.3 -
6 Jacarandá
Under
construction
011/2022 IE Jaguar 8 232.3 14.7 4Q23 - - 23.3 -
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 3,923.1 25.8%
2,536.0 348.8 - - 7 2,341.7 35.7%
1,393.6 296.0 - - -3 1,581.3 4.5%
11,301.6 971.8 - - - 1,023.2 -
15,784.7 1,616.6 - - 2 4,946.3 25.8%
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)
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
Investment in Greenfield projects
(R$ million)
CAGR

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CAPITAL MARKETS
Ownership breakdown
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: 31/12/2023
Stock Performance
The common (TRPL3) and preferred (TRPL4) stock of ISA CTEEP
ended the fourth quarter of 2023 quoted at R$35.45 and R$26.50,
respectively, gaining 22.5% and 15.2%, respectively, from the
closing price of 4Q22. In the same period, the IEE and Ibovespa
indexes rose 20.7% and 22.3%, respectively. Consequently, ISA
CTEEP ended 2023 with market value of R$19.8 billion, up R$3.07
billion (18.4%) from the end of 2022.
During 4Q23, the increase in the average daily traded volume
(ADTV) generated positive effects on the tradability index of the
preferred stock, which ended 2023 as the 78th
most traded stock
on the Brazilian stock exchange (B3), climbing 17 positions in the
year.
¹ calculated based on the closing price of shares traded in the period | ² Average Daily Traded Volume (ADTV)
Thanks to the improved tradability index of the Company’s preferred shares, they returned to Ibovespa, the flagship
performance indicator of the most traded stocks on B3, after a gap of 10 years. As such, TRPL4 stocks were included
in the Ibovespa portfolio that is effective between January and April 2024.
In addition to Ibovespa, the Company’s preferred stocks are included in diverse indexes, notably IBRX 100, an indicator
of the average price performance of the 100 most actively traded and best representative stocks in the Brazilian stock
market, and other important indexes, such as: IDIV (Dividend Index), IGC (Special Corporate Governance Index), IEE
(Electric Utilities Index) and ISE (Corporate Sustainability Index). In addition to the indexes mentioned above, ISA
CTEEP was included in the new Bovespa Smart Dividend Index (IBSD B3) of B3 in partnership with Nu invest, which
brings together the best assets in terms of investor remuneration.
Currently, the Company’s stocks are followed by 17 Brazilian and international research firms.
Shares % Shares % Shares %
ISA Capital do Brasil S.A 230,856,832 89.50% 5,144,528 1.28% 236,001,360 35.82%
Management - - - - - -
Free Float 27,080,900 10.50% 395,801,044 98.72% 422,881,944 64.18%
Eletrobras 25,106,829 9.73% 210,399,836 52.48% 235,506,665 35.74%
Others 1,974,071 0.77% 185,401,208 46.24% 187,375,279 28.44%
Total 257,937,732 100.00% 400,945,572 100.00% 658,883,304 100.00%
Shareholders
TRPL3 (common) TRPL4 (preferred) Total (common + preferred)
4Q23 4Q22 Chg %
Market Capitalization¹
(R$ billion)
19.8 16.7 18.4%
TRPL3
Average volume/day
(thousand shares)
3,270 2,432 34.5%
Average Daily Traded Volume
(R$ thousand)
106 74 42.9%
Average price (R$/share) 31.7 29.9 6.2%
Closing price (R$) 35.5 29.0 22.5%
TRPL4
Average volume/day
(thousand shares)
4,297 2,208 94.6%
Average Daily Traded Volume
(R$ thousand)
73,605 51,083 44.1%
Average price (R$/share) 23.9 23.2 3.0%
Closing price (R$) 26.5 23.0 15.2%
Capital markets

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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).
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, and the possibility of paying interim dividends,
always ensuring that the dividend will be equal to or higher than minimum mandatory dividends.
On December 8, 2023, the Board of Directors approved the payment of interest on equity amounting to
R$1,452,233,489.33 million, based on the net income from fiscal year 2023, which corresponds to R$ 2.204083 per
share. Shares started trading ex-date on December 14, 2023, and payment was defined in two installments: (i)
R$160,000,586.01 on January 15, 2024; and (ii) R$1,292,232,903.32 by April 10, 2024. Therefore, payout in 2023 was
75%.
¹ Annual distribution of earnings on an accrual basis, according to the baseline distribution year.
² Considering fiscal year and earnings paid from reserve.
Distribution of earnings ¹
R$ million
TRPL3 x TRPL4 x Ibovespa x IEE – 2023
(base 100)
100
January-23 160.0 0.242835
April-23 1,292.2 1.961248
TOTAL 1,452.2 2.204083
Payment Date
Total¹
(R$ million)
Distribution
Base
R$ / share
Interest on Equity
("IOE")
December-23
Result of the
fiscal year 2023
Earning Type
Deliberation
Date

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SUSTAINABILITY | Environmental, Social and Governance (ESG) Performance
In line with its commitment to transparency in management and its relations with stakeholders, ISA CTEEP presents the
main initiatives and the performance of key quantitative and qualitative ESG (environmental, social and governance)
indicators in the fourth quarter of 2023. The information and indicators refer to ISA CTEEP and its wholly-owned
subsidiaries, unless stated otherwise in a footnote.
Environmental Highlights
Golden Seal in Emissions Inventory
For the fourth straight year, ISA CTEEP has obtained the Golden Seal from the Brazil GHG Protocol
Program (PBGHG) for its Greenhouse Gas Emissions Inventory. After voluntarily publishing the
inventory, the Company plans, manages and continuously reduces emissions in its operations.
ISA CTEEP present at COP28
At the 28th
edition of the UN Climate Change Conference held in Dubai, ISA CTEEP signed
with the State Government, through the Environment, Infrastructure and Logistics (Semil)
Department, a Letter of Intent to conserve and form the ecological corridors in the state. The
purpose of the initiative is to combine efforts to identify opportunities for implementing
projects aimed at conserving the native vegetation in the Atlantic Forest and the Cerrado
biomes.
Month of the jaguar
During the month in which the International Jaguar Day (November 29) is celebrated, ISA CTEEP carried out several
actions to raise awareness on environmental conservation, which included volunteer work, workshops and presentations
by members of the Jaguar Connection Program. The company is also the master sponsor of the movie “Diário de Uma
Onça” (Diary of a Jaguar) in partnership with Onçafari, which premiered on Globoplay in December 23.
Social Highlights
Meeting for Life
To promote health and safety across the value chain, ISA CTEEP held a meeting with
approximately 250 suppliers and partners in October to emphasize the importance of the
safety culture and the non-negotiable commitment to the lives of all its own and third-party
employees. The event honored and gave away the “Golden Helmet” award to suppliers who
were a reference in safety during the first half of the year.
Graduation of Women Electricians
In November, the Company held the graduation event of the Women Electricians Project in
partnership with the “Jorge Mahfuz” SENAI School. Apart from being qualified as installation
electricians, the graduates concluded the NR-10, SEP and Drones courses, which provided them
skills for professional opportunities in the electricity sector.
2023 Blood Donation Campaign
To celebrate the National Blood Donor Day (November 25), a blood donation campaign was held in collaboration with
“Hospital Beneficência Portuguesa de São Paulo”. More than 80 volunteers participated in this action, donating 67 blood
bags with the potential to save up to 268 lives.

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Voluntary revitalization action in Heliópolis
More than 30 employees participated in a voluntary action at the EMEI Joaquim Antonio
da Rocha school in Heliópolis (SP), creating a positive impact on the lives of 150 children.
The action, in partnership with “Instituto Esporte e Educação”, included the revitalization
of the court, sports activities and raising awareness about the preservation of the jaguar.
Governance Highlights
Collective Action for Integrity in the Electricity Sector
In line with its commitment to adopting the best market practices to promote ethics and compliance, ISA CTEEP
voluntarily joined the Collective Action for Integrity in the Electricity Sector, promoted by the UN Global Compact in
Brazil to celebrate the International Anti-Corruption Day (December 9). The initiative aims to mobilize diverse agents in
building an ethical and healthy environment, stimulate fair competition and promote the fundamental principles of ethical
and transparent conduct in private and public relations.
Ethos 360° Conference
At the Ethos 360º Conference, Latin America’s flagship corporate social
responsibility event, ISA CTEEP was represented by its Audit and Compliance
Director, Nicolas Genoni, at the corporate leadership forum on the construction of
pacific and inclusive societies in order to encourage reflection on the role of leaders
at organizations where they work and the transformation power within their sphere
of influence.
ESG Indicators
Environmental*
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.
SF₆gas losses declined 32% in 4Q23 and 22% in the year, reflecting the actions launched during the year by the
maintenance area, such as reinforcement of preventive actions to eliminate possible leakages in the medium and long
terms, development of solutions focused on the assets with a higher rate of gas losses, which, besides significantly
reducing emissions, generated gains in terms of less downtime and stricter control of asset performance.
International standard IEC 62271-20 establishes 0.5% as maximum loss of SF₆ gas on the installed capacity in
operation. In 2023, ISA CTEEP’s SF₆ losses represented 0.28% of the installed capacity in operation.
Water and energy consumption
Annual energy consumption increased 5% due to the energization of new projects in 2023 and several retrofitting
projects that involve structural works at the assets in operation. On the other hand, water consumption at the facilities
and offices decreased 21% and 32% in 4Q23 and 2023, respectively.
*4Q23 data may change until the external audit to be held in the first quarter of 2024.
¹ considering the consumption of energy coming exclusively from the concessionaire | ² considering the consumption by the distributor and the tubular well.

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Social
Occupational Health and Safety
In the fourth quarter, there were two accidents involving
contractors, one with leave of absence and another
without it. As such, the Company ended 2023 with six
accidents recorded (-80% vs. 2022), all of them involving
contractors and no fatal accident.
This is the result of actions taken to improve Health and
Safety as part of the Connected to Life program.
Also, training programs, safety campaigns with
contractors, emergency simulators and diverse courses
were held, reaffirming the company’s non-negotiable
commitment to safety.
1
The number of accidents in 4Q23 involving contractors was changed from three
to two due to the removal of an accident recorded at TRIF by the ISA Group.
Diversity**
The “Outros Olhare”s Program guides the Company’s strategies and actions on promoting a diverse and inclusive
environment and established four affinity groups for each pillar of the program: gender equality, ethnicity-race, LGBTI+,
and persons with disabilities (“PwD”). Guided by the company’s Policy on Diversity, the program promotes adhesion to
voluntary commitments, affirmative and inclusive recruitment processes, training programs for leaders and employees,
and awareness actions.
In 4Q23, the trainee and intern programs were launched with a new proposal for the recruitment and selection process
at the onboarding programs to promote at least 50% diversity in these programs. As for gender diversity, the share of
women in leadership positions grew 3 p.p., reflecting an increase of 2 p.p. in total staff compared to the same period
last year.
Gender Diversity (%)
As regards the ethnicity/race indicator, currently 27% of the Company’s workforce is comprised of black people,
an increase of 4 p.p. from 2022.
Ethnicity-Race Diversity (%)
¹ Statutory executive officers and CEO
² Employee executive officers, Managers and Coordinators
³ Specialists and other positions, except Directors, Interns and Trainees.
** diversity indicators consider the total number of employees on the last day of each period.
Accidents with absense
Employees 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Third-parties Employees 5 1 -100.0% 12 3 -100.0%
Accidents without absence
Employees 1 0 -100.0% 3 0 -100.0%
Third-parties Employees 2 1 100.0% 14 3 -77.8%
N.A. N.A.
Accidents with Death
Employees 1 0 -100.0% 1 0 -100.0%
Third-parties Employees 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Total 1 0 -100.0% 1 0 -100.0%
Total of accidents 9 2 -77.8% 30 6 -80.0%
Accidents Frequency Rate
Employees 3.0 0.0 -100.0% 1.5 0.0 -100.0%
Third-parties Employees 4.4 1.3 -71.6% 4.5 1.0 -77.6%
2023
Chg
(%)
Category / Employee 4Q22 4Q23
Chg
(%)
2022

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Governance
Ethical conduct
In the period, the ISA CTEEP’s Ethics Line received 13 reports, 28% less
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. The ISA CTEEP’s Ethics
Line Channel is broadly disclosed across the Company’s diverse
communication channels, including its website, intranet or other digital
formats and printed materials.
In the last quarter, the Compliance area held several training and
awareness programs during on-site meetings in diverse locations,
highlighting topics related to an adequate behavior and ethical principles,
such as respect, integrity, and commitment to life.
Environmental Compliance
At the end of the quarter, ISA CTEEP received an insignificant fine1
for possible non-compliance with an environmental
licensing condition and a non-monetary sanction related to the cleaning of a transmission line corridor. Both cases were
issued by the Environment Institute of Mato Grosso do Sul (IMASUL). The Company has submitted its defense and is
awaiting analysis and judgment.
1
Insignificant fines: Sanctions for environmental non-compliance (Amount below US$10,000).

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EVENTS DURING THE PERIOD
14th issue of debentures
On October 25, 2023, the Company concluded the process to raise funds through the 14th
issue of simple, non-
convertible debentures at a total issue amount of R$1.9 billion, in two series: (i) R$783,786,000.00 for the first series,
maturing on October 15, 2023 and cost of IPCA + 6.2607% p.a.; and (ii) R$1,116,214,000.00 for the second series,
maturing on October 15, 2038 and cost of IPCA + 6.4364% p.a. Click here to access the offering documents. Click here
for more details.
Early Redemption of Promissory Notes
On November 27, 2023, ISA CTEEP carried out the optional full early redemption of the Promissory Notes of its 8th
issue, totaling R$1,615,411,492, equivalent to the total Nominal Unit Value, plus (i) Remuneration of Promissory Notes,
from the issue date to the effective payment date, and (ii) a premium equivalent to 0.20% p.a. for the remaining term
of approximately six months of the Promissory Notes, calculated in accordance with the formula in the respective
instruments, and other applicable charges. Click here for more details.
Full startup of IE Itaúnas
On November 28, the Itaúnas project (contract 018/2017), which had started partial operations in March 2023, went
fully operational after energization of the Static Compensator of SE João Neiva 2. IE Itaúnas is a wholly-owned
subsidiary of ISA CTEEP located in the municipalities of Itaúnas and Viana in Espírito Santo. The project refers to Lot
21 of the 2nd
stage of the transmission auction 013/2015, held in October 2016. Investments were approximately R$370
million and RAP is R$65.0 million (tariff cycle 2023/2024). Click here to access the notice to the market. Watch the
video of the project.
Decision of the Federal Accounting Court (TCU) – Centro Substation (CTR)
At the judgement session held on November 29, 2023, the judge of the Federal Accounting Court (TCU) decided against
the Company and upheld the appeal filed by ANEEL, altering its previous decision of invalidating the new rebidding
process for ISA CTEEP’s Centro Substation, which was offered in lot 6 at the 02/2022 auction held on December 16,
2022. The Company will have the right to economic and financial balance guaranteed through indemnity. Click here for
more details.
Approval of payment of Interest on Equity
On December 8, 2023, the Board of Directors approved the payment of interest on equity for the fiscal year amounting
to R$1,452,233,489.33, which corresponds to R$2.204083 per share paid in two installments as follows: (i)
R$160,000,586.01 on January 15, 2024; and (ii) R$1,292,232,903.32 by April 10, 2024. Click here for more details.
Resignation of Chairman and Member of the Board of Directors
On January 28, 2023, the Company announced to its shareholders and the market that the chairman and effective
member of the Board of Directors, Mr. Juan Emílio Posada Echeverri, had resigned from the respective positions, and
that, pursuant to article 19 of the Bylaws of the Company and article 1.9 of the charter of the Board of Directors, the
vice chairman Gustavo Carlos Marin Garat took over as chairman of the Board. Click here to access more details.
EVENTS SUBSEQUENT TO THE REPORTING PERIOD
Ibovespa (IBOV) and Corporate Sustainability Index (ISE)
On January 2, 2024, the Company announced that its preferred shares (TRPL4) were included in the Ibovespa index,
principal indicator of the performance of shares traded on B3. The Company’s preferred shares will also be included in
the Corporate Sustainability Index (ISE) of B3 for the second straight year. In addition to IBOVESPA and ISE, ISA CTEEP
was included in the new dividends index (IBSD B3) of B3, which brings together the best assets in terms of investor
remuneration. Click here for more details.

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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)
2023/2024 RAP Cycle
Renewed Contract (059)

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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.
Parent Company
RAP
22/23 Cycle
RAP
23/24 Cycle
REH 2.725 REH 2.895
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 0 2,377 1,550 53.4%
012/2016 PBTE IPCA 206 8 0 0 0 215 -7 207 206 0.5%
Total Parent Company 3,047 120 38 0 766 3,972 -92 3,880 3,047 27%
Subsidiárias Controladas
RAP
22/23 Cycle
RAP
23/24 Cycle
REH 2.725 REH 2.895
Subsidiaries (100%) in operation 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 005/2021 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 Minuano 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%
Consolidated ISA CTEEP in operation 3,678 141 41 0 762 4,622 -85 4,538 3,678 23%
SUBSIDIARIES (equity income)
RAP
22/23 Cycle
RAP
23/24 Cycle
REH 2.725 REH 2.895
Subsidiaries (non-consolidated) in operation 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%
Participation ISA CTEEP 705 28 0 0 -0 733 -28 705 705 0%
ISA CTEEP in operation 4,383 169 41 0 762 5,355 -112 5,243 4,383 20%
PROJETOS EM CONSTRUÇÃO
RAP
22/23 Cycle
RAP
23/24 Cycle
REH 2.725 REH 2.895
Parent Company Under Construction 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
Subsidiaries (100%) under construction 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 Água Vermelha IPCA N.A. 0 0 0 7 7 0 7 N.A. N.A
ISA CTEEP under construction 428 34 0 0 510 972 0 972 428 127%
ISA CTEEP TOTAL (In Operation + Under Construction) 4,811 203 41 0 1,272 6,327 -112 6,215 4,811 29%
Chg%
Concessionaire
(R$ million)
Contract Project Index Inflation
Retrofittin
g
RTP
6
Others¹ PA
RAP
23/24
Cycle¹
RAP
22/23
Cycle
IEMG
Chg%
ISA CTEEP
059/2001 IPCA
Concessionaire
(R$ million)
Retrofittin
g
RTP
6
Others3
PA
RAP
23/24
Cycle¹
RAP
22/23
Cycle
PA
RAP
23/24
Cycle¹
IE Jaguar 6
IE Tigabi
IE SUL
IE Itapura
Concessionaire
(R$ million)
Contract Project Index
RAP
22/23
Cycle
Chg%
RAP
22/23
Cycle
Chg%
IE Madeira (51% ISA CTEEP) IPCA
Concessionaire
(R$ million)
Retrofittin
g
Inflation
Retrofittin
g
RTP
6
Others
ISA CTEEP 5
RTP
6
Others3
PA
RAP
23/24
Cycle¹

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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 more than 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$2.4 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 of 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.
IENS - Index of Non-Supplied Energy - Index for energy that was not consumed due to an interruption.
IOE - Interest on equity - type of remuneration that a company distributes to its shareholders, partners or quota
holders.
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.

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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.
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. | ²Start 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 Feb-22 Jan-19 255 333 ✓ 2Q19 100% 100% 3Q22
Aimorés
(Lot 4)
004/2017 IE Aimorés 50% MG 0.0% 47.9 Feb-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-18 298 374 ✓ 3Q18 100% 100% 1Q23
Ivaí²
(Lot 1)
022/2017 IE Ivaí 50% PR 33.2% 181.3 Aug-22 Feb-21 968 1,050 ✓ 4Q19 100% 100% 4Q22
Tibagi
(Lot 5)
026/2017 IE Tibagi 100%
SP /
PR
32.2% 21.5 Aug-21 Jan-17 135 118 ✓ 3Q18 100% 100% 4Q20
Itaquerê
(Lot 6)
027/2017 IE Itaquerê 100% SP / PR 44.5% 62.9 Aug-21 Jun-18 398 252 ✓ 3Q18 100% 100% 3Q20
Aguapeí
(Lot 29)
046/2017 IE Aguapeí 100% SP / PR 52.7% 74.2 Aug-21 Dec-18 602 363 ✓ 3Q19 100% 100% 1Q21
Bauru
(Lot 25)
042/2017 IE Jaguar 6 100% SP 57.6% 13.5 Feb-21 Aug-19 126 63 ✓ 2Q18 100% 100% 3Q19
Lorena
(Lot 10)
021/2018 IE Itapura 100% SP 73.9% 14.3 Sep-22 Jan-20 238 124 ✓ 3Q19 100% 100% 4Q21
Biguaçu
(Lot 1)
012/2018 IE Biguaçu 100% SC 66.7% 49.5 Sep-23 Sep-21 641 463 ✓ 1Q21 100% 100% 3Q22
Minuano
(Lot 1) 6
001/2020 Evrecy 100% RS 66.9% 48.3 Mar-25 Jan-20 682 465 ✓ 1Q22 100% 81% 3Q22
Três Lagoas
(Lot 6)
006/2020 IE Tibagi 100%
MS /
SP
68.1% 5.8 Sep-23 Jan-20 99 87 ✓ 2Q21 100% 100% 2Q22
Triângulo
Mineiro
007/2020 IEMG 100% MG 65.4% 42.1 Mar-25 Jan-20 554 498 ✓ 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 1,141 180 ✓ 4Q23 98% 49% -
Piraquê
(Lot 3)
008/2022 ISA CTEEP 100%
MG /
ES
46.8% 313.5 Sep-27 Jan-26 3,654 355 3Q24 4Q23 44% 19% -
Jacarandá
(Lot 6)
011/2022 IE Jaguar 8 100% SP 59.2% 14.7 Mar-26 Mar-26 232 23 2Q24 4Q23 53% 27% -
Serra Dourada
(Lot 1)
006/2023 ISA CTEEP 100% BA/MG 44.8% 283.8 Mar-29 immediate 3,157 0 3Q25 3Q25 8% 8% -
Itatiaia
(Lot 7)
012/2023 ISA CTEEP 100% RJ/MG 41.8% 218.9 Mar-29 immediate 2,342 0 3Q25 3Q25 16% 9% -
Água Vermelha
(Lot 9)
014/2023 IE Tibagi 100% SP 50.4% 7.5 Sep-26 Jan-26 94 0 2Q24 2Q24 0% 12% -
47.2% 1,616.6 - - 15,785 4,946 15,785 4,946 - - -
Entry in
Commercial
Operation
013/2015
(oct/2016)
005/2016
(apr/2017)
002/2018
(jun/2018)
002/2019
(dec/2019)
Land
Develop
ment4
Projects
Develop
ment5
Project
Deadline
ANEEL
Total (19)
Initiation of
Construction
RAP ISA
CTEEP
Cycle 2023/2024
(R$ million)
Necessity
Date¹
Environm
ental
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
12/31/2023
(R$ million)
001/2023
(jun/2023)

36
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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) 4Q23 4Q22 Chg (%) 2023 2022 Chg (%)
Brownfield Projects 0.0 0.0 N.A 0.0 0.0 N.A
Retroffiting Projects 435.9 287.0 51.9% 1,220.3 824.6 48.0%
Greenfield Projects 181.6 198.0 -8.3% 846.7 1,104.1 -23.3%
Piraquê 67.2 49.9 34.7% 304.2 51.1 495.2%
Minuano 47.1 29.7 58.8% 152.5 236.5 -35.5%
Triângulo Mineiro 17.7 74.1 -76.2% 136.3 309.0 -55.9%
Ivaí (50%) 0.0 8.1 -100.0% 124.0 131.2 -5.4%
Itaúnas 26.2 13.1 99.1% 38.3 81.4 -53.0%
Riacho Grande 25.8 5.0 414.6% 74.2 46.1 61.1%
Jacarandá 0.2 0.0 N.A 23.3 0.0 N.A
Itaquerê 0.0 0.0 N.A 0.5 8.2 -93.9%
Aguapeí 0.0 0.1 -100.0% 2.8 1.0 175.3%
Três lagoas -0.1 -1.0 N.A 0.4 19.1 -97.9%
Itapura Lorena 0.3 0.2 79.9% 0.2 0.5 -52.2%
Aimorés (50%) 0.0 0.0 N.A 0.0 26.3 -100.0%
Paraguaçu (50%) 0.0 0.0 N.A 0.0 62.7 -100.0%
Tibagi 0.1 1.1 -95.2% -0.5 1.2 -137.0%
Biguaçu -2.8 17.7 -116.0% -9.7 129.7 -107.5%
Total 617.5 485.0 27.3% 2,067.0 1,928.7 7.2%
Assets
(R$ thousand) 31/12/2023 31/12/2022
CURRENT
Cash and Cash Equivalents 245,819 336,523
Financial Investments 1,526,208 907,326
Accounts receivable - Concessionaires and 441,987 478,085
Inventory 30,654 26,889
Services in course 0 0
Recoverable taxes and contributions 268,730 114,235
Derivative instruments 0 816
Credit with controlled parties 235,642 91,373
Prepaid Expenses 12,732 6,907
Restricted cash 6,657 2,126
Others 217,967 102,701
2,986,396 2,066,981
NON-CURRENT
Long-Term Assets
Accounts receivable - Concessionaires and 365,945 426,197
Accounts Receivable from the State Finance 2,371,307 2,175,500
Deferred income taxes and social contribution 826 127
Pledges and Escrow 42,677 41,298
Credits with Subsidiaries 0 8,700
Derivative financial instruments 2,615 0
Others 109,226 61,733
2,910,174 2,745,728
Investments 1,596,572 1,566,341
Imobilized 11,770,158 10,242,590
Intangible 1,626,979 1,678,233
14,993,709 13,487,164
17,903,883 16,232,892
Total Assets 20,890,279 18,299,873
Consolidated

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Liabilities and Shareholders' Equity
(R$ thousand) 31/12/2023 31/12/2022
CURRENT
Loans and Financing 75,811 78,060
Debentures 570,815 88,833
Leasing 6,268 14,124
Derivative financial instruments 25,926 0
Suppliers 180,007 114,962
Taxes and social charges to be collected 115,157 197,279
Deferred Income Tax and Social Contribution 0 0
Regulatory charges to be collected 53,071 63,287
Interest on Shareholders' Equity / Dividends to 1,374,021 611,042
Provisions 63,940 53,810
Amounts Payable - Funcesp 731 823
Others 107,190 74,319
2,572,937 1,296,539
NON-CURRENT
Long-Term Liabilities
Loans and Financing 633,914 2,012,601
Debentures 7,959,755 5,805,235
Leasing 22,102 42,844
Derivative financial instruments 880 4,117
Suppliers 1,746 6,056
Employee Benefit - Actuarial Deficit 401,059 154,282
Diferred PIS and COFINS 32,715 47,011
Deferred income taxes and social contribution 887,770 1,081,435
Regulatory charges to be collected 38,163 28,142
Provisions 124,951 135,617
Global Reversal Reserve - RGR 0 0
Obligations connected to concession service 675,038 492,633
Others 15,908 9,757
10,794,001 9,819,730
SHAREHOLDER'S EQUITY
Share Capital 3,590,020 3,590,020
Capital Reserves 666 666
Income Reserves 2,115,918 1,431,973
Revaluation reserve 1,612,737 1,823,292
Other Comprehensive Results -207,572 -21,376
7,111,769 6,824,575
Non-controlling shareholders' share
of investment funds
411,572 359,029
7,523,341 7,183,604
Total Liabilities and Shareholders' Equity 20,890,279 18,299,873
Consolidated

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Attachment IV – Regulatory Income Statement
Income Statement
(R$ thousand) 4Q23 4Q22 Chg (%) 2023 2022 Chg (%)
Gross Revenue 1,272,147 1,072,375 18.6% 4,587,318 3,916,406 17.1%
Availability of Electric Network 1,257,910 1,062,857 18.4% 4,539,861 3,883,390 16.9%
Others 14,237 9,518 49.6% 47,457 33,016 43.7%
Deductions from the Operational Revenue -162,550 -181,184 -10.3% -601,932 -657,655 -8.5%
Taxes and Contributions on Revenue -113,832 -93,653 21.5% -400,362 -338,144 18.4%
Regulatory charges -48,718 -87,531 -44.3% -201,570 -319,511 -36.9%
Net Revenue 1,109,597 891,191 24.5% 3,985,386 3,258,751 22.3%
Costs and Operational Expenses -400,872 -391,330 2.4% -1,424,907 -1,328,810 7.2%
Personnel -112,896 -117,725 -4.1% -409,775 -405,488 1.1%
Material -8,530 -8,377 1.8% -25,670 -23,623 8.7%
Services -78,372 -72,721 7.8% -221,979 -190,967 16.2%
Depreciation -169,831 -162,450 4.5% -668,045 -620,693 7.6%
Others -31,243 -30,057 3.9% -99,438 -88,039 12.9%
Result of Service 708,725 499,861 41.8% 2,560,479 1,929,941 32.7%
Financial Results -180,532 -155,004 16.5% -821,259 -813,552 0.9%
Income from Financial Investments 71,988 46,619 54.4% 201,571 147,858 36.3%
Result of Liquid Monetary Variation -40,446 -32,067 26.1% -246,432 -291,486 -15.5%
Asset and Liability Interest -82 -76 7.9% -477 -234 103.8%
Interest/Charges on loans -200,778 -179,049 12.1% -769,525 -665,618 15.6%
Others -11,214 9,569 n.a -6,396 -4,072 57.1%
Operational Result 528,193 344,857 53.2% 1,739,220 1,116,389 55.8%
Equity Income 89,572 45,241 98.0% 309,237 112,353 175.2%
Other Operational Revenues/Expenses -51,836 -27,628 87.6% -99,464 -85,686 16.1%
Results before Taxes 565,929 362,470 56.1% 1,948,993 1,143,056 70.5%
Income Tax and Social Contribution on Income 351,126 18,998 1748.2% 44,538 -148,623 n.a
Current 349,191 97,919 256.6% -64,534 -114,501 -43.6%
Deferred 1,935 -78,921 n.a 109,072 -34,122 n.a
Consolidated Income/Losses of the Period with
the Participation of the Non Controlling
Shareholder
917,055 381,468 140.4% 1,993,531 994,433 100.5%
Participation of Non Controlling Shareholder -16,496 -17,912 -7.9% -51,245 -57,546 -10.9%
Net Income/Loss Consolidated in the Period 900,559 363,556 147.7% 1,942,286 936,887 107.3%
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) 2023 2022
Cash generated by operational activities 3,251,783 2,561,954
Net Income 1,942,287 936,887
Employee benefit - actuarial deficit 23,755 62,905
Deferred PIS and COFINS -14,296 -3,542
Depreciation and amortization 657,602 603,331
Deferred income taxes and social contribution -109,072 34,122
Provision for Lawsuit Liabilities 1,139 16,812
Residual value of fixed/intangible assets 99,469 108,092
Tax benefit - incorporated goodwill 37 36
Realization of concession assets in the acquisition of subsidiary 57,114 49,885
Realization of the loss in jointly controlled -8,195 -5,936
Result of equity income -309,237 -94,794
Income from financial investments -61,479 -57,546
Interest and exchange variations on loans, financing and debentures 1,018,114 942,655
Interest and monetary and exchange variations on assets and
liabilities
5,790 3,547
Transactions with non-controlling shareholders -51,245 -34,500
Assets Variation -557,400 -266,241
Accounts receivable - Concessionaires and Permissionaires 96,350 -55,223
Inventories -3,765 -8,122
Accounts Receivable from the State Finance Secretariat -195,807 -207,753
Recoverable taxes and contributions -154,495 -42,085
Prepaid Expenses -5,825 4,712
Pledges and Escrow 103 6,126
Credit with subsidiaries -144,269 -21,160
Others -159,756 48,643
Liabilities Variation 4,493 216,987
Suppliers 60,735 27,611
Labor obligations 10,130 7,303
Tax payment -166,233 -116,249
Regulatory charges to be collected 1,509 -5,694
Provisions -22,209 4,326
Amounts payable to Vivest -92 -35
Global Reversal Reserve - RGR -2,480 -2,481
Obligations linked to the concession of the service 0 125,279
Post-employment benefit - actuarial liability 0 29,389
Others 39,022 0
Net cash generated in operational activities 2,698,876 2,512,700
Investments Activites Cash Flow -2,415,418 -2,012,091
Financial Investments -2,985,529 -2,913,375
Redemptions of financial investments 2,480,669 2,842,729
Fixed Assets -2,154,997 -1,947,124
Investments 0 -133,500
Received dividends 244,439 139,179
Cash used in financing activities -374,162 -446,717
New loans and debentures 2,467,412 926,960
Loan and debentures payments (principal) -1,311,578 -812,756
Loan and debentures payments (interest) -916,093 -430,756
Lease Payments (principal and interest) -14,344 -14,352
Derivative instruments -1,802 -18,087
Paid dividends and interest on equity -597,757 -97,726
Net variation in Cash and Cash Equivalents -90,704 53,892
Opening Balance of Cash and Cash Equivalents 336,523 282,632
Closing Balance of Cashand Cash Equivalents 245,819 336,523
Closing Balance of Cash and Cash Equivalents -90,704 53,891
Consolidated

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Attachment VI – Regulatory Result of Non-Consolidated Companies
Income Statement
(R$ thousand)
Gross Operational Revenue 177,134 143,870 23.1% 740,471 637,021 16.2%
Operational Revenue Deductions -24,759 -23,631 4.8% -95,970 -88,554 8.4%
Net Operational Revenue 152,375 120,239 26.7% 644,501 548,467 17.5%
Costs and Expenses -25,241 -16,592 52.1% -72,842 -49,540 47.0%
Depreciation 3,618 -37,564 n.a -109,026 -150,335 -27.5%
EBITDA 126,697 94,740 33.7% 570,932 489,730 16.6%
Gross Profit 130,752 66,083 97.9% 462,633 348,592 32.7%
Financial Result -18,388 -18,602 -1.1% -111,084 -107,694 3.1%
Other Revenues and Expenses -437 -8,906 -95.1% -727 -9,197 -92.1%
Income before IR & CSLL 111,927 38,575 190.2% 350,822 231,701 51.4%
IR & CSLL* 2,152 7,659 -71.9% -15,759 -756 1985.1%
Net Income 114,078 46,234 146.7% 335,063 230,946 45.1%
ISA CTEEP Particip. (51%) on EBITDA 64,615 48,318 33.7% 291,175 249,762 16.6%
ISA CTEEP Particip. (51%) on Net Income 58,180 23,580 146.7% 170,882 117,782 45.1%
Chg (%) 2023 2022 Chg (%)
IE MADEIRA
4Q23 4Q22
Income Statement
(R$ thousand)
Costs and Expenses -3,539 -3,382 4.7% -13,265 -13,965 -5.0%
Depreciation -6,355 -6,386 -0.5% -25,409 -25,823 -1.6%
EBITDA 35,235 29,216 20.6% 109,231 96,267 13.5%
Gross Profit 28,880 23,156 24.7% 83,822 72,314 15.9%
Financial Result -559 -1,116 -50.0% -4,759 -5,577 -14.7%
Other Revenues and Expenses 0 -326 -100.0% 0 -1,871 -100.0%
IR & CSLL* -811 -626 29.6% -2,388 -2,167 10.2%
Net Income 27,511 21,088 30.5% 76,674 62,700 22.3%
Chg (%)
4Q23 4Q22 Chg (%) 2023 2022
IE GARANHUNS
Income Statement
(R$ thousand)
Depreciation -2,719 -2,735 -0.6% -10,850 -5,513 96.8%
EBITDA 23,076 22,451 2.8% 91,835 47,087 95.0%
Gross Profit 20,357 19,716 3.2% 80,985 41,575 94.8%
Financial Result 702 1,619 -56.6% 4,359 4,593 -5.1%
Other Revenues and Expenses 0 0 N.A. 0 0 N.A.
Income before IR & CSLL 21,059 21,335 -1.3% 85,344 46,168 84.9%
IR & CSLL* -2,146 -7,267 -70.5% -13,716 -15,549 -11.8%
Net Income 18,912 14,069 34.4% 71,628 30,619 133.9%
IE AIMORÉS
4Q23 4Q22 Chg (%) 2023 2022 Chg (%)

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Income Statement
(R$ thousand)
Depreciation -4,615 -4,596 0.4% -18,410 -6,232 195.4%
EBITDA 35,382 30,637 15.5% 137,113 37,762 263.1%
Gross Profit 30,767 26,041 18.1% 118,703 31,530 276.5%
Financial Result 1,353 588 130.2% 6,692 2,241 198.7%
Other Revenues and Expenses 0 0 N.A. 0 0 N.A.
IR & CSLL* -4,254 -9,140 -53.5% -18,869 -11,424 65.2%
Net Income 27,866 17,489 59.3% 106,526 22,347 376.7%
2023 2022 Chg (%)
IE PARAGUAÇU
4Q23 4Q22 Chg (%)
Income Statement
(R$ thousand)
Depreciation -14,362 -58 24724.1% -34,933 -151 23104.9%
EBITDA 34,549 37,248 -7.2% 260,953 32,988 691.1%
Gross Profit 69,479 37,190 86.8% 275,310 32,838 738.4%
Financial Result -40,930 -50,800 -19.4% -195,315 -225,800 -13.5%
Other Revenues and Expenses -49,293 0 N.A. -49,291 0 N.A.
Income before IR & CSLL -20,744 -13,610 52.4% 30,705 -192,962 n.a
IR & CSLL* 8,690 3,946 120.2% -10,354 65,264 n.a
Net Income -12,053 -9,664 24.7% 20,351 -127,698 n.a
ISA CTEEP Particip. (50%) on EBITDA 17,275 18,624 -7.2% 130,477 16,494 691.1%
ISA CTEEP Particip. (50%) on Net Income -6,027 -4,832 24.7% 10,175 -63,849 -115.9%
IE IVAÍ
2022 Chg (%)
2023
Chg (%)
4Q23 4Q22

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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 covenants of
Net Debt/BNDES Adjusted EBITDA ≤ 3.0 and Net Debt/(Net Debt + Shareholders’ Equity) ≤ 0.6.
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 4Q23 was 2.39x.
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 4Q23 was 2.30x. It is noteworthy that the maturity of this issue
occurred on February 15, 2024.
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.
Net Debt
12/31/23
9,265.8
Net Debt
12/31/23
7,496.6
EBITDA LTM 3,880.9 EBITDA LTM 3,264.0
Net Debt/EBITDA
12/31/23
2.39
Net Debt/EBITDA
12/31/23
2.30
Shareholders' Equity
12/31/23
17,791.7 Financial Result 12/31/2022 821.6
Net Debt/(Net Debt +
Shareholders' Equity) 12/31/23
0.34
EBITDA/Financial Result
12/31/2022
3.97
(annual verification)
BNDES
Infrastructure Debentures
(5th issuance)
(quarterly verification)

43
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Attachment VIII – Balance Sheet as per IFRS
Assets
(R$ thousand) 31/12/2023 31/12/2022
CURRENT
Cash and cash equivalents 245,819 336,523
Financial investments 1,526,208 907,326
Concession Asset 3,477,877 3,030,059
Inventories 164,941 91,236
Taxes and contributions to compensate 268,730 114,235
Derivative instruments 0 816
Credit with related parties 107,483 89,563
Prepaid expenses 12,732 6,907
Restricted Cash 6,657 2,126
Advance to suppliers 0 28
Others 167,984 91,351
5,978,431 4,670,170
NON-CURRENT
Long-term Receivables
Restricted Cash 17,578 32,173
Concession Asset 22,618,926 20,828,913
Accounts Receivable from the State Finance 2,371,307 2,175,500
Pledges and Escrow 42,677 41,298
Inventories 134,930 48,280
Derivative instruments 2,615 0
Credits with related parties 0 0
Others 140,385 61,733
25,328,418 23,187,897
Investments 4,022,567 3,794,693
Imobilized 120,104 114,932
Intangible 461,636 475,858
4,604,307 4,385,483
29,932,725 27,573,380
Total Assets 35,911,156 32,243,550
Consolidated

44
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Liabilities and Shareholders' Equity
(R$ thousand) 31/12/2023 31/12/2022
CURRENT
Loans and financing 75,811 78,060
Debentures 570,815 88,833
Leasing 6,268 14,124
Derivative financial instruments 25,926 -
Suppliers 177,986 111,557
Regulatory Charges to be collected 53,071 63,287
Interest on Shareholders' Equity/Dividends 1,247,850 611,207
Labor obligations 63,940 53,810
Amounts Payable - Vivest 731 823
Others 107,199 74,330
2,444,736 1,293,346
NON-CURRENT
Long-term Liabilities
Loans and financing 633,914 2,012,601
Debentures 7,959,755 5,805,235
Leasing 22,102 42,844
Derivative financial instruments 880 4,117
Suppliers 1,746 6,056
Provision for Contingencies 129,803 140,759
Benefit to employess - Actuarial Deficit 401,059 153,836
Deferred PIS and COFINS 2,034,661 1,849,888
Deferred Income Tax and Social Contribution 4,436,717 4,357,908
Regulatory Charges to be collected 38,163 28,142
Others 15,908 12,337
Total long-term liabilities 15,674,708 14,413,723
NET EQUITY
Shareholders' Equity 3,590,020 3,590,020
Capital Reserves 666 666
Profits Reserve 13,997,026 12,608,142
Other comprehensive results - 207,572 - 21,376
17,380,140 16,177,452
Non-controlling shareholders' share of
investment funds
411,572 359,029
17,791,712 16,536,481
Total Liabilities and Shareholders' Equity 35,911,156 32,243,550
Consolidated

45
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Attachment IX – Income Statement as per IFRS
Income Statement
Net Operating Revenue 1,688.0 1,231.8 37.0% 6,215.5 5,450.6 14.0%
Net Revenue from infrastructure, operation and
maintenance, efficiency gains in infrastructure
implementation and others
628.0 688.4 -8.8% 2,745.3 2,878.5 -4.6%
Remuneration of concession assets, net 1,060.0 543.4 95.1% 3,470.2 2,572.1 34.9%
Costs of Infrastructure Implementation Services, operation
and maintenance and services provided
-793.2 -603.9 31.3% -2,506.6 -2,170.9 15.5%
Gross Profit 894.8 627.9 42.5% 3,708.9 3,279.6 13.1%
Operational Revenue and Expenses 19.6 -52.2 -137.5% 233.7 210.7 10.9%
Revenues – Periodic Tariff Reset (RTP) 0.0 0.0 N.A. -3.7 1.8 -301.9%
General and Administrative -75.7 -115.6 -34.5% -235.0 -292.5 -19.7%
Management Fees -3.2 11.4 -127.8% -15.7 0.0 N.A.
Other operating net income (expenses) -12.0 -4.3 180.8% -1.2 -9.5 -87.0%
Equity Income 110.5 56.3 96.3% 489.3 510.9 -4.2%
Earnings before financial income and expenses and taxes
on earnings
914.4 575.6 58.8% 3,942.6 3,490.3 13.0%
Financial Income -180.6 -155.1 16.4% -821.6 -812.2 1.2%
Financial revenue 74.0 54.7 35.3% 222.1 169.2 31.2%
Financial expenses -254.6 -209.8 21.4% -1,043.6 -981.4 6.3%
Earnings Before Taxes 733.8 420.5 74.5% 3,121.0 2,678.1 16.5%
Income tax and Social Contribution on Earnings 304.1 139.9 117.3% -228.6 -358.3 -36.2%
Current 349.2 97.9 256.6% -64.5 -114.5 -43.6%
Deferred -45.1 42.0 -207.5% -164.1 -243.8 -32.7%
Consolidated Profit/Loss 1,037.9 560.4 85.2% 2,892.4 2,319.8 24.7%
Non-Controlling Shareholder's Stake -16.5 -17.9 -7.9% -51.2 -57.5 -10.9%
Consolidated Profit/Loss for the Period 1,021.4 542.5 88.3% 2,841.1 2,262.2 25.6%
Consolidated

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Attachment X – Cash Flow as per IFRS (R$ thousand)
Cash Flow from Operations
(R$ thousand) 2023 2022
Cash flow from operational activities -3,247,338.9 -3,078,493.0
Net earnings 2,892,362.0 2,319,790.7
Employee benefit - actuarial deficit 23,755.0 62,905.2
Depreciation and amortization 24,889.0 27,498.0
Deferred PIS and COFINS 184,773.0 155,302.0
Deferred IR and CS 164,105.5 243,842.0
Provision for Legal Claims 1,940.0 21,945.0
Residual value of permanent assets written off -118.0 2.0
Tax benefit - incorporated goodwill 37.0 36.0
Income from financial investments -61,479.0 -57,545.5
Interest and exchange variations on loans, financing and
debentures
1,018,114.0 942,655.0
Interest and exchange rate variations on assets and liabilities 7,640.1 14,135.8
Result of equity income -489,317.5 -510,887.6
Reversal of loss in jointly-owned subsidiary -4,388.0 -4,519.0
Accounts Receivable - Concession Assets -6,976,264.0 -6,242,306.0
Accounts Receivable - Concession Assets 0.0 -10,589.2
Realization of Concession asset in the acquisition of Subsidiary 24,242.0 24,241.0
Result of the sale of assets and rights -6,385.0 -7,452.3
Transactions with non-controlling shareholders -51,245.0 -57,546.0
Asset Variations 4,079,836.1 3,639,918.4
Restricted cash 10,064.0 8,621.0
Accounts receivable - Concessionaires and Permissionaires 4,739,652.7 3,877,112.0
Inventories -160,355.0 -77,585.0
Accounts Receivable from the State Finance Secretariat -195,807.0 -207,753.0
Recoverable taxes and contributions -154,495.0 -42,085.0
Bonds and linked deposits 102.5 6,125.5
Prepaid expenses -5,825.0 4,712.0
Credit with subsidiaries 0.0 27,020.0
Others -153,501.0 43,751.0
Liabilities Variations -242,649.9 38,268.5
Suppliers 62,119.0 27,610.8
Taxes and social charges to be collected -133,778.5 147,538.6
Tax payments -166,232.5 -116,248.7
Labor obligations 10,130.0 7,303.0
Regulatory charges to be collected 1,508.9 -5,693.6
Loans and financing to pay -27,130.7 0.0
Financial Instrument 0.0 0.0
Provisions -24,281.0 -19,827.0
Amounts payable Vivest -92.0 -35.0
Global Reversion Reserve -2,480.0 -2,481.0
Others 37,587.0 101.3
Net Cash from Operating Activities 589,847.3 599,694.0
Investments Activites Cash Flow -306,389.7 -99,085.5
Financial investments -2,985,529.0 -2,913,375.5
Redemptions of financial investments 2,480,669.0 2,842,729.0
Acquisition of Immobilized -36,484.0 -27,063.0
Intangible -9,485.0 -7,055.0
Investments 0.0 -133,500.0
Received dividends 244,439.3 139,179.0
Cash used in financing activities -374,161.8 -446,717.4
Addition to loans and debentures 2,467,412.0 926,960.0
Loan payments (principal) -1,311,578.0 -812,756.0
Loan payments (interest) -916,093.0 -430,756.0
Leasing Payments (principal and interest) -14,344.0 -14,352.0
Derivative instruments -1,801.8 -18,086.9
Dividends and interest on shareholders' equity paid -597,757.0 -97,726.4
Net variation in Cash and Cash Equivalents -90,704.2 53,891.1
Opening Balance of Cash and Cash Equivalents 336,523.5 282,632.0
Closing Balance of Cash and Cash Equivalents 245,819.0 336,523.0
Cash and cash equivalents -90,704.5 53,891.0
Consolidated

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