APRESENTAÇÃO INVESTIDORES RENDA FIXA R E S U L T A D O S 1 T 1 9

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1 APRESENTAÇÃO INVESTIDORES RENDA FIXA R E S U L T A D O S 1 T 1 9

2 Visão A ISA geral CTEEP Valor Sustentável Destaques Financeiros

3 A É A EMPRESA NO SETOR DE TRANSMISSÃO NO BRASIL P a r t i c i p a ç ã o d e M e r c a d o 2018 ( m i l k m d e l i n h a s ) R e c e i t a d e T r a n s m i s s ã o ¹ ( c i c l o / ) Eletrobras ISA CTEEP % 37% Total: R$ 36 bilhões TAESA 13 Alupar State Grid 7 6 4% 9% 8% 10% Eletrobras ISA CTEEP TAESA State Grid Alupar Outros Fonte: ANEEL O SIN² conta com 135 mil km de linhas de transmissão e atende 98% do mercado O setor de transmissão é regulado e fiscalizado pela ANEEL ³ e coordenado e controlado pelo ONS 4 Nota: ¹ Considera os leilões realizados até dezembro de 2018 ² Sistema Interligado Nacional ³ Agência Nacional de Energia Elétrica 4 Operador Nacional do Sistema Elétrico As transmissoras são remuneradas pela disponibilidade dos ativos. Não há risco de demanda ou risco de default

4 IE Garanhuns 51% RAP: R$ 87 milhões 4 ISA CTEEP RAP: R$ milhões Maior companhia aberta de transmissão pura no Brasil Transmissão de ~25% da energia gerada no Brasil IE Madeira 51% IENNE RAP: R$ 44 milhões IEMG IE Pinheiros RAP: R$ 54 milhões IE Serra do Japi RAP: R$ 60 milhões Transmissão de ~ da energia gerada no Estado de São Paulo RAP: R$ 497 milhões 4 RAP: R$ 18 milhões Player de referência em custos e qualidade km de linhas de transmissão 126 subestações MVA de capacidade de transformação Evrecy RAP: R$ 7 milhões IENS¹: 2,23 x 10-5 Parcela Variável / RAP: 1,46% no 1T19 Receita Líquida Regulatória²: R$ 2,7 bilhões EBITDA Regulatório³: R$ 2,2 bilhões (margem de 81%) IE Sul RAP: R$ 18 milhões Nota: ¹ Índice de Energia Não Suprida em 31/03/2019 ² Últimos 12 meses findos em 31/03/2019 ³ EBITDA ICVM 527 dos últimos 12 meses findos em 31/03/ Receita total do ativo

5 IE Paraguaçu 50% RAP: R$ 107 milhões³ IE Itaquerê RAP: R$ 46 millhões IE Itapura Lorena Maior companhia aberta de transmissão pura no Brasil IE Ivaí 50% RAP: R$ 10 milhões IE Itapura Bauru Crescimento sustentável RAP: R$ 267 milhões³ RAP: R$ 11 milhões Crescimento orgânico: CapEx de aproximadamente R$ 200 milhões/ano e receita (RAP) de R$ 40 milhões/ano¹ IE Tibagi RAP: R$ 18 milhões IE Aguapeí RAP: R$ 54 milhões Projetos greenfield²: CapEx de R$ 2,9 bilhões e receita (RAP) de R$ 448 milhões/ano km de linhas de transmissão³ IE Aimorés RAP: R$ 71 milhões³ 50% MVA de capacidade de transformação³ IE Itaúnas RAP: R$ 47 milhões IE Biguaçú RAP: R$ 38 milhões Nota: ¹ Média dos últimos 5 ciclos de RAP ² Investimentos ISA CTEEP em 10 projetos conquistados em leilões de 2016, 2017 e 2018 ³ Considera informações do projeto ()

6 Estrutura de Governança Corporativa Diretoria Financeira e de RI Reynaldo Passanezi Filho (interino) Comitê de Remuneração Conselho de Administração Diretoria de Projetos Weberson Abreu 8 membros efetivos, sendo 2 independentes e um eleito pelos funcionários Diretor Presidente Reynaldo Passanezi Filho Acionistas Diretoria de Relações Institucionais Rafael Noda Comitê de Auditoria Interna Conselho Fiscal 5 membros efetivos e 5 suplentes Diretoria Técnica Carlos Ribeiro Ética e Transparência reconhecida na ISA e no nível da ISA CTEEP Equipe de Gestão experiente focada em criação de valor Troféu Transparência 2018 pela ANEFAC

7 ISA América Central Transmissão Telecomunicações INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA, S.A.E.S.P. Peru 14% do lucro líquido Transmissão Telecomunicações Chile 17% do lucro líquido Transmissão Telecomunicações Concessão de Rodovias Companhia multilatina com foco em transmissão com oportunidades de crescimento no Brasil Colômbia 36% do lucro líquido Transmissão Telecomunicações Concessão de Rodovias Gestão de sistemas em Tempo Real Brasil 32% do lucro líquido Transmissão Telecomunicações Bolívia Transmissão ISA CTEEP representa 36% do lucro líquido da ISA¹ 91% do Lucro Líquido em Transmissão Maior transmissora de energia na Colômbia e no Peru Negócios em Concessões de Rodovias, Gestão de Sistemas em Tempo Real e Telecomunicações Referência no setor km de linhas de transmissão MVA em capacidade de transformação 907 km de rodovias Controlada pelo Governo da Colômbia (51% das ações) Valor de Mercado: USD 5,5 bilhões² Argentina Telecomunicações Notas: ¹ Considera resultados em IFRS de 2018 ajustado pela participação ² Em 31/03/2019 Presença Sólida na América Latina: 7 países, 4 setores, 43 empresas

8 A ISA CTEEP Valor Sustentável Destaques Financeiros

9 ESTRATÉGIA BASEADA EM Operação e Manutenção EBITDA¹: R$ 455 milhões (margem de 55%) Projetos Brownfield EBITDA¹: R$ 198 milhões (margem de 89%) Subsidiárias EBITDA¹: R$ 290 milhões (margem de 56%) Regulação Recebimento de RBSE Jurídico ~R$ milhões do Processo da Lei Crescimento 10 projetos em execução com CapEx de ~R$ milhões Nota: ¹ Resultados regulatórios dos últimos 12 meses findos em 31/03/2019

10 RESULTADOS SÓLIDOS E SUSTENTÁVEIS Ú ltimos 12 meses¹ (R$ milhões) Receita Líquida Ajustada HOLDING OPERACIONAL S UBSIDIÁRIAS Total O&M Reforços e Melhorias RBSE JV EBITDA Ajustado P E S S O A S Nota: ¹ Resultados regulatórios dos últimos 12 meses findos em 31/03/2019

11 FLUXO DE RECEBIMENTO DA RBSE (REDE BÁSICA DO SERVIÇO EXISTENTE) IMPULSIONA A GERAÇÃO DE CAIXA NOS PRÓXIMOS ANOS Recebimento do valor não depreciado/amortizado referente aos ativos energizados em maio de 2000 (RBSE) Recebimento de R$ 12 bilhões dos quais cerca de R$ 1,6 bilhão foi pago no ciclo 2017/2018 Liminar de abril de 2017 determinou a exclusão do Ke em caráter provisório ANEEL recalculou a RAP ciclo 2018/2019, excluindo o valor do Ke¹ e considerando a linearização do Componente Econômico, de modo que tais pagamentos serão constantes até o ciclo 2022/2023 (REH nº 2.408/18) Novo Projeto de Lei para reestruturação do setor elétrico propõe alteração no indexador de correção do componente financeiro, que substitui o Ke pelo WACC Regulatório Nota: ¹ Nota Técnica 170/17 ² Líquidos de PIS/COFINS Cronograma de pagamento do RBSE² (R$ milhões) Premissas conforme REN ANEEL nº762/ IPCA (dez/12-jun/17): 34,45% a.a. WACC: 6,64% a.a. Componente Econômico Componente Financeiro ex-ke Ke Custo de Capital próprio (Ke): 10,74% a.a. (1º sem/13) e 10,44% a.a. (jul/13 até jun/17) / / / / / / / / Valores estimados. WACC será definido na revisão tarifária e a base de ativos está sujeita a baixas

12 FREQ (vezes) Frequência Equivalente de Interrupção DREQ (minutos) Duração Equivalente de Interrupção IENS (%) Índice de Energia Não Suprida ISA CTEEP 0,0606 ISA CTEEP 1,04 ISA CTEEP 0,0003% Sul 0,16 Sul 3,26 Sul 0,0010% Sudeste/ Centro Oeste 0,16 Sudeste/ Centro Oeste 4,61 Sudeste/ Centro Oeste 0,0012% SIN 0,42 SIN 46,02 SIN 0,0117% Nordeste 1,19 Norte 131,26 Norte 0,0310% Norte 1,45 Nordeste 214,22 Nordeste 0,0506% Valores de 2018 Foco em eficiência, qualidade e segurança para maximização de resultados Foco em eficiência resulta em redução de 37% no PMSO, sem considerar contingências, passando de R$ 915 milhões em 2006 para R$ 572 milhões em 2018¹ Os indicadores DREQ/FREQ (dez/18) sugerem que a cada 16 anos e 6 meses, teríamos 1 desligamento total do sistema da ISA CTEEP de aproximadamente 17 minutos Nota: ¹ Considera controladas e coligadas ponderadas pela participação

13 ORGÂNICO POR MEIO DE REFORÇOS E MELHORIAS CapEx em Reforços e Melhorias (R$ milhões) Média: R$ 190 milhões/ano Oportunidade de crescimento orgânico (aumento da capacidade de transmissão) Execução e seletividade dos projetos garantem rentabilidade RAP em Reforços e Melhorias (R$ milhões) Média: R$ 40 milhões/ano / / / / /2019

14 GESTÃO DAS SUBSIDIÁRIAS COM GOVERNANÇA E INTEGRAÇÃO IENNE () LT: 710 km Subestação: não há RAP: R$ 44 milhões 8 subsidiárias em operação 14 contratos de concessão IE Garanhuns (51%) LT: 633 km Subestação: MVA RAP¹: R$ 44 milhões 4,4 mil km de linhas de transmissão 27 subestações 17 mil MVA em capacidade de transformação RAP de ~R$ 500 milhões¹ IE Madeira (51%) LT: km Subestação: MVA RAP¹: R$ 253 milhões IE SUL 2 () LT: 167 km Subestação: 900 MVA RAP: R$ 18 milhões Evrecy () LT: 154 km Subestação: 450 MVA RAP: R$ 7 milhões IEMG () LT: 173 km Subestação: não há RAP: 18 milhões IE Pinheiros () LT: 1 km Subestação: MVA RAP: R$ 54 milhões Nota: ¹ RAP ciclo 2018/2019 ponderada pela participação ISA CTEEP ² Consolidação integral a partir de set/18 Linha de Transmissão (LT) Subestação IE Serra do Japi () LT: 137 km Subestação: MVA RAP: R$ 60 milhões Em operação Entrada de Linha

15 10 PROJETOS EM CONSTRUÇÃO ADICIONARÃO R$ 448 MILHÕES DE RAP CapEx ISA CTEEP: R$ 2,9 bilhões¹ Extensão de linhas: +2,0 mil km² Potência: +8,0 mil MVA² Nota: ¹ CapEx total ANEEL de R$5,2 bilhões /² Considera informações do projeto () IE Aguapeí () LT: 111 km Subestação: MVA CAPEX ANEEL: R$ 602 milhões RAP: R$ 54 milhões Prazo ANEEL: Ago/21 IE Tibagi () LT: 36 km Subestação: MVA CAPEX ANEEL: R$ 135 milhões RAP: R$ 18 milhões Prazo ANEEL: Ago/21 IE Biguaçú() LT: 57 km Subestação: 300 MVA CAPEX ANEEL: R$ 641 milhões RAP: R$ 38 milhões Prazo ANEEL: Set/23 Linha de Transmissão (LT) Em construção Subestação Entrada de Linha IE Ivaí (50%)² LT: km (230/500 kv) Subestação: MVA CAPEX ANEEL : R$ milhões RAP: R$ 268 milhões Prazo ANEEL: Ago/22 IE Paraguaçu (50%)² LT: 338 km Subestação: não há CAPEX ANEEL: R$ 510 milhões RAP: R$108 milhões Prazo ANEEL: Fev/22 IE Aimorés (50%)² LT: 208 km Subestação: não há CAPEX ANEEL : R$ 342 milhões RAP: R$ 72 milhões Prazo ANEEL: Fev/22 IE Itaúnas () LT: 79 km Subestação: MVA 1 Comp. Estático CAPEX ANEEL: R$ 298 milhões RAP: R$ 47 milhões Prazo ANEEL: Fev/22 IE Itaquerê () 3 Comp. Síncrono (Subestação Araraquara) CAPEX ANEEL: R$ 398 milhões RAP: R$ 46 milhões Prazo ANEEL: Ago/21 IE Itapura Lorena () LT: 6 km Subestação: MVA CAPEX ANEEL: R$ 238 milhões RAP: R$ 10 milhões Prazo ANEEL: Set/22 IE Itapura Bauru () 1 Comp. Estático (Subestação Bauru) CAPEX ANEEL: R$ 126 milhões RAP: R$ 11 milhões Prazo ANEEL: Fev/21

16 A ISA CTEEP Valor Sustentável Destaques Financeiros

17 O&M RBSE Novos Investimentos Subsidiárias RECEITA LÍQUIDA (R$ MILHÕES) 186% CUSTOS O&M² (R$ MILHÕES) 19% FORTE GERAÇÃO DE CAIXA IMPULSIONADA PELA RBSE DESTAQUES RESULTADO REGULATÓRIO Margem EBITDA EBITDA ICVM 527 (R$ MILHÕES) % 76% 83% 81% 354% UDM¹ UDM¹ LUCRO LÍQUIDO (R$ MILHÕES) 396% Notas: ¹ Últimos 12 meses findos em 31/03/2019 ² Não considera depreciação e contingências Os números de Receita líquida e EBITDA não consideram resultados das coligadas, que são contabilizados como equivalência patrimonial UDM¹ UDM¹

18 a SÓLIDA POSIÇÃO DA DÍVIDA COM 12,8% 12,8% 12,9% 11,4% 8,8% 8,8% 8,3% 7,7% 8,0% 7,9% 8,3% 7,9% 8,2% Perfil do Endividamento 1T Endividamento Consolidado Dívida Bruta (R$ bilhões) 3,1 3,0 1,9 1,0 1,1 Dívida Líquida (R$ bilhões) 2,0 2,3 1,3 0,7 0,7 Indicadores Dívida Líquida/EBITDA (x) 0,9 1,0 1,0 1,4 0,7 Custo Médio (%) 8,2% 7,9% 8,3% 11,4% 12,5% Prazo Médio (anos) 3,1 3,2 3,3 3,4 2, Cobertura de Juros (x) 13,5 16,1 20,4 4,4 13, % 25% 1T % 24% 2T % 22% 3T % 26% 4T % 79% 79% 21% 21% 26% 1T17 2T17 3T17 Longo Prazo Curto Prazo % 77% 23% 23% 4T17 1T18 Custo médio 82% 18% 2T18 90% 10% 3T18 88% 12% 4T18 88% 12% 1T19 Endividamento Consolidado + Coligadas Dívida Bruta (R$ bilhões) 4,2 4,2 4,4 3,9 4,1 Dívida Líquida (R$ bilhões) 3,0 3,4 2,5 2,3 2,1 Indicadores Dívida Líquida/EBITDA (x) 1,3 1,4 1,7 3,1 3,6 Cronograma de Amortização da Dívida Consolidado Composição Consolidada (R$ milhões) % 47% % Debêntures - CDI/IPCA BNDES - TJLP Outros

19 Os covenants e exigências estabelecidas em todas emissões estão sendo devidamente cumpridos BNDES (apuração anual) Debêntures de Infraestrutura (4ªe 5ª emissão) Indicadores Financeiros Indicadores Financeiros Dívida Líquida/EBITDA Ajustado 31/03/2019 Divida Liquida/Divida Liquida + PL 31/03/2019 1,29 0,21 Dívida Líquida/EBITDA Ajustado 31/03/2019 EBITDA Ajustado/Resultado Financeiro 31/03/2019 0,91 13,52 Balanço robusto permite financiar o ciclo de investimento Debêntures Simples (apuração trimestral) Crédito Internacional - Lei (apuração trimestral) Indicadores Financeiros Indicadores Financeiros Nota: EBITDA BNDES considera a dívida da subsidiárias controladas em conjunto (IE Madeira e IE Garanhuns) Dívida Líquida/EBITDA Ajustado 31/03/2019 EBITDA Ajustado/Resultado Financeiro 31/03/2019 0,80 17,87 Dívida Líquida/EBITDA Ajustado 31/03/2019 EBITDA Ajustado / Despesa com juros líquida 31/03/2019 0,91 13,52

20 FREQUENTE ACESSO AO Mais de R$ 4,3 bilhões captados nos últimos 10 anos Primeira Debênture Verde do Setor de Transmissão (7ª Emissão em maio/18) das emissões em Infraestrutura com demanda de mais de 1x o book Sucesso na distribuição com os principais bancos e assets ª Emissão de Debêntures 2ª Emissão de Debêntures 3ª Emissão de Debêntures 4ª Emissão de Debêntures 5ª Emissão de Debêntures 7ª Emissão de Debêntures Volume: R$ 548,6 MM Custo: CDI + 1,30% a.a. IPCA + 8,10% a.a. Prazo: 5 anos e 8 anos Volume: R$ 700,0 MM Custo: 105,5% do CDI Prazo: 2 anos Volume: R$ 500,0 MM Custo: 116,0% do CDI Prazo: 5 anos Volume: R$ 148,6 MM Custo: IPCA + 6,04% a.a. Prazo: 5 anos Volume: R$ 300,0 MM Custo: IPCA + 5,04% a.a. Prazo: 7 anos Volume: R$ 621,0 MM Custo: IPCA + 4,70% a.a. Prazo: 7 anos 2ª Emissão Notas Promissórias Volume: R$ 200,0 MM Custo: 119,5% do CDI Prazo: 1 ano 4ª Emissão Notas Promissórias Volume: R$ 200 MM Custo: CDI + 0,4% a.a. Prazo: 1 ano 6ª Emissão de Debêntures Volume: R$ 350,0 MM Custo: 105,65% do CDI Prazo: 3 anos Green Bond 1ª Emissão Notas Promissórias Volume: R$ 200 MM Custo: 120% do CDI Prazo: 6 meses 3ª Emissão Notas Promissórias Volume: R$ 200,0 MM Custo: 106,5% do CDI Prazo: 6 meses 5ª Emissão Notas Promissórias Volume: R$ 300 MM Custo: CDI + 0,48% a.a. Prazo: 1 ano 6ª Emissão Notas Promissórias Volume: R$ 400 MM Custo: 104,9 do CDI Prazo: 1 ano

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