Apresentação Corporativa 2T18

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1 Apresentação Corporativa 2T18

2 1. Visão Geral 2. Portfólio de Ativos 3. Informações Financeiras 4. Ativos em Implantação Agenda 2

3 Visão Geral 3

4 Visão Geral da Alupar A Alupar é a maior empresa de transmissão de energia de controle privado do Brasil, possuindo uma plataforma de geração de energia de alto crescimento Destaques da Companhia Distribuição Geográfica dos Ativos A Alupar é uma das maiores companhias do segmento de transmissão no Brasil em termos de RAP. A Companhia é a maior empresa de transmissão de energia de controle privado do Brasil, com 28 ativos de transmissão e km de linhas: ᅳ km já operacionais ᅳ km em implantação As atividades em geração são focadas em usinas de pequeno e médio porte, com investimentos em 4 UHEs, 5 PCHs e 1 projeto de energia eólica (5 usinas) com capacidade de: ᅳ ᅳ 580,0 MW em operação 107,0 MW em implantação Operacional Em implantação Transmissão Geração Composição Acionária Controlador ON: 75,88% PN: 1,94% T: 52,15% FI - FGTS FREE FLOAT ON: 5,89% PN: 24,92 % T: 12,00% OUTROS ON: 18,23% PN: 73,14% T: 35,85% Portfólio de 38 concessões de longo prazo, com vencimentos iniciando em 2030 (transmissão) e 2034 (geração) 4

5 Track-record em Gestão de Projetos O foco da Alupar em projetos greenfield permite a Companhia extrair retornos adicionais para seus acionistas com riscos de execução mitigados pela sua forte experiência Performance da Alupar nos leilões de transmissão Participação em Leilões Lotes vencidos pela Alupar WACC Regulatório (%) Capex Aneel 1 (R$ MM) 1999 a - N/D a 3 N/D a 2 N/D a 3 N/D Histórico de Desenvolvimento da Alupar NOVOS ATIVOS 1 (7) NOVOS ATIVOS (4) NOVOS ATIVOS (1) NOVOS ATIVOS (2) 2004 a 2 N/D a 1 N/D a 1 8,2% a - 7,5% a 1 7,1% 484 2, , ,392 3, , , ,750 4, , , a 3 6,6% a 1 6,0% a 1 6,6% / / a - 5,8% a - 5,8% a 1 6,6% a - 8,0% NOVOS ATIVOS (1) NOVOS ATIVOS (6) NOVOS ATIVOS (1) NOVOS ATIVOS (3) NOVOS ATIVOS (1) a 7 9,8% a 1 9,7% a - 8,0% - Extensão das Linhas de Transmissão (Km) Capacidade Instalada de Geração (MW) Excelente Histórico De Construção O forte know-how de construção da Alupar reflete, na média, em um capex efetivo 10% menor do que o estimado pela ANEEL 1 Valores atualizados da data da assinatura do contrato até jul/18 pelo IPCA 2 Não Inclui TCE Nota: Inclui ativos desenvolvidos antes de

6 Estrutura Corporativa 99,90% 50,99% 46,00% ETES STN TME 50,0% ETB V 50,02% T 50,02% EATE EDTE 50,10% 50,01% ENTE 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% Lumitrans 61,55% 20,00% STC 18,45% 18,08% 38,02% 21,96% ERTE Ferreira Gomes Queluz 100% 68,83% 100,00% ETVG Lavrinhas 64,19% 100,00% ELTE 70,02% 100,0% ESTE Energia dos Ventos 100% 100,00% ETAP Transminas 51,00% EBTE Risaralda 99,97% 100,00% ETC 41,00% Transleste 10,00% Verde 8 85,00% 51,00% 51,00% 100,00% 51,00% TPE TCC TCE (Colômbia) TSM 41,00% 41,00% Transudeste Transirapé 10,00% 10,00% La Virgen 84,58% Água Limpa 90,00% Transmissão Geração Em implantação Ativos da TBE TBE: consiste de 12 companhias de transmissão EATE, EBTE, ECTE, ENTE, ERTE, ESDE, ETEP; ETSE, LUMITRANS, STC, ESTE e EDTE 6

7 Portfólio de Ativos 7

8 Ativos Novos e Diversificados em Transmissão Alupar possui 28 concessões de longo prazo protegidas contra inflação que permitem à Companhia obter um fluxo caixa estável e previsível Características dos Ativos de Transmissão (1) Ativos Ativos Participação Participação Concessão Concessão Ínic. Início Extensão RAP/RBNI Extensão RAP/RBNI (1) Revisão Oper. Revisão Aniversário Indexador Indexador Tarifária 15 anos Oper. Tarifária % Início Fim Km R$ MM 1. ETEP 50,02% R$ 51,2 IGP-M Não 25/08/ ENTE 50,01% R$ 234,7 IGP-M Não 12/02/ ERTE 50,01% R$ 52,7 IGP-M Não 15/09/ EATE 50,02% R$ 227,2 IGP-M Não 10/03/ ECTE 50,02% R$ 49,6 IGP-M Não 26/03/ STN 51,00% R$ 189,2 IGP-M Não 01/01/ Transleste 33,71% R$ 42,5 IGP-M Não 18/12/ Transudeste 33,71% R$ 26,4 IGP-M Não 23/02/ Transirapé 33,71% R$ 34,5 IGP-M Não 23/05/ STC 60,02% R$ 45,2 IPCA Não 08/11/ Lumitrans 55,02% R$ 27,8 IGP-M Não 03/10/ ETES 100,00% R$ 14,5 (2) IPCA Sim 12/12/ EBTE 25,51% R$ 48,3 IPCA Sim TME 46,00% R$ 51,5 IPCA Sim ESDE 50,02% Subestação R$ 13,5 IPCA Sim ETEM 62,79% R$ 12,9 IPCA Sim ETVG 100,00% Subestação R$ 11,0 IPCA Sim ETSE 50,02% Subestação R$ 20,2 IPCA Sim ELTE 100,00% Subestação +40 R$ 36,6 IPCA Sim ETAP 100,00% Subestação +20 R$ 53,8 IPCA Sim ETC 100,00% Subestação R$ 31,2 IPCA Sim TPE 51,00% R$ 228,0 IPCA Sim TCC 51,00% R$ 155,0 IPCA Sim ESTE 50,02% R$ 107,3 IPCA Sim TCE (Colômbia) 100,00% 2016 Perpétua R$ 86,8* PPI TSM 51,00% R$ 104,2 IPCA Sim ETB 50,00% R$ 134,8 IPCA Sim EDTE 25,06% R$ 66,1 IPCA Sim - TOTAL ,7 1,0% Média Nacional 1,02% 0,8% 0,6% 0,4% 0,2% 0,0% Eficiência Operacional 0,48% 0,41% 0,17% 0,33%0,36% 0,72% 0,56% 0,58% 0,42% 0,41% 0,35% 1,00% 0,23% T18 2T18 Localização Geográfica dos Ativos 25 Parcerias Sólidas Nota: 1) Ciclo 18/19 *USD 3,86/BRL 1, Operacional Em Implantação 8 20

9 Market Share - RAP no Segmento de Transmissão A Alupar participou de todos os leilões desde 1999 Linhas Leiloadas (em operação) TAESA 23,13% 15,84% ESPANHOIS 14,36% CHINESES 13,23% ELETRONORTE 9,62% CTEEP (Grupo Isa) 9,51% FURNAS 5,24% ELETROSUL 3,76% OUTRAS 3,86% CHESF 1,45% Considerando todas as linhas em operação 10% 5% 10% 13% Outros 4% 4%1% 14% 23% 16% Fonte: ONS Relatório (Dez/16) TAESA 17,51% 11,99% ESPANHÓIS 10,85% CTEEP (Grupo Isa) 10,78% ELETRONORTE 10,26% CHINESES 10,01% FURNAS 8,61% ELETROSUL 6,94% Outros 7% 6% 7% 10% 9% 10% 18% 11% 11% 12% OUTRAS 6,77% CHESF 6,29% 9

10 Ativos de Geração e receitas contratadas Contratos de preços ajustados pela inflação com clientes confiáveis. Ativos incluídos no mecanismo MRE mitigam o risco hidrológico. Características dos Ativos de Geração Localização Geográfica Ativos Participação Concessão Ativo Participação Concessão Ínic. Início Oper. Oper. Tipo Tipo Cap. Capacid. Instalada Instalada Energia Energia Asseg. Asseg. Energia Energia Contrat. Contratada Energia Energia Contrat. Contrat. Receita Contratad Contrat. 4 a 4 PPA Prazo PPA Prazo PPA¹ PPA¹ Index Index. 7 5 V² T³ Início Fim MW MW médio (%) MW médio R$ MM R$/MWh 1. Foz do Rio Claro 100,00% 69,83% UHE 68,4 39,0 100% 39,0 70, ,02 IPCA 2. Ijuí 100,00% 86,66% UHE 51,0 30,4 100% 30,4 58, ,82 IPCA 6 3. Queluz 68,83% 68,83% PCH 30,0 21,4 100% 21,0 51, ,40 IGP-M 4. Lavrinhas 64,19% 64,19% PCH 30,0 21,4 100% 21,0 51, ,40 IGP-M 5. F. Gomes 100,00% 100,00% UHE 252,0 153,1 70% 30% 105,0 39,9 142, ,48 183,14 6. Energia dos Ventos 100,00% 100,00% Eólica 98,7 50,9 78% 39,9 53, ,08 IPCA 7. Morro Azul 99,97% 99,97% --- Vitalícia PCH 19,9 13,2 100% 13,2 24, ,58* IPP IPCA Verde 08 85,00% 85,00% PCH 30,0 18,7 100% 18,2 5 34, ,89 IPCA 9. La Virgen 84,58% 84,58% --- Vitalícia UHE 84,0 49, Antônio Dias 90,00% 90,00% PCH 23,0 11, Total 687,0 408,8 2 Operacional Em Implem. Capacidade Instalada submetida ao mecanismo MRE (MW) Ativos Operacionais Mecanismo MRE Total Mecanismo MRE mitiga o risco hidrológico e garante previsibilidade do fluxo de receitas Cada usina hidroelétrica tem sua energia assegurada definida pela ANEEL, baseado em dados estatísticos Em períodos de produção inferior, o membro adquire energia pagando a TEO (Tarifa de Energia de Otimização). Em períodos de produção superior, o membro do MRE vende a energia pela TEO Upside potencial da venda no Mercado Spot 1) Tarifa base: Usinas em operação preço médio dez/17 2) Capital Total 3) Capital Votante 4) Receita Estimada: considerando o PPA 5) Energia Contratada a partir de Jan/23 Considera perdas *1BRL / 0,001108COP 10

11 Informações Financeiras 11

12 Alta Previsibilidade e Baixo Risco Reajuste Contratual das Receitas Dividendos Declarados (Alupar => Acionistas) 100,0% 75,0% 24% 46% 41% 500,0 450,0 400,0 350,0 100,0% 88,6% 25,0% 25,0% 25,0% 50,0% 101,6% 88,1% 50,9% 50,3% 350,0 350,0 100,0% 0,0% 50,0% 25,0% 0,0% 76% 54% 59% Geração Transmissão Total IGP-M IPCA 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0-175,0 150,2 158,2 82,1 104,7 29,7 29,1 47,8 47, ,0% -200,0% -300,0% -400,0% -500,0% Contratos de longo prazo reajustados pela inflação Dividendos Recebidos (Controladas => Alupar) Receita baixo risco de contraparte: sistema elétrico brasileiro 700,0 600,0 500,0 580,2 Risco hidrológico mitigado pelo mecanismo MRE 400,0 300,0 235,3 223,4 265,2 222,3 314,9 236,0 Vencimento de concessões a partir de 2030 para as transmissoras e 2034 para as geradoras 200,0 100,0-79,1 81,2 100,

13 Destaques Financeiros - IFRS (R$ MM) Receita Líquida Ajustada (1) EBITDA e Margem EBITDA (2)) ,2 813, , , , , , ,4 975,7 731,9 723,5 359,8 377, ,5% 80,8%78,1% 83,1%83,0%81,3%81,2% 87,8% 78,1%77,7%76,2% 72,9% 77,8% 613, , , , , ,1 762,0 905,2 657,3 568,4 551,3 262,4 293,9 100% 75% 50% 25% 0% -25% M17 6M18 2T17 2T M17 6M18 2T17 2T18-50% Lucro Líquido e Margem Líquida (1) (R$ MM) ,5% 23,7% 19,5% 20,2% 24,0% 27,1% 14,8% 19,4% 22,1% 17,2% 20,0% 22,4% 14,5% 362,8 289,9 310,8 330,9 192,5 190,5 220,4 209,2 138,2 126,0 145,0 52,3 84, M17 6M18 2T17 2T18 50% 40% 30% 20% 10% 0% -10% -20% -30% -40% -50% -60% Nota: 1) Receita Líquida Ajustada não inclue a Receita de infraestrutura, que é equivalente ao valor do investimento na construção de novos projetos 2) Para o cálculo da Margem EBITDA foi desconsiderada a Receita de Infraestrutura 13

14 Destaques Financeiros - Regulatório (R$ MM) Receita Líquida EBITDA e Margem EBITDA Elevados ,9 753, , , , ,6 909, ,81.111,1 857,2 803,3 424,8 414, ,4% 79,3% 76,6% 80,9%81,8%81,6%81,9%88,1% 80,7%80,8%78,5%76,9%80,1% 1.395, , , ,6 828,7 909,1 696,4 692,7 556,5 597,4 630,8 326,8 332,2 100% 70% 40% 10% -20% -50% -80% % M17 6M18 2T17 2T M17 6M18 2T17 2T18 Lucro Líquido e Margem Líquida (R$ MM) ,8% 19,7% 15,0% 14,3% 19,1% 22,3% 12,0% 19,4% 21,0% 18,0% 19,9% 14,6% 22,3% 50% 30% ,5 148,6 136,3 146,6 212,4 287,7 169,7 307,3 357,6 154,3 159,9 61,9 92,5 10% -10% -30% -50% -70% -90% -110% -130% 0-150% M17 6M18 2T17 2T18 14

15 Disciplina financeira e forte geração de caixa - IFRS Dívida e Dívida Líquida/ EBITDA* 5,0x 4,0x 3,0x 3,6x 3,6x 2,6x 2,8x 3,7x 3,8x 3,3x 3,2x 3,3x 2,4x 3,7x 3,1x 4,0x 3,4x 4,1x 3,4x 2,7x 2,3x 3,7x 2,4x 2,0x 1,0x 0,0x T18 DT/EBITDA DL/EBITDA 25% Taxa Efetiva de Impostos 19,6% 19,1% 18,5% 16,7% 16,4% % do CDI* 150% Custo médio da dívida 19% 13% 15,0% 12,1% 10,6% 16,1% 125% 100% 75% 76,8% 84,8% 85,2% 104,1% 94,2% 80,4% 90,6% 79,7% 91,5% 110,0% 6% 6,9% 50% 25% 0% T18 0% T18 *CDI acumulado dos anos 15

16 Perfil da Dívida Controladora 2T18 Perfil da Dívida (Em milhares de R$) 638,4 27,0 Dívida Total R$ 665,4 MM (-) Caixa e equivalentes de caixa R$ 757,2 MM (=) Dívida Líquida (R$ 91,8) MM Longo Prazo Curto Prazo Composição Dívida Total por Indexador (%) Composição da Dívida Total (Em milhares de R$) 368,5 100,0% IPCA 296,9 Debêntures - 5ª Emissão Debêntures - 6ª Emissão 16

17 Perfil da Dívida Consolidada 2T18 Perfil da Dívida (Em milhares de R$) 3.396,1 902,7 Dívida Total R$ 4.298,8 MM (-) Caixa e equivalentes de caixa R$ 1.554,6 MM (=) Dívida Líquida R$ 2.744,2 MM Longo Prazo Curto Prazo Composição Dívida Total por Indexador (%) Composição da Dívida Total (Em milhares de R$) 25,4% 6,8% CDI TJLP 20,1 585,0 BNDES (TJLP / IGP-M) Outros Bancos de Desenvolvimento 30,4% 23,9% 13,5% Pré-fixada Cesta de moedas IPCA 154, , ,2 Moeda Estrangeira Outros Moeda Local Debêntures 17

18 Cronograma de Amortização da Dívida 2T18 757,2 172,3 20,3 281,7 797,4 6,0 127,0 242,8 592,4 189,9 190,7 81,1 19,3 382,9 367,0 43,1 281,5 43,1 202, ,4 Disponibilidades jul - dez/ Após 2023 Subsidiárias Bridges Controladora BRIDGES (MM) La Virgen / Alupar Inversiones R$ 23,1 R$ 81,0 TCE (Colômbia) R$ 0,1 R$ 0,5 R$ 0,1 R$ 19,3 Verde 8 R$ 106,9 ETVG R$ 20,1 ETAP R$ 154,9 ETC R$ 103,2 TOTAL R$ 127,0 R$ 281,7 R$ 81,1 R$ 19,3 Corporativo (escala nacional) AAA Escala Internacional BB 18

19 Ativos em Implantação 19

20 Ativos em Implementação - Transmissão Leilão / ª Etapa 13/ ª UPME Etapa ETAP ETC ETB EDTE 2 TPE TCC ESTE 2 Colombia 4 05/2016 TSM Total RAP por ano (R$ mm) 48,5 28,1 121,6 60,0 214,7 146,0 101,0 86,8 3 99,1 905,8 Capex ANEEL (R$ mm) Alavancagem (%) 1 79% 79% 70% 79% 73% 73% 70% 75% 71% 70% - 79% Período de Implantação Dez/19 Jun/19 Jun/20 Dez/19 Fev/22 Fev/22 Fev/22 Nov/21 Ago/22 Jun/19-Ago/22 Extensão (km) 20 km Subestação 446 km 170 km 541 km 288 km 236 km 200 km 330 km km Participação (%) 100% 100% 50% 25% 51% 51% 50% 100% 51% n.a. 9 Concessões Contratadas km de linhas de Transmissão 8 Subestações Próprias Estimativa Orçamento Alupar: 15% inferior ao orçamento Aneel Relação média RAP/CAPEX 19,8% Fonte: ANEEL e UPME Notas: 1 BNDES + Debentures 2 Não é necessário aporte de capital da Alupar na ESTE e EDTE 3 R$/US$ of

21 Acompanhamento dos Ativos em Implantação Data Contrato de Concessão Estado Região Incentivada Capex (MM) RAP Contratada (MM) Entrada Operação (Edital) Estudos Ambientais Enquadramento REIDI Projeto Prioritário IBAMA / IDEMA (RN) / IEMA (ES) INEMA (BA) MME RFB MME ETAP (Lote I) 02/09/16 RN Sim R$ 284,9* R$ 48,5 Dez/19 LI IDEMA: 20/09/17 - Subestação LS IDEMA: 01/12/17 LT 21/03/ /07/ /03/17 ETC (Lote T) 02/09/16 ES Não R$ 151,0* R$ 28,1 Jun/19 LI IEMA 23/03/18 23/03/ /07/ /02/17 TPE (Lote 2) 10/02/17 MG/BA Parcial R$ 1.269,0* R$ 214,7 Fev/22 IBAMA LP 27/08/ /07/ /10/ /10/17 TCC (Lote 6) 10/02/17 MG/ES Não R$ 698,8* R$ 146,0 Fev/22 IBAMA Protocolo EIA 28/11/17 12/07/ /11/ /10/17 ESTE (Lote 22) 10/02/17 MG/ES Sim R$ 485,8* R$ 101,0 Fev/22 IBAMA Protocolo EIA 31/01/18 24/07/ /09/ /09/17 TSM (Lote 19) 11/08/17 SP/RJ Não R$ 889,0* R$ 99,1 Ago/22 IBAMA Protocolo EIA 30/05/18 06/11/17 06/04/18 14/11/17 ETB (Lote E) 27/09/16 BA Sim R$ 720,5* R$ 121,6 Jun/20 INEMA Trecho 1 LP 27/07/18 Trecho 2 LP 15/08/18 21/02/ /08/ /12/2017 EDTE (Lote M) 01/12/16 BA Sim R$ 368,0* R$ 60,0 Dez/19 TCE 23/11/16 Risaralda/ Tolima/ Cundinamarca/ Caldas INEMA LP - 21/06/18 08/05/ /08/ US$ 130,0 US$ 22,5 Nov/21 ANLA *Capex ANEEL IDEMA: Instituto de Desenvolvimento Sustentável e Meio Ambiente do Rio Grande do Norte IEMA: Instituto Estadual de Meio Ambiente e Recursos Hídricos IBAMA: Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis INEMA: Instituto Estadual do Meio Ambiente e Recursos Hídricos LI: Licença de Instalação LS: Licença Simplificada LP: Licença Prévia RAS: Relatório Ambiental Simplificado EIA: Estudo de Impacto Ambiental EMI: Estudo de Médio Impacto ANLA: Autoridade Nacional de Licenças Ambientais. 06/12/

22 Crescimento Contratado RAP (R$ MM) Valores atuais 1 Consolidado 58,4% Recomposição de RAP R$ 967 MM RAP 2018_2019 Queda 50% Leilão 13/2015 1ª Etapa ETAP ETC Leilão 13/2015 2ª Etapa TPE TCC ESTE Leilão 05/2016 TSM UPME 07/2016 TCE* Leilão 13/2015 1ª Etapa ETB EDTE RAP 2022_2023 % Alupar 88,7% Recomposição de RAP R$ 646 MM RAP 2018_2019 Queda 50% Leilão 13/2015 1ª Etapa ETAP ETC 1 Valores base Ciclo *USD 3.86 Leilão 13/2015 2ª Etapa TPE TCC ESTE Leilão 05/2016 TSM UPME 07/2016 TCE* Leilão 13/2015 1ª Etapa ETB EDTE RAP 2022_

23 Transmissoras em Implantação TCE (Colombia) LT Nueva Esperanza La Virginia 500 kv Extensão: 200 km Entrada em operação: 2021 Receita Anual: US$ 22,5 MM Participação da Alupar: 100,00% ETAP SE João Câmara III: 500 kv / 230 kv LT João Câmara II João Câmara III 230kV Extensão: 20 km Entrada em operação: 2019 RAP*: R$ 53,8 MM Participação da Alupar: 100% ETB Tensão: 500 kv Entrada em operação: 2020 Extensão: 446 km Participação da Alupar: 50% RAP*: R$ 134,8 MM Parceiro: Perfin RAP*: Ciclo TPE Tensão: 500 kv Entrada em operação: 2022 Extensão: 541 km Participação da Alupar: 51% RAP*: R$ 228,0 MM Parceiro: Perfin TCC Tensão: 500 kv Entrada em operação: 2022 Extensão: 288 km Participação da Alupar: 51% RAP*: R$ 155,0 MM Parceiro: Perfin TSM Tensão: 500 kv Entrada em operação: 2022 Extensão: 330 km Participação da Alupar: 51% RAP*: R$ 104,2 MM Parceiro: Perfin EDTE Tensão: 500 kv Entrada em operação: 2019 Extensão: 170 km RAP*: R$ 66,1 MM Participação da Alupar: 25,06% ESTE Tensão: 500 kv Entrada em operação: 2022 Extensão: 236 km RAP*: R$ 107,3 MM Participação da Alupar: 50,02% ETC Subestação Rio Novo do Sul Tensão: 345 kv/138kv Entrada em operação: 2019 RAP*: R$ 31,2 MM Participação da Alupar: 100% ELTE SE Manoel da Nóbrega: 230 kv / 88 kv SE Domênico Rangoni: 345 kv /138 kv Extensão: 40 km Entrada em operação: 2020 RAP*: R$ 36,6 MM Participação da Alupar: 100% 23

24 Geradoras em Implantação UHE La Virgen Capacidade Instalada: 84 MW Energia Assegurada: 49,3 MW Entrada em operação: 2018 Participação da Alupar: 84,58% Parceiro: Empresa Peruana de Energia Capex: US$ 145 milhões PCH Antônio Dias Capacidade Instalada: 23 MW Energia Assegurada: 11,4 MW Entrada em operação: - Participação da Alupar: 90,00% Capex: R$ 125,0 milhões 24

25 Oportunidades - M&A (Brownfield) Características dos Ativos de Transmissão Localização Geográfica dos Ativos Ativos Participação Participação Participação Concessã RAP/RBNI Extensão Extensão 1 Alupar Eletrobrás RAP/RBNI (1) o Total (1) RAP/RBNI 1 Eletrobrás % % Km R$ MM R$ MM 1. Transleste 33,71% 24,00% ,5 10,2 2. Transudeste 33,71% 24,00% ,4 6,3 3. Transirapé 33,71% 24,50% 65 34,5 8,5 4. TME 46,00% 49,00% ,5 25,2 TOTAL ,9 50,2 Leilão Eletrobras 01/ /09/2018 Comunicado ao Mercado da Eletrobras de 14/08/ Ativos Participação Participação Concessão RAP/RBNI Preço Mínimo (1) Ativos Lote Societária SPE (R$ mil) % (1) Preço Mínimo do Lote (R$ mil) 1. Transleste 24,00% Transudeste M 24,00% Transirapé 24,50% TME K 49,00% TOTAL Ciclo 2018/

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