Lucro Líquido(IFRS): R$ 112,0 milhões (+) 230,7% no 3T17

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1 São Paulo, 09 de novembro de 2017 A Alupar Investimento S.A. (B3: ALUP11), divulga hoje seus resultados do 3T17. As informações trimestrais (ITR) e as demonstrações financeiras padronizadas (DFP) são apresentadas de acordo com as práticas adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, nas normas IFRS e nas normas do Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC). 3T17 Lucro Líquido(IFRS): R$ 112,0 milhões (+) 230,7% no 3T17 Lucro Líquido (Regulatório): R$ 116,9 milhões (+) 216,3% no 3T17 Teleconferências: 10 de novembro Português 15h00 (Horário de Brasília) 12h00 (Horário de Nova Iorque) Telefone: + 55 (11) (11) Senha: Alupar Replay: +55 (11) Senha: Inglês (tradução simultânea) 15h00 (Horário de Brasília) 12h00 (Horário de Nova Iorque) Telefone: +1 (516) Senha: Alupar Replay: +55 (11) Senha: Contato RI José Luiz de Godoy Pereira Luiz Coimbra Kassia Orsi Amendola Lucas Menezes Tel.: (011) ri@alupar.com.br Webcast ao vivo pela internet: Cotação em 14/08/2017 ALUP11: R$ 17,88 Total de UNITS¹: Market-Cap: R$ 5,240 bilhões (1) Units Equivalentes Destaques do Período Resultado Societário (IFRS): No 3T17, a Receita Líquida Ajustada atingiu R$ 386,0 milhões, ante os R$ 375,3 milhões apurados no 3T16. No 9M17, a Receita Líquida Ajustada atingiu R$ 1.117,8 milhões ante os R$ 1.149,6 milhões registrados no 9M16. No 3T17, o EBITDA atingiu R$ 314,0 milhões, ante os R$ 306,9 milhões apurados no 3T16. No 9M17, o EBITDA atingiu R$ 882,3 milhões ante os R$ 969,7 milhões apurados no 9M16. No 3T17, o Lucro Líquido totalizou R$ 112,0 milhões, ante os R$ 33,9 milhões registrados no 3T16. No 9M17, o Lucro Líquido totalizou R$ 238,0 milhões ante os R$ 171,7 milhões registrados no 9M16. Resultado Regulatório: No 3T17, a Receita Líquida atingiu R$ 424,4 milhões, ante os R$ 409,8 milhões apurados no 3T16. No 9M17, a Receita Líquida totalizou R$ 1.281,7 milhões, ante os R$ 1.169,2 milhões apurados no 9M16. No 3T17, o EBITDA atingiu R$ 351,8 milhões, ante os R$ 341,6 milhões apurados no 3T16. No 9M17, o EBITDA atingiu R$ 1.044,5 milhões, ante os R$ 985,7 milhões registrados no 9M16. No 3T17, o Lucro Líquido totalizou R$ 116,9 milhões, ante os R$ 36,9 milhões registrados no 3T16. No 9M17, o Lucro Líquido registrou R$ 271,1 milhões, ante os R$ 145,9 milhões registrados no 9M16. Em 18 de setembro de 2017, em razão do Instrumento Particular de Outorga de Opção de Venda de Ações Preferenciais de emissão de sua controlada Foz do Rio Claro entre a Alupar e o FIFGTS, a Companhia adquiriu ações preferenciais de emissão de Foz do Rio Claro, detidas pelo FI-FGTS, correspondentes a 10% da totalidade das ações preferenciais emitidas, pelo valor de R$ 9,6 milhões. Desta forma, a Companhia passou a deter 69,83% do capital social total de Foz do Rio Claro. Em 1 de novembro, a Alupar comunicou que seu Conselho de Administração aprovou, a celebração de Contrato de Compra e Venda de Ações e de Cessão de Direito de Subscrição com a Apollo 12, que reflete a aquisição de 50% do capital social e votante da BJL Transmissora de Energia Elétrica. O valor de aquisição é de R$ ,50 e está sujeita a determinadas condições suspensivas dispostas no Contrato e obtenção das aprovações regulatórias necessárias. 1 35

2 Principais Indicadores Consolidados Principais Indicadores "SOCIETÁRIO (IFRS)" R$ MM 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Receita Líquida Ajustada 386,0 375,3 2,8% 1.117, ,6 (2,8%) EBITDA (CVM 527) 314,0 306,9 2,3% 882,3 969,7 (9,0%) Margem Ebitda Ajustada 81,3% 81,8% (0,5 p.p) 78,9% 84,4% (5,5 p.p) Resultado Financeiro (41,2) (128,7) (68,0%) (210,3) (338,2) (37,8%) Lucro Líquido consolidado 202,9 119,1 70,4% 498,7 458,2 8,8% Minoritários Subsidiárias 90,8 85,2 6,6% 260,7 286,5 (9,0%) Lucro Líquido Alupar 112,0 33,9-238,0 171,7 38,6% Lucro Líquido por UNIT (R$)* 0,38 0,12-0,81 0,59 38,6% Dívida Líquida** 2.694, ,1 (29,6%) 2.694, ,1 (29,6%) Dív. Líquida / Ebitda*** 2,1 3,1 2,3 3,0 Principais Indicadores "REGULATÓRIO" R$ MM 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Receita Líquida 424,4 409,8 3,6% 1.281, ,2 9,6% EBITDA (CVM 527) 351,8 341,6 3,0% 1.044,5 985,7 6,0% Margem Ebitda 82,9% 83,3% (0,4 p.p) 81,5% 84,3% (2,8 p.p) Resultado Financeiro (41,2) (128,7) (68,0%) (210,3) (338,2) (37,8%) Lucro Líquido consolidado 213,0 127,1 67,5% 571,2 411,1 38,9% Minoritários Subsidiárias 96,1 90,2 6,6% 300,1 265,2 13,2% Lucro Líquido Alupar 116,9 36,9-271,1 145,9 85,8% Lucro Líquido por UNIT (R$)* 0,40 0,13-0,93 0,50 85,8% Dívida Líquida** 2.694, ,1 (29,6%) 2.694, ,1 (29,6%) Dív. Líquida / Ebitda*** 1,9 2,8 1,9 2,9 *Para efeito de análise comparativa foi ajustada a quantidade de ações para o 3T16 e 9M16. Lucro Líquido / Units Equivalentes ( ) ** Considera TVM do Ativo Não Circulante ***Ebitda Anualizado. Notas: 1) Conceito de Ajustado nos números dos demonstrativos societários: De acordo com as normas do IFRS (ICPC 01 IFRIC 12) os investimentos (Capex) das transmissoras devem ser contabilizados como receita e como custo. Contudo, por se tratar de investimento e, no caso da Alupar, não ter nenhum efeito no resultado da Companhia (valor da receita e do custo são iguais => margem zero), por razões analíticas, não é considerado este efeito na análise das receitas da Companhia. Os três principais efeitos são as figuras da Receita Líquida Ajustada, a qual é a Receita Líquida com a exclusão da Receita de Infraestrutura (Capex), o Custo Operacional Ajustado, dentro do mesmo conceito da Receita e a Margem EBITDA Ajustada, a qual é a divisão do EBITDA pela Receita Líquida Ajustada. 2) Conceito de Regulatório : Refere-se aos números provenientes dos demonstrativos contábeis regulatórios das nossas subsidiárias, e cuja principal diferença é a não aplicação do ICPC 01 (IFRIC 12). O ICPC 01 tem um impacto material em relação às nossas empresas do segmento de transmissão, com a criação da conta patrimonial de Ativo Financeiro, extinção do Ativo Imobilizado e várias modificações na estrutura e apresentação das Receitas na Demonstração de Resultados. 2 35

3 Visão Geral A Alupar Investimento S.A. é uma holding de controle nacional privado e que atua nos segmentos de transmissão e geração de energia elétrica. Tem como objetivo a construção e operação de projetos de infraestrutura relacionados ao setor de energia no Brasil e em países selecionados da América Latina, que apresentam estabilidade econômica, institucional e regulatória. No segmento de transmissão de energia elétrica no Brasil, a Alupar é uma das maiores companhias em termos de Receita Anual Permitida (RAP), sendo a maior Companhia nacional 100% de controle privado. Abaixo a estrutura societária da Companhia: 99,90% 50,99% 46,00% ETES STN TME 50,0% BJL V 50,02% T 50,02% EATE ENTE 50,01% Foz do Rio Claro Ijuí V 100% T 69,83% V 100% T 86,66% 50,02% V 50,02% T 50,02% 62,79% ECTE ETEP ETEM 100% 100% ETSE ESDE 15,00% 80,00% 61,55% 20,00% Lumitrans STC 18,45% 38,02% Ferreira Gomes Queluz 100% 68,83% 100,00% ETVG 100,00% ESTE 21,96% Lavrinhas 64,19% 100,00% ELTE 70,02% 18,08% ERTE Energia dos Ventos 100% 100,00% ETAP Transminas Risaralda 99,97% 100,00% ETC 41,00% Transleste 10,00% 51,00% EBTE Verde 8 99,90% 51,00% 51,00% 100,00% 51,00% TPE TCC TCE (Colômbia) TSM 41,00% 41,00% Transudeste Transirapé 10,00% 10,00% Transmissão La Virgen 81,26% Água Limpa 90,00% Geração Em implantação Ativos da TBE A Companhia busca maximizar o retorno dos acionistas por meio de moderada alavancagem financeira e perfil de dívida compatível com a natureza de baixo risco de negócios da Companhia, alta previsibilidade de receitas e forte geração de caixa operacional dos segmentos de transmissão e geração de energia elétrica. Como consequência, os ratings de crédito corporativo da Alupar refletem essa sólida estrutura de capital e a previsibilidade da forte geração de caixa: AA+ (bra) pela Fitch Ratings na escala nacional. Comprometida em gerar valor para o acionista e para a sociedade, a Alupar possui grande competência técnica, forte disciplina financeira e responsabilidade social para continuar com o seu crescimento sustentável através do desenvolvimento de projetos de geração e sistemas de transmissão. 3 35

4 Transmissão A Alupar possui participação em concessões de 28 sistemas de transmissão de energia elétrica, totalizando km de linhas de transmissão, por meio de concessões com prazo de 30 anos, localizados no Brasil e um perpétuo localizado na Colômbia, sendo 18 operacionais e 10 em fase de implantação, que possuem cronograma de entrada em operação comercial entre 2018 e Abaixo, seguem principais características dos sistemas de transmissão da Alupar: Empresa Prazo da Concessão Início da Extensão RAP/RBNI RAP/RBNI RAP/RBNI Índice Início Fim Operação da Linha (Ciclo ) (Ciclo ) (Ciclo ) ETEP 12/06/ /06/ /08/ km R$ 86,9 R$ 96,5 R$ 56,4 IGP-M ENTE 11/12/ /12/ /02/ km R$ 199,5 R$ 221,6 R$ 225,1 IGP-M ERTE 11/12/ /12/ /09/ km R$ 44,8 R$ 49,8 R$ 50,5 IGP-M EATE 12/06/ /06/ /03/ km R$ 381,3 R$ 422,3 R$ 354,3 IGP-M ECTE 01/11/ /11/ /03/ ,5 km R$ 84,2 R$ 79,7 R$ 47,5 IGP-M STN 18/02/ /02/ /01/ km R$ 159,6 R$ 177,3 R$ 180,1 IGP-M Transleste 18/02/ /02/ /12/ km R$ 36,2 R$ 40,2 R$ 40,8 IGP-M Transudeste 04/03/ /03/ /02/ km R$ 22,4 R$ 24,9 R$ 25,3 IGP-M Transirapé 15/03/ /03/ /05/ km R$ 26,3 R$ 29,2 R$ 33,1 IGP-M STC 27/04/ /04/ /11/ km R$ 36,9 R$ 41,5 R$ 44,0 IPCA Lumitrans 18/02/ /02/ /10/ km R$ 23,6 R$ 26,2 R$ 26,6 IGP-M ETES 20/04/ /04/ /12/ km R$ 13,1 R$ 14,3 R$ 14,1 IPCA EBTE 16/10/ /10/ /07/ km R$ 40,6 R$ 44,4 R$ 47,0 IPCA TME 19/11/ /11/ /11/ km R$ 43,7 R$ 48,3 R$ 50,1 IPCA ESDE 19/11/ /11/ /01/2014 Subestação R$ 11,5 R$ 12,6 R$ 13,1 IPCA ETEM 12/07/ /07/ /12/ km R$ 12,3 R$ 12,0 R$ 12,5 IPCA ETVG 23/12/ /12/ /12/2012 Subestação R$ 9,4 R$ 10,2 R$ 10,7 IPCA TNE 25/01/ /01/2042 Pré-Oper. 715 km R$ 155,2 R$ 169,6 R$ 152,8 IPCA ETSE 10/05/ /05/ /12/2014 Subestação R$ 19,7 R$ 21,6 R$ 19,6 IPCA ELTE 05/09/ /09/2044 Pré-Oper. Subestação+40km R$ 31,4 R$ 34,3 R$ 35,6 IPCA ETAP (Lote I) 02/09/ /09/2046 Pré-Oper. Subestação+20km R$ 48,5 R$ 50,5 R$ 52,3 IPCA ETC (Lote T) 02/09/ /09/2046 Pré-Oper. Subestação R$ 28,1 R$ 29,3 R$ 30,3 IPCA TPE (Lote 2) 10/02/ /02/2047 Pré-Oper. 541km - R$ 214,7 R$ 221,6 IPCA TCC (Lote 6) 10/02/ /02/2047 Pré-Oper. 288km - R$ 146,0 R$ 150,7 IPCA ESTE (Lote 22) 10/02/ /02/2047 Pré-Oper. 236km - R$ 101,0 R$ 104,3 IPCA TCE (Colômbia) 2017 Perpétua Pré-Oper. 200km - R$ 73,1* R$ 73,1* PPI TSM (Lote 19) km - R$ 99,1 R$ 101,3 IPCA BJL (Lote E) km - - R$ 131,1 IPCA TOTAL km R$1.551,3 R$ 2.290,2 R$ 2.304,0 *USD 1,0 / BRL 3,25 Abaixo, segue evolução da extensão em Km das transmissoras da Companhia: 4 35

5 Geração Atualmente a Alupar atua na geração de energia elétrica por meio de UHEs, PCHs e parques eólicos, no Brasil, Colômbia e Peru. O portfólio de ativos em operação totaliza uma capacidade instalada de 550,0 MW em operação e 137,0 MW em implantação. Abaixo, seguem principais características dos ativos de geração da Alupar: Prazo da Concessão Início da Capital Capital Capacidade Garantia Início Fim Operação Votante Total Instalada - MW Física - MW Queluz Abr/04 Abr/34 Ago/11 68,83% 68,83% 30,0 21,4 Lavrinhas Abr/04 Abr/34 Set/11 64,19% 64,19% 30,0 21,4 Foz do Rio Claro Ago/06 Ago/41 Ago/10 100,00% 69,83% 68,4 41,0 São José - Ijuí Ago/06 Ago/41 Mar/11 100,00% 86,66% 51,0 30,4 Ferreira Gomes Nov/10 Nov/45 Nov/14 100,00% 100,00% 252,0 153,1 Energia dos Ventos Jul/12 Jul/47 Mar/16 100,00% 100,00% 98,7 50,9 Morro Azul (Risaralda) Jan/09 Vitalícia Set/16 99,97% 99,97% 19,9 13,2 Verde 08 Out/12 Jun/44 Pré - Operacional 99,90% 99,90% 30,0 16,9 La Virgen Out/05 Vitalícia Pré - Operacional 81,26% 81,26% 84,0 49,3 Antônio Dias Jul/14 Jul/49 Pré - Operacional 90,00 % 90,00 % 23,0 11,4 TOTAL 687,0 409,0 Abaixo, segue evolução da capacidade de geração da Companhia: 5 35

6 Análise do Desempenho Combinado Segmento de Transmissão Os números abaixo refletem o somatório de 100% dos números de cada uma das subsidiárias de Transmissão nas quais a Alupar possui participação, da mesma forma que está apresentada na Nota Explicativa 34 de Informações por Segmento das demonstrações financeiras do 3T17. Em razão das questões já comentadas sobre as diferenças que ocorrem entre os números Regulatórios e Societários (vide Notas na página 2 deste Relatório), o foco da análise do segmento de transmissão é sobre o desempenho Regulatório, à exceção dos comentários feitos sobre as receitas e lucro na demonstração do resultado Societário. Principais Indicadores "SOCIETÁRIO (IFRS)" R$ MM 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Receita Líquida Ajustada 252,0 293,7 (14,2%) 774,2 907,1 (14,6%) Custos Operacionais Ajustados* (21,9) (24,5) (10,6%) (62,4) (64,0) (2,5%) Depreciação / Amortização (0,7) (2,4) (71,0%) (2,1) (7,8) (73,0%) Despesas Operacionais (7,9) (10,8) (26,9%) (28,5) (34,7) (17,8%) EBITDA (CVM 527) 222,2 258,4 (14,0%) 683,2 808,4 (15,5%) Margem Ebitda Ajustada 88,2% 88,0% 0,2 p.p 88,3% 89,1% (0,8 p.p) Resultado Financeiro (29,3) (62,6) (53,3%) (112,5) (169,7) (33,7%) Lucro Líquido 164,5 160,8 2,3% 481,4 519,9 (7,4%) Dívida Líquida** 1.299, ,9 (25,9%) 1.299, ,9 (25,9%) Div. Líquida / EBITDA*** 1,5 1,7 1,4 1,6 Principais Indicadores "REGULATÓRIO" R$ MM 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Receita Líquida 289,0 326,5 (11,5%) 931,8 915,8 1,7% Custos Operacionais (21,3) (23,2) (8,4%) (59,6) (60,0) (0,6%) Depreciação / Amortização (31,8) (32,9) (3,5%) (95,7) (98,8) (3,2%) Despesas Operacionais (7,9) (10,8) (27,1%) (28,5) (34,7) (17,9%) EBITDA (CVM 527) 259,8 292,4 (11,2%) 843,7 821,2 2,7% Margem Ebitda 89,9% 89,6% 0,3 p.p 90,5% 89,7% 0,8 p.p Resultado Financeiro (29,3) (62,6) (53,3%) (112,5) (169,7) (33,7%) Lucro Líquido 172,7 167,1 3,4% 548,0 466,7 17,4% Dívida Líquida** 1.299, ,9 (25,9%) 1.299, ,9 (25,9%) Div. Líquida / EBITDA*** 1,3 1,5 1,2 1,6 *Custos Operacionais Ajustados: Excluindo o custo de infraestrutura ** Considera Títulos e Valores Mobiliarios do Ativo Não Circulante ***Ebitda Anualizado 6 35

7 Análise do Desempenho Combinado de Transmissão - Regulatório Receita Líquida No 3T17, a receita líquida totalizou R$ 289,0 milhões, ante os R$ 326,5 milhões apurados no 3T16. Esta variação deve-se: (a) redução de R$ 24,7 milhões na receita líquida das transmissoras EATE e ETEP, em razão da queda de 50% da Receita Anual Permitida - RAP, pro rata temporis para o ciclo 2017/2018, em função do aniversario de 15 anos da entrada em operação (EATE: mar/18; ETEP: ago/17); (b) redução de R$ 7,5 milhões na receita líquida da ECTE, em razão da queda de 50% da RAP, devido ao aniversario de 15 anos da entrada em operação (mar/17). Para mais informações vide tabela da seção Transmissão (pag.4); (c) redução de R$ 5,7 milhões, em razão, da alienação de participação da Alupar no capital da Transchile em out/16; (d) redução de R$ 3,5 milhões nas transmissoras ENTE e STN devido a indisponibilidade de equipamentos de transmissão; (e) revisão tarifaria das transmissoras TNE, ETES, ETSE, que juntas tiveram uma redução de R$ 0,4 milhão na receita liquida; (f) entrada em operação, em fev/17, do RBNI da TME, impacto positivo de R$ 1,9 milhão e; (g) aumento de R$ 2,5 milhões na receita liquida das demais transmissoras, devido ao reajuste das RAPs, conforme resolução homologatória nº de 27 de junho de 2017 que estabeleceu reajuste de 3,60% para contratos indexados em IPCA e 1,57% para contratos indexados em IGP-M. Receita Líquida (R$ MM) 500,0 Receita Líquida (R$ MM) 450,0 326,5 289,0 400,0 350,0 300,0 250,0 200,0 915,8 931,8 150,0 100,0 50, 0 3T16 Custo do Serviço Totalizou R$ 52,2 milhões no 3T17, 5,7% inferior aos R$ 55,4 milhões apurados no 3T16. Na conta Depreciação / Amortização foi contabilizada uma redução de R$ 1,2 milhão, principalmente, em razão da: (a) redução de R$ 1,8 milhão devido a alienação da Transchile em out/16 e; (b) aumento de R$ 0,3 milhão na transmissora TME, em função da entrada em operação do RBNI em fev/2017. A conta Custo dos Serviços Prestados, apresentou uma redução de R$ 1,9 milhão, principalmente em função da: (a) alienação da Transchile, em out/16, impacto de R$ 0,6 milhão e; (b) prestação de serviços, não recorrentes, de melhorias na linha de transmissão da ETEM, realizados no 3T16, impacto de R$ 1,5 milhão. Despesas Operacionais 3T17 0,0 Totalizaram R$ 8,7 milhões no 3T17, 24,9% inferior aos R$ 11,6 milhões apurados no 3T16. As contas Administrativas e Gerais e Pessoal e Administradores, apresentram reduções principalmente pela alienação da participação da Alupar na transmissora Transchile, impacto de R$ 0,7 milhão e R$ 0,5 milhão, respectivamente. A conta Outros apresentou uma redução de R$ 0,6 milhão, dado que no 3T16 foi contabilizado uma baixa de ativos em razão de um incêndio que atingiu bobinas de cabos condutores de alumínio da transmissora TNE. Despesas Operacionais (R$ MM) Despesas Operacionais (R$ MM) 24, 8 19, 8 14, 8 9,8 4,8 (0, 2) 70, 0 60, 0 50, 0 40, 0 30, 0 20, 0 10, 0 0,0 3T16 3T17 23,2 21,3 Custo dos Serviços Prestados 4,2 2,2 Administrativas e Gerais Custos Operacionais (R$ MM) 6,0 5,7 Pessoal e Administradores 32,2 31,0 Depreciação / Amortização 0,8 0,8 0,6 (0,0) Depreciação / Amortização Outros 3T16 3T17 120,0 100,0 80, 0 60, 0 40, 0 20, 0 25, 0 20, 0 15, 0 10, 0 5,0 0,0 0,0 9M16 9M17 60,0 9M16 59,6 Custo dos Serviços Prestados 12,3 9,4 Administrativas e Gerais 9M17 Custos Operacionais (R$ MM) 19,3 19,0 Pessoal e Administradores 96,5 93,3 Depreciação / Amortização 2,3 2,5 3,1 Depreciação / Amortização Outros 9M16 9M17 0,0 7 35

8 EBITDA e Margem EBITDA Totalizou R$ 259,8 milhões no 3T17, ante aos R$ 292,4 milhões apurados no 3T16. Esta variação deve-se, principalmente, a redução de R$ 41,3 milhões na Receita Bruta, em função das quedas nas RAPs das transmissoras EATE, ETEP e ECTE, conforme detalhado anteriormente na seção Receita Líquida A margem EBITDA atingiu 89,9% no 3T17, 0,3 p.p superior aos 89,6% registrado no 3T16. Formação do EBITDA 3T17 (R$ MM) (41,3) 3,7 2,0 2,0 0,3 0,6 292,4 259,8 EBITDA 3T16 Receita Bruta Deduções Custo Operacionais Administrativas e Gerais Pessoal e Administradores Outras Receitas / Despesas EBITDA 3T17 15,7 Formação do EBITDA 9M17 (R$ MM) 0,2 0,4 2,8 0,3 3,1 821,2 843,7 EBITDA 9M16 Receita Bruta Deduções Custo Operacionais Lucro Líquido Administrativas e Gerais Pessoal e Administradores Totalizou R$ 172,7 milhões no 3T17, 3,4% superior aos R$ 167,1 milhões apurados no 3T16. Outras Receitas / Despesas EBITDA 9M17 O lucro foi impactado principalmente pela: (a) redução de R$ 32,6 milhões no EBITDA, conforme explicado acima; (b) redução de R$ 1,2 milhões na Depreciação / Amortização, principalmente em função da alienação de participação da Alupar na transmissora Transchile; (c) redução de R$ 33,4 milhões no Resultado Financeiro devido a: (i) redução da dívida líquida, de R$ 1,754 bi no 3T16 para R$ 1,300 bi no 3T17; (ii) redução da taxa média dos depósitos interfinanceiros ( CDI ), que registrou 2,25% no 3T17, ante 3,41% no 3T16 e; (iii) redução da taxa de juros de longo prazo ( TJLP ) a partir de abril de 2017, de 7,5% a.a para 7,0% a.a. e; (d) redução de R$ 3,8 milhões no IRPJ/CSLL, devido a obtenção dos benefícios fiscais SUDAM / SUDENE, nas transmissoras ETEP, STN e ENTE, em agosto/16, outubro/16 e dezembro/16, respectivamente, impacto de R$ 5,1 milhões (32,6) Formação do Lucro 3T17 (R$ MM) 1,2 33,4 3,8 167,1 172,7 Lucro Líquido 3T16 EBITDA Depreciação / Amortização Resultado Financeiro IR e CSLL Lucro Líquido 3T17 22,6 3,1 Formação do Lucro 9M17 (R$ MM) 57,2 (1,6) 466,7 548,0 Lucro Líquido 9M16 EBITDA Depreciação / Amortização Resultado Financeiro IR e CSLL Lucro Líquido 9M

9 Análise da Receita e Lucro Combinado de Transmissão - Societário IFRS Com a adoção do IFRS, a Receita pela Disponibilização (RAP PV) foi substituída por 3 novas receitas: Receita de Infraestrutura, Receita de Transmissão de Energia (O&M) e Receita de Remuneração do Ativo da Concessão. Receita de Infraestrutura Receita de Trans. de Energia Remuneração do Ativo Volume de investimento (CAPEX) efetuado nas empresas de transmissão Receita que remunera os custos de operação e manutenção dos ativos de transmissão É o resultado da multiplicação da taxa de remuneração de um determinado ativo de transmissão pelo saldo do seu ativo financeiro Dessa forma, o balanço das empresas de transmissão passou a apresentar uma conta de Ativo Financeiro, a qual tem a sua movimentação prevista conforme exemplo detalhado abaixo: Ativo Financeiro em 30/06/ Receita de Infraestrutura entre 01/07/2017 e 30/09/ Remuneração do Ativo Financeiro entre 01/07/2017 e 30/09/ Receita de Transmissão de Energia entre 01/07/2017 e 30/09/ RAP entre 01/07/2017 e 30/09/ Caso exista, Valor Residual recebido entre 01/07/2017 e 30/09/2017 = Ativo Financeiro em 30/09/2017 Nota sobre valor residual: caso exista entrada de recursos na companhia, relacionada a uma possível indenização ocorrida pelo advento do término da concessão, este valor também é redutor do Ativo Financeiro. No caso da Alupar, as subsidiárias possuem concessões de longo prazo, sendo o 1º vencimento em nov/

10 Receita Líquida Ajustada Totalizou R$ 252,0 milhões no 3T17, ante os R$ 293,7 milhões apurados no 3T16. Esta variação deve-se: (a) redução de R$ 14,6 milhões na Receita de Transmissão de Energia, que totalizou R$ 27,8 milhões no 3T17 ante R$ 42,4 milhões no 3T16, principalmente, em função da: (i) alienação da participação da Alupar no capital da Transchile em out/2016, impacto de R$ 6,7 milhões; (ii) redução de R$ 1,7 milhão na transmissora ETEM, devido a gastos, não recorrentes, de melhorias na linha de transmissão, realizados no 3T16 e; (iii) redução de R$ 4,2 milhões na transmissora ENTE, principalmente, em função do PV que totalizou R$ 2,9 milhões, devido a indisponibilidade de funções de transmissão e desligamentos programados e; (b) redução de R$ 30,9 milhões na Receita de Remuneração do Ativo de Concessão, que totalizou R$ 249,6 milhões no 3T17 ante os R$ 280,4 milhões registrados no mesmo período do ano anterior. Esta queda deve-se principalmente à redução da taxa de remuneração do ativo financeiro de algumas transmissoras, dado que para cálculo desta taxa são utilizadas projeções de inflação (IGP-M / IPCA), as quais foram reduzidas quanto comparado o 3T17 x 3T16. Para mais informações, favor, verificar nota explicativa 9 Ativo Financeiro da Concessão. Receita Líquida Ajustada (R$ MM) Receita Líquida Ajustada (R$ MM) 500,0 400,0 293,7 252,0 300,0 200,0 100,0 907,1 774,2 3T16 Lucro Líquido 3T17 Totalizou R$ 164,5 milhões no 3T17, ante os R$ 160,8 milhões apurados no 3T16. 0,0 O lucro do trimestre foi impactado pela: (a) redução de R$ 36,2 milhões no EBITDA, em razão da redução de R$ 41,7 milhões na receita líquida ajustada, conforme explicado acima; (b) redução de R$ 1,7 milhões na Depreciação / Amortização, em função, da alienação de participação da Alupar na transmissora Transchile; (c) redução de R$ 33,4 milhões no Resultado Financeiro, devido a: (i) redução da dívida líquida, de R$ 1,754 bi no 3T16 para R$ 1,300 bi no 3T17; (ii) redução da taxa média dos depósitos interfinanceiros ( CDI ) que registrou 2,25% no 3T17, ante 3,41% no 3T16 e; (iii) redução da taxa de juros de longo prazo ( TJLP ), a partir de abril de 2017, de 7,5% a.a para 7,0% a.a e; (d) redução de R$ 4,8 milhões no IRPJ/CSLL, devido a obtenção dos benefícios fiscais SUDAM / SUDENE nas transmissoras ETEP, STN e ENTE, em agosto/16, outubro/16 e dezembro/16, respectivamente, que juntas apresentaram uma redução de R$ 6,4 milhões nesta conta. Formação do Lucro 3T17 (R$ MM) (36,2) 33,4 4,8 1,7 160,8 164,5 9M16 9M17 Lucro Líquido 3T16 EBITDA Depreciação / Amortização Resultado Financeiro IR e CSLL Lucro Líquido 3T17 (125,1) Formação do Lucro 9M17 (R$ MM) 5,7 57,2 23,7 519,9 481,4 Lucro Líquido 9M16 EBITDA Depreciação / Amortização Resultado Financeiro IR e CSLL Lucro Líquido 9M

11 Indicadores Operacionais Transmissão As transmissoras da Companhia apresentaram um desempenho operacional consistente ao longo do 3T17, mantendo a disponibilidade física superior a 99,78%. O PV é o indicador que mostra o impacto da indisponibilidade no resultado da empresa. Projetos em Construção: Transmissoras em Implantação Status dos Projetos: Extensão (Km) RAP (MM) (3) Investimento Previsto ANEEL (MM) A disponibilidade física da linha é um indicador operacional, que demonstra o percentual de horas que a linha ficou disponível ao Investimento Realizado (MM) (4) longo de um determinado período. Entrada em Operação (Regulatória) Entrada em Operação (Previsão Gerencial) TNE (1) 715 R$ 152,8 R$ 1.387,0 (2) R$ 285, ELTE 40 R$ 35,6 R$ 262,0 R$ 8, ETAP 20 R$ 52,3 R$ 284,9 R$ 7, ETC - R$ 30,3 R$ 151,0 R$ 4, TPE (5) 541 R$ 221,6 R$ 1.268,7 R$ 7, TCC (5) 288 R$ 150,7 R$ 698,8 R$ 4, ESTE (6) 236 R$ 104,3 R$ 485,8 R$ 1, TCE 200 U$ 22,5 U$ 130,0 R$ 1,4 (7) TSM (5) 330 R$ 101,3 R$ 889,0 R$ 0, BJL 446 R$ 131,1 R$ 720,5 R$11, (1) Investimento total. Este empreendimento tem participação de 51% da Alupar e 49% da Eletronorte. (2) Investimento inicial de R$ 969,0 em set/11, atualizado pelo IPCA dez/16. (3) Ciclo 2017/2018 (4) Considerando o valor imobilizado do ativo apresentado nas demonstrações financeiras regulatórias. (5) Investimento total. Estes empreendimentos tem participações de 51% da Alupar e 49% do Perfin. (6) Empreendimento da subsidiária EATE (ESTE). Não haverá desembolso de equity da Alupar. (7) Considerando U$ 1,0 = R$ 3,17 (Base 30/09/2017) Transmissoras em Implantação Assinatura do Contrato de Concessão Estado Estudos Ambientais em Elaboração ETAP (Lote I) 02/09/2016 RN LI IDEMA - 20/09/17 ETC (Lote T) 02/09/2016 ES Protocolo IEMA 18/04/17 TPE (Lote 2) 10/02/2017 MG/BA IBAMA TCC (Lote 6) 10/02/2017 MG/ES IBAMA ESTE (Lote 22) 10/02/2017 MG/ES IBAMA TSM (Lote 19) 11/08/2017 SP/RJ IBAMA BJL (Lote E) 27/09/2016 BA INEMA Enquadramento REIDI Projeto Prioritário MME RFB MME 21/03/ /07/ /03/17 23/03/ /07/ /07/ /07/ /11/17 21/02/ /07/ /10/ /11/ /09/2017 Protocolado 09/11/ /08/ /02/17 13/10/17 13/10/17 14/09/17 Protocolado 30/08/17 Protocolado 19/10/

12 TNE: É uma SPE formada pela parceria entre Alupar (51%)/Eletronorte (49%), para a implantação do sistema de transmissão que conectará o Estado de Roraima ao Sistema Interligado Nacional (SIN), na subestação Lechuga, no estado do Amazonas, cobrindo aproximadamente 715,0 km de linha de 500 kv, em circuito duplo, com 02 novas subestações, a SE Equador 500 kv, a ser instalada no Município de Rorainópolis (RR) e a SE Boa Vista - 500/230 kv 800 MVA, situada no Município de Boa Vista (RR). Devido aos problemas no licenciamento ambiental, o consórcio protocolou na ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica), em 02 de setembro de 2015, o requerimento para rescisão amigável do Contrato de Concessão 003/2012 ANEEL, devido a não manifestação da FUNAI no que tange o componente indígena. No entanto, em 06 de novembro de 2015, a FUNAI encaminhou ao IBAMA, Ofício com o não óbice. Tendo em vista o recebimento deste ofício, no dia 09 de dezembro de 2015, o IBAMA emitiu a Licença Prévia do empreendimento. Contudo, não há previsão para emissão da Licença de Instalação, principal condicionante para o início da obra. Em 19 de dezembro de 2016, foi publicado o Despacho Aneel nº 3.265, refletindo a decisão de sua diretoria, tomada na reunião realizada em 13 de dezembro de 2016, que trata da rescisão amigável ao contrato de concessão da TNE, com recomendação para: (i) acolher o pedido da TNE e, no mérito, dar-lhe parcial provimento reconhecendo que há elementos para extinção do Contrato de Concessão nº 003/2012- ANEEL; e (ii) encaminhar os autos do presente Processo Administrativo ao Ministério de Minas e Energia com recomendações para: (a) extinguir o referido Contrato de Concessão, mediante distrato, nos termos do artigo 472 do Código Civil, ou outra forma que entender adequada; (b) na hipótese de extinção do Contrato, designar um órgão ou entidade da administração federal, neste caso a Eletronorte, para dar continuidade à prestação do serviço público de transmissão referente ao CER da SE Boa Vista, até que ulterior decisão estabeleça a reversão onerosa dos bens em serviço, sendo facultado ao Poder Concedente outorgar a concessão sem efetuar a reversão prévia dos bens vinculados ao respectivo serviço público; e (c) na hipótese de extinção do Contrato, considerar como referência para a indenização dos ativos em serviço, o critério do valor novo de reposição, abatida a depreciação ocorrida no período, em laudo contábil a ser fiscalizado pela ANEEL, sendo vedada a indenização de ativos que não estavam em serviço. Atualmente, o consórcio está aguardando a definição do Ministério de Minas e Energia (MME) quanto a extinção da concessão e do valor da indenização. Destacamos que a SE Boa Vista encontra se em operação comercial desde maio de 2015, gerando uma receita equivalente a 4% da Receita Anual Permitida - RAP total do Empreendimento. ELTE: É uma SPE composta pela concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica através das subestações Domênico Rangoni 345/138 kv e Manoel da Nóbrega 230/88kV, contemplando ainda 40 km de linha de transmissão. O empreendimento será conectado ao Sistema Interligado Nacional e irá reforçar as redes das distribuidoras, além de atender o aumento da demanda de energia elétrica da região da baixada santista, composta por nove municípios (Bertioga, Cubatão, Guarujá, Itanhaém, Mongaguá, Peruíbe, Praia Grande, Santos e São Vicente). Este projeto possui um deslocamento justificável no cronograma, no que tange o licenciamento ambiental. Embora a ELTE venha envidando seus melhores esforços para à obtenção das Licenças Ambientais junto ao órgão ambiental do Estado de São Paulo Companhia Ambiental do Estado de São Paulo ( CETESB ), o processo de licenciamento ambiental tem se prolongado por questões não gerenciáveis por parte da ELTE, resultando no deslocamento do cronograma previsto originalmente no Contrato de Concessão n 016/2014. A emissão da Licença Prévia ( LP ) da subestação Domênico Rangoni 345/138 kv e suas respectivas linhas de transmissão estava prevista para outubro de 2015, porém, devido a manifestação desfavorável do Serviço Regional de Proteção ao Vôo de São Paulo (SRPV-SP), responsável pelo Plano de Zoneamento Aeroportuário da Base Aérea de Santos, a emissão da Licença Prévia permanece pendente. Adicionalmente, a emissão da Licença Prévia da subestação Manoel da Nóbrega 230/88 kv e sua respectiva linha de transmissão, também prevista para outubro de 2015, foi emitida em março de

13 ETAP: É uma SPE composta pela concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica através da ampliação do setor de 500kV da subestação João Câmara III, e implantação da Linha de Transmissão de 230 kv João Câmara II - João Câmara III, em circuito duplo, com extensão de 10 km. Localizada entre os municípios de Parazinho e João Câmara, no Estado do Rio Grande do Norte, o empreendimento será conectado ao Sistema Interligado Nacional e irá reforçar a rede de transmissão da área leste da Região Nordeste, de forma a escoar os potenciais eólicos vislumbrados para essa região, com prazo de implementação até 27 de dezembro de A ETAP iniciou a terraplanagem em outubro, dado que, a Licença de Instalação da Subestação João Câmara III foi emitida em 20/09/2017. ETC: É uma SPE composta pela concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica através da subestação Rio Novo do Sul. Localizada no município de Rio Novo do Sul, Estado do Espírito Santo, o empreendimento será conectado ao Sistema Interligado Nacional e atenderá à região Sul do Espirito Santo, visando garantir o atendimento da Rede Básica e da Rede Básica de Fronteira até o ano de 2022, com prazo de implementação até 27 de junho de TPE: É uma SPE composta pela concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica através da Linha de Transmissão de 500 kv Poções III - Padre Paraíso 2, com 334 km de extensão e da Linha de Transmissão de 500 kv Padre Paraíso 2 - Governador Valadares 6, com 207 km de extensão e; da Subestação de 500 kv Padre Paraíso 2 e da Subestação de 500/230 kv Governador Valadares 6. Localizada entre os municípios de Poções e Governador Valadares, nos Estados da Bahia e Minas Gerais, com prazo de implementação até 09 de fevereiro de TCC: É uma SPE composta pela concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica através da linha de transmissão de 500 kv Governador Valadares 6 Mutum, com 156 km de extensão, da linha de transmissão de 500 kv Mutum - Rio Novo do Sul, com 132 km extensão e; da Subestação de 500 kv Mutum e da Subestação de 500/345 kv Rio Novo do Sul. Localizada entre os municípios de Governador Valadares e Rio Novo do Sul, nos Estados de Minas Gerais e Espirito Santo, com prazo de implementação até 09 de fevereiro de ESTE: É uma SPE composta pela concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica através da linha de transmissão de 500 kv Mesquita - João Neiva 2, com 236 km de extensão e a subestação João Neiva 2, 500/345 kv. Localizada entre os municípios de Santana do Paraiso e João Neiva, nos Estados de Minas Gerais e Espírito Santo, com prazo de implementação até 09 de fevereiro de TCE: É uma SPE composta pela concessão do serviço público de transmissão de energia elétrica através da Transmisora Colombiana de Energia S.A.S que é composta por uma linha de transmissão de 500kV ligando a Subestação Nueva Esperanza (próximo à Bogotá) e a Subestação La Virginia (próximo à Pereira), com aproximadamente 200 km de extensão e prazo de implementação até novembro de A TCE entregou o DAA (Diagnóstico Ambiental de Alternativas) à ANLA (Autoridade Nacional de Licenças ambientais) e estamos no aguardo do pronunciamento da entidade com a definição do traçado. Iniciaremos em novembro/17 o Projeto Executivo e EIA (Estudo de Impacto Ambiental) do traçado selecionado. TSM: É uma SPE composta pela concessão de serviço público de transmissão de energia elétrica através da linha de transmissão de 500kV Fernão Dias Terminal Rio, com 330 km de extensão. O empreendimento visa atender os reforços necessários na região Sudeste, que possibilitará o recebimento do excedente de energia da região Norte. A linha está localizada nos Estados de São Paulo e Rio de Janeiro, sendo o prazo de implementação até 11 de agosto de BJL: É uma SPE composta pela concessão do serviço público de transmissão de energia para implementação e exploração da Linha de Transmissão Juazeiro III - Ourolândia II, em 500 kv, com extensão aproximada de 186 km; e pela Linha de Transmissão Bom Jesus da Lapa II - Gentio do Ouro II, em 500 kv, com extensão aproximada de 260 km. Os benefícios que a BJL trará serão reforços para aumento da capacidade de Transmissão da interligação Nordeste - Sudeste, visando o adequado escoamento dos atuais e futuros empreendimentos de geração previstos para serem implantados na região Nordeste, com prazo de implementação até 27 de junho de

14 Análise do Desempenho Combinado da Geração - Societário (IFRS) Apresentamos abaixo os números combinados do segmento de Geração da Alupar. Cabe ressaltar que estes números refletem a soma de 100% dos números de cada uma das subsidiárias de Geração, da mesma forma que está apresentada na Nota Explicativa 34 de Informações por Segmento das demonstrações financeiras de 3T17. No segmento de Geração, diferentemente do segmento de Transmissão, os efeitos da adoção do ICPC 01 nos números societários não trazem efeitos materiais em relação aos números regulatórios. Dessa forma, a análise Regulatória é basicamente a mesma do desempenho demonstrado pelos números Societários. Principais Indicadores "SOCIETÁRIO (IFRS)" R$ MM 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Receita Líquida 134,9 107,1 26,0% 382,5 334,3 14,4% Custos Operacionais (20,7) (18,7) 10,9% (60,4) (60,8) (0,6%) Depreciação / Amortização (23,7) (23,1) 2,8% (69,1) (60,8) 13,5% Compra de Energia (7,5) (14,0) (46,8%) (56,2) (65,5) (14,2%) Despesas Operacionais 5,7 (4,9) - (3,4) 4,0 - EBITDA (CVM 527) 112,4 69,4 61,9% 262,4 212,0 23,8% Margem Ebitda 83,3% 64,8% 18,5 p.p 68,6% 63,4% 5,2 p.p Resultado Financeiro (15,3) (49,0) (68,9%) (81,9) (100,0) (18,1%) Lucro Líquido / Prejuízo 54,1 (7,3) - 91,6 45,8 100,2% Dívida Líquida* 1.629, ,7 (8,5%) 1.629, ,7 (8,5%) Dívida Líquida / EBITDA** 3,6 6,4 4,7 6,3 * Considera Títulos e Valores Mobiliários do Ativo Não Circulante **EBITDA Anualizado Receita Líquida Totalizou R$ 134,9 milhões no 3T17, 26,0% superior aos R$ 107,1 milhões apurados no 3T16. Este aumento deve-se principalmente a: (a) reajuste dos contratos de venda de energia, os quais são indexados pela inflação (IPCA / IGP-M); (b) ganho de R$ 17,0 milhões com a venda da energia excedente, devido a estratégia de sazonalização da Companhia, sendo R$ 3,4 milhões na UHE Foz do Rio Claro, R$ 12,2 milhões na UHE Ferreira Gomes e R$ 1,4 milhão nas PCHs Queluz e Lavrinas; (c) aumento de R$ 7,5 milhões nos parques eólicos Energia dos Ventos, dado que no 3T16 o projeto não estava comercializando 100% de sua energia, em razão de alguns aptos para a operação comercial terem sido emitidos ao longo do trimestre e; (d) aumento de R$ 9,1 milhões na receita liquida da PCH Morro azul em razão da: (i) receita parcial no 3T16, devido a entrada em operação em setembro/16 e; (ii) contabilização da receita acumulada do 2T17 e do próprio trimestre, dado que, no 2T17, em virtude da alteração do ERP (sistema de gestão), não houve consolidação dos números da usina. Receita Líquida (R$ MM) Receita Líquida (R$ MM) 400,0 200,0 350,0 107,1 134,9 150,0 100,0 334,3 382,5 300,0 250,0 200,0 150,0 50, 0 100,0 50, 0 0,0 0,0 3T16 3T17 9M16 9M

15 Segue abaixo abertura do Faturamento das geradoras: Faturamento Geradoras / Comercialização Energia Preço Receita Bruta Faturada (GWh) Médio (R$/MWh) (R$ milhões) 1. Longo Prazo - Faturamento de Contratos Bilaterais ,41 134,3 1.1 ACR ,44 69,3 1.2 ACL ,53 48,0 1.3 ACL - Comercialização 110, ,09 17,0 2. SPOT / CCEE 8,7 3. IMPOSTOS (ICMS) 0,0 4. TOTAL GERAÇÃO BRUTO 143,0 5. COMERCIALIZAÇÃO ALUPAR 54,7 6. TOTAL GERAÇÃO / COMERCIALIZAÇÃO 197,7 7. ELIMINAÇÕES 35,3 8. GERAÇÃO CONSOLIDADO 162,4 Custo do Serviço Totalizou R$ 51,8 milhões no 3T17, ante os R$ 55,6 milhões registrados no 3T16. Esta variação é explicada, principalmente, pelo: (a) aumento de R$ 1,0 milhão na conta Custo dos Serviços Prestados, em razão do: (i) aumento de R$ 2,7 milhões na PCH Morro Azul, que totalizou R$ 2,8 milhões no 3T17 ante R$ 0,1 milhão no 3T16, explicado pelo custo parcial no 3T16, em função, da entrada em operação em set/16 e da contabilização dos custos acumulados do 2T17 e do próprio trimestre, dado que, no 2T17, em virtude da alteração do ERP (sistema de gestão), não houve consolidação dos números da usina e; (ii) em contrapartida a usina F. Gomes e as PCHs Queluz e Lavrinhas, apresentaram uma redução de R$ 1,9 milhão, em razão, da redução de custos com meio ambiente, telefonia e internet; (b) redução de R$ 6,5 milhões na Compra de Energia, que registrou R$ 7,5 milhões no 3T17 ante os R$ 14,0 milhões registrados no 3T16. Esta redução deve-se, exclusivamente, à estratégia de sazonalização adotada, na qual, as usinas tiveram uma maior alocação de energia neste trimestre. As principais compras de energia ocorreram em razão do GSF do trimestre, que totalizou 61,9%, e consumiu a energia excedente e gerou uma necessidade de compra na UHE Ferreira Gomes (R$ 2,9 milhões) e nas PCHs Queluz (R$ 1,9 milhão) e Lavrinhas (R$ 1,8 milhão); (c) aumento de R$ 0,6 milhão na conta Recursos Hídricos CFURH, devido à maior geração de energia nas usinas Foz do Rio Claro e Ijuí e; (d) aumento de R$ 0,8 milhão na conta Depreciação/Amortização, exclusivamente, em razão dos aptos dos parques eólicos Energia dos Ventos e da entrada em operação da PCH Morro Azul (set/16). Despesas Operacionais Totalizaram R$ (5,5) milhões no 3T17, ante os R$ 5,2 milhões apurados no 3T16. A inversão de sinal é explicada, exclusivamente, pela redução de R$ 10,3 milhões na conta Outros, em virtude da adoção da prática do IFRS na PCH Morro Azul, que capitalizou as despesas relativas a implantação, incorridas durante a construção. A conta Administrativas e Gerais apresentou um aumento de R$ 1,0 milhão, em razão, do: (i) incremento de R$ 1,8 milhão devido a entrada em operação da PCH Morro Azul, em Set/16 e; (ii) redução de R$ 0,5 milhão na UHE Ferreira Gomes, em função, da redução com despesas jurídicas. A conta Pessoal e Administradores apresentou uma redução de R$ 1,7 milhão, explicada, principalmente, pela reversão das despesas incorridas durante a construção da PCH Morro Azul, em virtude da adoção da prática do IFRS, impacto de R$ 1,4 milhão. 9,0 4,0 (1, 0) (6, 0) (11,0) 3,2 4,2 Administrativas e Gerais Despesas Operacionais (R$ MM) 2,2 Pessoal e Administradores 0,5 0,2 0,1 (0,5) Depreciação / Amortização Outros 3T16 3T17 (10,3) 20, 0 15, 0 10, 0 5,0 0,0 (5, 0) (10,0) (15,0) 8,5 5,3 (0,0) (3,5) 0,8 0,6 (0,5) Administrativas e Gerais Despesas Operacionais (R$ MM) Pessoal e Administradores Depreciação / Amortização 9M16 9M17 Outros (10,3) 15 35

16 EBITDA e Margem EBITDA No 3T17, o EBITDA totalizou R$ 112,4 milhões, 61,9% superior aos R$ 69,4 milhões registrados no 3T16. Já a Margem EBITDA atingiu 83,3%, 18,5p.p superior aos 64,8% registrados no 3T16. O EBITDA foi impactado principalmente pelo: (a) aumento de R$ 23,6 milhões na Receita Bruta, em razão do: (i) reajuste dos contratos de venda de energia, os quais são indexados pela inflação (IPCA / IGP-M); (ii) aumento de R$ 7,5 milhões nos parques eólicos Energia dos Ventos; (iii) aumento de R$ 9,1 milhões na receita liquida da PCH Morro azul e; (iv) ganho de R$ 17,0 milhões, em função da venda do excedente de energia, devido, a estratégia de sazonalização da Companhia. Para mais detalhes sobre a variação na receita, favor, verificar a seção Receita Liquida ; (b) redução de R$ 6,6 milhões na Energia Comprada para Revenda, devido a estratégia de sazonalização de energia, conforme detalhado na seção Custo do Serviço e; (c) redução de R$ 9,8 milhões em Outras Receitas / Despesas, em virtude da adoção da prática do IFRS na PCH Morro Azul, que capitalizou as despesas relativas a implantação, incorridas durante a construção da usina. Formação do EBITDA 3T17 (R$ milhões) 69,4 23,6 4,2 (2,0) 6,6 (1,0) 1,8 9,8 112,4 EBITDA 3T16 Receita Bruta Deduções Custo Operacionais 212,0 Energia Comp. para Revenda Administrativas e Gerais Formação do EBITDA 9M17 (R$ milhões) Pessoal e Outras Receitas / Administradores Despesas 41,7 6,5 0,4 9,3 (8,5) (8,8) 9,8 EBITDA 3T17 262,4 EBITDA 9M16 Receita Bruta Deduções Custo Operacionais Lucro Líquido Geração Energia Comp. para Revenda Administrativas e Gerais Pessoal e Administradores Outras Receitas / Despesas EBITDA 9M17 No 3T17, o segmento de geração totalizou um lucro de R$ 54,1 milhões, ante um prejuízo de R$ 7,3 milhões registrados no 3T16. Este resultado é explicado pelo: (a) aumento de R$ 43,0 milhões no EBITDA, conforme explicado acima; (b) redução de R$ 33,7 milhões no Resultado Financeiro, em função, do: (i) aumento de R$ 9,7 milhões nas receitas financeiras, explicado, principalmente, pela reclassificação referente a variação cambial de contratos com fornecedores realizada no 3T16 na usina La Virgen, impacto de R$ 11,4 milhões e (ii) redução de R$ 24,0 milhões nas despesas financeiras, devido a: (ii.a) redução da dívida líquida, de R$ 1,781 bi no 3T16 para R$ 1,629 bi no 3T17; (ii.b) redução das taxas de juros que incidem sobre os contratos de empréstimos e; (ii.c) redução de R$ 11,4 milhões na PCH Morro Azul, devido a reversão das despesas financeiras, em função, da adoção da prática do IFRS, sendo capitalizada as despesas relativas a implantação, incorridas durante a construção da usina e (c); aumento de R$ 14,7 milhões na conta IR e CSLL explicado principalmente pela estorno de provisão de IR diferido na PCH Morro Azul, em função do prejuízo apurado no 1T17, que foi revertido neste trimestre, impacto de R$ 15,9 milhões

17 Indicadores Operacionais Geração A disponibilidade inferior a 100% é resultado dos desligamentos para manutenções preventivas anuais dos equipamentos e manutenções contratuais programadas com o fornecedor. Abaixo verificamos o balanço energético da Companhia, demonstrando o impacto do GSF de 305,9 GWh no 3T17, além de uma exposição negativa na CCEE de 115,1 GWh, devido a estratégia de sazonalização adotada pela Companhia. Gráfico Contratos de Venda X Energia Gerada exclui os parques eólicos Energia dos Ventos. Comercialização A comercializadora Alupar registrou um faturamento de R$ 54,7 milhões, ante os R$ 17,2 milhões registrados no 3T16. Esse faturamento refere-se: (a) venda de 13 MW de energia no 15º Leilão de Energia Existente, realizado em dez/15, totalizando R$ 4,5 milhões; (b) venda de 26,9 MW pela descontratação de parte da energia vendida no 15º Leilão de Energia Existente, totalizando R$ 12,8 milhões; (c) venda de energia para as geradoras do grupo, em razão da estratégia de alocação de energia e GSF, sendo 2,0 MW para Queluz, impacto de R$ 0,8 milhão; 1,8 MW para Lavrinhas, impacto de R$ 0,7 milhão e; 77 MW para F. Gomes, impacto de R$ 2,2 milhões; (d) venda para mercado de 16 MW lastreado por Foz do Rio Claro, totalizando R$ 4,6 milhões; (e) venda para mercado de 60 MW lastreado por Ferreira Gomes, totalizando R$ 16,7 milhões e; (f) liquidação de 13 MW no ambiente da CCEE, impacto de R$ 11,2 milhões. As compras totalizaram R$ 50,3 milhões ante os R$ 22,5 milhões resgistrados no mesmo período de As compras referem-se: (a) compra de 39,9 MW de Ferreira Gomes pela comercializadora da Alupar, totalizando R$ 15,9 milhões; (b) compra de 50 MW no leilão NESA, nº 004/2017, ao valor de R$ 180,50/MW, totalizando R$ 19,9 milhões; (c) compra de 45 MW das usinas da Alupar, em razão da estratégia de alocação de energia, impacto de R$ 15,5 milhões; (d) compra de 3 MW devido a operações realizadas no mercado, totalizando R$ 2,9 milhões e; (e) crédito de Pis/Cofins no montante de R$ 3,9 milhões. Eliminações No 3T17 as eliminações entre operações intercompany totalizaram R$ 35,3 milhões, conforme detalhado abaixo: Empresas Valores (Milhões de R$) Ferreira Gomes Alupar R$ 15,9 Ferreira Gomes Alupar R$ 12,1 Foz do Rio Claro Alupar R$ 3,4 Alupar Queluz / Lavrinhas R$ 1,5 Alupar Ijuí R$ 0,1 Alupar Ferreira Gomes R$ 2,2 Total R$ 35,

18 Projetos em Construção: Geradoras Capacidade Instalada (MW) Garantia Física (MW) Investimento Previsto (Milhões) Investimento Realizado (Milhões) Entrada em Operação (Regulatório) Entrada em Operação (Previsão Gerencial) Verde 08 30,0 16,9 R$ 199,0 R$ 117, Antônio Dias 23,0 11,9 R$ 125,0 R$ 7, La Virgen 84,0 49,3 US$ 145,0 US$ 135,5* N/A 2017 *Considerando U$ 1,0 = R$ 3,17 (Base 30/09/2017) Verde 08: É uma SPE constituída para o desenvolvimento e implantação da PCH Verde 08, localizada no município de Santa Helena de Goiás, no Estado de Goiás, com capacidade instalada de 30,0 MW e garantia física de 16,9 MW. No 3T17, a etapa de concretagem atingiu um avanço de 95,2%, a execução da barragem totalizou 61,88%, as escavações em rocha atingiram um avanço de 95,43% e a montagem eletromecânica chegou a 12,18 % de evolução. Adicionalmente, o desvio do rio foi realizado em 16/08/2017. La Virgen: É uma SPE constituída para a implantação da UHE La Virgen, com capacidade instalada total de 84,0 MW e garantia física de 49,3 MW na província de Chanchamayo, Perú, a ser desenvolvido em virtude do Contrato de Concesión de Generación No , datado de 07 de outubro de 2005 firmado com o Ministério de Minas e Energia e o Contrato de Concesión de Transmisión No , datado de 11 de junho de 2008, firmado com o Ministério de Minas e Energia. No 3T17 o avanço geral da obra atingiu 90%. A montagem dos auxiliares eletromecânicos chegou a 85% e o revestimento hidráulico do túnel de adução foi finalizado. Adicionalmente, foram iniciados os acabamentos finais para enchimento e os testes na subestação La Virgen e na subestação de conexão Caripa. Também no período, foi realizado o desvio do rio pelo vertedouro e iniciadas as obras da barragem. Água Limpa: É uma SPE constituída para o desenvolvimento e implantação da PCH Antônio Dias, localizada no município de Antônio Dias, no Estado de Minas Gerais, com capacidade instalada de 23,0 MW e garantia física de 11,4 MW

19 Análise do Resultado Consolidado Receita Operacional Líquida - IFRS A Alupar e suas subsidiárias registraram Receita Líquida Ajustada de R$ 386,0 milhões no 3T17, ante os R$ 375,3 milhões registrados no 3T16. Quando analisada a Receita Líquida da Companhia, verifica-se que no 3T17 totalizou R$ 392,1 milhões, ante os R$ 388,3 milhões registrados no 3T16. Contudo, esse aumento na Receita Líquida, inferior ao aumento na Receita Líquida Ajustada, deve-se, exclusivamente, pelo fato de que, de acordo com as normas do IFRS, todo volume de investimentos (Capex) efetuados pelas nossas empresas de transmissão são contabilizados como receita. Em contrapartida, por se tratar de investimentos e não ter nenhum efeito no resultado da Companhia, o mesmo valor da receita é excluído no Custo Custo de Infraestrutura. Desconsideramos esse efeito nas receitas da Companhia por razões analíticas, conforme detalhado abaixo: Receita Líquida Ajustada (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var.% Receita de Transmissão de Energia 25,7 33,6 (23,4%) 83,6 84,9 (1,5%) Receita de Infraestrutura 6,1 13,0 (52,9%) 24,2 41,0 (41,0%) Remuneração do Ativo de Concessão 234,8 267,5 (12,2%) 722,2 834,5 (13,5%) Suprimento de Energia 162,4 115,0 41,2% 425,9 342,7 24,3% Receita Bruta 429,0 429, , ,1 (3,6%) Deduções 36,9 40,8 (9,4%) 113,9 112,5 1,3% Receita Líquida 392,1 388,3 1,0% 1.142, ,6 (4,1%) Exclusão da Receita de Infraestrutura 6,1 13,0 (52,9%) 24,2 41,0 (41,0%) Receita Bruta Ajustada 422,9 416,1 1,6% 1.231, ,1 (2,4%) Receita Líquida Ajustada 386,0 375,3 2,8% 1.117, ,6 (2,8%) O aumento de 2,8% na Receita Líquida Ajustada no 3T17 é explicada principalmente pelo: o Crescimento de R$ 47,4 milhões, ou 41,2% na Receita de Suprimento de Energia, que totalizou R$ 162,4 milhões no 3T17 ante os R$ 115,0 milhões registrados no 3T16, devido: (a) reajuste dos contratos de venda de energia, os quais são indexados pela inflação (IPCA / IGP-M); (b) ganho de R$ 17,0 milhões com a venda da energia excedente, devido a estratégia de sazonalização da Companhia; (c) aumento de R$ 7,5 milhões nos parques eólicos Energia dos Ventos, dado que o projeto não estava comercializando 100% de sua energia, em razão de alguns aptos para a operação comercial terem sido emitidos ao longo do 3T16 e; (d) aumento de R$ 9,1 milhões na receita liquida da PCH Morro azul, em razão, da: (i) receita parcial no 3T16, devido a entrada em operação em setembro/16 e; (ii) contabilização da receita acumulada do 2T17 e do próprio trimestre, dado que, no 2T17, em virtude da alteração do ERP (sistema de gestão), não houve consolidação dos números da usina. o Redução de R$ 32,7 milhões na Receita de Remuneração do Ativo de Concessão, em função, da redução das taxas de remunerações dos ativos financeiros das transmissoras, dado que, para cálculo desta taxa são utilizadas projeções de inflação (IGP-M / IPCA), as quais foram significativamente reduzidas quanto comparado o 3T17 x 3T16. Para mais informações, favor verificar a Nota Explicativa 9 Ativo Financeiro da Concessão e; o Redução de R$ 7,9 milhões na Receita de Transmissão de Energia, explicada, principalmente, pela: (a) redução de R$ 1,7 milhão na transmissora ETEM, devido a gastos, não recorrentes, de melhorias na linha de transmissão, realizados no 3T16 e; (ii) redução de R$ 4,2 milhões na transmissora ENTE, principalmente, em função do PV que totalizou R$ 2,9 milhões, devido a indisponibilidade de funções de transmissão e desligamentos programados. A Receita Líquida totalizou R$ 392,1 milhões no 3T17, ante os R$ 388,3 milhões registrados no 3T16. Esta variação é explicada, além dos fatores mencionados acima, pela queda de R$ 6,9 milhões na Receita de Infraestrutura, em razão, principalmente, da: (a) entrada em operação dos RBNI da ETVG em mar/16 (1ª fase) e jun/16 (2ª fase), Transirapé em nov/16 e STC em jul/16, redução de R$ 10,2 milhões; (b) pagamento complementar, realizado no 3T16, referente a implantação do ativo de transmissão da ESDE, impacto de R$ 1,7 milhão e; (c) em contrapartida, as transmissoras, ETAP, ETC, TPE, TCC, ESTE e TSM, adquiridas nos leilões de 2016 e 2017, registraram um aumento de R$ 4,9 milhões nesta conta. Para mais informações sobre as variações na Receita de Infraestrutura (CAPEX), favor, verificar a seção Investimentos mais adiante

20 Custo dos Serviços - IFRS No 3T17, os Custos dos Serviços totalizaram R$ 94,7 milhões, 2,0% inferior aos R$ 92,9 milhões apurados no 3T16. Esta variação é decorrente da: (a) redução de R$ 0,6 milhão nos Custos dos Serviços Prestados, devido a: (i) redução de R$ 1,5 milhão na transmissora ETEM, devido a prestação de serviços, não recorrentes, de melhorias na linha de transmissão, realizados no 3T16 e; (ii) em contrapartida, no segmento de geração, foi contabilizado um aumento de R$ 1,0 milhão, principalmente, em razão do aumento de R$ 2,7 milhões na PCH Morro Azul e da redução de R$ 1,9 milhão na usina F. Gomes e nas PCHs Queluz e Lavrinhas, conforme detalhado na seção Segmento de Geração ; (b) aumento de R$ 7,6 milhões na conta Energia Comprada para Revenda que totalizou de R$ 22,5 milhões no 3T17, ante os R$ 14,9 milhões registrados no 3T16, devido, a estratégia de sazonalização adotada para 2017 e o GSF do 3T17, conforme detalhado na seção Segmento de Geração ; (c) aumento de R$ 0,6 milhão na conta Recursos Hídricos CFURH, devido à maior geração de energia nas usinas Foz do Rio Claro e Ijuí; (d) redução de R$ 6,9 milhões nos Custos de Infraestrutura, devido a: (i) entrada em operação dos RBNI da ETVG em mar/16 (1ª fase) e jun/16 (2ª fase), Transirapé em nov/16 e STC em jul/16, redução de R$ 10,2 milhões; (ii) pagamento complementar, realizado no 3T16, referente a implantação do ativo de transmissão da ESDE, impacto de R$ 1,7 milhão e; (iii) em contrapartida, as transmissoras ETAP, ETC, TPE, TCC, ESTE e TSM, adquiridas nos leilões de 2016 e 2017, registraram um aumento de R$ 4,9 milhões nesta conta e; (e) aumento de R$ 0,8 milhão na conta Depreciação/Amortização, exclusivamente, em razão dos aptos dos parques eólicos Energia dos Ventos (mar/16) e da entrada em operação da PCH Morro Azul (set/16). Custo dos Serviços R$ (MM) 3T17 3T16 Var. % 9M17 9M16 Var. % Custo dos Serviços Custo dos Serviços Prestados 33,1 33,7 (1,8%) 92,3 90,4 2,1% Energia Comprada para Revenda 22,5 14,9 51,1% 79,9 42,7 86,8% Encargos da Rede Elétrica - CUST 7,2 6,8 5,7% 21,4 19,8 8,4% Recursos Hídricos - CFURH 2,2 1,6 37,7% 7,1 7,9 (9,6%) Custo de Infraestrutura 6,1 13,0 (52,9%) 24,2 41,0 (41,0%) Depreciação / Amortização 23,6 22,8 3,4% 68,5 60,1 13,9% Total 94,7 92,9 2,0% 293,4 261,9 12,0% Despesas Operacionais - IFRS No 3T17, as Despesas Operacionais totalizaram de R$ 8,1 milhões, ante os R$ 12,6 milhões apurados no 3T16. A redução nesta conta deve-se: (a) redução de R$ 6,4 milhões na Equivalência Patrimonial, em função do estorno de dividendos provisionados de períodos anteriores nas transmissoras e; (b) queda de R$ 9,8 milhões na conta Outros, em virtude, da adoção da prática do IFRS na PCH Morro Azul, que capitalizou as despesas relativas a implantação, incorridas durante a construção. Despesas Operacionais R$ (MM) 3T17 3T16 Var. % 9M17 9M16 Var. % Despesas Operacionais Administrativas e Gerais 8,4 8,0 4,7% 24,6 14,7 67,3% Pessoal e Administradores 9,8 11,1 (12,2%) 36,0 26,6 35,7% Equivalência Patrimonial (0,9) (7,3) (88,0%) (15,8) (23,0) (31,4%) Outros (10,3) (0,5) - (10,1) 0,8 - Depreciação / Amortização 1,1 1,2 (4,4%) 3,6 3,7 (2,0%) Total 8,1 12,6 (35,5%) 38,4 22,8 68,3% 20 35

21 EBITDA - IFRS No 3T17, o EBITDA totalizou R$ 314,0 milhões, ante os R$ 306,9 milhões registrados no 3T16. Já a Margem EBITDA Ajustada, excluindo a Receita de Infraestrutura atingiu 81,3% ante os 81,8% registrados no mesmo período do ano anterior. Esta variação no EBITDA, deve-se: (a) aumento de 2,8% na Receita Líquida Ajustada, principalmente em razão do: (i) crescimento de R$ 47,4 milhões na receita de suprimento de energia e; (ii) redução de R$ 40,6 milhões na receita do segmento de transmissão, que registrou uma redução de R$ 7,9 milhões na receita de transmissão de energia e uma redução de R$ 32,7 milhões na receita de remuneração do ativo da concessão. Para mais informações, favor, verificar a seção Receita Operacional Líquida - IFRS ; (b) aumento de R$ 7,6 milhões na Compra de Energia, que totalizou de R$ 22,5 milhões no 3T17, ante os R$ 14,9 milhões registrados no 3T16, devido, a estratégia de sazonalização adotada para 2017 e o GSF do 3T17, conforme detalhado na seção Segmento de Geração ; (c) redução de R$ 9,8 milhões na conta Outras Receitas / Despesas explicada, principalemente, pela redução de R$ 10,3 milhões na PCH Morro Azul, em virtude da adoção da prática do IFRS, capitalizando as despesas complementares relativas a implantação, incorridas durante a construção da usina e; (d) redução de R$ 6,4 milhões na linha Equivalência Patrimonial, em função do estorno de dividendos provisionados de períodos anteriores nas transmissoras. Segue abaixo a formação do EBITDA: EBITDA - IFRS (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var. % Receita Bruta Ajustada 422,9 416,1 1,6% 1.231, ,1 (2,4%) Deduções (36,9) (40,8) (9,4%) (113,9) (112,5) 1,3% Receita Líquida Ajustada 386,0 375,3 2,8% 1.117, ,6 (2,8%) Custos Operacionais (42,5) (42,1) 0,9% (120,9) (118,0) 2,4% Compra de Energia (22,5) (14,9) 51,1% (79,9) (42,7) 86,8% Despesas Operacionais (7,9) (18,7) (57,9%) (50,5) (42,1) 20,1% Equivalência Patrimonial 0,9 7,3 (88,0%) 15,8 23,0 (31,4%) EBITDA 314,0 306,9 2,3% 882,3 969,7 (9,0%) Margem EBITDA 81,3% 81,8% (0,5 p.p) 78,9% 84,4% (5,5 p.p) (7,9) Formação do EBITDA 3T17 (R$ MM) 47,4 (32,7) 3,8 (0,4) (7,6) (0,4) 1,4 9,8 (6,4) 306,9 314,0 (1,3) 83,2 (112,3) Formação do EBITDA 9M17 (R$ MM) (1,4) (2,8) (37,1) (9,9) (9,5) 10,9 (7,2) 969,7 882,

22 EBITDA - Regulatório No 3T17, o EBITDA totalizou R$ 351,8 milhões, 3,0% superior aos R$ 341,6 milhões registrados no 3T16. Já a Margem EBITDA atingiu 82,9% ante os 83,3% registrados no mesmo período do ano anterior. A principal variação no EBITDA Regulatório, quando comparado ao EBITDA IFRS, ocorre na linha da receita. Enquanto nos números societários foi registrado um crescimento de 2,8% na receita líquida ajustada, conforme explicada anteriormente, na análise da Receita Operacional Líquida IFRS, nos números regulatórios foi registrado um crescimento de 3,6% na receita líquida, sendo esta variação, exclusivamente, na receita do segmento de transmissão, que apresentou uma redução de R$ 36,6 milhões nos números regulatórios, ante uma redução de R$ 40,6 milhões nos números societários. A redução de R$ 36,6 milhões na Receita de Transmissão de Energia, deve-se, principalmente a: (i) redução de R$ 24,7 milhões na receita líquida das transmissoras EATE e ETEP, em razão da queda de 50% da Receita Anual Permitida - RAP, pro rata temporis para o ciclo 2017/2018, em função do aniversario de 15 anos da entrada em operação (EATE: mar/18; ETEP: ago/17); (ii) redução de R$ 7,5 milhões na receita líquida da ECTE, em razão, da queda de 50% da RAP, devido ao aniversario de 15 anos da entrada em operação (mar/17); (iii) redução de R$ 3,5 milhões nas transmissoras ENTE, STC e STN devido a indisponibilidade de equipamentos de transmissão; (iv) reajuste das RAPs, conforme resolução homologatória nº de 27 de junho de 2017 que estabeleceu reajuste de 3,60% para contratos indexados em IPCA e 1,57% para contratos indexados em IGP-M. Para mais detalhes, favor, verificar a seção Segmento de Transmissão Segue abaixo a formação do EBITDA: (36,6) EBITDA Regulatório (R$ MM) 3T17 3T16 Var.% 9M17 9M16 Var. % Receita Líquida 424,4 409,8 3,6% 1.281, ,2 9,6% Custos Operacionais (41,9) (40,9) 2,5% (118,1) (114,0) 3,5% Compra de Energia (22,5) (14,9) 51,1% (79,9) (42,7) 86,8% Despesas Operacionais (7,8) (18,5) (57,6%) (50,5) (41,9) 20,5% Equivalência Patrimonial (0,4) 6,0-11,2 15,2 (25,8%) EBITDA 351,8 341,6 3,0% 1.044,5 985,7 6,0% Margem EBITDA 82,9% 83,3% (0,4p.p.) 81,5% 84,3% (2,8p.p.) Formação do EBITDA 3T17 (R$ MM) 47,4 3,8 (1,0) (7,6) (0,4) 1,4 9,7 (6,4) 341,6 351,8 Formação do EBITDA 9M17 (R$ MM) 30,7 83,2 (1,4) (4,0) (37,1) (9,9) (9,5) 10,8 (3,9) 985, ,

23 Resultado Financeiro Totalizou R$ 41,2 milhões no 3T17, ante os R$ 128,7 milhões registrados no mesmo período do ano anterior. Esta variação no resultado financeiro foi proveniente da: (a) variação positiva de R$ 23,5 milhões nas receitas financeiras, em razão do: (i) aumento de R$ 10,9 milhões nas receitas financeiras da Alupar Holding, devido ao aumento nas disponibilidades, que totalizaram R$ 991,1 milhões neste trimestre, ante os R$ 438,5 milhões registrados no 3T16, principalmente, em razão do aumento de capital de R$ 833,5 milhões, homologado em 4 de abril de 2017; (ii) aumento de R$ 11,4 milhões nas receitas financeiras de La Virgen, que totalizaram R$ 3,3 milhões neste trimestre ante R$ (8,1) milhões registradas no 3T16, dado que, naquele trimestre foi realizada uma reclassificação referente a variação cambial de contratos com fornecedores. (b) redução de R$ 63,9 milhões nas despesas financeiras, principalmente, em razão da: (i) redução da dívida bruta consolidada de R$ 4,738 bi no 3T16 para R$ 4,393 bi no 3T17; (ii) queda do índice nacional de preços ao consumidor amplo ( IPCA ), que registrou 0,59% no acumulado do 3T17, ante 1,04% no acumulado do 3T16; (iii) redução da taxa de juros de longo prazo ( TJLP ), a partir de abril de 2017, de 7,5% a.a. para 7,0% a.a. e; (iv) redução da taxa média dos depósitos interfinanceiros ( CDI ) que registrou 2,25% no 3T17, ante 3,41% no 3T

24 Lucro Líquido - IFRS No 3T17, o lucro líquido totalizou R$ 112,0 milhões, R$ 78,1 milhões superior aos R$ 33,9 milhões registrados no 3T16. Essa variação é resultado do: (a) aumento de R$ 7,1 milhões no EBTIDA, e redução de R$ 87,5 milhões na conta Resultado Financeiro, conforme explicados anteriormente; (b) aumento de R$ 10,1 milhões no IR/CSLL, explicado, principalmente, pelo (i) estorno de provisão de IR diferido na PCH Morro Azul, em função do prejuízo apurado no 1T17, que foi revertido neste trimestre, impacto de R$ 15,9 milhões e (ii) em contrapartida, as transmissoras ETEP, STN e ENTE apresentaram uma redução de R$ 6,4 milhões, devido a obtenção dos benefícios fiscais SUDAM / SUDENE em agosto/16, outubro/16 e dezembro/16, respectivamente e; (c) aumento de R$ 5,6 milhões na % Minoritários, principalmente, em razão do aumento no lucro das transmissoras ENTE e STN e da usina La Virgen (impacto positivo na variação cambial de contatos com fornecedores), que juntas impactaram em R$ 7,0 milhões esta conta. Formação do Lucro 3T17 (R$ MM) 87,5 (10,1) (5,6) 33,9 7,1 (0,7) 112,0 Lucro Líquido 3T16 EBITDA Depreciação / Amortização Resultado Financeiro IR e CSLL % Minoritários Lucro Líquido 3T17 (87,4) Formação do Lucro 9M17 (R$ MM) 127,9 8,3 25,8 171,7 (8,3) 238,0 Lucro Líquido 9M16 EBITDA Depreciação / Amortização Resultado Financeiro IR e CSLL % Minoritários Lucro Líquido 9M17 Lucro Líquido Regulatório No 3T17, o lucro líquido totalizou R$ 116,9 milhões, R$ 80,0 milhões superior aos R$ 36,9 milhões registrados no 3T16. Segue abaixo a formação do Lucro Líquido Regulatório: Formação do Lucro 3T17 (R$ MM) 87,5 (10,9) (5,9) 36,9 10,2 (1,0) Lucro Líquido 3T16 EBITDA Depreciação / Amortização Resultado Financeiro 116,9 IR e CSLL % Minoritários Lucro Líquido 3T17 Formação do Lucro 9M17 (R$ MM) 127,9 (16,4) (34,9) 58,8 (10,2) 145,9 271,1 Lucro Líquido 9M16 EBITDA Depreciação / Amortização Resultado Financeiro IR e CSLL % Minoritários Lucro Líquido 9M

25 Investimentos No 3T17 foram realizados investimentos totais da ordem de R$ 71,4 milhões em nossas empresas, sendo R$ 10,7 milhões investidos no segmento de transmissão, R$ 60,0 milhões no segmento de geração e R$ 0,7 milhões no desenvolvimento de novos negócios, ante R$ 19,5 milhões registrados no 3T16, quando R$ 13,0 milhões foram investidos no segmento de transmissão, R$ 3,4 milhões foram investidos no segmento de geração e R$ 3,1 milhões no desenvolvimento de novos negócios. O volume de investimentos realizados no 3T17 reflete a implantação da PCH Verde 08. Investimentos (R$ MM) 3T17 3T16 9M17 9M16 Transmissão 10,7 13,0 28,8 41,0 Transirapé - 4,0-13,3 ELTE 0,2 0,5 0,4 2,6 ETVG 0,1 3,0 0,1 14,8 STC - 3,3-7,8 ETAP 1,6 0,2 5,2 0,2 ETC 0,7 0,2 2,8 0,2 TCC 0,4-4,4 - TPE 1,0-7,1 - TCE 4,5-4,6 - ESTE 0,7-1,8 - TSM 0,8 0,8 EBTE 0,2-0,5 - Outros 0,5 1,8 1,1 2,1 Geração 60,0 3,4 120,5 287,5 Ferreira Gomes 0,1 0,3 0,7 0,6 Energia dos Ventos 5,6 0,9 8,8 59,6 La Virgen* - (19,5) 2,2 157,1 Morro Azul 11,4 18,1 11,4 44,2 Verde 08 43,5 4,7 87,6 7,8 Antônio Dias - 0,5 0,2 1,7 Outros (0,6) (1,6) 22,3 16,5 Holding 0,7 3,1 7,1 6,5 Total 71,4 19,5 156,4 335,0 *Ganho de variação cambial no pagamento de fornecedores

26 Endividamento Alupar - Holding: Em set/2017, a dívida bruta da Alupar Holding, totalizou R$ 733,8 milhões, R$ 105,5 milhões inferior aos R$ 839,3 milhões registrados em dez/16. Esta variação é explicada pela: (i) amortização parcial e pagamento de juros da IV emissão de debêntures, totalizando o montante de R$ 117,4 milhões; (ii) amortização parcial e pagamento de juros da V emissão de debêntures, totalizando R$ 35,8 milhões; (iii) pagamento de juros da VI emissões de debêntures, totalizando R$ 10,2 milhões; (iv) amortização parcial e pagamento de juros do contrato de financiamento junto ao FINEP, totalizando R$ 3,0 milhões e; (v) provisões de encargos e variações monetárias, impacto de R$ 60,9 milhões. As disponibilidades da Alupar - Holding totalizaram R$ 991,1 milhões, ante os R$ 487,4 milhões registrados em dez/16. Esta variação é explicada principalmente pelo: (i) aumento de capital de R$ 833,5 milhões (R$ 807,8 milhões líquido), homologado em 4 de abril de 2017; (ii) amortizações parciais e pagamento de juros das dividas da holding, conforme detalhado acima, totalizando R$ 166,4 milhões; (iii) pagamento de dividendos, sendo R$ 90,1 milhões em 26 de junho de 2017 e R$ 60,1 milhões em 24 de julho de 2017; (iv) recebimentos de dividendos no montante de R$ 189,9 milhões; (v) aportes realizados nos projetos, totalizando R$ 174,5 milhões; (vi) pagamento de imposto no montante de R$ 16,2 milhões, referente a venda da participação na transmissora Transchile e; (vii) restituição de impostos totalizando R$ 6,7 milhões. Dívida Total Set/17 Dívida Total Dez/16 487,4 733,8 991,1 839,3 (257,3) Dívida Bruta Disponibilidades Dívida Líquida 351,9 Dívida Bruta Disponibilidades Dívida Líquida A dívida bruta da Alupar - Holding consiste praticamente em emissões de debêntures (99,7%), sendo 6,9% indexadas por CDI e 93,1% por IPCA, com um perfil bem alongado, sendo aproximadamente 29% dos vencimentos após Para mais informações sobre o Endividamento da Alupar - Holding, favor verificar a Notas Explicativas 22 Empréstimos e Financiamentos e 23 Debêntures das demonstrações financeiras do 3T17. Abaixo o perfil da dívida da Alupar - Holding: Perfil da Dívida Alupar - Holding Set/17 Perfil da Dívida Alupar - Holding Dez/16 87% 13% 83% 17% Curto Prazo Longo Prazo Curto Prazo Longo Prazo 26 35

27 Consolidado: A dívida bruta consolidada da Alupar e suas subsidiárias totalizou R$ 4.393,2 milhões em set/17, R$ 174,5 milhões inferior aos R$ 4.567,7 milhões apurados em dez/16. Esta variação é explicada principalmente pela: (i) amortização parcial e pagamento de juros das dívidas da Alupar Holding no montante de R$ 166,4 milhões; (ii) provisões de encargos e variações monetárias nas dividas da Alupar - Holding, no montante de R$ 60,9 milhões; (iii) amortização parcial das dívidas das subsidiárias, no montante de R$ 398,0 milhões; (iv) pagamentos dos encargos das dívidas das subsidiárias, no montante de R$ 222,1 milhões; (v) ganho com a valorização do BRL frente a USD, nas dívidas das UHE La Virgen e da PCH Morro Azul, impacto de R$ 53,2 milhões; (vi) provisões de encargos e variações monetárias das subsidiárias, totalizando R$ 245,2 milhões e (vii) captação de novos empréstimos nas subsidiarias: EATE, ECTE, Transleste, Transudeste, Transirape e Verde 8, no montante de R$ 352,6 milhões. As disponibilidades totalizaram R$ 1.698,6 milhões, ante os R$ 934,3 milhões registrados em dez/16. Esta variação de R$ 764,3 milhões no caixa, deve-se, principalmente, ao aumento de capital da Alupar Holding, no montante de R$ 833,5 milhões, homologado em 4 de abril de A dívida líquida registrada em set/17 foi de R$ 2.694,5 milhões, R$ 938,9 milhões inferior aos R$ 3.633,4 milhões registrados em dez/16. Dívida Total Set/17 Dívida Total Dez/ , , ,7 934, ,5 Dívida Bruta Disponibilidades Dívida Líquida 3.633,4 Dívida Bruta Disponibilidades Dívida Líquida A dívida de curto prazo registrada em set/17 totalizou R$ 1.194,9 milhões, ante os R$ 1.184,9 milhões registrados em dez/16. Perfil da Dívida Consolidada Set/17 Perfil da Dívida Consolidada Dez/16 73% 27% 74% 26% Curto Prazo Longo Prazo Curto Prazo Longo Prazo Dos 27% da dívida de curto prazo, 49% ou R$ 584,1 milhões são referentes a empréstimos ponte. Da dívida bruta consolidada, R$ 733,8 milhões referem-se à Alupar - Holding, conforme detalhado acima, outros R$ 3.210,7 milhões estão alocados nas empresas operacionais, que possuem fluxo de pagamento compatível com as respectivas gerações de caixa e R$ 448,7 milhões referem-se aos projetos em implantação, sendo R$ 327,5 milhões alocados na Alupar Peru / La Virgen para implantação da UHE La Virgen; R$ 100,8 milhões alocados na implantação da PCH Verde 8 e; R$ 20,4 milhões alocados na implantação do reforço da ETVG. No 3T17, as emissões de debêntures corresponderam a R$ 2.366,5 milhões ou 53,9% do total da dívida. As debêntures de emissão da Alupar - Holding representam um saldo de R$ 731,4 milhões e as emissões das subsidiárias EATE, ECTE, ENTE, ETEP, STN, Ferreira Gomes, Transirapé, Transleste, Transudeste, Energia dos Ventos e Verde 8, representam um saldo de R$ 1.635,1 milhões. A dívida em moeda estrangeira totalizou R$ 462,8 milhões ou 10,5% do total da dívida, sendo esta dívida alocada nos projetos de geração no Peru e na Colômbia

28 Composição Dívida Total por Indexador (%) Composição da Divida Total (Em milhares de R$) 8,1% 10,5% CDI 20,4 BNDES (TJLP / IGP-M) 26,8% 23,8% TJLP Pré-fixada 462,8 190, ,5 Outros Bancos de Desenvolvimento Moeda Estrangeira 30,8% Cesta de moedas 1.352,6 Outros Moeda Local IPCA Debêntures O perfil de dívida consolidada da Alupar é bastante alongado, compatível com a natureza de baixo risco de negócios da Companhia, alta previsibilidade de receitas e forte geração de caixa operacional dos segmentos de transmissão e geração de energia elétrica. Cronograma de Amortização da Dívida (R$ milhões) 991,1 209,9 19,8 72,0 19,7 707,5 465,2 186,7 118,9 462,7 588,1 184,8 185,6 373,9 341,7 42,0 250,5 871,7 Disponibilidades out dez Após 2022 Subsidiárias Bridges Controladora 28 35