1. Institucional
Julho, 2011
1

2. Grupo AES Brasil
• Presença no Brasil desde 1997
• Composta por sete companhias nos setores de
geração, distribuição e comercialização
energia e telecomunicações
de
• 7,6 mil colaboradores
• Investimentos 1998-2010: R$ 6,9 bilhões
• Boas práticas de governança corporativa
• Práticas sustentáveis nos negócios
• Segurança como principal valor
• Forte capacidade de geração de caixa
• Pay-out mínimo de 25% de acordo com o
estatuto
diferenciada
• Prática
dividendos desde 2006
de
distribuição
de
– AES Tietê: 100% do lucro líquido em bases
trimestrais
– AES Eletropaulo: 100%* do lucro líquido em bases
semestrais
* 95% do lucro líquido até o término do exercício de 2010
2

3. AES Brasil amplamente reconhecida em 2009-2010
9 Qualidade e Segurança
(AES Eletropaulo)
(AES Sul)
(AES Eletropaulo)
(AES Eletropaulo)
9 Excelência em Gestão
(AES Eletropaulo)
(AES Tietê)
(AES Eletropaulo)
(AES Tietê)
(AES Tietê)
9 Preocupação com o Meio Ambiente
(AES Brasil)
(AES Tietê)
3

4. Estrutura societária
AES Corp
BNDES
O 50,00% + 1 ação
P 0,00%
T 46,15%
O 50,00% - 1 ação
P 100%
T 53,85%
Cia. Brasiliana
de Energia
T 99,70%
AES Sul
O 99,99%
T 99,99%
AES
Infoenergy
O 99,00%
T 99,00%
AES
Uruguaiana
O 71,35%
P 32,34%
T 52,55%
AES
Tietê
O 76,45%
P 7,38%
T 34,87%
AES
Eletropaulo
O = Ações Ordinárias
P = Ações Preferenciais
T = Total
C 98,25%
T 98,25%
AES
Com Rio¹
O 99,99 %
T 99,99 %
AES Eletropaulo
Telecom¹
1 – AES Atimus
4

5. Composição acionária
¹
¹
Free Float
Outros²
16,1%
19,2%
56,2%
8,5%
24,2%
28,3%
39,5%
8,0%
1 – os controladores, AES Corp. e BNDES, possuem igual participação no capital votante das Companhias: 38,2% na AES Eletropaulo e 35,7% na AES Tietê
2 – inclui as ações do Governo Federal e da Eletrobrás na AES Eletropaulo e AES Tietê, respectivamente
5

6. AES Brasil é o segundo maior grupo
do setor elétrico
Ebitda1 – 2010 (R$ Bilhões)
4,5
4,2
3,4
3,0
2,6
2,0
1,6
1,6
1,5
0,6
CEMIG
AES BRASIL
CPFL
NEOENERGIA
TRACTEBEL
CESP
EDP
LIGHT
0,6
COPEL
DUKE
0,6
Lucro líquido1 – 2010 (R$ Bilhões)
2,3
2,2
1,8
1,6
1,2
1,0
0,2
CEMIG
1 – excluindo Eletrobrás
AES BRASIL
NEOENERGIA
CPFL
TRACTEBEL
COPEL
EDP
LIGHT
DUKE
0,1
CESP
Fonte: Demonstrações financeiras das Companhias
6

7. AES Tietê é um importante player entre as
geradoras privadas de energia
Capacidade Instalada (MW) - 2011
Companhias privadas
AES TIETÊ
DUKE
2%
2%
TRACTEBEL
6%
ƒ AES Tietê é a 2ª. maior geradora entre as companhias
privadas e a 10ª. no ranking geral
Outros
36%
COPEL
4%
ƒ 10 maiores geradoras correspondem a 64% da
PETROBRÁS
5%
CEMIG
6%
ITAIPU
6%
capacidade instalada total
ƒ Há três mega usinas hidrelétricas em construção na
região Norte do Brasil com 18 GW de capacidade
instalada
CESP
7%
CHESF
9%
– Santo Antonio e Jirau (Rio Madeira): 7 GW
ELETRONORTE
8%
FURNAS
8%
– Belo Monte (Rio Xingu): 11 GW
Capacidade instalada total: 114 GW
Fonte: ANEEL – BIG (Maio/2011)
7

8. AES Brasil é o maior grupo de distribuição de
energia no país
Consumo (GWh) - 2010
13%
12%
40%
A
• 64 distribuidoras no Brasil fornecem 419 TWh
AES Brasil
• AES Brasil é o maior grupo de distribuição de
CPFL Energia
10%
Cemig
7%
6%
6%
energia no Brasil:
– AES Eletropaulo: 43 TWh distribuídos,
representando 10,3% do mercado brasileiro
6%
Neo Energia
Consumidores – Dez/2010
Copel
12%
Light
30%
12%
EDP
– AES Sul: 9 TWh distribuídos, representando
2,2% do mercado brasileiro
ƒ Oportunidade
Brasil,
uma
limitada
vez
de
que
competição
a
no
atuação
das
distribuidoras é restrita às suas áreas de
concessão
Outros
12%
5%
7%
7%
16%
8

10. Perfil da AES Tietê
Parque gerador
ƒ 16 usinas hidrelétricas nos estados de São Paulo e
Minas Gerais
ƒ Concessão de 30 anos expira em 2029; renovável por
mais 30 anos
ƒ Capacidade instalada de 2.657 MW, com garantia
física1 de 1.280 MW
ƒ Toda a garantia física é vendida por meio de um
contrato bilateral com a AES Eletropaulo vigente até o
final de 2015
ƒ Como uma geradora pura, a AES Tietê só pode investir
em sua atividade principal
ƒ 328 colaboradores
1 - Quantidade de energia disponível para contratação de longo prazo
10

11. Setor elétrico no Brasil:
perspectivas de oferta
Capacidade instalada no Brasil
ƒ
Capacidade instalada total deve alcançar 167 GW em 2019
ƒ
Matriz energética brasileira não deve sofrer alterações significativas nos próximos 10 anos
2010: 112 GW*
2019: 167 GW
A
Crescimento
.a.
nual : 4,5% a
PCH: 4%1
PCH: 4% 1
Gás natural: 7%
Biomassa: 5%
Gás natural: 8%
Biomassa: 5%
Óleo comb.: 5%
Óleo comb.: 3%
Hidro: 74%
Outros: 9%
Nuclear: 2%
Carvão: 1%
Diesel: 1%
Eólica: 1%
Gás proc.: 0,6%
1 – Pequena Central Hidrelétrica
*Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética, Maio/2010)
Outros: 14%
Hidro: 70%
Nuclear: 2%
Carvão: 2%
Diesel: 1%
Eólica: 4%
Gás proc.: 0,4%
11

12. Setor elétrico no Brasil:
ambiente de contratação
Mercado Regulado (ACR)
Mercado Livre (ACL)
Distribuidoras
•
Mercado Spot
Contrato Bilateral
de Longo Prazo
Comercializadoras
Comercializadoras
Clientes Livres
Leilões
Clientes Livres
Principais leilões (leilões inversos):
– Energia Nova (A-5): Entrega para 5 anos,
Distribuidoras
duração do contrato de 15-30 anos
– Energia Nova (A-3): Entrega para 3 anos,
duração do contrato de 15-30 anos
– Energia Existente (A-1): Entrega para 1
ano, duração do contrato de 5-15 anos
12

13. Aumento da energia faturada devido à elevada
disponibilidade e contratos bilaterais
Energia Gerada (MW médio1)
Energia Faturada (GWh)
143%
136%
130%
125%
14.729
14.706
13.148
118%
301
117
1.150
2.331
1.980
11.108
331
1.680
1.340
11.108
1.979
1.512
1.665
1.612
1.599
11.138
4.276
52
643
566
3.645
108
424
587
3.015
2008
2009
Geração - MW médio
2010
1T10
1T11
Geração/Garantia física
1 – Energia gerada dividido pelo número de horas do período
2008
2
AES Eletropaulo
2 – Ano Bissexto
2009
MRE
2010
3
Mercado Spot
2.526
1T10
1T11
Outros contratos bilaterais
3 – Mecanismo de Realocação de Energia 13

14. Investimentos nas modernizações das usinas
de Nova Avanhadava, Ibitinga e Caconde
1
Investimentos (R$ milhões)
Investimentos 2011
158
6
89%
82
57
12
5% 6%
152
13
35
70
4
43
8
1
2009
2010
2011 (e)
Investimentos
30
Equipamento e Modernização
7
1T10
Novas PCHs
1T11
Novas PCH's
2
Projetos de TI
1 – Não incluem capitalização de juros durante modernização das usinas e desenvolvimento de projetos
2 – Pequenas Centrais Hidrelétricas
14

15. Expansão de 550 MW da capacidade
instalada através do Projeto Termo SP
Localização da Planta (Canas/SP)
• Objetivos do Projeto
-
ção
ul
Æ
RJ
Ri
oC
an
as
a
a pt
e C ua
od
ont de ág
P
oS
ad
aí b
Par 5 Km
Rio
7,
Canas
d
Ro
ia
ov
Li n
Å
SP
o
rm
Te
Sã
h
Du
tra
ão
iss
sm
n
ra
eT 0m
a d 20
lo
au
oP
G
a
3, sod
0
Km uto
e
ra d
o
u to
Ad ptaçã
Ca
Expandir a capacidade instalada dentro do Estado de São Paulo
Oferecer energia a preços competitivos
• Características do Projeto
Ciclo combinado, utilizando gás natural
2 turbinas a gás, 2 caldeiras de recuperação de calor e 1 turbina
a vapor
Investimento estimado de R$ 1,1 bilhão
Consumo de gás natural: 2,5 milhões m3/dia
Abastecimento do gasoduto: Bacia de Campos, Bacia de Santos
ou Bolívia
• Próximos eventos
26/Maio/11: Audiência pública
Julho/11: Emissão da Licença Prévia (esperado)
2º semestre/2011: Realização de leilão de energia A-5 (esperado)
Site do Projeto: www.aestiete.com.br/termosaopaulo
15

16. Destaques financeiros*
Ebitda (R$ milhões)
Receita Líquida (R$ milhões)
: 3%
CAGR
: 5%
CAGR
1.254
1.605
1.670
1.320
1.255
9
1.754
1.311
1.309
460
2008
2009
2010
1T11
2008
2009
78%
75%
Recorrente
(*) Números de 2009 e 2010 em IFRS
338
2010
1T10
1T11
75%
82%
81%
416
1T10
378
(54)
Não-recorrente
Margem Ebitda
16

17. Prática de 100% do pay-out
em bases trimestrais*
Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos1 (R$ milhões)
117%
120%
110%
1 6 , 0 %
100%
100%
1 4 , 0 %
12,0%
11,0%
80%
60%
11,0%
737
706
692
1 2 , 0 %
1 0 , 0 %
37
8 , 0 %
40%
6 , 0 %
816
778
239
193
28
20%
2 , 0 %
(74)
(36)
0%
2008
Pay-out
1 – Valor Bruto
(*) Números de 2009 e 2010 em IFRS
19
4 , 0 %
2009
Yield PN
192
(78)
0 , 0 %
2010
Recorrente
1Q10
1Q11
Não-recorrente
Efeitos IFRS
17

18. Perfil da dívida
Cronograma de Amortização (R$ milhões)
Dívida líquida (R$ bilhões)
0,3x
0,3x
0,3x
0,3x
0,4x
0,4
0,4
0,4
2008
2009
2010
1T10
Dívida líquida / EBITDA
•
0,5
300
300
300
2013
0,4
2014
2015
1T11
Dívida líquida
Março, 2011:
–
Custo médio da dívida no 1T11 foi de 114% do CDI a.a. ou 14% a.a.
–
Prazo médio da dívida: 3,1 anos
–
Dívida líquida: R$ 0,5 bilhão
–
Dívida líquida/EBITDA: 0,4x
18

19. Mercado de Capitais
Volume médio diário (R$ mil)
AES Tietê x Ibovespa x IEE
1T111
120
13.922
+ 10%
110
+ 3%
- 1%
100
8.160
13.253
10.187
4.239
3.274
8.086
9.683
9.979
2009
2010
1T11
2.101
2.692
90
5.468
80
dez-10
jan-11
GETI4
fev-11
IEE
mar-11
IBOV
•
Preferenciais
Ordinárias
Ações ordinárias e preferenciais listadas na BM&FBOVESPA sob os tickers
GETI3 e GETI4
•
2008
ADRs negociadas no US OTC Market sob os tickers AESAY e AESYY
1 – Data base: 31/12/2010 = 100
19

21. Perfil da AES Eletropaulo
Área de Concessão
ƒ Maior distribuidora de energia elétrica da América Latina
ƒ Presente em 24 municípios na área metropolitana de São Paulo
ƒ Contrato de concessão válido até 2028; renovável por mais 30
anos
ƒ Área de concessão com maior PIB do Brasil
ƒ 45 mil quilômetros de rede, 1,2 milhões de postes elétricos em
uma área de concessão de 4.526 km2
ƒ 43 TWh de volume de energia distribuída em 2010
ƒ Como uma distribuidora pura, a AES Eletropaulo pode investir
apenas dentro da sua área de concessão
ƒ 5.629 colaboradores
21

22. Setor elétrico no Brasil:
metodologia regulatória
Revisão e Reajuste Tarifários
• Revisão Tarifária é aplicada a cada 4 anos para a
AES Eletropaulo
• Custos da Parcela A
Sup. de Energia
í Data base: jul/2011
í Parcela A: custos repassados à tarifa
í Parcela B: custos definidos pela ANEEL
• Reajuste Tarifário: anual
í Parcela A: custos repassados à tarifa
Transmissão
Encargos
Base de
Remuneração
X Depreciação
Empresa de
Referência
(PMSO)
Remuneração
do
investimento
Depreciação
Ebitda
Regulatório
1 - Fator X: índice que captura os ganhos de produtividade
í Reduzir as perdas melhoram a
efetividade do repasse
Setoriais
í Parcela B: custos ajustados por IGPM +/- Fator X(1)
X WACC
í Custos não-gerenciáveis que são
integralmente repassados à tarifa
• Empresa de Referência:
– Estrutura de custos operacionais
eficientes determinado pela ANEEL
• Base de Remuneração:
– Total de investimentos prudentes sobre
o qual se aplica a taxa de retorno
(WACC) e de depreciação
Parcela A - Custos Não-Gerenciáveis
Parcela B - Custos Gerenciáveis
22

23. Setor elétrico no Brasil:
perspectivas de demanda
Cenário Macroeconômico
Premissas EPE1:
PIB - crescimento anual
• Países emergentes – principalmente a
2004-2008
2010-2015
2015-2020
Mundial
4,6
4,2
4,0
China – vão apresentar crescimento mais
Brasil
4,7
5,2
5,0
elevado
do
que
as
economias
desenvolvidas, afetando positivamente a
Evolução do Consumo de Energia no Brasil (TWh)
indústria brasileira;
4,6% a.a.
659
4,4% a.a.
331
346
358
378
• Exploração do petróleo na camada pré-sal
é um diferencial para o Brasil;
393
419
• Elasticidade-PIB do consumo de energia
441
389
(2011-2020): 0,96
• Crescimento do número de domicílios:
2,2% a.a.
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010 2011 (e)
1 - Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética)
2020
23

24. Evolução do consumo
Mercado Total (GWh)1
Distribuição do Consumo1 1T11 (GWh)
CAGR: 2%
36%
45.000
40.000
41.243
7.383
41.269
6.832
43.345
6%
7.911
35.000
13%
27%
30.000
18%
25.000
20.000
33.860
34.436
35.434
11.119
10.000
10.357
1.813
5.000
8.544
9.078
15.000
2.041
Residencial
Comercial
0
2008
2009
2010
Mercado Cativo
1T10
Clientes Livres
1T11
Clientes Livres
Industrial
Outros
1 – Consumo próprio não é considerado
24

25. Investimentos totalizaram
R$ 156 milhões no 1T11
Investimentos (R$ milhões)
Investimentos 1T11 (R$ milhões)
57
800
682
700
28
600
3
5
8
36
516
500
720
37
9
37
400
654
300
684
478
156
200
98
10
88
100
5
152
0
2009
37
2010
2011(e)
1T10
1T11
Serviço ao Consumidor
Expansão do Sistema
Recuperação de Perdas
Manutenção
Recursos Próprios
Financiados pelo cliente
TI
Financiado pelo cliente
Outros
25

26. DEC e FEC
FEC – Freqüência de Interrupções
DEC – Duração de Interrupções
8,41
7,87
7,39
10,92
10,09
9,32
9,20
10,68
11,86
12,66
9,91
6,17
5,43
6,29
5,44
2008
2009
2010
1T10
1T11
1º
7º
3º
5,20
2008
2009
2010
5º
8º
7º
DEC (horas)
Ź
1T10
1T11
Referência Aneel
DEC Padrão ANEEL para 2011: 8,68 horas
FEC (vezes)
Ź
Referência Aneel
FEC Padrão ANEEL para 2011: 6,93 vezes
Posição no ranking ABRADEE entre as 28 distribuidoras com mais de 500 mil consumidores
Fonte: ABRADEE, ANEEL e AES Eletropaulo
26

27. Indicadores operacionais
Perdas (%)
11,6
Taxa de Arrecadação (% da Receita Bruta)
11,8
10,9
11,5
10,8
5,1
5,3
4,4
5,0
6,5
6,5
6,5
2009
2010
1T10
1T11
2009
2010
102,5
99,6
98,5
6,5
2008
102,4
4,3
6,5
101,1
Perdas Técnicas¹
2008
1T10
1T11
Perdas Comerciais
1 – Perdas técnicas atuais utilizadas retroativamente como referência
27

28. Destaques financeiros*
Receita Líquida (R$ milhões)
C
10.000
9.000
8.000
Ebitda (R$ milhões)
: 15
GR
CA
: 9%
AGR
%
9.697
8.786
2.413
426
1.775
87
202
357
89
7.530
1.607
1.486
1.630
1.696
7.000
6.000
5.000
4.000
2.423
2.000
1.000
498
103
549
395
2.260
3.000
415
1T10
1T11
134
0
2008
2009
2010
1T10
1T11
2008
2009
Recorrente
(*) Números de 2009 e 2010 em IFRS
2010
IFRS
Não-recorrente
28

29. Prática de distribuição de 95%
do lucro em bases semestrais*
Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos1 (R$ milhões)
114,4%
120,0%
101,5%
100,0%
93,4%
80,0%
35,0%
28,6%
30,0%
20,4%
20,3%
25,0%
1.348
60,0%
1.156
1.027
40,0%
273
350
15,0%
162
10,0%
93
20,0%
0,0%
374
20,0%
754
2008
689
2009
IFRS
5,0%
836
(*) Números de 2009 e 2010 em IFRS
282
92
70
153
2010
Não-recorrente
Pay-out
1 – Valor bruto
0,0% 223
190
1T10
1T11
Net Income
Yield PN
29

30. Perfil da dívida
Cronograma de amortização – Principal (R$ milhões)
Dívida líquida (R$ bilhões)
1,5x
1,1x
1,4x
0,9x
0,9x
1.105
578
53
2,7
2008
2,4
2009
2010
2,4
2,4
1T10
1T11
309
64
319
46
343
49
244
2,5
273
294
2011
2012
2013
Dívida Líquida/Ebitda Ajustado
Dívida Líquida (R$ bilhões)
•
526
2014
926
277
56
221
2015
391
60
286
64
222
331
2016
Moeda Nacional (s/ Fundação CESP)
2017
442
69
373
179
2018
de 2019
a 2028
Fundação CESP
Março de 2011:
–
Custo médio da dívida em 2010 de 108% do CDI a.a ou 13,9% a.a.
–
Prazo médio da dívida: 6,9 anos
–
Dívida líquida: R$ 2,4 bilhões
–
Dívida líquida/EBITDA: 0,9x ajustada com fundo de pensão
30

31. Mercado de capitais
AES Eletropaulo X Ibovespa X IEE
Volume médio diário (R$ Mil)
1T11 ¹
115
27.000,00
25.677
+12%
24.496
25.000,00
110
23.009
+ 10%
21.960
23.000,00
105
21.000,00
100
- 1%
19.000,00
95
17.000,00
15.000,00
90
dez-10
jan-11
AES Eletropaulo PN
fev-11
IEE
mar-11
2008
2009
2010
1T11
IBOV
•
Ações ordinárias e ações preferenciais listadas na BM&FBOVESPA sob os tickers
ELPL3 e ELPL4
•
ADRs negociadas no US OTC Market sob os tickers EPUMY e ELPSY
1 – Data base: 31/12/2010 = 100
31

32. Responsabilidade Social e
Ações Ambientais

33. Responsabilidade social
Casa da Cultura e Cidadania
•
Mais de 5,2 mil crianças, jovens e adultos beneficiados;
•
Investimentos próprios e incentivados:
cerca de R$ 17 milhões em 2010;
•
Atividades de teatro, dança, artes circenses, artes visuais, música,
ginástica artística, oficinas de geração de renda e educação sobre o
uso seguro e eficiente da energia elétrica e o consumo consciente dos
recursos naturais;
•
7 unidades em funcionamento
Centros Educacionais Infantis Luz e Lápis
•
300 crianças beneficiadas de 1 a 6 anos;
•
Investimentos próprios: R$ 2,1 milhão em 2010;
•
Unidades: Santo Amaro e Guarapiranga
33

34. Responsabilidade social
Programa de Voluntariado
Distribuindo
Egergia do
bem
Campanhas pontuais ou
emergenciais de mobilização
social.
Campanha do Agasalho, de
Natal, entre outras.
Agindo para
transformar
Oportunidades de atividades
voluntárias nas organizações
sociais parceiras das
empresas AES Brasil.
Colaboradores podem se
inscrever em atividades
voluntárias disponíveis no
portal de voluntariado da
AES Brasil, desde set/09
www.energiadobem.com.br
•
Lançado em dezembro de 2008;
•
Objetivo: engajar os colaboradores para a transformação de comunidades baixa renda e
desenvolvimento de instituições não-governamentais;
•
1.199 voluntários
34

35. Anexos

36. Custos e Despesas Operacionais
Custos e despesas operacionais1 (R$ milhões)
433
415
351
112
187
201
2008
246
214
2009
2010
82
78
34
48
239
29
49
1T10
1T11
Compra de Energia, Transmissão e Conexão Recursos Hídricos
Outros Custos e Despesas
1 – Não inclui depreciação e amortização
2
2 - Pessoal, material, serviços de terceiros e outras despesas (receitas) operacionais
36

37. Custos e Despesas Operacionais
Custos e despesas operacionais1 (R$ milhões)
PMSO (R$ milhões)
1.306
1.193
6.745
1.255
5.893
1.306
254
1.255
165
352
6.431
443
700
647
379
1.193
329
4.700
5.125
5.490
2009
2010
Sup. Energia e Enc. Transmissão
1.707
348
1.323
2008
1.665
342
1T11
PMS² e Outras Despesas
2008
3
2009
Pessoal e Encargos
2010
104
70
127
149
485
348
89
1.359
1T10
342
151
1T10
1T11
Materiais e Serviços de Terceiros
1 - Não inclui depreciação e amortização
2 - Pessoal, material, serviços de terceiros e outras despesas (receitas) operacionais
3 - Em 2009 ocorreu um aumento na despesa com fundação Cesp devido a alta do IGPM e a reversão de R$ 63 milhões no 4T08 em função do
ajuste de passivo atuarial
Outros
37

38. Obrigação de expansão 15% da AES Tietê
ƒ
Aumento da capacidade instalada no Estado de São Paulo em 15% (400 MW) em projetos greenfield e/ou através de
contratos de longo prazo com novas usinas
ƒ
A obrigação deveria ter sido cumprida até dezembro de 2007, entretanto a AES Tietê ficou impossibilitada de atender a
este requerimento devido às seguintes restrições:
–
Insuficiência de recursos hídricos no estado de São Paulo
–
Restrições ambientais
–
Insuficiência de gás natural / problemas de timing
–
Aumento de restrições regulatórias para a venda de energia, estabelecida pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico (Lei nº 10.848/04)
que proíbe a contratação bilateral entre geradoras e distribuidoras
ƒ
Em agosto de 2008, a Aneel informou que o assunto não tem relação com a concessão
ƒ
Em 27 de julho de 2009, a AES Tietê foi notificada pela Procuradoria Geral do Estado para se pronunciar quanto ao
cumprimento da obrigação de expansão
–
A Companhia apresentou resposta em 29 de julho, o que esgota o procedimento da Notificação. Eventual desdobramento depende de
nova manifestação da Procuradoria.
ƒ
Ação popular contra União, Aneel, AES Tietê e Duke
–
2008 – Em outubro, defesa foi apresentada em 1ª. instância pela AES Tietê; em dezembro, os autores apresentaram réplica
–
2010 – Em setembro, em vista dos autores não terem atendido a determinação judicial para indicar as pessoas físicas que deveriam
participar da ação como réus, uma decisão favorável foi proferida em 1ª. Instância (ainda cabem recursos)
38

39. Discussão Judicial entre AES
Eletropaulo, CTEEP e Eletrobrás
Eletropaulo
Estatal obteve
empréstimo junto
à Eletrobrás
Nov/86
Eletropaulo
Estatal foi
dividida em 4
companhias e de
acordo com
nosso
entendimento
baseado no
acordo de cisão,
a discussão foi
transferida para a
CTEEP
Dez/88
Jan/98
Eletropaulo
Estatal e
Eletrobrás
discordaram em
como calcular os
juros sobre o
empréstimo e foi
iniciada uma
discussão judicial
Abr/98
Eletrobrás, após
ganhar a
discussão do
cálculo dos juros,
iniciou Ação de
Execução para
receber o
montante devido
Set/01
Privatização.
Eletropaulo
Estatal tornou-se
AES Eletropaulo
Eletrobrás e
CTEEP apelaram
para o Superior
Tribunal de
Justiça (STJ)
Set/03
Out/05
O juiz de 2ª
instância excluiu
a AES
Eletropaulo da
discussão
baseado no
acordo de cisão
Eletrobrás
solicitou ao juiz
da 1ª instância
para indicar um
perito
Jun/06
O STJ decidiu
enviar a Ação de
Execução de
volta para a 1ª
instância
Mai/09
Eletrobrás
solicitou o início
do processo de
avaliação que
está sob análise
da 5ª vara cível.
Até março de
2011 a AES
Eletropaulo e a
CTEEP ainda não
tinham sido
notificadas
Fev/10
O juiz apontou um
perito que irá
definir o montante
e o devedor.
Dez/10
Próximos passos:
1 - A perícia será
concluída em pelo
menos 6 meses
3 - Após a
conclusão do
trabalho do perito,
será divulgada
decisão em 1ª
instância
4 - Apelação para
2ª instância
5 - Apelação para
3ª instância
Devido à
impugnação
apresentada pela
Eletrobrás, um
novo perito seria
indicado
39

40. Acordo de Acionistas
Em 22 de dezembro de 2003, AES e BNDES assinaram um Acordo de Acionistas para regular suas relações como
acionistas da Brasiliana e de suas empresas controladas. O acordo está disponível para consulta em:
www.aeseletropaulo.com.br/ri
Os acionistas podem alienar suas quotas a qualquer momento, considerando os seguintes termos:
Direito de
preferência
Direito ao
tag along
Direito ao
drag along
ƒ
As partes com intenção de alienar suas ações, devem primeiramente fornecer à outra parte o
direito de comprar essa participação pelo mesmo preço oferecido por uma terceira parte.
ƒ
No caso de mudança de controle da Brasiliana, tag along são acionados para as seguintes
empresas (apenas se a AES não é mais acionista controlador):
– AES Eletropaulo: Tag along de 100% de suas ações ordinárias e preferenciais
– AES Tietê: Tag along de 80% em suas ações ordinárias
– AES Elpa: Tag along de 80% em suas ações ordinárias
ƒ Uma vez que a parte ofertante exerce a cláusula de drag along, a parte ofertada é obrigada a
dispor de todas as suas ações se o direito de primeira recusa não for exercido.

41. Principais impostos no país
AES Eletropaulo
AES Tietê
• Imposto de Renda / Contribuição Social:
– 34% sobre o lucro tributável
• ICMS
– imposto diferido
• PIS/Cofins:
• Imposto de Renda / Contribuição Social:
– 34% sobre o lucro tributável
• ICMS: 22% sobre receita (taxa média)
– Residencial: 25%
– Industrial e comercial: 18%
– Poder público: isento
– PPA com AES Eletropaulo: 3,65% sobre receita
– Outros contratos bilaterais: 9,25% sobre receita
menos custos
• PIS/Cofins:
– 9,25% sobre receita menos custos
41

42. Contatos:
ri.aeseletropaulo@aes.com
ri.aestiete@aes.com
+ 55 11 2195 7048
Declarações contidas neste documento, relativas à perspectiva dos negócios, às projeções de resultados
operacionais e financeiros e ao potencial de crescimento das Empresas, constituem-se em meras previsões e foram
baseadas nas expectativas da administração em relação ao futuro das Empresas. Essas expectativas são altamente
dependentes de mudanças no mercado, do desempenho econômico do Brasil, do setor elétrico e do mercado
internacional, estando, portanto, sujeitas a mudanças.