Apresentação Corporativa

Apresentação Corporativa

1. Visão Geral 2. Portfólio de Ativos 3. Informações Financeiras 4. Estratégia de Crescimento 5. Setor de Energia Agenda 2

Visão Geral 3

Histórico de Sucesso A Alupar possui um histórico de sucesso nos segmentos de transmissão e geração, tendo apresentado um forte crescimento ao longo dos últimos anos ANTECEDENTES DA COMPANHIA INÍCIO EM TRANSMISSÃO INÍCIO EM GERAÇÃO PRÓXIMA FASE DE CRESCIMENTO 12,5% 21,3% 1960 Início das operações no setor de energia elétrica, por meio de projetos de engenharia e construção em infraestrutura 1988 Início das operações no segmento industrial Manufatura de estruturas de concreto 1994 Início das operações no segmento de TV a Cabo ᅳ Negócio vendido para a NET em Dezembro de 2008 CAGR 02A-22A CAGR 10A-22E 1.500 1.679 2.293 1990 Início das privatizações no Brasil 2000 Início das operações no segmento de transmissão no setor de energia elétrica ᅳ A Alupar ganhou leilões de 2.100 km de linhas de transmissão de 500KV 2.834 3.285 3.392 3.392 3.392 2005 A Alupar ganhou leilões para a construção e operação de Ijuí e Foz do Rio Claro, iniciando o desenvolvimento, construção e operação de projetos de geração de energia 2007 Combinação de todos os ativos de transmissão e geração sob a mesma holding, criando a Alupar 2009 Entrada do FI-FGTS no capital da companhia 4.750 4.750 4.750 4.750 4.750 4.750 4.750 179 179 179 2013 IPO em 23 de abril de 2013 Fortalecimento da base de acionistas e liquidez das ações Vias de crescimento com forte criação de valor: ᅳ Projetos greenfield e aquisições seletivas 2016 Aumento de Capital Privado - R$ 350,0 milhões 576 68 68 0-2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 347 431 634 634 4.788 4.808 4.808 5.008 6.073 687 687 687 687 687 Extensão das linhas de transmissão (Km) Capacidade de geração (MW) 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 25 ativos de transmissão e 6.073 km de linhas: ᅳ 4.750 km já operacionais ᅳ 1.323 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 137,0 MW em implantação Operacional Em implantação Transmissão Geração Composição Acionária GUARUPART ON: 80,47% PN: 6,34% T: 61,06% FI - FGTS FREE FLOAT ON: 6,34% PN: 35,76 % T: 14,05% OUTROS ON: 13,18% PN: 57,90% T: 24,89% Portfólio de 35 concessões de longo prazo, com vencimentos iniciando em 2030 (transmissão) e 2034 (geração) 5

Exemplo Ilustrativo 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 Potencial Retorno para o Acionista (TIR) Retorno adicional de projetos greenfield são atribuídos aos riscos de execução desses ativos, o que acreditamos ser possível mitigar dado o nosso histórico e experiência na construção de ativos de energia Risco de Execução Histórico de Desenvolvimento da Alupar NOVOS ATIVOS 1 (7) NOVOS ATIVOS (4) NOVOS ATIVOS (1) 2.834 0 3.285 0 3.392 0 3.392 0 3.392 68 4.750 179 4.750 179 4.750 179 NOVOS ATIVOS (2) 4.750 431 4.750 550 Prêmio de Risco 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014/2015 2016 Taxa Livre de Risco Brownfield Risco de Execuçaão Retorno dos Projetos Greenfield NOVOS ATIVOS (1) NOVOS ATIVOS (6) NOVOS ATIVOS (1) NOVOS ATIVOS (2) Vantagens Competitivas - Otimização do layout do projeto - Implementação do projeto - Gestão de fornecedores 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 Nota: Inclui ativos desenvolvidos antes de 2006 6

Estrutura Corporativa 99,90% 50,99% 46,00% ETES STN TME EATE V 50,02% T 50,02% ENTE 50,01% Foz do Rio Claro Ijuí V 100% T 66,06% 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 (Lote 22) 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% 99,00% 99,00% 100,00% TPE (Lote 2) TCC (Lote 6) TCE (Colômbia) 41,00% 41,00% Transudeste Transirapé 10,00% 10,00% Transmissão La Virgen 65,00% 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 7

Equipe de Administração Experiente e Sólida Governança Corporativa Diretoria executiva com vasta experiência no setor e governança corporativa em linha com as melhores práticas de mercado Diretoria Executiva CEO VICE PRESIDENTE EXECUTIVO Paulo Godoy 37 22 José Luiz de Godoy 34 CFO DA TBE¹ E DIR. DE TRANSMISSÃO Marcelo Tosto CFO E DIR. DE RI José Luiz de Godoy 22 31 # Anos de experiência no setor DIRETOR DE NOVOS NEGÓCIOS Enio Luigi Nucci A Alupar já segue todas os padrões do Nível II da Bovespa 8 membros no Conselho de Administração, 4 representando os acionistas controladores 100% de tag along para todas as ações Conselheiro Independente Partes Relacionadas Humberto Falcão Martins MEMBRO DO CONSELHO DESDE 2015 Rogério Paulo Calderón Peres MEMBRO DO CONSELHO DESDE 2016 Todos os contratos acima de R$ 300.000 devem ser aprovado pelo membro independente O FI-FGTS tem poder de veto sobre todos os contratos acima de R$ 253.000 Os membros do conselho apontados pelos acionistas controladores não votam 8

Portfólio de Ativos 9

Ativos Novos e Diversificados em Transmissão Alupar possui 25 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 Participação Concessão Início Ínic. Oper. Extensão RAP/RBNI (1) Indexador Revisão Tarifária Localização Geográfica dos Ativos % Início Fim Km R$ MM 1. ETEP 50,02% 2001 2031 2002 323 96,5 IGP-M Não 2. ENTE 50,01% 2002 2032 2005 464 221,6 IGP-M Não 3. ERTE 50,01% 2002 2032 2004 179 49,8 IGP-M Não 4. EATE 50,02% 2001 2031 2003 924 422,3 IGP-M Não 5. ECTE 50,02% 2000 2030 2002 253 79,7 IGP-M Não 6. STN 51,00% 2004 2034 2005 541 177,3 IGP-M Não 7. Transleste 33,71% 2004 2034 2005 150 40,2 IGP-M Não 8. Transudeste 33,71% 2005 2035 2007 140 24,9 IGP-M Não 9. Transirapé 33,71% 2005 2035 2007 65 29,2 IGP-M Não 10. STC 60,02% 2006 2036 2007 195 41,5 IPCA Não 11. Lumitrans 55,02% 2004 2034 2007 51 26,2 IGP-M Não 12. ETES 100,00% 2007 2037 2008 107 14,3 IPCA Sim 13. EBTE 25,51% 2008 2038 2011 775 44,4 (2) IPCA Sim 14. TME 46,00% 2009 2039 2011 348 48,3 IPCA Sim 15. ESDE 50,02% 2009 2039 2014 Subestação 12,6 IPCA Sim 16. ETEM 62,79% 2010 2040 2011 235 12,0 IPCA Sim 17. ETVG 100,00% 2010 2040 2012 Subestação 10,2 IPCA Sim 18. ETSE 50,02% 2012 2042 2014 Subestação 21,6 IPCA Sim 19. ELTE 100,00% 2014 2044 - Subestação +38 34,3 IPCA Sim 20. ETAP 100,00% 2016 2046 - Subestação +20 49,2 IPCA Sim 21. ETC 100,00% 2016 2046 - Subestação 28,5 IPCA Sim 22. TPE (Lote 2) 99,00% 2017 2047-541 214,7 IPCA Sim 23. TCC (Lote 6) 99,00% 2017 2047-288 146,0 IPCA Sim 24. ESTE (Lote 22) 50,02% 2017 2047-236 101,0 IPCA Sim 25. TCE (Colômbia) 100,00% 2017 Perpétua - 200 73,1* PPI - TOTAL 6.073 2.189,0 25 13 14 16 17 11 10 5 1 2 18 3 4 8 19 6 7 9 22 23 12 15 24 21 Operacional Em Implantação 20 Eficiência Operacional 1,0% Média Nacional 1,02% 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 0,0% 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Nota: 1) Ciclo 16/17 *USD 3,25/BRL 1,00 10

TNE Transnorte Energia Status Características do Empreendimento: o Extensão: 715 km o o Tensão: 500kV Parceiro: Eletronorte o Estrutura de Capital: Alupar 51% / Eletronorte 49% o Início da Concessão: 2012 o Final da Concessão: 2042 o Início operação Aneel: 2015 o RAP: R$ 169,6 MM/ano* Problemas no Licenciamento Ambiental: o o o Em 02 de setembro de 2015, o consórcio protocolou na ANEEL, o requerimento para rescisão amigável do Contrato de Concessão 003/2012 ANEEL, devido a não manifestação da FUNAI quanto a viabilidade do projeto, no que tange o componente indígena. Em 06 de novembro de 2015, a FUNAI encaminhou ao IBAMA, Ofício com o não óbice à viabilidade ambiental do projeto. Em 09 de dezembro de 2015, o IBAMA emitiu a Licença Prévia do empreendimento. o Em 19 de dezembro de 2016, a ANEEL publicou o Despacho nº 3.265, encaminhando os autos do processo administrativo ao Ministério de Minas e Energia com recomendações para extinguir o Contrato de Concessão nº 003/2012-ANEEL e considerar como referência para a indenização dos ativos em serviço. *Cycle 2016/2017 11

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% 12

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% 66,06% 2006 2041 2010 UHE 68,4 41,0 100% 41,0 71,4 2039 198,72 IPCA 2. Ijuí 100,00% 86,66% 2006 2041 2011 UHE 51,0 30,4 100% 30,4 56,7 2039 212,98 IPCA 6 3. Queluz 68,83% 68,83% 2004 2034 2011 PCH 30,0 21,4 100% 21,0 48,7 2025 264,49 IGP-M 4. Lavrinhas 64,19% 64,19% 2004 2034 2011 PCH 30,0 21,4 100% 21,0 48,7 2025 264,49 IGP-M 5. F. Gomes 100,00% 100,00% 2010 2045 2014 UHE 252,0 153,1 70% 30% 105,1 39,9 159,0 2045 2031 104,98 178,31 6. Energia dos Ventos 100,00% 100,00% 2012 2047 2016 Eólica 98,7 50,9 83,0% 42,2 56.1 2035 151,87 IPCA 7. Morro Azul 99,97% 99,97% --- Vitalícia --- 2016 PCH 19,9 13,2 100% 13,2 Nota* 2026 Nota* IPP IPCA 9 1 8 10 8. Verde 08 99,90% 99,90% 2012 2044 2018 PCH 30,0 18,7 70% 13,1 19.2 2048 167.24 IPCA 9. La Virgen 65,00% 65,00% --- Vitalícia --- 2017 UHE 84,0 49,3 20,3% 10,0 Nota* - - - 4 3 10. Água Limpa 90,00% 90,00% 2014 2049 2018 PCH 23,0 11,9 50,4% 6,0 9,2 2048 174.30 IPCA Total 687,0 411,3 342,9 468.9 2 Operacional Em Implem. Capacidade Instalada submetida ao mecanismo MRE (MW) Ativos Operacionais 51 30 30 252 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 $154.620,0 / MWh (de 1 de julho 2016 a 30 de junho de 2021) - COP $ 156.470,0 / 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) 13

Ativos de Geração em Operação 14

Informações Financeiras 15

Alta Previsibilidade e Baixo Risco Reajuste Contratual das Receitas Dividendos Declarados (Alupar => Acionistas) 100,0% 75,0% 50,0% 25,0% 0,0% 21% 60% 52% 79% 40% 48% Geração Transmissão Total IGP-M IPCA 500,0 450,0 400,0 350,0 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0-127,1% 100,0% 88,6% 101,6% 88,1% 25,0% 25,0% 25,0% 50,0% 50,9% 350,0 350,0 175,0 150,2 82,1 104,7 29,7 29,1 47,8 47,6 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 100,0% 0,0% -100,0% -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 Vencimento de concessões a partir de 2030 para as transmissoras e 2034 para as geradoras 400,0 300,0 200,0 100,0-314,9 235,3 265,2 223,4 222,3 79,1 81,2 100,9 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 16

Destaques Financeiros - IFRS Receita Líquida Ajustada (1) EBITDA e Margem EBITDA (2)) (R$ MM) 1.600 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 709,2 813,5 1.089,4 975,7 1.206,4 1.338,9 1.514,0 1.417,8 341,3 364,4 2.000 1.600 1.200 800 400 86,5% 80,8% 78,1% 83,1% 83,0% 81,3% 81,2% 87,8% 81,6% 613,4 1.329,5 1.088,9 1.150,8 1.001,1 762,0 905,2 657,3 98,7% 278,4 359,8 100% 75% 50% 25% 0% -25% 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 4T15 4T16 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 4T15 4T16-50% Lucro Líquido e Margem Líquida (1) (R$ MM) 700 600 500 400 300 200 100 0 38,2% 19,5% 23,7% 19,5% 20,2% 24,0% 27,1% 14,8% 20,5% 12,3% 362,8 289,9 310,8 138,2 192,5 220,4 190,5 209,2 139,1 42,0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 4T15 4T16 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 17

Destaques Financeiros - Regulatório Receita Líquida 909,5 (R$ MM) 1.600 1.583,5 1.293,2 1.416,6 1.200 1.023,8 1.111,1 800 651,9 753,4 400 353,6 414,2 2.000 1.600 1.200 800 400 EBITDA e Margem EBITDA Elevados 85,4% 79,3% 98,9% 76,6% 80,9% 81,8% 81,6% 81,9% 88,1% 89,8% 1.395,2 1.055,6 1.160,6 556,5 597,4 696,4 828,7 909,1 317,7 409,5 100% 70% 40% 10% -20% -50% -80% 0 0-110% 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 4T15 4T16 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 4T15 4T16 Lucro Líquido e Margem Líquida (R$ MM) 500 18,8% 19,7% 15,0% 14,3% 19,1% 22,3% 12,0% 19,4% 16,7% 39,0% 50% 30% 400 300 200 122,5 148,6 136,3 146,6 212,4 287,7 169,7 307,3 161,4 10% -10% -30% -50% -70% -90% 100 59,1-110% -130% 0-150% 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 4T15 4T16 18

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 2,7x 1,0x 0,0x 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 DT/EBITDA DL/EBITDA 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% 12,1% % do CDI 100% 75% 50% 25% 76,8% 84,8% 85,2% 104,1% 94,2% 80,4% 84,2% 80,3% 0% 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 0% 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 19

Perfil da Dívida Controladora 4T16 Perfil da Dívida (Em milhares de R$) 700,7 138,6 Dívida Total R$ 839,3 MM (-) Caixa e equivalentes de caixa R$ 487,4 MM (=) Dívida Líquida R$ 351,9 MM Longo Prazo Curto Prazo Composição Dívida Total por Indexador (%) Composição da Divida Total (Em milhares de R$) 80,6% 0,6% CDI IPCA 834,3 5,0 Debêntures 18,8% Pré-fixada Finep 20

Perfil da Dívida Consolidada 4T16 Perfil da Dívida (Em milhares de R$) 3.382,8 1.184,9 Dívida Total R$ 4.567,7 MM (-) Caixa e equivalentes de caixa R$ 934,3 MM (=) Dívida Líquida R$ 3.633,4 MM Longo Prazo Curto Prazo Composição Dívida Total por Indexador (%) Composição da Divida Total (Em milhares de R$) 8,8% 11,0% 27,4% 22,3% 30,5% CDI TJLP Pré-fixada Cesta de moedas 56,5 503,8 2.347,1 1.446,0 BNDES (TJLP / IGP-M) Outros Bancos de Desenvolvimento Moeda Estrangeira Outros Moeda Local IPCA 214,4 Debêntures 21

Cronograma de Amortização da Dívida 4T16 Cronograma de Amortização da Dívida (R$ milhões) 138,6 206,0 487,4 446,9 487,9 558,4 70,8 71,3 19,4 453,1 556,3 181,3 182,1 307,8 253,9 41,1 182,5 857,1 Disponibilidades jan.17 - dez.17 2018 2019 2020 2021 2022 Após 2022 Subsidiárias Bridges Controladora BRIDGES (R$ MM) 2017 2018 La Virgen / Alupar Inversiones R$ 299,5 R$ 71,3 Risaralda R$ 132,2 - Verde 8 R$ 31,3 - ETVG R$ 25,0 - TOTAL R$ 487,9 R$ 71,3 Corporativo (escala nacional) AA+ 22

Estratégia de Crescimento 23

Estratégia de Crescimento Forte e sustentável distribuição de dividendos 4. Expansão internacional 1. Crescimento através de leilões de ativos de transmissão 2. Investimentos em projetos de geração de pequeno e médio porte 3. Parceria para desenvolvimento de novos projetos 24

Transmissoras em Implantação TCE Linha de Transmissão 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% TPE (Lote 2) Linha de Transmissão Tensão: 500 kv Entrada em operação: 2022 Extensão: 541 km Participação da Alupar: 99% RAP*: R$ 214,7 MM Parceiro: Perfin ETAP - Subestação + 20 Km de LTs 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$ 49,2 MM Participação da Alupar: 100,00% ESTE (Lote 22) Linha de Transmissão Tensão: 500 kv Entrada em operação: 2022 Extensão: 236 km RAP*: R$ 101,0 MM Participação da Alupar: 50,02% ETC - Subestação Tensão: 345 kv Entrada em operação: 2019 RAP*: R$ 28,5 MM Participação da Alupar: 100,00% TCC (Lote 6) Linha de Transmissão Tensão: 500 kv Entrada em operação: 2022 Extensão: 288 km Participação da Alupar: 99% RAP*: R$ 146,0 MM Parceiro: Perfin ELTE Subestações + 38 Km de LTs SE Manoel da Nóbrega: 230 kv / 88 kv SE Domênico Rangoni: 345 kv /138 kv Extensão: 38 km Entrada em operação: 2017 RAP*: R$ 34,3 MM Participação da Alupar: 100,00% RAP*: Ciclo 2016-2017 Investimento Previsto Aneel 25

Próximo Leilão 05/2016 A Alupar está estrategicamente posicionada para captar sinergias de futuros leilões e consolidar suas linhas de transmissão em todo o Brasil Características do Leilão Lotes 35 Km de Linhas 7.400 Transformação Capex RAP 13.170 MVA R$ 13,1 bilhões R$ 2,7 bilhões *Lotes Leilão 05/2016, de acordo com o Edital do Leilão 5/2016, publicado pela Aneel. O valor do Capex e RAP é estimado segundo dados da Aneel. 26

Geradoras em Implantação UHE La Virgen Capacidade Instalada: 84 MW Energia Assegurada: 49,3 MW Entrada em operação: 2017 Participação da Alupar: 65% Parceiro: Perene PPA: Nota PCH Verde 08 Capacidade Instalada: 30 MW Energia Assegurada: 18,7 MW Entrada em operação: 2018 Participação da Alupar: 99,90% PPA: 70%: R$ 162,40/MWh (Dez/16) 30%: em negociação PCH Antônio Dias Capacidade Instalada: 23 MW Energia Assegurada: 11,9 MW Entrada em operação: 2018 Participação da Alupar: 90,00% PPA: 50%: R$ 172,40/MWh (Dez/16) 50%: em negociação La Virgen: 10MW USD 39,0 (Base: Jan/16 - contrato de 3 anos) 27

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 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 174 - GO 24 Total 258 + 8 PCHs 176 Total 434 Paranã - TO 95 Total 95 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 366 28

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 2021. Peru Iniciada a construção da UHE La Virgen em 2014, e estima-se a conclusão até 1S17. Analisando oportunidades de negócios para desenvolver novos projetos Acordos de parcerias estratégicas com players locais para desenvolver projetos de usinas hidrelétricas 29

Por quê a Alupar? Forte geração de caixa + Crescimento com retornos superiores Dividendos Portfólio Resiliente 1 2 Forte e Previsível Geração de Caixa Dividendos e Crescimento 3 Crescimento via projetos greenfield e aquisições nos segmentos de transmissão e geração 6 Equipe de Administração Experiente e Sólida Governança Corporativa Track-record em Gestão de Projetos 5 Diversas Oportunidades de Crescimento 4 Crescimento 30

Cultura Corporativa Disciplina financeira Crescimento responsável e sustentável Estrutura de capital eficiente Governança corporativa e transparência Desenvolvimento de pessoas 31

Setor de Energia 32

Transmissão possui Menores Riscos e Geração Maiores Retornos Alupar foca nos segmentos de Transmissão e Geração, permitindo à Companhia se beneficiar da combinação ideal entre perfis risco/retorno Geração Hidrelétrica Geração Eólica Transmissão Distribuição RISCO DE VOLUME RISCO AMBIENTAL RISCO DE CONSTRUÇÃO RISCO OPERACIONAL RISCO DE INADIMPLÊNCIA RISCO REGULATÓRIO Maior Risco Menor Risco Mínimo Risco 33

Ambiente Regulatório Sólido e Estável Principais diretrizes das concessões brasileiras do setor elétrico Ambiente Regulatório Estável Ativos regulados pela ANEEL, autarquia federal ᅳ Receitas em transmissão no modelo de teto tarifário ᅳ Ativos de Geração tem suas receitas determinadas por contratos de longo prazo Modelo Regulatório consistente, confiável e testado Em transmissão, concessões são realizadas em leilão Dois momentos de Contratação de Energia: ao menos 2 leilões por ano para o Mercado Cativo e contratações bilaterais através do Mercado Livre Concessões de Longo Prazo Concessionários de energia usualmente possuem contratos de 30 anos em transmissão e 20 a 35 anos em concessões/autorizações de geração Contratos de concessão assinados com o Governo Receitas protegidas da Inflação Em transmissão, a RAP (Receita Anual Permitida) é ajustada anualmente pelos índices de inflação IGP-M ou IPCA ᅳ Os reajustes contratuais ocorrem em Julho de cada ano Contratos em Geração também sofrem reajustes anuais Perspectivas de Crescimento Um dos mais ambiciosos programa de investimento para o setor de transmissão Oportunidades de investimento geradas pelo desenvolvimento de projetos em Energia Renovável, e também por projetos de hidrelétricas localizadas longe dos principais centros consumidores Condições Atraentes para Investimento no Setor Elétrico Brasileiro 34

Contato RI José Luiz de Godoy Pereira Luiz Coimbra Kassia Orsi Amendola Tel.: (011) 4571-2400 ri@alupar.com.br