Apresentação Corporativa 3T17

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1 Apresentação Corporativa 3T17

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, e a única listada que também opera no segmento de geração A Companhia é a maior empresa de transmissão de energia de controle privado do Brasil, com 27 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 550,0 MW em operação 138,0 MW em implantação Operacional Em implantação Transmissão Geração Composição Acionária GUARUPART ON: 74,71% PN: 4,42% T: 52,15% FI - FGTS FREE FLOAT ON: 5,89% PN: 24,92 % T: 12,00% OUTROS ON: 19,40% PN: 70,66% T: 35,85% Portfólio de 37 concessões de longo prazo, com vencimentos iniciando em 2030 (transmissão) e 2034 (geração) 4

5 Não é possível exibir esta imagem no momento. 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 (%) N/D N/D N/D % % % % % % % % % % % % % % Nota: Inclui ativos desenvolvidos antes de 2006 Histórico de Desenvolvimento da Alupar NOVOS ATIVOS 1 (7) NOVOS ATIVOS (4) NOVOS ATIVOS (1) /2015 NOVOS ATIVOS (1) NOVOS ATIVOS (6) NOVOS ATIVOS (1) NOVOS ATIVOS (2) Extensão das Linhas de Transmissão (Km) Capacidade Instalada de Geração (MW) Excelente Histórico De Construção NOVOS ATIVOS (2) O forte know-how de construção da Alupar reflete, na média, em um capex efetivo 10% menor do que o estimado pela ANEEL

6 Estrutura Corporativa 99,90% 50,99% 46,00% ETES STN TME 50,0% BJL EATE V 50,02% T 50,02% 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 TBE consiste de 11 companhias de transmissão EATE, EBTE, ECTE, ENTE, ERTE, ESDE, ETEP; ETSE, LUMITRANS, STC e ESTE 6

7 Portfólio de Ativos 7

8 Ativos Novos e Diversificados em Transmissão Alupar possui 27 concessões de longo prazo protegidas contra inflação que permitem à Companhia obter um fluxo caixa estável e previsível Características dos Ativos de Transmissão Ativos Participação Concessão Início Ínic. Oper. Extensão RAP/RBNI (1) 1 Indexador (1) Revisão Tarifária Localização Geográfica dos Ativos 1. ETEP 50,02% ,4 IGP-M Não 2. ENTE 50,01% ,1 IGP-M Não 3. ERTE 50,01% ,5 IGP-M Não 4. EATE 50,02% ,3 IGP-M Não 5. ECTE 50,02% ,5 IGP-M Não 6. STN 51,00% ,1 IGP-M Não 7. Transleste 33,71% ,8 IGP-M Não 8. Transudeste 33,71% ,3 IGP-M Não 9. Transirapé 33,71% ,1 IGP-M Não 10. STC 60,02% ,0 IPCA Não 11. Lumitrans 55,02% ,6 IGP-M Não 12. ETES 100,00% ,1 IPCA Sim 13. EBTE 25,51% ,0 (2) IPCA Sim 14. TME 46,00% ,1 IPCA Sim 15. ESDE 50,02% Subestação 13,1 IPCA Sim 16. ETEM 62,79% ,5 IPCA Sim 17. ETVG 100,00% Subestação 10,7 IPCA Sim 18. ETSE 50,02% Subestação 19,6 IPCA Sim 19. ELTE 100,00% Subestação ,6 IPCA Sim 20. ETAP 100,00% Subestação ,3 IPCA Sim Eficiência Operacional Média Nacional 1,02% % Início Fim Km R$ MM 21. ETC 100,00% Subestação 30,3 IPCA Sim 22. TPE 51,00% ,6 IPCA Sim 23. TCC 51,00% ,7 IPCA Sim 24. ESTE 50,02% ,3 IPCA Sim 25. TCE (Colômbia) 100,00% 2016 Perpétua ,1* PPI TSM 51,00% ,3 IPCA Sim 27. BJL 50,00% ,1 IPCA Sim TOTAL ,0 1,0% 0,75% 0,8% 0,48% 0,58% 0,56% 0,6% 0,41% 0,17% 0,33%0,36% 0,42% 0,41% 0,35% 0,4% 0,2% Parcerias Sólidas Operacional Em Implantação 20 0,0% T17 Nota: 1) Ciclo 17/18 *USD 3,25/BRL 1,00 8

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 novos e com 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 41,0 100% 41,0 71, ,72 IPCA 2. Ijuí 100,00% 86,66% UHE 51,0 30,4 100% 30,4 56, ,98 IPCA 6 3. Queluz 68,83% 68,83% PCH 30,0 21,4 100% 21,0 48, ,49 IGP-M 4. Lavrinhas 64,19% 64,19% PCH 30,0 21,4 100% 21,0 48, ,49 IGP-M 5. F. Gomes 100,00% 100,00% UHE 252,0 153,1 70% 30% 105,0 39,9 158, ,98 178,31 6. Energia dos Ventos 100,00% 100,00% Eólica 98,7 50,9 78% 39,9 50, ,78 IPCA 7. Morro Azul 99,97% 99,97% --- Vitalícia PCH 19,9 13,2 100% 13,2 Nota* 2026 Nota* IPP IPCA Verde 08 99,90% 99,90% PCH 30,0 16, La Virgen 81,26% 81,26% --- Vitalícia UHE 84,0 49,3 20% 10,0 Nota* Água Limpa 90,00% 90,00% PCH 23,0 11, Total 687,0 409,0 2 Operacional Em Implem. Capacidade Instalada submetida ao mecanismo MRE (MW) Ativos Operacionais Mecanismo MRE 431 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 68 Total 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: Dez/16 e usinas em operaçãopreço médio dez/16 2) Capital Total 3) Capital Votante 4) Receita Estimada, considerandoo PPA Nota Morro Azul: COP $ ,0 / MWh (de 1 de julho 2016 a 30 de junho de 2021) - COP $ ,0 / MWh (de 1 de julho de 2021 a 30 junho de 2026) La Virgen: 10MW USD 39,0 (Base: Jan/16 - contrato de 3 anos) 10

11 Ativos de Geração em Operação 11

12 Informações Financeiras 12

13 Alta Previsibilidade e Baixo Risco Reajuste Contratual das Receitas Dividendos Declarados (Alupar => Acionistas) 100,0% 75,0% 23% 54% 47% 500,0 450,0 400,0 350,0 100,0% 88,6% 25,0% 25,0% 25,0% 50,0% 127,1% 101,6% 88,1% 50,9% 350,0 350,0 100,0% 0,0% 50,0% 25,0% 0,0% 77% 46% 53% Geração Transmissão Total IGP-M IPCA 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0-175,0 150,2 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 Risco hidrológico mitigado pelo mecanismo MRE Vencimento de concessões a partir de 2030 para as transmissoras e 2034 para as geradoras 700,0 600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0-580,2 314,9 235,3 265,2 223,4 222,3 79,1 81,2 100,

14 Destaques Financeiros - IFRS Receita Líquida Ajustada (1) EBITDA e Margem EBITDA (2)) (R$ MM) ,2 813, , ,41.338,9 975, , , , ,8 375,3 386, ,5% 80,8% 78,1% 83,1% 83,0% 81,3% 81,2% 87,8% 84,4% 78,9% 81,8% 81,3% 1.329, , , ,1 969,7 762,0 905,2 882,3 657,3 613,4 306,9 314,0 100% 75% 50% 25% 0% -25% M16 9M17 3T16 3T M16 9M17 3T16 3T17-50% Lucro Líquido e Margem Líquida (1) (R$ MM) ,5% 23,7% 19,5% 20,2% 24,0% 27,1% 14,8% 20,5% 17,8% 17,2% 20,8% 14,5% 362,8 289,9 310,8 138,2 192,5 190,5 220,4 238,0 209,2 171,7 112,0 33, M16 9M17 3T16 3T17 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 14

15 Destaques Financeiros - Regulatório (R$ MM) Receita Líquida EBITDA e Margem EBITDA Elevados , , , ,1 909,5 651,9 753, , , ,7 409,8 424, ,4% 79,3% 76,6% 80,9% 81,8% 81,6% 81,9% 88,1% 84,3% 81,5% 83,3% 82,9% 1.055, ,6 556,5 597,4 696,4 828,7 909, ,2 985, ,5 341,6 351,8 100% 70% 40% 10% -20% -50% -80% % M16 9M17 3T16 3T M16 9M17 3T16 3T17 Lucro Líquido e Margem Líquida (R$ MM) ,8% 19,7% 15,0% 14,3% 19,1% 22,3% 12,0% 19,4% 12,5% 21,2% 9,0% 27,5% 50% 30% ,5 148,6 136,3 146,6 212,4 287,7 169,7 307,3 145,9 271,1 36,9 116,9 10% -10% -30% -50% -70% -90% -110% -130% 0-150% M16 9M17 3T16 3T17 15

16 Disciplina financeira e forte geração de caixa - IFRS Dívida e Dívida Líquida/ EBITDA* 5,0x 4,0x 3,0x 2,0x 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 3,4x 3,5x 2,7x 2,1x 1,0x 0,0x T17 DT/EBITDA DL/EBITDA *Considerando EBITDA 3T17 anualizado Taxa Efetiva de Impostos Custo médio da dívida 25% 19% 13% 6% 19,6% 19,1% 18,5% 16,7% 16,4% 6,9% 15,0% 16,9% 12,1% % do CDI 100% 75% 50% 25% 76,8% 84,8% 85,2% 104,1% 94,2% 80,4% 90,6% 79,7% 108,8% 0% T17 0% T17 16

17 Perfil da Dívida Controladora 3T17 Perfil da Dívida (Em milhares de R$) 641,7 92,1 Dívida Total R$ 733,8 MM (-) Caixa e equivalentes de caixa R$ 991,1 MM (=) Dívida Líquida (R$ 257,3) MM Longo Prazo Curto Prazo Composição Dívida Total por Indexador (%) Composição da Divida Total (Em milhares de R$) 92,8% 6,9% 0,3% CDI IPCA Pré-fixada 731,4 2,4 Debêntures Finep 17

18 Perfil da Dívida Consolidada 3T17 Perfil da Dívida (Em milhares de R$) 3.198, ,9 Dívida Total R$ 4.393,2 MM (-) Caixa e equivalentes de caixa R$ 1.698,6 MM (=) Dívida Líquida R$ 2.694,5 MM Longo Prazo Curto Prazo 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 18

19 Cronograma de Amortização da Dívida 3T17 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 BRIDGES (R$ MM) La Virgen / Alupar Inversiones 327,5 - Risaralda 117,2 18,1 Verde 8 - R$ 100,8 ETVG 20,4 - TOTAL R$ 465,2 R$ 118,9 Corporativo (escala nacional) AA+ 19

20 Ativos em Implantação 20

21 Ativos em Implementação - Transmissão Leilão / ª Etapa 13/ ª Etapa UPME ETAP ETC BJL TPE TCC ESTE Colombia 4 05/2016 TSM Total RAP por ano (R$ mm) 48,5 28,1 121,6 214,7 146,0 101,0 73,1 3 99,1 837,1 Capex ANEEL (R$ mm) , , , Alavancagem (%) 1 ~70% ~70% ~70% ~70% ~70% ~70% ~70% ~70% ~70% Equity (R$ mm) Período de Implantação 42 meses 48 meses 48 meses 60 meses 60 meses 60 meses 60 meses 60 meses meses Extensão (km) 20 km Subestação 446 km 541 km 288 km 236 km 200 km 330 km km Participação (%) 100% 100% 50% 51% 51% 50% 100% 51% n.a ETAP BJL ETC TPE ESTE TCC TSM Fonte: ANEEL e UPME Notas: 1 BNDES + Debentures 2 Não é necessário aporte de capital da Alupar no Lote 22 3 R$/US$ of

22 Transmissoras em Implantação 13/2015 1ª ETAPA DATA DO LEILÃO: 13/04/2016 LOCALIZAÇÃO: Rio Grande do Norte LINHAS DE TRANSMISSÃO LT João Câmara II João Câmara III SUBESTAÇÕES SE João Câmara III EXTENSÃO: 20 km TENSÃO LINHA: 230 kv TENSÃO SUBESTAÇÃO: 500 kv / 230 kv CAPEX ANEEL: R$ 284,9 milhões (data base: Jan/16) RAP ANEEL: R$ 48,5 milhões (data base: Jan/16) RAP / CAPEX: 17% PARTICIPAÇÃO DA ALUPAR: 100% ENTRADA EM OPERAÇÃO: 2019 LICENCIAMENTO: IDEMA / RN 22

23 Transmissoras em Implantação 13/2015 1ª ETAPA DATA DO LEILÃO: 13/04/2016 LOCALIZAÇÃO: Espirito Santo SUBESTAÇÕES SE Rio Novo do Sul TENSÃO SUBESTAÇÃO: 345 kv / 138 kv CAPEX ANEEL: R$ 151,0 milhões (data base: Jan/16) RAP ANEEL: R$ 28,1 milhões (data base: Jan/16) RAP / CAPEX: 18,6% PARTICIPAÇÃO DA ALUPAR: 100% ENTRADA EM OPERAÇÃO: 2019 LICENCIAMENTO: IEMA / ES 23

24 Transmissoras em Implantação 13/2015 2ª ETAPA DATA DO LEILÃO: 28/10/2016 LOCALIZAÇÃO: Bahia/Minas Gerais LINHAS DE TRANSMISSÃO LT Poções III - Padre Paraíso 2 LT Padre Paraíso 2 - Governador Valadares 6 SUBESTAÇÕES SE Padre Paraíso 2 SE Governador Valadares 6 EXTENSÃO: 541 km TENSÃO LINHA: 500 kv TENSÃO SUBESTAÇÃO: 500 kv / 230 kv CAPEX ANEEL: R$ 1.268,7 milhões (data base: Jul/16) RAP ANEEL: R$ 214,7 milhões (data base: Jul/16) RAP / CAPEX: 16,9% PARTICIPAÇÃO DA ALUPAR*: 51% PARCEIRO: Perfin 49% ENTRADA EM OPERAÇÃO: 2022 LICENCIAMENTO: IBAMA *Opção de Compra 24

25 Transmissoras em Implantação 13/2015 2ª ETAPA DATA DO LEILÃO: 28/10/2016 LOCALIZAÇÃO: Minas Gerais / Espírito Santo LINHAS DE TRANSMISSÃO LT Governador Valadares 6 - Mutum LT Mutum - Rio Novo do Sul SUBESTAÇÕES SE Mutum SE Rio Novo do Sul EXTENSÃO: 288 km TENSÃO LINHA: 500 kv TENSÃO SUBESTAÇÃO: 500 kv / 345 kv CAPEX ANEEL: R$ 698,8 milhões (data base: Jul/16) RAP ANEEL: R$ 146,0 milhões (data base: Jul/16) RAP / CAPEX: 20,9% PARTICIPAÇÃO DA ALUPAR*: 51% PARCEIRO: Perfin 49% ENTRADA EM OPERAÇÃO: 2022 LICENCIAMENTO: IBAMA *Opção de Compra 25

26 Transmissoras em Implantação 13/2015 2ª ETAPA DATA DO LEILÃO: 28/10/2016 LOCALIZAÇÃO: Espirito Santo Minas Gerais LINHAS DE TRANSMISSÃO LT Mesquita - João Neiva 2 EXTENSÃO: 236 km TENSÃO LINHA: 500 kv TENSÃO SUBESTAÇÃO: 500 kv / 345 kv CAPEX ANEEL: R$ 485,8 milhões (data base: Jul/16) RAP ANEEL: R$ 101,0 milhões (data base: Jul/16) RAP / CAPEX: 20,8% PARTICIPAÇÃO DA ALUPAR: 50% ENTRADA EM OPERAÇÃO: 2022 LICENCIAMENTO: IBAMA SUBESTAÇÕES SE João Neiva 2 26

27 Transmissoras em Implantação 05/2016 DATA DO LEILÃO: 24/04/2017 LOCALIZAÇÃO: São Paulo / Rio de Janeiro LINHAS DE TRANSMISSÃO LT Fernão Dias - Terminal Rio EXTENSÃO: 330 km 500 kv TENSÃO LINHA: CAPEX ANEEL: R$ 889,0 milhões (data base: Out/16) RAP ANEEL: R$ 99,1 milhões (data base: Out/16) RAP / CAPEX: 11,1% PARTICIPAÇÃO DA ALUPAR*: 51% PARCEIRO: Perfin 49% ENTRADA EM OPERAÇÃO: 2022 LICENCIAMENTO: IBAMA *Opção de Compra 27

28 Transmissoras em Implantação 01/2014 DATA DO LEILÃO: 09/05/2014 LOCALIZAÇÃO: São Paulo LINHAS DE TRANSMISSÃO LT Henry Borden Manoel da Nóbrega LT Tijuco Preto Baixada Santista SUBESTAÇÕES SE Domênico Rangoni SE Manoel da Nóbrega EXTENSÃO: 40 km TENSÃO LINHA: 230 kv / 345 kv TENSÃO SUBESTAÇÃO: 345/138 kv 230/88 kv CAPEX ANEEL: R$ 330,8 milhões (data base: Jun/17) RAP ANEEL: R$ 35,6 milhões (data base: Jun/17) RAP / CAPEX: 10,8% PARTICIPAÇÃO DA ALUPAR: 100% ENTRADA EM OPERAÇÃO: 2020 LICENCIAMENTO: CETESB 28

29 Transmissoras em Implantação UPME DATA DO LEILÃO: 22/11/2016 LOCALIZAÇÃO: Colômbia LINHAS DE TRANSMISSÃO Línea de Transmisión Virginia-Nueva Esperanza EXTENSÃO: 200 km 500kV TENSÃO LINHA: CAPEX : US$ 130,0 milhões RAP: US$ 22,5 milhões RAP / CAPEX: 17,3% PARTICIPAÇÃO DA ALUPAR: 100% ENTRADA EM OPERAÇÃO: 2021 LICENCIAMENTO: ANLA 29

30 Transmissoras em Implantação BJL 13/2015 1ª ETAPA DATA DO LEILÃO: 13/04/2016 LOCALIZAÇÃO: Bahia LINHAS DE TRANSMISSÃO LT 500 kv Juazeiro III- Ourolândia II LT 500 kv Bom Jesus da Lapa II Gentio do Rio II EXTENSÃO: 446 km 500 kv TENSÃO LINHA: CAPEX ANEEL: R$ 720,5 milhões (data base: Jan/16) RAP ANEEL: R$ 121,6 milhões (data base: Jan/16) RAP / CAPEX: 16,88% PARTICIPAÇÃO DA ALUPAR*: 50% PARCEIRO Perfin 50% ENTRADA EM OPERAÇÃO: 2020 LICENCIAMENTO: INEMA / BA *Opção de Compra 30

31 Geradoras em Implantação UHE La Virgen Capacidade Instalada: 84 MW Energia Assegurada: 49,3 MW Entrada em operação: 2017 Participação da Alupar: 81,26% Parceiro: Perene PPA: Nota Capex: US$ 145,0 milhões PCH Verde 08 Capacidade Instalada: 30,0 MW Energia Assegurada: 16,9 MW Entrada em operação: 2018 Participação da Alupar: 99,90% Capex: R$ 199,0 milhões PCH Agua Limpa Capacidade Instalada: 23 MW Energia Assegurada: 11,4 MW Entrada em operação: - Participação da Alupar: 90,00% Capex: R$ 125,0 milhões La Virgen: 10MW USD 39,0 (Base: Jan/16 - contrato de 3 anos) 31

32 Novas Oportunidades Projetos Hídricos (< 50 MW) Capacidade Instalada (MW) Projetos Hídricos em UHEs ( >50 MW ) Capacidade Instalada (MW) PCH Cruz Velha MG 30 PCH Cutia Alto MG 30 Paranã - TO 95 Total 95 PCH Porto da Bota PR 30 PCH Salto GO 22 PCH Volta Grande GO 24 AHE Verde 11 Alto GO 50 AHE E01a RS 48 PCH COR GO 24 Total PCHs 176 Total 434 Usinas Fotovoltaicas (UFV) Aracati - CE 100 Total 100 Eólicas Jandaíra RN 193 Pedro Avelino - RN 147 Capacidade Instalada (MW) Capacidade Instalada (MW) Fontainha - CE 26 Total

33 Expansão Internacional A Alupar está constantemente analisando oportunidades de investimento em países selecionados na América Latina Colômbia Iniciada a construção da PCH Morro Azul em 2014 e concluída em setembro de 2016 A energia gerada foi vendida no mercado de energia da Colômbia Vencedora do processo de licitação para construção da linha de transmissão Virginia-Nueva Esperanza 500kV, com previsão de entrada em operação em novembro de Peru Iniciada a construção da UHE La Virgen em 2014, e estima-se a conclusão até 2S17. Analisando oportunidades de negócios para desenvolver novos projetos Acordos de parcerias estratégicas com players locais para desenvolver projetos de usinas hidrelétricas 33

34 Contato RI José Luiz de Godoy Pereira Luiz Coimbra Kassia Orsi Amendola Lucas Menezes Tel.: (011)