AES SUL DISTRIBUIDORA GAÚCHA DE ENERGIA S.A.

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1 AES SUL DISTRIBUIDORA GAÚCHA DE ENERGIA S.A. FR AES Sul Instrução CVM 480/09 Porto Alegre, 29 de junho de 2010.

2 Formulário de Referência Conforme Anexo 24 da Instrução da Comissão de Valores Mobiliários ( CVM ) nº 480, de 7 de dezembro de 2009 ( Instrução CVM 480 ) Data base: 31 de dezembro de 2009 Identificação Sede Data de registro da Companhia na CVM como companhia aberta Diretoria de Relações com Investidores AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A., sociedade por ações inscrita no CNPJ/MF sob o nº / , com seus atos constitutivos devidamente arquivados na Junta Comercial do Estado do Rio Grande do Sul JUCERGS sob o NIRE nº , registrada como companhia aberta na CVM sob o nº ( Companhia ou AES Sul ). A sede da Companhia está localizada na cidade de Porto Alegre, Estado do Rio Grande do Sul, na Rua Dona Laura, 320, 14º andar, CEP de outubro de O Diretor de relações com investidores da Companhia é o senhor Rinaldo Pecchio Junior. O telefone do departamento de relações com investidores da Companhia é (55**11) , o fax é (55**11) e o e- mail é ri.eletropaulo@aes.com. Auditores Independentes da Companhia Ernst & Young Auditores Independentes S.S. Acionistas Controladores Títulos e Valores Mobiliários Emitidos nos Mercados Doméstico e Internacional Jornais nos quais se realizam as Divulgações de Informações Site na Internet Atendimento aos Acionistas Informações Adicionais Diretamente a AES Guaíba II Empreendimentos Ltda e indiretamente a AES Corporation. Não Aplicável. A Companhia não possui valores mobiliários em negociação, estando 99,70% do total das ações em poder do acionista controlador. O restante está em poder dos Conselheiros de Administração ou em Tesouraria. As publicações determinadas pela Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada ( Lei das Sociedades por Ações ) são realizadas no Diário Oficial do Estado do Rio Grande do Sul, no Jornal do Comércio do Estado do Rio Grande do Sul e no jornal Valor Econômico. As informações constantes da página da rede mundial de computadores (web site na Internet) da Companhia não fazem parte deste Formulário de Referência. O atendimento aos acionistas da Companhia é efetuado na sede da Companhia, ou pelo ri.aessul@aes.com Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a AES Sul poderão ser obtidos diretamente com a Companhia, em sua sede social ou no site ( ou ainda com o Diretor de Relações com Investidores. 2

3 ÍNDICE ÍNDICE IDENTIFICAÇÃO DAS PESSOAS RESPONSÁVEIS PELO CONTEÚDO DO FORMULÁRIO Declaração do Diretor Presidente e do Diretor de Relações com Investidores AUDITORES Em relação aos auditores independentes Informar montante total de remuneração dos auditores independentes no último exercício social, discriminando os honorários relativos a serviços de auditoria e os relativos a quaisquer outros serviços prestados Outras informações relevantes INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS Informações Contábeis Informações Não Contábeis: a) medições não contábeis que a Companhia tenha divulgado no último exercício social; b) conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas; e c) explicar o motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações a. Medições não contábeis que a Companhia tenha divulgado no último exercício social b. Conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas c. Motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações Eventos Subsequentes Política de Destinação dos Resultados dos 3 últimos exercícios sociais a. Regras sobre a retenção de lucros b. Regras sobre a distribuição de dividendos c. Periodicidade das distribuições de dividendos d. Restrições às distribuições de dividendos Lucro líquido ajustado, distribuições de dividendos e retenções de lucros Dividendos Declarados a Conta de Lucros Retidos e Reservas Constituídas em exercícios sociais anteriores Nível de Endividamento da Companhia Obrigações da Companhia de acordo com a espécie de garantia e o prazo de vencimento Outras Informações Relevantes FATORES DE RISCO Fatores de risco que podem influenciar a decisão de investimento em valores mobiliários de emissão da Companhia a. Relacionados à Companhia b. Relacionados ao seu controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle c. Relacionados aos seus acionistas d. Relacionados a suas controladas e coligadas e. Relacionados a seus fornecedores f. Relacionados a seus clientes g. Relacionados aos setores da economia nos quais a Companhia atua h. Relacionados à regulação dos setores da economia nos quais a Companhia atua i. Relacionados aos países estrangeiros onde o emissor atue Expectativas de redução ou aumento na exposição da Companhia a riscos relevantes Processos judiciais, administrativos e arbitrais relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte (processos não sujeitos a segredo de justiça) Processos judiciais, administrativos e arbitrais, que não estejam sob sigilo, em que a Companhia ou suas controladas são parte e cujas partes contrárias são administradores ou exadministradores, controladores ou ex-controladores ou investidores da Companhia ou de suas controladas

4 4.5. Impactos em caso de perda e valores envolvidos em processos sigilosos (não divulgados nos itens 4.3 e 4.4 acima) relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte Processos judiciais, administrativos e arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos e causas jurídicas semelhantes, que não estão sob sigilo e em conjunto são relevantes, em que a Companhia ou suas controladas são parte Outras contingências relevantes Informações sobre as regras do país de origem de emissor estrangeiro e as regras do país no qual os valores mobiliários do emissor estrangeiro estão custodiados RISCOS DE MERCADO Riscos de mercado a que a Companhia está exposta, inclusive em relação a riscos cambiais e a taxa de juros Política de gerenciamento de riscos de mercado da Companhia, incluindo objetivos, estratégias e instrumentos a. riscos para os quais se busca proteção b. estratégia de proteção patrimonial (hedge) c. instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge) d. parâmetros utilizados para o gerenciamento desses riscos e. se a Companhia opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge) e quais são esses objetivos f. estrutura organizacional de controle de gerenciamento desses riscos g. adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política adotada Alterações significativas nos principais riscos de mercado em que a Companhia está exposta ou na política de gerenciamento de riscos adotada no último exercício social Outras informações relevantes HISTÓRICO DA COMPANHIA Constituição da Companhia Prazo de duração Breve histórico da Companhia Data de registro da Companhia na CVM como companhia aberta Principais eventos societários, tais como incorporações, fusões, cisões, incorporações de ações, alienações e aquisições de controle societário, aquisições de ativos importantes, pelos quais tenham passado a Companhia ou qualquer de suas controladas ou coligadas, indicando: (a) evento; (b) principais condições do negócio; (c) sociedades envolvidas; (d) efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia; (e) quadro societário antes e depois da operação Pedidos de falência, desde que fundados em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia, e o estado atual de tais pedidos ATIVIDADES DA COMPANHIA Descrição sumária das atividades desenvolvidas pela Companhia e suas controladas Segmentos operacionais que tenham sido divulgados nas 3 últimas demonstrações financeiras de encerramento do exercício social ou, quando houver, nas demonstrações financeiras consolidadas a. produtos e serviços comercializados b. receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia c. lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia Produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2. acima a. características do processo de produção b. características do processo de distribuição c. características do mercado de atuação d. Vantagens Competitivas e. sazonalidade

5 f. principais insumos e matérias primas, com (i) descrição das relações mantidas com fornecedores, inclusive se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável; (ii) eventual dependência de poucos fornecedores; iii) eventual volatilidade de seus preços g. Acordos de Fornecimento no Ambiente Regulado Clientes relevantes (responsáveis por mais de 10% da receita líquida total da Companhia), com informação sobre a) montante total de receitas provenientes do cliente; e b) segmentos operacionais afetados pelas receitas provenientes do cliente Efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia a. necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades e histórico de relação com a administração pública para obtenção de tais autorizações b. política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental e, se for o caso, de outras práticas ambientais, inclusive a adesão a padrões internacionais de proteção ambiental c. dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia Informações acerca dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes: a) receita proveniente dos clientes atribuídos ao país sede da Companhia e sua participação na receita líquida total da Companhia; b) receita proveniente dos clientes atribuídos a cada país estrangeiro e sua participação na receita líquida total da Companhia; c) receita total proveniente de países estrangeiros e sua participação na receita líquida total da Companhia Regulação dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes e influência nos negócios da Companhia Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia que não figurem em outra parte deste Formulário Outras informações relevantes GRUPO ECONÔMICO DA COMPANHIA Descrição do grupo econômico da Companhia a. controladores diretos e indiretos b. controladas e coligadas c. participações da Companhia em sociedades do grupo d. participações de sociedades do grupo na Companhia e. sociedades sob controle comum Organograma do grupo econômico Operações de reestruturação ocorridas no grupo nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social corrente Outras informações que a Companhia julgue relevantes ATIVOS RELEVANTES Bens do ativo não circulante relevantes para o desenvolv. das atividades da Companhia a. ativos imobilizados b. patentes, marcas, licenças concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia c. sociedades em que a Companhia tenha participação Outras informações relevantes COMENTÁRIOS DOS DIRETORES Comentários dos Diretores sobre a. condições financeiras e patrimoniais gerais b. estrutura de capital e possibilidade de resgate de ações ou quotas, indicando: (i) hipóteses de resgate; (ii) fórmula de cálculo do valor de resgate c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos d. fontes de financiam. para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes utilizadas.. 81 e. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes que pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez f. níveis de endividamento e as características de tais dívidas, descrevendo: (i) contratos de empréstimo e financiamento relevantes; (ii) outras relações de longo prazo com instituições financeiras; (iii) grau 5

6 de subordinação entre as dívidas; e (iv) eventuais restrições impostas à Companhia, em especial, em relação a limites de endividamento e contratação de novas dívidas, à distribuição de dividendos, à alienação de ativos, à emissão de novos valores mobiliários e à alienação de controle societário g. limites de utilização dos financiamentos já contratados h. alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras Comentários dos diretores sobre a. resultado das operações da Companhia, em especial: i) descrição de quaisquer componentes importantes da receita; e ii) fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais b. variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio, inflação, alterações de volumes e introdução de novos produtos e serviços c. impacto da inflação, da variação de preços dos principais insumos e produtos, do câmbio e da taxa de juros no resultado operacional e no resultado financeiro da Companhia Comentários dos diretores sobre efeitos relevantes que os eventos abaixo tenham causado ou se espera que venham a causar nas DF e nos resultados da Companhia a. introdução ou alienação de segmento operacional b. constituição, aquisição ou alienação de participação societária c. eventos ou operações não usuais Comentários dos diretores sobre a. mudanças significativas nas práticas contábeis b. efeitos significativos das alterações em práticas contábeis c. ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor Políticas contábeis críticas adotadas pela Companhia (inclusive estimativas contábeis feitas pela administração sobre questões incertas e relevantes para a descrição da situação financeira e dos resultados, que exijam julgamentos subjetivos ou complexos, tais como: provisões, contingências, reconhecimento da receita, créditos fiscais, ativos de longa duração, vida útil de ativos não-circulantes, planos de pensão, ajustes de conversão em moeda estrangeira, custos de recuperação ambiental, critérios para teste de recuperação de ativos e instrumentos financeiros) Comentários dos diretores sobre controles internos adotados para assegurar a elaboração de demonstrações financeiras confiáveis a. grau de eficiência de tais controles, indicando eventuais imperfeições e providências adotadas para corrigi-las b. deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório do auditor independente Comentários dos diretores sobre aspectos referentes a eventuais ofertas públicas de distribuição de valores mobiliários a. como os recursos resultantes da oferta foram utilizados b. se houve desvios relevantes entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação divulgadas nos prospectos da respectiva distribuição c. caso tenha havido desvios, as razões para tais desvios Descrição dos itens relevantes não evidenciados nas DF da Companhia a. os ativos e passivos detidos pela Companhia, direta ou indiretamente, que não aparecem no seu balanço patrimonial (off-balance sheet items), tais como: i) arrendamentos mercantis operacionais, ativos e passivos; ii) carteiras de recebíveis baixadas sobre as quais a entidade mantenha riscos e responsabilidades, indicando respectivos passivos; iii) contratos de futura compra e venda de produtos ou serviços; iv) contratos de construção não terminada; e v) contratos de recebimentos futuros de financiamentos b. outros itens não evidenciados nas demonstrações financeiras Comentários dos diretores sobre cada um dos itens não evidenciados nas demonstrações financeiras indicados no item 10.8, indicando: a. como tais itens alteram ou poderão vir a alterar as receitas, as despesas, o resultado operacional, as despesas financeiras ou outros itens das demonstrações financeiras da Companhia; b. a natureza e o propósito da operação; e c. natureza e montante das obrigações assumidas e dos direitos gerados em favor da Companhia em decorrência da operação Comentário dos diretores s/ principais elementos do plano de negócios da Companhia

7 a. investimentos, incluindo: i) descrição quantitativa e qualitativa dos investimentos em andamento e dos investimentos previstos; ii) fontes de financiamento dos investimentos; iii) desinvestimentos relevantes em andamento e desinvestimentos previstos b. aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou outros ativos que devam influenciar materialmente a capacidade produtiva da Companhia c. novos produtos e serviços, indicando: i) descrição das pesquisas em andamento já divulgadas; ii) montantes totais gastos pela Companhia em pesquisas para desenvolvimento de novos produtos ou serviços; iii) projetos em desenvolvimento já divulgados; iv) montantes totais gastos pela Companhia no desenvolvimento de novos produtos ou serviços Comentários dos diretores sobre outros fatores que influenciaram de maneira relevante o desempenho operacional e que não tenham sido identificados ou comentados nos demais itens desta seção PROJEÇÕES Projeções relativas aos 3 últimos exercícios sociais e ao exercício social corrente a. objeto da projeção b. período projetado e o prazo de validade da projeção c. premissas da projeção, com a indicação de quais podem ser influenciadas pela administração da Companhia e quais escapam ao seu controle d. valores dos indicadores que são objeto da previsão Projeções sobre a evolução de seus indicadores durante os 3 últimos exercícios sociais a. projeções que estão sendo substituídas pelas novas projeções incluídas neste formulário b. comparativo dos dados projetados para períodos já transcorridos com o efetivo desempenho dos indicadores, indicando com clareza as razões que levaram a desvios nas projeções c. projeções relativas a períodos ainda em curso que permanecem válidas na data de entrega do formulário e, em caso de substituição, explicar por que elas foram abandonadas ou substituídas ASSEMBLEIA GERAL E ADMINISTRAÇÃO Estrutura administrativa da Companhia, conforme estabelecido no seu estatuto social e regimento interno a. atribuições de cada órgão e comitê b. data de instalação do conselho fiscal, se este não for permanente, e de criação dos comitês c. mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê d. em relação aos membros da diretoria, suas atribuições e poderes individuais e. mecanismos de avaliação de desempenho dos membros do conselho de administração, dos comitês e da diretoria Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais a. prazos de convocação b. competências c. endereços (físico ou eletrônico) nos quais os documentos relativos à assembleia geral estarão à disposição dos acionistas para análise d. identificação e administração de conflitos de interesses e. solicitação de procurações pela administração para o exercício do direito de voto f. formalidades necessárias para aceitação de instrumentos de procuração outorgados por acionistas, indicando se o emissor admite procurações outorgadas por acionistas por meio eletrônico g. manutenção de fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das assembleias h. transmissão ao vivo do vídeo e/ou do áudio das assembleias i. mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas por acionistas Datas e jornais de publicação Regras, políticas e práticas relativas ao conselho de administração a. frequência das reuniões b. disposições do acordo de acionistas que estabeleçam restrição ou vinculação ao exercício do direito de voto de membros do conselho, se aplicável c. regras de identificação e administração de conflitos de interesses

8 12.5. Cláusula compromissória inserida no estatuto para a resolução dos conflitos entre acionistas e entre estes e o emissor por meio de arbitragem, se aplicável Administradores e membros do conselho fiscal da Companhia Membros dos comitês estatutários, de auditoria, de risco, financeiro e de remuneração Administradores e membros do conselho fiscal a. currículos dos administradores e membros do conselho fiscal Informação sobre existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau entre a. administradores da Companhia b. (i) administradores da Companhia e (ii) administradores de controladas, diretas ou indiretas, da Companhia c. (i) administradores da Companhia ou de suas controladas, diretas ou indiretas e (ii) controladores diretos ou indiretos da Companhia d. (i) administradores da Companhia e (ii) administradores das sociedades controladoras diretas e indiretas da Companhia Informação sobre relações de subordinação, prestação de serviço ou controle mantidas, nos 3 últimos exercícios sociais, entre administradores da Companhia a. sociedade controlada, direta ou indiretamente, da Companhia b. controlador direto ou indireto da Companhia c. caso seja relevante, fornecedor, cliente, devedor ou credor da Companhia, de sua controlada ou controladoras ou controladas de alguma dessas pessoas Descrição das disposições de quaisquer acordos, inclusive apólices de seguro, que prevejam o pagamento ou o reembolso de despesas suportadas pelos administradores, decorrentes da reparação de danos causados a terceiros ou ao emissor, de penalidades impostas por agentes estatais, ou de acordos com o objetivo de encerrar processos administrativos ou judiciais, em virtude do exercício de suas funções Outras informações que a Companhia julgue relevantes REMUNERAÇÃO DOS ADMINISTRADORES Política e prática de remuneração do conselho de administração, da diretoria estatutária e não estatutária, do conselho fiscal, dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, de risco, financeiro e de remuneração a. objetivos da política ou prática de remuneração b. composição da remuneração c. principais indicadores de desempenho levados em consideração na determinação de cada elemento da remuneração d. como a remuneração é estruturada para refletir a evolução dos indicadores de desempenho; e. como a política ou prática de remuneração se alinha aos interesses do emissor de curto, médio e longo prazo f. existência de remuneração suportada por subsidiárias, controladas ou controladores diretos ou indiretos g. existência de qualquer remuneração ou benefício vinculado à ocorrência de determinado evento societário, tal como a alienação do controle societário da Companhia Remuneração reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e prevista para o exercício social corrente do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal Remuneração variável dos 3 últimos exercícios sociais e prevista para o exercício social corrente do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária em vigor no último exercício social e previsto para o exercício social corrente Ações ou cotas direta ou indiretamente detidas, no Brasil ou no exterior, e outros valores mobiliários conversíveis em ações ou cotas, emitidos pela Companhia, seus controladores diretos ou indiretos, sociedades controladas ou sob controle comum, por membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal agrupados por órgão, na data de encerramento do último exercício social

9 13.6. Remuneração baseada em ações reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e à prevista para o exercício social corrente, do conselho de administração e da diretoria estatutária Opções em aberto do conselho de administração e da diretoria estatutária ao final do último exercício social: a) órgão; b) número de membros; c) em relação às opções não exercíveis; (i) quantidade; (ii) data que se tornarão exercíveis; (iii) prazo máximo para exercício das opções; (iv) prazo de restrição à transferência das ações; (v) prazo médio ponderado de exercício; (vi) valor justo das opções no último dia do exercício social; e d) em relação às opções exercíveis; (I) quantidade; (II) prazo máximo para exercício das opções; (III) prazo de restrição à transferência das ações; (IV) preço médio ponderado de exercício; (V) valor justo das opções no último dia do exercício social; (VI) valor justo do total das opções no último dia do exercício social Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária, nos 3 últimos exercícios sociais: a) órgão; b) número de membros; c) em relação às opções exercidas: (i) número de ações; (ii) preço médio ponderado de exercício; e (iii) valor total da diferença entre o valor de exercício e o valor de mercado das ações relativas às opções exercidas; e d) em relação às ações entregues informar: (I) número de ações; (II) preço médio ponderado de aquisição; e (III) valor total da diferença entre o valor de aquisição e o valor de mercado das ações adquiridas Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a 13.8 (inclusive método de precificação do valor das ações e das opções), indicando: a) modelo de precificação; b) dados e premissas utilizadas no modelo de precificação, incluindo o preço médio ponderado das ações, preço de exercício, volatilidade esperada, prazo de vida da opção, dividendos esperados e a taxa de juros livre de risco; c) método utilizado e as premissas assumidas para incorporar os efeitos esperados do exercício antecipado; e d) forma de determinação da volatilidade esperada; (e) se alguma outra característica da opção foi incorporada na mensuração de seu valor justo Planos de previdência em vigor conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores estatutários, incluir as seguintes informações a. órgão b. número de membros c. nome do plano d. quantidade de administradores que reúnem as condições para se aposentar e. condições para se aposentar antecipadamente f. valor atualizado das contribuições atualizadas no plano de previdência até o encerramento do último exercício social, descontada a parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores g. valor total acumulado das contribuições realizadas durante o último exercício social, descontada a parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores h. se há possibilidade de resgate antecipado e quais as condições Conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal (3 últimos exercícios sociais) Arranjos contratuais, apólices de seguros ou outros instrumentos que estruturam mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria (inclusive consequências financeiras para a Companhia) Percentual da remuneração total de cada órgão reconhecida no resultado da Companhia referente a membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal que sejam partes relacionadas aos controladores, diretos ou indiretos, conforme definido pelas regras contábeis que tratam desse assunto Valores reconhecidos no resultado da Companhia como remuneração de membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal, agrupados por órgão, por qualquer razão que não a função que ocupam, como por exemplo, comissões e serviços de consultoria ou assessoria prestados Valores reconhecidos no resultado dos três últimos exercícios sociais de controladores, diretos ou indiretos, de sociedades sob controle comum e de controladas da Companhia, como remuneração de membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do 9

10 conselho fiscal da Companhia, agrupados por órgão, especificando a que título tais valores foram atribuídos a tais indivíduos Outras informações que a Companhia julgue relevantes RECURSOS HUMANOS Recursos humanos da Companhia a. número de empregados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização geográfica) b. número de terceirizados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização geográfica) c. índice de rotatividade d. exposição da Companhia a passivos e contingências trabalhistas Alterações relevantes ocorridas com relação aos números divulgados no item 14.1 acima Políticas de remuneração dos empregados da Companhia, informando a. política de salários e remuneração variável b. política de benefícios c. características dos planos de remuner. baseados em ações dos empregados não-administradores Relações entre a Companhia e sindicatos CONTROLE Acionista ou grupo de acionistas controladores h. se o acionista discriminado na tabela acima for pessoa jurídica, lista contendo as informações referidas nos subitens a a d acerca de seus controladores diretos e indiretos, até os controladores que sejam pessoas naturais, ainda que tais informações sejam tratadas como sigilosas por força de negócio jurídico ou pela legislação do país em que forem constituídos ou domiciliados o sócio ou controlador Grupos de acionistas que agem em conjunto ou que representam o mesmo interesse, com participação igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de ações e que não estejam listados no item Distribuição do capital, conforme apurado na última assembléia geral de acionistas Organograma dos acionistas da Companhia, identificando todos os controladores diretos e indiretos, bem como os acionistas com participação igual ou superior a 5% de uma classe ou espécie de ações, desde que compatível com as informações apresentadas nos itens 15.1 e 15.2 (item facultativo) Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte, regulando o exercício do direito de voto ou a transf. de ações de emissão da Companhia Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores da Companhia Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS Regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização de transações com partes relacionadas, conforme definidas pelas regras contábeis que tratam desse assunto Transações com partes relacionadas que, segundo as normas contábeis, devam ser divulgadas nas demonstrações financeiras individuais ou consolidadas da Companhia e que tenham sido celebradas nos 3 últimos exercícios sociais ou estejam em vigor no exercício social corrente Em relação a cada uma das transações ou conjunto de transações mencionados no item 16.2 acima ocorridas no último exercício social: (a) identificar as medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses; e (b) demonstrar o caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou o pagamento compensatório adequado a. identificar as medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses b. demonstrar o caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou o pagamento compensatório adequado CAPITAL SOCIAL Capital social Aumentos de capital da Companhia Desdobramentos, grupamentos e bonificações

11 17.4. Reduções de capital da Companhia Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes VALORES MOBILIÁRIOS Direitos de cada classe e espécie de ação emitida a. direito a dividendos b. direito de voto c. conversibilidade em outra classe ou espécie de ação, indicando (i) condições e (ii) efeito sobre o capital social d. direitos no reembolso do capital e. direito a participação em oferta pública por alienação de controle f. restrições à circulação g. condições para alteração dos direitos assegurados por tais valores mobiliários h. outras características relevantes i. emissores estrangeiros devem identificar as diferenças entre as características descritas nos itens a a i e aquelas normalmente atribuídas a valores mob. semelhantes emitidos por emissores nacionais, diferenciando quais são próprias do valor mobiliário descrito e quais são impostas por regras do país de origem da Companhia ou do país em que seus valores mob. estão custodiados Regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que os obriguem a realizar oferta pública Exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no estatuto Volume de negociações bem como maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados em bolsa de valores ou mercado de balcão organizado, em cada um dos trimestres dos 3 últimos exercícios sociais Outros valores mobiliários emitidos que não sejam ações, indicando: (a) identificação do valor mobiliário; (b) quantidade; (c) valor; (d) data de emissão; (e) restrições à circulação; (f) conversibilidade em ações ou conferência de direito de subscrever ou comprar ações do emissor, informando: (i) condições; (ii) efeitos sobre o capital social; (g) possibilidade de resgate, indicando: (i) hipóteses de resgate ; (ii) fórmula de cálculo do valor de resgate; (h) quando os valores mobiliários forem de dívida, indicar, quando aplicável; (I) vencimento, inclusive as condições de vencimento antecipado; (II) juros; (III) garantia e, se real, descrição do bem objeto; (IV) na ausência de garantia, se o crédito é quirografário ou subordinado; (V) eventuais restrições impostas ao emissor em relação à distribuição de dividendos, à alienação de determinados ativos, à contratação de novas dívidas, à emissão de novos valores mobiliários; (VI) o agente fiduciário, indicando os principais termos do contrato; (i) condições para alteração dos direitos assegurados por tais valores mobiliários; e (j) outras características relevantes Mercados brasileiros nos quais valores mobiliários do emissor são admitidos à negociação Classes e espécies de valores mobiliários admitidos à negociação em mercados estrangeiros, incluindo: a) país; b) mercado; c) entidade administradora do mercado no qual os valores mobiliários são admitidos à negociação; d) data de admissão à negociação; e) se houver, indicar o segmento de negociação; f) data de início de listagem no segmento de negociação; g) percentual do volume de negociações no exterior em relação ao volume total de negociações de cada classe e espécie no último exercício; h) se houver, proporção de certificados de depósito no exterior em relação a cada classe e espécie de ações; i) se houver, banco depositário; e j) se houver, instituição custodiante Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor Ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiro Outras informações relevantes PLANOS DE RECOMPRA E VALORES MOBILIÁRIOS EM TESOURARIA Planos de recompra de ações da Companhia nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social corrente Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria por tipo, classe e espécie, e indicando a quantidade, valor total e preço médio ponderado de aquisição Valores mob. mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social

12 19.4. Outras informações relevantes POLÍTICA DE NEGOCIAÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS Política de negociação de valores mobiliários de emissão da Companhia pelos acionistas controladores, diretos ou indiretos, diretores, membros do conselho de administração, do conselho fiscal e de qualquer órgão com funções técnicas ou consultivas, criado por disposição estatutária a. data de aprovação b. pessoas vinculadas c. principais características d. previsão de períodos de vedação de negociações e descrição dos procedimentos adotados para fiscalizar a negociação em tais períodos Outras informações relevantes POLÍTICA DE DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES Normas, regimentos ou procedimentos internos adotados pela Companhia para assegurar que as informações a serem divulgadas publicamente sejam recolhidas, processadas e relatadas de maneira precisa e tempestiva Política de divulgação de ato ou fato relevante adotada pela Companhia, com indicação dos procedimentos relativos à manutenção de sigilo acerca de informações relevantes não divulgadas Administrador responsável pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de divulgação de informações Outras informações relevantes NEGÓCIOS EXTRAORDINÁRIOS Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos negócios do emissor Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com suas atividades operacionais Outras informações relevantes ANEXO - GLOSSÁRIO

13 1. Identificação das pessoas responsáveis pelo conteúdo do formulário 1.1. Declaração do Diretor Presidente e do Diretor de Relações com Investidores Eu, Britaldo Pedrosa Soares, Diretor Presidente da Companhia, declaro que: revi o Formulário de Referência, que todas as informações contidas neste formulário atendem ao disposto na Instrução da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) número 480, em especial aos artigos 14 a 19; e que o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação econômico-financeira da Companhia e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ela emitidos. Eu, Rinaldo Pecchio Junior, Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Companhia, declaro que: revi o Formulário de Referência, que todas as informações contidas neste formulário atendem ao disposto na Instrução CVM 480, em especial aos artigos 14 a 19; e que o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação econômico-financeira da Companhia e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ela emitidos. 13

14 2. Auditores 2.1. Em relação aos auditores independentes Os serviços descritos no subitem 2.1 (d) abrangem todos e quaisquer serviços prestados pela Ernst & Young Auditores Independentes S.S. Para o exercício social de 2010, o contrato para a prestação do serviço de auditoria encontra-se em fase de análise e aprovação pela Administração da Companhia e sua deliberação está estimada para ocorrer em 12 de maio de Informar montante total de remuneração dos auditores independentes no último exercício social, discriminando os honorários relativos a serviços de auditoria e os relativos a quaisquer outros serviços prestados A remuneração dos auditores independentes relativa ao último exercício social, findo em 31 de dezembro de 2009, corresponde ao montante de R$ 0,5 milhão e refere-se somente a serviços de auditoria externa prestados, descritos no item 2.1 (d) acima. Não foram contratados nem prestados serviços de outra natureza Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. 14

15 3. Informações Financeiras Selecionadas 3.1. Informações Contábeis [1] A Companhia possui 815 ações em Tesouraria, sendo 810 ordinárias e 5 preferenciais. Onze ações Ordinárias estão de posse dos Conselheiros de Administração estando todas elas incluídas nesta tabela Informações Não Contábeis: a) medições não contábeis que a Companhia tenha divulgado no último exercício social; b) conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas; e c) explicar o motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações a. Medições não contábeis que a Companhia tenha divulgado no último exercício social Earnings Before Interests Taxes, Depreciation and Amortization (EBITDA) e EBITDA Ajustado O EBITDA é o somatório dos últimos doze meses (i) do resultado operacional conforme apresentado nas demonstrações contábeis na linha Resultado Operacional (excluindo as receitas e despesas financeiras) e (ii) todos os montantes de depreciação e amortização, O EBITDA é calculado utilizando-se o lucro antes do imposto de renda e contribuição social e adicionando as receitas (despesas) financeiras líquidas, depreciação e amortização. O EBITDA não é uma medida adequada de acordo com princípios e práticas contábeis adotadas no Brasil ( BR GAAP ), não representa o fluxo de caixa para os períodos apresentados e não deve ser considerado como substituto para o lucro líquido como indicador do desempenho operacional da Companhia ou como substituto para o fluxo de caixa como indicador de liquidez. O EBITDA não possui significado padronizado e a definição de EBITDA utilizada pela Companhia pode não ser comparável àquelas utilizadas por outras empresas. Como as receitas e despesas financeiras, depreciação e amortização não são incorporadas ao cálculo do EBITDA, este se apresenta como um indicador do desempenho econômico operacional obtido pela Companhia e que, portanto não é afetado por (i) flutuações nas taxas de juros e; (ii) alterações da carga tributária do imposto de renda e da contribuição social, bem como (iii) pelos níveis de depreciação e amortização. O EBITDA, no entanto, apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como medida da lucratividade em razão de não considerar determinados custos decorrentes dos negócios da Companhia, que poderiam afetar de maneira significativa os lucros, tais como (i) resultado financeiro, (ii) impostos, (iii) depreciação e amortização e (iv) despesas de capital. 15

16 b. Conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas c. Motivo pelo qual entende que tal medição é mais apropriada para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações A administração ajusta no EBITDA as despesas e receitas operacionais e não operacionais que não impactam sua geração de caixa operacional Eventos Subsequentes Distribuição de Dividendos A Diretoria da Companhia propôs ao Conselho de Administração em 10 de março de 2010, a distribuição de dividendos referentes aos resultados de 2009, no total de R$ 149,1 milhões. Após a aprovação do Conselho de Administração, a distribuição de Dividendos foi deliberada e aprovada em Assembleia Geral Ordinária de 30 de abril de Por força do contrato de financiamento e do Despacho da ANEEL (retenção de dividendos do acionista controlador), a Companhia não poderá temporariamente distribuir os dividendos em favor do acionista controlador. Para mais informações veja o item 10.1.f Níveis de endividamento e características dessas dívidas neste Formulário de Referência. Despacho do Diretor-Geral da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) nº. 245 A ANEEL, com base nos resultados da audiência pública nº 043/09 e em reuniões com as Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica, emitiu em 2 de fevereiro de 2010, o Despacho do Diretor-Geral da ANEEL nº. 245, o qual aprova o modelo-padrão de aditivo aos contratos de concessão de serviço público de distribuição de energia elétrica com vistas a alterar os procedimentos de cálculo, a partir dos reajustes tarifários anuais de 2010, de modo a eliminar o efeito tarifário causado pela atual metodologia de reajuste prevista no Contrato de Concessão e assegurar a neutralidade em relação aos encargos setoriais especificados no termo aditivo. A alteração de cláusulas econômicas do Contrato de Concessão exige manifestação consensual das distribuidoras e da ANEEL. O novo procedimento de cálculo do reajuste tarifário poderá afetar as receitas da Companhia, com efeitos econômico-financeiros a partir de fevereiro de A Companhia, após as devidas análises, assinou o Termo Aditivo ao Contrato de Concessão em 12/04/2010, refletindo seus efeitos nas informações trimestrais do primeiro trimestre de Para mais informações veja o item 4.1.h. Relacionados à regulação do dos setores da economia nos quais a Companhia atua, deste Formulário de Referência Política de Destinação dos Resultados dos 3 últimos exercícios sociais a. Regras sobre a retenção de lucros Regras inalteradas para os exercícios sociais de 2007 a Cabe ao conselho de administração da Companhia deliberar sobre retenção de lucros. Exceto pela constituição de reserva legal, neste exercício não houve deliberação de retenção dos lucros da Companhia. b. Regras sobre a distribuição de dividendos Regras inalteradas para os exercícios sociais de 2007 a De acordo com o estatuto social da Companhia, além das normas legais específicas, as seguintes regras aplicam-se quanto à distribuição de dividendos: Do resultado do exercício serão deduzidos os prejuízos acumulados e a provisão para o imposto de renda, destinando-se: (i) 5% (cinco por cento) para a constituição de reserva legal, até o máximo previsto em lei; (ii) 25% (vinte e cinco por cento) para o pagamento do dividendo obrigatório nos termos do Artigo 202 da Lei n.º 6.404/76, (iii) Poderá ainda, o Conselho de Administração, deliberar sobre a possibilidade de: (a) pagamento de juros sobre o patrimônio líquido da Companhia, com periodicidade mensal, à Taxa de Juros de Longo Prazo TJLP; (b) o pagamento de antecipação, a qualquer tempo, de dividendos, a conta de reservas de capital, na forma do artigo 17, 5 e 200, V da Lei das Sociedades Anônimas; (c) a declaração de dividendos intermediários, a conta de lucros acumulados ou de reservas de lucros existentes no último balanço anual ou 16

17 semestral; (d) a declaração de dividendos intermediários em períodos inferiores a 1 (um) semestre, desde que o total dos dividendos pagos em cada semestre do exercício social não exceda o montante das reservas de capital de que trata o 1 do art.182 da Lei n 6.404/76 e (e) mediante proposta da Diretoria, ouvido o Conselho de Administração, será distribuído o saldo remanescente aos acionistas conforme aprovado pela Assembléia Geral de acionistas. Os acionistas titulares de Ações Preferenciais terão direito de receber, com relação aos exercícios encerrados a partir de 31 de dezembro de 2000, dividendos não cumulativos, de no mínimo 6% (seis por cento) da parte do capital social integralizado própria a essa espécie de ações. O saldo remanescente do lucro terá a sua destinação integral proposta nas demonstrações financeiras, no pressuposto de sua aprovação pela Assembléia Geral. Vale ressaltar que, nos termos do 6º do art. 202, da Lei n.º 6.404/76, o saldo remanescente do lucro líquido ajustado que não for destinado às reservas previstas na legislação ou retidos para execução e implemento de orçamento de capital ou projeto de investimento (conforme artigo 196 da Lei n.º 6.404/76) deve ser integralmente distribuído aos acionistas como dividendo. c. Periodicidade das distribuições de dividendos Regras inalteradas para os exercícios sociais de 2007 a A política de distribuição de dividendos da Companhia segue a regra da Lei das S.A.s, ou seja, de distribuição de Lucro Líquido uma vez no ano. d. Restrições às distribuições de dividendos Regras inalteradas para os exercícios sociais de 2007 a Despacho n 1580/05 da ANEEL referente a retenção de dividendos do acionista controlador. A Agência Nacional de Energia Elétrica no uso de suas atribuições anuiu com a capitalização de parte dos passivos extra concessão registrados pela Companhia, equivalente à US$ 639 milhões, sendo o saldo remanescente capitalizado por meio da retenção integral na concessionária dos dividendos e juros sobre o capital próprio a que fazem jus os acionistas controladores, até a liquidação integral da dívida incorporada, incluídos os encargos da dívida o que está previsto para março de Cláusula contratual de Penhor de Ações, firmado em conjunto com a emissão das Cédulas de Crédito Bancário CCB Unibanco. Item Restrições à alienação ou Oneração dos bens empenhados: até o integral cumprimento das Dívidas Garantidas, as Devedoras Pignoraticias obrigam-se a não distribuir dividendos e/ou juros sobre capital próprio em relação às Ações Empenhadas, exceto os obrigatórios por lei ou na hipótese de anuência expressa do Itaú-Unibanco, sendo vedada a averbação nos livros da AES Sul de quaisquer desses atos que tenham sido praticados sem a prévia e expressa anuência do Unibanco ou em violação do disposto nesta Cláusula Lucro líquido ajustado, distribuições de dividendos e retenções de lucros 3.6. Dividendos Declarados a Conta de Lucros Retidos e Reservas Constituídas em exercícios sociais anteriores 17

18 3.7. Nível de Endividamento da Companhia 3.8 Obrigações da Companhia de acordo com a espécie de garantia e o prazo de vencimento Exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2009 O grau de endividamento da Companhia, bem como as disposições restritivas de seus contratos financeiros (Covenants) poderão afetar adversamente sua capacidade de operar seus negócios e de efetuar o pagamento de sua dívida. Em 31 de dezembro de 2009 a dívida bruta da Companhia somava R$ 706,4 milhões, das quais apenas R$ 15,5 milhões, ou 2,2% denominada em dólares norte americanos. A geração de caixa da Companhia pode não ser suficiente para pagar o principal, juros ou outros montantes devidos em relação às suas dívidas. A Companhia poderá necessitar de financiamentos adicionais para pagar parte das suas dívidas, quando se tornarem devidas, conforme sua estratégia de financiamento. Adicionalmente, a Companhia poderá ter que contrair empréstimos adicionais para financiar investimentos ou para outras finalidades, sujeitos a restrições aplicáveis em função de suas dívidas atuais. Para mais informações sobre os riscos associados às dívidas da Companhia veja o item 4.1.a. Fatores de risco relacionados à Companhia deste Formulário de Referência Outras Informações Relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. 18

19 4. Fatores de Risco 4.1. Fatores de risco que podem influenciar a decisão de investimento em valores mobiliários de emissão da Companhia a. Relacionados à Companhia A construção, expansão, manutenção e funcionamento de instalações e equipamentos de distribuição de energia da Companhia envolvem riscos significativos que poderão causar perda de receitas ou aumento de despesas. A construção, expansão e funcionamento das instalações e equipamentos de distribuição de energia da Companhia envolvem diversos riscos, inclusive: A incapacidade de obter alvarás e licenças do governo; Problemas ambientais e de engenharia imprevistos; Interrupção do fornecimento de energia elétrica; Greves e outras disputas trabalhistas; Agitações sociais; Interferências meteorológicas e hidrológicas; Aumento das perdas de energia, incluindo perdas técnicas e comerciais; Atrasos operacionais e de construção ou custos excedentes não previstos; e Falhas dos sistemas computacionais corporativos, comercial e de operação do sistema elétrico. Se a Companhia enfrentar quaisquer desses problemas, isolada ou conjuntamente, poderá não conseguir distribuir energia em montante consistente com o plano de negócios, e isso poderá causar um efeito adverso em sua condição financeira e resultados operacionais. Uma vez que parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais. Uma parte significativa dos bens da Companhia, inclusive a sua rede de distribuição de energia elétrica 1, está vinculada à prestação de serviços públicos. Esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência ou penhora para garantir a execução de decisões judiciais, uma vez que devem ser revertidos ao Poder Concedente, de acordo com os termos da sua concessão e com a legislação aplicável. Embora a Companhia tenha direito de receber indenização do Poder Concedente em caso de extinção de sua concessão, o valor a ser indenizado pode não ser compatível com o valor de mercado dos bens revertidos. Essas limitações podem reduzir significativamente os valores disponíveis aos seus credores em caso de liquidação, além de poder ter um efeito negativo em sua capacidade de obter financiamentos. O grau de endividamento da Companhia, bem como as disposições restritivas de seus contratos financeiros (covenants) poderão afetar adversamente sua capacidade de operar seus negócios e de efetuar o pagamento de sua dívida. Em 31 de dezembro de 2009 a dívida bruta da Companhia somava R$ 706,4 milhões, das quais apenas R$ 15,5 milhões, ou 2,2% em moeda estrangeira. A geração de caixa da Companhia pode não ser suficiente para pagar o principal, juros ou outros montantes devidos em relação às suas dívidas. A Companhia poderá necessitar de financiamentos adicionais para pagar parte das suas dívidas, quando se tornarem devidas, conforme sua estratégia de financiamento. Adicionalmente, a Companhia poderá contrair empréstimos adicionais para financiar investimentos ou para outras finalidades, sujeitos a restrições aplicáveis de suas dívidas atuais. Se a Companhia vier a contrair novos empréstimos, os riscos associados ao seu endividamento, incluindo o risco de não ser capaz de pagar suas dívidas, poderão aumentar. Os contratos que regem a dívida da Companhia contêm disposições que poderão limitar a maneira como ela opera seus negócios. Por exemplo, a Companhia é obrigada a observar diversos índices financeiros que restringem a capacidade da Companhia de contratar novas dívidas ou de obter linhas de crédito. Esses índices financeiros baseiamse no EBITDA (Earnings Before Interests, Taxes, Depreciation and Amortization) da Companhia, despesa com juros, Investimentos de Capital ou Capital Expenditures (CAPEX) e endividamento total. Em vista disso, tais limitações e impedimentos poderão afetar adversamente as estratégias de negócios e os resultados financeiros da Companhia. Para mais informações, veja o item 10.1 Comentários dos Diretores Sobre deste Formulário de Referência. A perda da concessão da Companhia pode gerar prejuízos em seus resultados. Nos termos da Lei de Concessões, uma concessão está sujeita à extinção antecipada em determinadas circunstâncias, quais sejam: término da vigência do contrato de concessão, encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial, anulação do Contrato de Concessão, falência ou extinção da concessionária, existindo ainda a previsão de indenização e intervenção em determinadas situações descritas no Contrato de Concessão. Em quaisquer dos casos descritos, os ativos vinculados à concessão serão revertidos ao Poder Concedente. No caso de perda da concessão, o contrato prevê a indenização dos ativos reversíveis ainda não depreciados ou amortizados, porém, não se pode garantir que essa indenização seja em valores compatíveis com o valor residual desses ativos. 1 Como regra geral, todos os ativos necessários à operação da concessão, tais como: redes de energia elétrica, subestações e prédios operacionais, entre outros, são reversíveis à União e não podem sequer ser alienados sem prévia e expressa autorização do Poder Concedente. 19

20 A extinção antecipada do Contrato de Concessão, assim como a imposição de penalidades à Companhia associadas a tal extinção, poderá gerar significativos impactos nos resultados da Companhia e afetar sua capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras. Para informações adicionais sobre a concessão, ver o item 7.5.a. Efeitos Relevantes da Regulação Estatal Sobre As Atividades da Companhia deste Formulário de Referência. Se a Companhia não conseguir continuar controlando com sucesso as perdas de energia, os resultados de suas operações e sua condição financeira poderão ser adversamente afetados. Há dois tipos de perdas de energia nas operações de uma distribuidora de energia elétrica: perdas técnicas e perdas não técnicas, denominadas também de perdas comerciais. A perda elétrica total anual é calculada com base no Critério de Perdas Físicas. Compara-se o total de energia injetada durante o período em análise no sistema elétrico da AES Sul, medido na fronteira elétrica entre o sistema de transmissão da rede básica e o sistema de distribuição da Companhia com o volume de energia faturada no mesmo período 2. O montante físico das perdas elétricas é a diferença entre esses dois montantes reduzidos pelo montante das energias retroativas faturadas referentes à recuperação de perdas não técnicas. O índice de perdas é um percentual do montante de energia injetada e, portanto, diretamente afetado pelo volume de energia que circula no sistema. Com base nesta metodologia, a perda física total apurada em 2009 foi de 8,55%, comparada a 8,17% em 2008 e 8,20% em O aumento percentual nas perdas totais em 2009 decorre principalmente do menor volume de energia que transitou pela rede da AES Sul em função do menor consumo da classe industrial devido a crise financeira mundial. Os volumes de perdas totais foram, respectivamente, para os anos de 2008 e MWh e MWh. Em termos de perdas não técnicas não houve variação relevante nesse período. Além disso, nas Revisões Tarifárias Periódicas (RTP) a ANEEL atribui a cada distribuidora um percentual de perdas totais de distribuição e o reconhece na composição das tarifas de energia, com uma trajetória regulatória descendente, a ser revista na próxima RTP, em abril de No caso da AES Sul as perdas regulatórias totais homologadas pela ANEEL foram 8,93% e 8,61%, respectivamente, para os ciclos 2008/2009, 2009/2010, com volumes físicos de MWh e MWh, respectivamente. Caso a Companhia venha a apresentar perdas superiores aos limites regulatórios, o referido montante não poderá ser repassado por meio de aumento das tarifas, o que afetaria a condição financeira e o resultado operacional da Companhia. Como resultado das ações de combate às perdas de energia elétrica executadas pela Companhia, principalmente no combate a fraudes de medidores e furtos de energia via conexões ilegais, foram recuperados 37 GWh, 22 GWh e 12 GWh, respectivamente, nos anos de 2007, 2008 e Não é possível assegurar que as medidas do governo em resposta a uma possível escassez de energia no futuro não venham a afetar adversamente a condição financeira e resultados operacionais da Companhia, tanto em função de potenciais perdas de receita, quanto em função da variação dos custos operacionais, ou ainda, em função do provável incremento nas perdas não técnicas de energia elétrica. Para maiores informações, veja o item 7.3.b. Características do Processo de Distribuição deste Formulário de Referência. O compromisso da Companhia via edital de licitação da concessão, de atender às obrigações com o plano de pensão de benefício definido de seus funcionários, administrado pela Fundação CEEE de Seguridade Social ELETROCEEE, poderá implicar em custos superiores aos atualmente previstos e, consequentemente, afetar negativamente o resultado da Companhia. A AES Sul é uma das patrocinadoras da ELETROCEEE em plano de benefício definido. Segundo avaliação atuarial de acordo com os critérios determinados pela deliberação da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) número 371, o plano de pensão apresenta superávit em 31 de dezembro de 2009 no valor de R$ 25,9 milhões. A contribuição da Companhia é paritária com os empregados beneficiados, na proporção de um para um, inclusive no que diz respeito ao plano de custeio administrativo da administradora do fundo, porém, se, por qualquer razão, as reservas matemáticas vierem a se mostrar insuficientes, a Companhia poderá incorrer em custos superiores aos atuais. Para outras informações relativas à dívida da Companhia para com a ELETROCEEE, veja o item 10.1.f Níveis de Endividamento deste Formulário de Referência. Qualquer dificuldade na obtenção de novos financiamentos poderá ter um efeito adverso nas operações da Companhia e no desenvolvimento de seu negócio. O programa de investimento da Companhia foi de R$ 492 milhões no período de 2007 a 2009, sendo R$ 137 milhões no ano de O valor total orçado de investimentos para o ano corrente, incluindo os investimentos relativos ao PLPT é de aproximadamente R$266,5 milhões sendo R$175,5 milhões com recursos próprios, R$ 83,9 milhões, financiados principalmente pelas Centrais Elétricas Brasileiras S/A (ELETROBRÁS) e R$ 7,0 milhões de investimentos auto financiados por consumidores. O montante dos investimentos do PLPT, para o ano de 2010, é da ordem de 42,5 milhões sendo R$ 7,5 milhões de subvenção por parte do Estado do Rio Grande do Sul e R$ 35,0 milhões financiados através da Eletrobrás, conforme segue: R$ 30,9 milhões financiamento com recursos da Reserva Global de Reversão (RGR); R$ 4,1 milhões subvenção com recursos da Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) A administração da companhia não pode assegurar que será capaz de obter recursos suficientes para completar seu programa de investimento ou para satisfazer suas demais obrigações de liquidez e recursos de capital. A dificuldade na 2 O total de energia medida na fronteira entre os sistemas de transmissão e distribuição inclui a energia para os clientes livres existentes na área de concessão da Companhia. Este montante não pode ser comparado com a energia vendida pela AES Sul que reflete apenas a energia faturada aos seus clientes cativos. 20

21 obtenção de recursos necessários poderá adiar ou impedir que complete seu programa de investimento e outros projetos, o que poderá ter um efeito adverso em suas operações e no desenvolvimento de seu negócio. Além disso, por força da regulação do setor elétrico, por ocasião da RTP, a Companhia apresenta um plano de investimentos para todo o período tarifário e que serve de base para a determinação do Fator Xe. Caso esse plano de investimentos não seja cumprido, a Companhia terá uma redução na sua receita calculada na Revisão Tarifária de 2013, afetando suas receitas no período de 2013 à 2017, com a finalidade de compensar a remuneração e a depreciação recebidas à maior através do Fator Xe no corrente período tarifário. Para maiores informações, veja a seção 7.3.b. Características do Processo de Distribuição Revisão Tarifária deste Formulário de Referência. No processo da Revisão Tarifária 2008, com vistas à definição fator Xe, a Companhia apresentou um plano de investimento de R$ 879 milhões a preços de abril de 2008 e a ser executado no período de abril de 2008 a março de 2013 em expansão, melhoria e renovação de ativos do sistema elétrico. Os investimentos no PLPT não compõem o fator Xe e, portanto, não estão inclusos no plano de investimentos enviado porque tem um tratamento distinto na RTP. O plano de investimentos apresentado é superior aos R$ 704,0 milhões necessários, em valores referenciados a abril de 2008 para obter um Fator Xe nulo, porém, indispensável para garantir o atendimento da demanda por energia do mercado projetado da Companhia com os índices de qualidade e continuidade determinados pela regulamentação. A partir desse plano de investimentos a ANEEL confirmou o Fator Xe nulo, para o corrente ciclo tarifário (Abril de 2008 à Março de 2013) e, consequentemente, o plano de investimentos da Companhia deverá ser igual ou superior a R$ 704,0 milhões a preços de abril de 2008, para evitar efeitos negativos na RTP de A Companhia não pode garantir que este volume de investimentos será concretizado, sujeitando-a, eventualmente, a efeitos negativos na próxima RTP. Para maiores informações veja a seção 7.5. a. Efeitos Relevantes da Regulação Estatal Sobre as Atividades da Companhia Reajustes e Revisões Tarifárias deste Formulário de Referência. Ainda por ocasião da RTP, quando da determinação da Base de Remuneração Regulatória (BRR) a ANEEL avalia se houve imprudência nos investimentos, ou seja, se houve sobre investimento. De acordo com a regulação econômica, a ANEEL apura o Índice de Aproveitamento (IA) dos ativos. Para tanto, toma por base a potência máxima verificada nas subestações versus a demanda por energia elétrica projetada para os próximos dez anos. Se dessa análise resultar folga no sistema elétrico em nível de subestações, todos os ativos daquela subestação são proporcionalmente desconsiderados da BRR, não sendo, portanto, remunerados. Igualmente, os terrenos de subestações estão sujeitos à aplicação do IA. Neste caso, é considerado um acréscimo de 20% em relação à área energizada, sendo o excedente desconsiderado da Base de Remuneração Regulatória. Conforme mencionado anteriormente, o plano de investimento da Companhia está em linha com as necessidades de seu mercado e com o valor considerado pela ANEEL para a determinação do Fator Xe, não se esperando, portanto, desvios em termos de Índice de Aproveitamento. Contudo, flutuações macro econômicas fora do controle da Companhia, poderão influenciar negativamente as projeções de demanda por energia e ocasionar folgas no sistema elétrico penalizando a AES Sul em termos de remuneração dos ativos. Contratos de Compra de Energia A Companhia compra toda a energia que vende a seus consumidores de diversas fontes, principalmente através dos leilões de energia elétrica promovidos pelo Poder Concedente. Para o ano corrente a AES Sul possui contratos de compra de energia elétrica suficientes para o atendimento de 100% do seu mercado de vendas de energia. A partir de 2011 e até 2017, a Companhia apresenta uma sobrecontratação em níveis superiores aos limites regulatórios. Este excesso de energia contratada decorre do fato de que em 2008, a Companhia foi informada de que o contrato de compra de energia com a AES Uruguaiana 3 seria descontinuado a partir de janeiro de 2010, em função do não suprimento de gás por parte da Argentina, causando uma exposição involuntária à AES Sul, conforme reconhecido pela ANEEL. Por determinação da ANEEL a AES Sul, lançou mão dos mecanismos disponíveis para suprir essa deficiência resultando novos contratos via leilões de energia A-3, com vigência a partir de 2011 eliminando, a partir desse ano essa deficiência. Restava cobrir os déficits dos anos anteriores para o que a Companhia lançou mão dos Mecanismos de Compensação de Sobras e Déficits (MCSD), cuja regra básica é que havendo transferências de contratos de um para outro agente, este deve assumir o contrato na íntegra pelo tempo remanescente do mesmo que, no caso concreto, se estendem para além de Como a AES Sul já havia contratado energia em leilão A-3, a partir de 2011 e até 2017 há sobra de energia. A Companhia acompanha esse risco permanentemente e utiliza todos os mecanismos disponibilizados pelas regras vigentes a fim de evitar os potenciais impactos negativos. Entretanto, os mecanismos regulares vigentes, não permitem a descontratação em montantes suficientes para que os volumes contratados fiquem dentro dos limites regulatórios. Considerando que esta sobrecontratação foi involuntária, estão em andamento ações junto à ANEEL para garantir a descontratação ou seu repasse integral para a tarifa de fornecimento. A Administração, contudo, não pode garantir que terá pleno sucesso nesse aspecto, podendo haver impactos negativos significativas para a Companhia. Garantias Referentes à Compras de Energia De acordo com a regulação expendida pela ANEEL, a Companhia deve oferecer garantias específicas relativas à compra de energia em leilões. O montante destas garantias é variável conforme o montante de energia a ser adquirida 3 O contrato bilateral de compra e venda de energia com a AES Uruguaiana, foi inicialmente negociado com Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE), antes da privatização da distribuição e posteriormente foi dividido proporcionalmente ao mercado de vendas de energia das três concessões de distribuição decorrentes da privatização. Este contrato, já proporcionalmente dividido entre as três concessionárias de distribuição do Estado do Rio Grande do Sul foi assinado em 30/09/

22 e consistem em tipos diferentes. Um tipo de garantia diz respeito à habilitação da Companhia à participação dos leilões, o que é feito mediante depósito bancário além de outros procedimentos regulados necessários a habilitação. O valor depositado é posteriormente devolvido à Companhia. Realizado o leilão, a Companhia deve apresentar garantias específicas aos vendedores para fins da efetiva contratação da energia. Esta garantia tem vigência ao longo da duração do contrato de compra de energia e pode ser: (i) Cartas de Fiança Bancária, (ii) Certificado de Depósito Bancário (CDB), (iii) Títulos Federais, (iv) Seguro Garantia e (v) Quotas de Fundo de investimento extra mercado. A eventual não satisfação dessas garantias pode impedir a Companhia de adquirir a energia necessária ao atendimento de seu mercado. A Companhia não pode assegurar que terá condições de satisfazer tempestivamente essas exigências regulamentares. Para os Contratos de Compra de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) a AES Sul pode dar garantias através da alienação de parte dos seus recebíveis, com a assinatura de Contrato de Constituição de Garantias (CCG) que vigoram até o final da vigência do contrato de compra de energia, devendo a operação ser previamente aprovada pela ANEEL. A Companhia é parte em diversos processos judiciais e administrativos. Decisões adversas em um ou mais dos processos judiciais e administrativos poderão afetar negativamente os negócios e resultados operacionais. A Companhia está atualmente envolvida em processos judiciais e administrativos sobre diversas questões legais, regulatórias e administrativas, inclusive processos relacionados a aumentos de tarifa, responsabilidade civil, responsabilidade fiscal, obrigações trabalhistas e previdenciárias e questões ambientais, sendo que a maioria destes processos originou-se do curso regular dos negócios. Em 31 de dezembro de 2009 a Companhia figurou como ré em processos judiciais fiscais, processos judiciais trabalhistas, processos judiciais cíveis no pólo passivo e um de natureza ambiental. Em 31 de dezembro de 2009, as provisões relativas a esses processos importavam em R$ 58,7 milhões, dos quais R$ 15,5 milhões se relacionaram a processos judiciais cíveis, R$ 7,3 milhões relativos à ação ambiental, R$ 0,47 milhão referentes a ações judiciais tributárias e R$ 35,6 milhões a processos judiciais trabalhistas. O cálculo dos valores a serem provisionados reflete a melhor expectativa de eventual insucesso nas ações judiciais, apurado conjuntamente pelos advogados externos e internos, responsáveis pela condução dos processos. Somente encontram-se provisionados valores relativos aos processos cujo prognóstico apurado conjuntamente com os advogados internos e externos é de perda provável. Destaca-se que alguns processos tributários são provisionados independentemente do seu prognóstico, em razão de obrigação legal. Com relação aos processos cujo prognóstico apurado em conjunto com os advogados internos e externos é de perda possível, portanto não provisionados, a Companhia destaca nas Demonstrações Financeiras (DF) tão somente os casos relevantes, segundo os critérios estipulados pela própria Companhia 4. A Companhia não tem como assegurar que o valor provisionado será suficiente para cobrir eventuais condenações. Ademais, há ações cujo valor não pode ser estimado, cuja provisão não foi realizada. O efeito de uma decisão desfavorável nessas ações pode ter um impacto prejudicial sobre o negócio da Companhia. Na esfera administrativa, em 31 de dezembro de 2009 a Companhia figurou como ré ou autora em 1 processo administrativo trabalhista, 31 processos administrativos fiscais, 24 processos administrativos regulatórios e 9 processos administrativos ambientais nenhum deles com valor relevante. Não se pode assegurar que uma decisão adversa proveniente de qualquer processo judicial e administrativo existente ou a ser iniciado não terá um efeito adverso significativo sobre os resultados das operações ou da condição financeira da Companhia. Para mais informações, veja o item 4.3 Processos Judiciais, Administrativos e Arbitrais Relevantes, deste Formulário de Referência. b. Relacionados ao seu controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle Se a AES Sul, devedora do Contrato de Abertura de Crédito (CAC) número: do Banco Itaú Unibanco que contempla 26 cédulas de crédito bancário no valor de R$ 25 milhões cada, totalizando R$ 650 milhões, não cumprir com os pagamentos ou cláusulas do contrato, o acionista controlador, a AES Guaíba II Ltda na condição de garantidora do referido financiamento, mediante a alienação fiduciária das ações da Companhia por ela detidas, poderá ter que transferir a totalidade destas ações a terceiros, o que poderá acarretar eventual mudança de controle da Companhia e descontinuidade da administração atual. Em 31 de dezembro de 2009, esta dívida correspondia a R$ 597,2 milhões. Em 28 de junho de 2006, a AES Sul contratou com o banco Itaú Unibanco S/A o CAC num , que teve como garantia de pagamento a alienação fiduciária das ações de emissão da Companhia detidas pela AES Guaíba II, que representam 99,70% das ações totais da AES Sul. Nesta hipótese, deve-se observar que, de acordo com o Contrato de Concessão, qualquer alteração no controle acionário da Companhia deverá ser previamente aprovada pelo Poder Concedente, conforme cláusula décima segunda do Contrato de Concessão da AES Sul. Caso seja descumprida alguma obrigação contratual, como a supramencionada, o Poder Concedente poderá aplicar as penalidades previstas no contrato de concessão, bem como intervir na concessão e se, depois de instaurado o 4 A Companhia adotou como critério de relevância o percentual de 1% sobre o seu capital social em 31/12/2009, que corresponde a R$ 4,3 milhões. 22

23 processo administrativo, for constatado que o descumprimento persiste, poderá ser declarada a caducidade da concessão. c. Relacionados aos seus acionistas Não aplicável. d. Relacionados a suas controladas e coligadas Não aplicável. e. Relacionados a seus fornecedores Não aplicável. f. Relacionados a seus clientes Há um volume de contas vencidas e não pagas, e se não forem recuperadas tais receitas, o resultado financeiro poderá ser negativamente afetado. Em 31 de dezembro de 2009 e 31 de dezembro de 2008 o saldo das contas a receber (valores a receber de consumidores, concessionárias, permissionárias e acordos) era, respectivamente de R$134,6 milhões e R$ 130,0 milhões, conforme demonstrado no quadro abaixo: O tempo médio aplicado para conversão dos créditos vencidos para Provisão Para Créditos de Liquidação Duvidosa (PCLD) é de 90, 180 e 360 dias para clientes residenciais, comerciais e outros, respectivamente, após o vencimento da fatura de energia elétrica. Se esses débitos vencidos e não provisionados não forem recuperados, poderão ser registrados valores adicionais na PCLD, o que afetará adversamente o resultado da Companhia. Para mais informações, vide item 10.1.h. 23

24 Comentários dos Diretores Alterações Significativas em Cada Item das Demonstrações Financeiras deste Formulário de Referência. O saldo da PCLD, relativas a consumidores, concessionárias e permissionárias, em 31 de dezembro de 2007, 31 de dezembro de 2008 e 31 de dezembro de 2009 era, respectivamente de R$155,1 milhões, 166,3 milhões e 176,6 milhões representando incrementos de 7,22% e 6,19%, respectivamente de 2008 em relação à 2007 e de 2009 em relação à A PCLD, para os valores relevantes, foi constituída com base na análise criteriosa da perspectiva de recebimento dos montantes em atraso, combinada com as ações implementadas pela Companhia para recuperação desses créditos, levando-se em consideração o histórico das negociações de créditos a receber realizadas. Para os demais casos, foi constituída provisão para os créditos enquadrados nas seguintes situações: (a) Consumidores residenciais vencidos há mais de 90 dias; (b) Consumidores comerciais vencidos há mais de 180 dias; e (c) Consumidores industriais, rurais e outros vencidos há mais de 360 dias. A Companhia mantém a PCLD em níveis compatíveis com a expectativa de sua Administração em relação ao recebimento dos créditos vencidos junto ao poder público, em especial aqueles devidos pelos municípios (classe iluminação pública), cujo vencimento ocorreu há mais de um ano. A Administração da Companhia continua implementando ações específicas com várias classes de consumidores e, em especial, com o poder público, inclusive na esfera judicial, para a recuperação dos valores em atraso e condicionando as negociações aos recebimentos dos débitos vincendos. Os encargos a receber por atraso são calculados de acordo com as condições contratuais estabelecidas com os consumidores. g. Relacionados aos setores da economia nos quais a Companhia atua Os impactos de eventual falta de energia elétrica e o consequente racionamento da energia elétrica, como ocorrido em 2001 e 2002, bem como um problema no sistema interligado de transmissão da energia gerada, poderão ter um efeito relevante e adverso sobre os negócios e resultados operacionais da Companhia. A energia hidrelétrica é a maior fonte de energia elétrica no Brasil, representando aproximadamente 68% da capacidade de geração instalada no Brasil em 2009 e aproximadamente 93,3% da energia efetivamente gerada, de acordo com dados da ONS. Nos anos anteriores a 2001, a ocorrência de chuvas em volumes substancialmente menores que as médias históricas e a falta de expansão da capacidade instalada do Sistema Interligado Nacional (SIN) (em particular devido a entraves legais e regulatórios verificados no programa de expansão da capacidade termelétrica) resultaram na redução acentuada dos níveis dos reservatórios nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do país. De forma a evitar a interrupção no suprimento de energia elétrica no Brasil, em 15 de maio de 2001, o Governo Federal implantou um programa de redução do consumo de energia, que ficou conhecido como Programa de Racionamento. O Programa de Racionamento não foi aplicado à região sul do Brasil, porém, através da mídia, houve forte incentivo para a redução voluntária do consumo de energia elétrica o que gerou efeitos negativos importantes na receita da Companhia. Como a região sul não esteve sob racionamento, a Companhia não foi beneficiada pela Revisão Tarifária Extraordinária (RTE), não recuperando, portanto, aquelas perdas de receita. Se o Brasil passar por mais um período de potencial ou efetiva escassez de energia elétrica ou por um problema no sistema de interligação e transmissão de energia, o Governo Federal poderá implementar políticas e medidas que poderão ter efeito substancial e adverso na condução dos negócios, resultados operacionais e condição financeira da Companhia. Previsões equivocadas sobre a necessidade de energia elétrica na área de concessão, ou mudanças imprevistas do cenário econômico que afetem o nível de consumo de energia, poderão afetar adversamente a Companhia. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, distribuidoras de energia elétrica são obrigadas a contratar previamente, por meio de leilões públicos, 100% de sua necessidade futura de suprimento. As distribuidoras de energia elétrica enfrentam o risco de serem proibidas de repassar os custos de aquisição de energia elétrica aos seus clientes caso contratem menos de 100% ou mais de 103% da demanda total do mercado de sua área de concessão. Os leilões públicos ocorrem para 5 anos (A-5), 3 anos (A-3) e 1 ano (A-1) antes da data de entrega da energia elétrica ou por um período específico de suprimento, no caso de leilões de ajuste. As distribuidoras também têm a opção de reduzir a energia contratada mediante leilão público conforme definido pela referida lei. Considerando os vários fatores exógenos que afetam para mais ou para menos, a necessidade da Companhia de suprir a sua demanda, incluindo crescimento da economia e da população, não é possível assegurar que esta demanda contratada de energia elétrica seja precisa. Mesmo após a aplicação do MCSD, a compra de energia poderá manter-se abaixo de 100% ou acima de 103% do total da demanda contratada. Caso isso ocorra, a Companhia poderá não conseguir repassar aos consumidores a totalidade dos custos de aquisição de energia elétrica podendo resultar também na imposição de multas, que poderão afetar os seus negócios. h. Relacionados à regulação dos setores da economia nos quais a Companhia atua O governo pode alterar a legislação tributária ou regulação específica do setor elétrico, o que poderá acarretar aumento da carga tributária ou outros efeitos negativos para as empresas brasileiras. O Governo Federal já introduziu novas regras e pode voltar a implementar alterações no regime fiscal que afetem os participantes do setor elétrico em particular. Caso o governo introduza mudanças na legislação fiscal ou nas regras do setor elétrico, essas modificações poderão acarretar aumento nas alíquotas de alguns tributos incidentes sobre as empresas brasileiras ou efeitos nos custos ou nas receitas da Companhia. Com relação às empresas do setor elétrico, 24

25 aumentos de carga tributária são usualmente repassados aos consumidores mediante aumento das tarifas cobradas. Caso o aumento das tarifas em virtude desse repasse seja considerável, poderá haver uma retração no consumo de energia elétrica, ou incremento nas perdas elétricas não técnicas o que afetaria negativamente as receitas das empresas do setor, inclusive da Companhia. Caso esse aumento não possa, por qualquer motivo, ser repassado aos consumidores de energia elétrica os resultados e a situação econômica e financeira da Companhia poderão ser afetados negativamente. As tarifas cobradas pela Companhia são determinadas pela ANEEL, conforme seu Contrato de Concessão. A ANEEL estabelece as tarifas que são cobradas dos consumidores da Companhia, de acordo com uma fórmula estabelecida no Contrato de Concessão e, eventualmente, alterada por novas metodologias de cálculo implementadas por leis e/ou resoluções expendidas pelo referido órgão regulador. O Contrato de Concessão e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de limite de preço que permite três tipos de ajustes tarifários: Reajuste Tarifário Anual (IRT). Com o objetivo de restabelecer anualmente o poder de compra da receita obtida pelo concessionário, a ANEEL aplica, para os anos compreendidos entre as Revisões Tarifárias Periódicas (RTP), o procedimento de reajuste tarifário anual, com base na fórmula paramétrica estabelecida no Contrato de Concessão. Esta fórmula define o Índice de Reajuste Tarifário (IRT). Para maiores informações, veja a Seção 7.3.b. Características do processo de produção - Tarifas deste Formulário de Referência. Revisão Tarifária Periódica (RTP). O processo de RTP tem como principal objetivo após um período previamente definido no Contrato de Concessão (5 em 5 anos no caso da AES Sul), analisar e restabelecer o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. A última RTP da Companhia aconteceu em abril de 2008 e a próxima será em abril de Destaca-se que enquanto nos reajustes tarifários anuais a Parcela B da Receita é atualizada monetariamente pelo Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M) reduzido do Fator X, no momento da RTP é calculada a receita necessária para cobertura dos custos operacionais eficientes e a remuneração adequada sobre os investimentos realizados com prudência. Para maiores informações, veja a Seção 7.3.b. Características do processo de produção - Tarifas deste Formulário de Referência. Revisão Tarifária Extraordinária (RTE). Além dos processos de IRT e RTP o Contrato de Concessão estabelece também o mecanismo da RTE, por meio do qual a ANEEL, poderá, a qualquer tempo, por solicitação da empresa de distribuição e quando devidamente comprovada, proceder à revisão das tarifas, visando restabelecer o equilíbrio econômico-financeiro do contrato, caso haja alterações significativas nos custos das empresas de distribuição, incluindo as modificações de tarifas de compra de energia, encargos setoriais ou encargos de uso das redes elétricas que possam ser estabelecidos durante o período. Para maiores informações, veja a Seção 7.3.b. Características do processo de produção - Tarifas deste Formulário de Referência. A Companhia não pode assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas adequadas que permitam repassar aos consumidores todos os custos, ou que todos os investimentos e ativos sejam remunerados. Além disso, na medida em que quaisquer desses ajustes não sejam concedidos pela ANEEL em tempo hábil, a condição financeira e resultados operacionais da Companhia poderão ser adversamente afetados. Em 2009, no decorrer da CPI das Tarifas de Energia Elétrica, ganhou notoriedade controvérsia que vinha sendo discutida no âmbito da ANEEL e Ministério de Minas e Energia (MME), sobre alteração da metodologia de reajuste tarifário das distribuidoras de modo a promover a neutralidade da Parcela A, composta por custos com Compra de Energia, Transmissão e Encargos Setoriais. Basicamente a alegada não neutralidade decorre das variações de receita em função de variações no mercado projetado no IRT ou na RTP anterior, sendo entendimento da ANEEL que tais variações não deveriam gerar efeitos econômico-financeiros na receita tarifária das distribuidoras. No entanto, a própria ANEEL reconhecia que os reajustes e revisões tarifárias foram efetuadas conforme o Contrato de Concessão e legislação vigente, não havendo nenhum erro ou ilegalidade nos processos tarifários já realizados e que, para alterar cláusulas econômicas do Contrato de Concessão, haveria necessidade de concordância das distribuidoras. Assim, em 27 de novembro de 2009, a ANEEL iniciou a Audiência Pública 043/09 para alteração bilateral do Contrato de Concessão. Em 02 de fevereiro de 2010, após diversas tratativas com as distribuidoras, a ANEEL aprovou proposta de Aditivo Contratual com alterações na metodologia de reajuste tarifário restringindo e garantindo a neutralidade apenas aos Encargos Setoriais, gerando efeitos econômico-financeiros a partir de fevereiro de Em meados de fevereiro, o Aditivo Contratual foi enviado para aprovação das Distribuidoras. Após as devidas análises jurídicas, institucionais e econômicas e devidas aprovações societárias, a administração da Companhia assinou o 3º Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, o que se deu, formalmente, em 12/04/2010. Estando a administração da Companhia ciente de que os efeitos econômico-financeiros decorrentes desse Termo Aditivo dariam causa a um evento subsequente em termos de Demonstrações Financeiras do primeiro trimestre de 2010, decidiu a administração da Companhia, fazer refletir estes efeitos nessas demonstrações. A Companhia poderá não conseguir repassar integralmente às tarifas de fornecimento, os custos das compras de energia. A atual legislação inseriu nas regras de repasse às tarifas de fornecimento dos custos de compra de energia mecanismos que induzissem a Distribuidora a contratar energia de forma eficiente. Como há vários tipos de leilões e diferentes volumes e preços a serem contratados, o desafio do Novo Modelo do Setor Elétrico seria exatamente fazer com que as distribuidoras estruturassem seu portfólio de contratos (diversos leilões) pelo menor preço o que minimizaria o repasse aos seus clientes. Um dos mecanismos criados foi o repasse de um Valor Anual de Referência (VR) para compensar os custos de aquisição com energia nova da distribuidora. Este valor é baseado no preço médio ponderado pago por todas as empresas de distribuição nos leilões públicos de energia gerada por novas usinas, e a ser entregue em três ou cinco anos da data do leilão, e será aplicado somente durante os 3 primeiros anos após o 25

26 início da entrega da energia comprada. Uma das conseqüências é que a distribuidora que tiver um custo médio de energia inferior ao Valor de Referência (VR) terá um ganho e, da mesma forma, a distribuidora que tiver um custo médio superior ao VR terá perdas. Considerando os vários fatores que afetam a necessidade da Companhia de suprir a sua demanda, incluindo crescimento da economia e da população, não é possível assegurar que esta demanda contratada de energia elétrica será precisa. Se ocorrerem variações significativas entre a demanda e o volume das compras de energia, os resultados das operações poderão ser adversamente afetados. Outro mecanismo criado é a penalização por subcontratação, ou seja, a distribuidora que não tiver toda sua demanda contratada pagará multa proporcional ao montante não contratado, o que estimula a distribuidora a não ficar exposta a riscos do mercado de curto prazo. Por outro lado há mecanismos que permitem o repasse de montantes acima da sua carga verificada, ou seja, se a distribuidora ficar sobre contratada dentro do limite estabelecido de 103% da carga regulatória, assegura-se o repasse dos seus custos de energia comprada. Há também limitação de contratação da energia existente de A-1, fixado em 105% do montante total dos contratos que estão vencendo. Em leilão de ajuste, o limite é de até 1% da carga da distribuidora. Estes limites de energia comprada nestes leilões têm como objetivo evitar que as distribuidoras planejem atender sua previsão de demanda com energia existente e não com energia nova, que deve ser feito com antecedência de três a cinco anos, a qual é necessária para atender a expansão da geração do sistema. Há também limites inferiores para que as distribuidoras não venham a contratar somente energia nova, podendo criar um sinal de necessidade de oferta além do necessário, o que criaria uma sobre oferta. O limite mínimo de recontratação é de 96% do montante inicial contratado. A ANEEL pode punir a Companhia por descumprimento do Contrato de Concessão e da regulamentação aplicável, bem como a Companhia pode perder a concessão antes do término do Contrato de Concessão. As atividades de distribuição são realizadas de acordo com um Contrato de Concessão firmado com a União por intermédio da ANEEL, com vigência até 06 de novembro de Com base nas disposições do Contrato de Concessão ou da legislação aplicável à Companhia, a ANEEL poderá aplicar penalidades se qualquer disposição do Contrato de Concessão for descumprida. Dependendo da gravidade do descumprimento, tais penalidades, mediante processo administrativo específico e garantido o direito ao contraditório e à ampla defesa, poderão incluir: advertência; multas; interdição de instalações; suspensão temporária da participação em processos de licitação para novas concessões; intervenção administrativa; e caducidade da concessão. Parte das receitas advém de clientes qualificados como consumidores potencialmente livres 5 que têm a liberdade de procurar fornecedores alternativos de energia. Dentro da área de concessão, a Companhia não enfrenta concorrência na distribuição de energia. Entretanto, em virtude da Lei 9.074/1995 e regulamentação posterior, desde 1995 alguns grandes clientes classificados como potencialmente livres podem adquirir energia diretamente dos agentes de mercado (comercializadores e geradores). Além disso, clientes com uma demanda contratada igual ou superior a 500 kw podem se tornar consumidores livres caso optem por energia de fontes renováveis, como energia eólica, solar, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas. Os clientes de alta tensão que compravam energia de Distribuidores no Ambiente de Contratação Regulado o faziam a preços subsidiados. Esse subsídio, conhecido por subsídio cruzado, foi reduzido gradualmente a partir de julho de 2003, e foi totalmente eliminado em julho de 2007, criando condições mais favoráveis, especialmente quando associado a períodos de sobra de energia, para a migração desses clientes para o mercado livre. Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia fornecia energia a 9 unidades de consumo de clientes livres que representavam 1,4% da receita do mercado cativo e 3,1% do volume total da energia vendida aos consumidores cativos. Ainda em 31 de dezembro de 2009 a Companhia possuía um total de 297 consumidores que poderiam comprar energia de fontes de energia renováveis e que representavam, aproximadamente, 19,8% da receita líquida, e aproximadamente, 20,2% do volume total de energia vendida. Dez clientes do tipo A1, conectados à rede básica de transmissão em 230 kilovolts (kv) migraram para o mercado livre. Estes clientes não possuem mais nenhuma relação com a AES Sul, a energia e todos os encargos inerentes à sua instalação consumidora são pagos diretamente a outros fornecedores ou prestadores de serviço. Os clientes livres conectados ao sistema de distribuição ou subtransmissão da Companhia, ainda que comprem energia de outras fontes, continuarão pagando à AES Sul a tarifa de uso do sistema de distribuição a título de remuneração do capital investido e cobertura dos custos de operação e manutenção desses ativos. Fica ainda ao encargo do cliente, o pagamento dos encargos setoriais inerentes à sua instalação consumidora. 5 Clientes livres ou potencialmente livres são aqueles com demanda contratada em qualquer segmento horosazonal superior ou igual a 3MW e esteja conectado às redes de 69kV ou superior. Esta conexão (ou reconexão em caso de inatividade por 12 meses consecutivos) deverá ter ocorrido a partir de 08 de julho de Além desses, clientes responsáveis por unidade consumidora ou conjunto de unidades consumidoras desde que integrantes do mesmo Submercado elétrico do Sistema Interligado Nacional (SIN) reunidos em comunhão de interesses, de fato ou de direito e, com demanda igual ou superior a 500kW poderão adquirir energia de pequenas centrais hidroelétricas com até 30MW de potência instalada ou de usinas de fontes alternativas de energéticos, solar, biomassa, eólicas, etc. Em caso de opção pelo mercado livre, o retorno do cliente ao mercado cativo da Companhia se dará 5 anos após a comunicação formal dessa intenção à Companhia por parte do cliente, ou, em prazo menor por acordo com a concessionária. Os clientes livres que comprem energia de fontes alternativas poderão retornar ao mercado cativo da distribuidora, mediante comunicação formal dessa intenção em 180 dias. 26

27 Os equipamentos, instalações e operações estão sujeitos a ampla regulamentação ambiental que podem se tornar mais rigorosos no futuro e resultar em maiores responsabilidades e investimentos de capital. As atividades de distribuição estão sujeitas a uma abrangente legislação ambiental no âmbito federal, estadual e municipal. Essas normas incluem a obrigação de obtenção de licenças ambientais para a construção de novas instalações ou a instalação de novos equipamentos necessários às operações da Companhia. É possível que as regras de proteção ambiental obriguem a Companhia a alocar investimentos de capital para a observância de normas e, consequentemente, realocar recursos de outros investimentos planejados. Isso poderá ter efeito adverso sobre a condição financeira e resultados operacionais. Adicionalmente, as regulamentações ambientais poderão ficar mais rigorosas no futuro, resultando em um aumento de investimentos necessários que poderá gerar um efeito adverso em nos negócios, resultados operacionais e condição financeira. A Companhia é legalmente responsável por quaisquer danos resultantes do fornecimento inadequado de serviços de distribuição de energia, e as apólices de seguro poderão não ser suficientes para garantir o pagamento integral de tais danos. De acordo com a legislação brasileira, a Companhia é responsável por danos diretos e indiretos resultantes do fornecimento inadequado de serviços de distribuição de energia, como interrupções repentinas e variações de voltagem ou tensão fora de certos limites estabelecidos pela regulação do setor. Das solicitações de ressarcimento de aparelhos elétricos recebidas em 2009, 43,4% foram julgadas procedentes com um valor médio de condenação de R$ 1,6 mil. Atualmente a Companhia é ré em 413 processos desse tipo. Além disso, poderá ser considerada responsável por até 60,0% dos danos causados a terceiros em virtude de interrupções ou distúrbios resultantes dos sistemas de transmissão ou geração, caso o agente causador de tais interrupções ou distúrbios não seja identificado pelo ONS. A Companhia não contrata apólices de seguro específicas para tais situações e não pode garantir que as apólices de seguros contratados serão suficientes para garantir a indenização integral de quaisquer danos pelos quais seja responsabilizada no curso de suas atividades. Além disso, não pode garantir que as apólices de seguro atualmente contratadas continuarão disponíveis no futuro e nem que conseguirá contratá-las novamente. Para maiores informações, veja a seção: 7.9. Outras informações relevantes Seguro deste Formulário de Referência. Eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar de maneira adversa as empresas do setor de energia elétrica, inclusive os negócios e resultados da Companhia. A atividade da Companhia é regulamentada e supervisionada pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), pela Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Estado do Rio Grande do Sul (AGERGS) e pelo Ministério de Minas e Energia (MME). A ANEEL, a AGERGS e o MME entre outros órgãos fiscalizadores têm, historicamente, exercido um grau substancial de influência sobre os negócios da Companhia, incluindo a influência sobre as modalidades e os termos e condições dos contratos de venda de energia que a Companhia está autorizada a celebrar. Nos últimos anos, o Governo Federal implantou novas políticas para o setor de energia. Por exemplo, em 15 de março de 2004, foi aprovada a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, que alterou substancialmente as diretrizes até então vigentes e as regras aplicáveis à venda de energia elétrica no Brasil. A constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi contestada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio de ações diretas de inconstitucionalidade. Em 11 de outubro de 2006, o Supremo Tribunal Federal indeferiu as medidas cautelares das ações diretas de inconstitucionalidade, por 7 votos a 4, declarando que, em princípio, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não viola a Constituição Federal. O mérito das ações diretas de inconstitucionalidade ainda não foi julgado, sendo que, em 6 de janeiro de 2009, a Procuradoria Geral da República deu parecer favorável pela improcedência do pedido. Caso a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico seja declarada inconstitucional, os agentes do setor elétrico, incluindo a Companhia, poderão ser adversamente afetados. O efeito integral das reformas introduzidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e sua continuidade, o resultado final da ação perante o Supremo Tribunal Federal e reformas futuras na regulamentação do setor elétrico são difíceis de prever, sendo que as mesmas poderão ter um impacto negativo sobre os negócios e resultados operacionais da Companhia. Eventuais alterações na regulamentação das agências reguladoras podem ter um efeito prejudicial no setor de energia elétrica, inclusive nos negócios e resultados da Companhia. Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional, que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle social das agências reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre outros pontos, a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os Ministérios a que estiverem vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela qualidade dos serviços prestados e acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações dos usuários, seja contra a atuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo Presidente da República. Caso a mencionada lei entre em vigor, as medidas dela decorrentes poderão reduzir as atribuições da ANEEL, passando o Poder Concedente, por outro lado, sobretudo o MME ao qual a ANEEL é vinculada, a ter maior atuação e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas não afetarão negativamente as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a Companhia. Alterações nas leis e regulamentos ambientais podem afetar de maneira adversa os negócios das empresas do setor de energia elétrica, inclusive a Companhia. As empresas do setor elétrico estão sujeitas a uma rigorosa legislação ambiental nas esferas federal, estadual e municipal no tocante, dentre outros, às intervenções em áreas, especialmente, mas não só, as protegidas. A Companhia necessita de licenças e autorizações de agências governamentais para a condução de suas atividades. Na hipótese de violação ou não cumprimento de tais leis, regulamentos, licenças e autorizações, a AES Sul pode sofrer sanções administrativas, tais como multas, interdição de atividades, cancelamento de licenças e revogação de autorizações, ou estar sujeita a sanções criminais (inclusive seus administradores). O Ministério Público poderá instaurar inquérito civil e/ou desde logo promover ação civil pública visando o ressarcimento de eventuais danos ao meio ambiente e a terceiros. As agências governamentais ou outras autoridades podem também editar novas regras 27

28 mais rigorosas ou buscar interpretações mais restritivas das leis e regulamentos existentes, que podem obrigar as empresas do setor de energia elétrica, incluindo a Companhia, a gastar recursos adicionais na adequação ambiental, inclusive obtenção de licenças ambientais para instalações e equipamentos que não necessitavam anteriormente dessas licenças ambientais. As agências governamentais ou outras autoridades podem, ainda, atrasar de maneira significativa a emissão das licenças e autorizações necessárias para o desenvolvimento dos negócios de empresas do setor elétrico, inclusive da Companhia, causando atrasos em cronogramas de implantação de projetos e gerando, consequentemente, efeitos adversos nos negócios e resultados da Companhia. Qualquer ação neste sentido por parte das agências governamentais poderá afetar de maneira negativa os negócios do setor de energia elétrica e ter um efeito adverso para os negócios e resultados da Companhia. A ocorrência de danos ambientais envolvendo as atividades da Companhia pode submetê-la ao pagamento de substanciais custos de recuperação ambiental e indenizações, que podem afetar negativamente os negócios da Companhia e o valor de mercado dos valores mobiliários por ela emitidos. As atividades do setor de energia podem causar significativos impactos negativos e danos ao meio ambiente. A legislação federal impõe àquele que direta ou indiretamente causar degradação ambiental o dever de reparar ou indenizar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados, independentemente da existência de culpa. A legislação federal também prevê a desconsideração da personalidade jurídica da empresa poluidora, bem como responsabilidade pessoal dos administradores, para viabilizar o ressarcimento de prejuízos causados à qualidade do meio ambiente. Como consequência, os sócios e administradores da empresa poluidora poderão ser obrigados a arcar com o custo da reparação ambiental. O pagamento de substanciais custos de recuperação do meio ambiente e indenizações ambientais podem obrigar a AES Sul a retardar ou redirecionar investimentos de outras áreas e ter um efeito adverso para a Companhia. i. Relacionados aos países estrangeiros onde o emissor atue Não aplicável, pois a Companhia atua somente em território brasileiro. 4.2 Expectativas de redução ou aumento na exposição da Companhia a riscos relevantes Os riscos inerentes ao negócio são monitorados, constantemente, com ênfase naqueles riscos do negócio que possam impactar de forma adversa as operações e resultados, inclusive mudanças no cenário macroeconômico e setorial que possam influenciar as atividades, analisando índices de preços e de atividade econômica, assim como a oferta e demanda de energia elétrica. Atualmente, não foi identificado nenhum cenário de aumento ou redução dos riscos mencionados acima. O grupo AES Brasil adota uma gestão integrada dos riscos e os acompanha através da metodologia do Comimittee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO II), classificando-os em diversas categorias e prazos, conforme indicado no item 5.2.f. Estrutura organizacional de controle de gerenciamento desses riscos, deste Formulário de Referência. Atualmente, o risco mais significativo, mas não o único, diz respeito à sobrecontratação de energia no período de 2011 à 2017, conforme explicado neste capítulo, acima. 4.3 Processos judiciais, administrativos e arbitrais relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte (processos não sujeitos a segredo de justiça) A Companhia está atualmente envolvida em processos judiciais e administrativos sobre diversas questões legais, regulatórias e administrativas, inclusive processos relacionados a aumentos de tarifa, responsabilidade civil, responsabilidade fiscal, obrigações trabalhistas e previdenciárias, e questões ambientais, sendo que a maioria destes processos originou-se do curso regular dos negócios da Companhia. Em 31 de dezembro de 2009 a Companhia figurou como ré em processos judiciais fiscais, processos judiciais trabalhistas, processos judiciais cíveis no pólo passivo e um de natureza ambiental. Em 31 de dezembro de 2009, as provisões relativas a esses processos totalizaram R$ 58,77 milhões, dos quais R$ 15,5 milhões se relacionaram a processos judiciais cíveis, R$ 7,3 milhões da ação ambiental, R$ 470 mil referentes a ações judiciais tributárias e R$ 35,6 milhões a processos judiciais trabalhistas. A tabela a seguir apresenta as provisões da Companhia e valores depositados judicialmente em 31 de dezembro de 2009: * Inclui R$ 0,6 milhões referente às transferências judiciais originadas em transferências bancárias após o bloqueio judicial e que posteriormente serão contabilizadas na conta de provisão ou de depósitos em garantia, conforme o caso. ** Inclui R$0,5 milhões referentes às transferências judiciais originadas em transferências bancárias após o bloqueio judicial e que posteriormente serão contabilizadas na conta de provisão ou de depósitos em garantia, conforme o caso. 28

29 O cálculo dos valores a serem provisionados reflete a melhor expectativa de eventual insucesso nas ações judiciais, apurado conjuntamente pelos advogados externos e internos, responsáveis pela condução dos processos. Somente encontram-se provisionados valores relativos aos processos cujo prognóstico de insucesso, apurado conjuntamente com os advogados internos e externos é provável. Ressalta-se que alguns processos tributários são provisionados independentemente do seu prognóstico, em razão de obrigação legal. Com relação aos casos cujo prognóstico apurado em conjunto com os advogados internos e externos é possível, ressalta-se nas demonstrações financeiras tão somente aqueles apontados como relevantes, seguindo os critérios estipulados pela Companhia, em ações tributárias em que há obrigação legal. A Companhia não tem como assegurar que o valor provisionado será suficiente para cobrir eventuais condenações. Abaixo se encontra uma descrição dos processos mais relevantes. Contingências Tributárias A Companhia está envolvida em um processo relacionado à discussão quanto à legalidade do destaque do PIS/PASEP e da COFINS na fatura de energia elétrica emitida ao consumidor Processo n : 001/ Juízo: 16a. Vara Cível do Foro Central da Comarca de Porto Alegre/RS Instância: 1ª Partes: Autor: Defensoria Pública do Estado do Rio Grande do Sul Réu: AES Sul Distribuidora Gaúcha S/A Data de Distribuição: 04/09/2009 A Defensoria Pública do Estado do Rio Grande do Sul ajuizou (em 04/09/2009) Ação Coletiva alegando a ilegalidade do destaque do PIS/PASEP e da COFINS nas faturas de energia elétrica emitidas a todos os consumidores da AES Sul. Em tal ação é sustentado pela Defensoria Pública que mencionado destaque não pode ocorrer por consubstanciar repasse jurídico (o que seria vedado à espécie tributária em caso). O Autor requereu a suspensão do destaque (e respectivo "repasse"), bem como a devolução em dobro (por aplicação do Código de Defesa do Consumidor) do valor que entende ser cobrado indevidamente de todos os consumidores da AES Sul. O destaque do PIS/PASEP e da COFINS nas faturas de energia elétrica emitidas ao consumidor final foi autorizado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) por meio da Resolução Homologatória n. 93/2005 (em relação à Companhia) em decorrência da exclusão de tais tributos da Parcela B formadora da tarifa de energia elétrica. Tal exclusão ocorreu por conta da alteração da sistemática de apuração das contribuições (passando da sistemática cumulativa para a não-cumulativa) instituídas pelas Leis números /2002 e /2003. A ação foi julgada improcedente em Primeira Instância Jurisdicional (em 26/10/2009), sem a citação da AES Sul (conforme faculta o artigo 285-A do CPC). Atualmente a AES Sul aguarda sua citação para responder a demanda (em sede de resposta de Recurso de Apelação interposto pelo Autor). Na hipótese de deferimento de uma medida liminar a AES Sul terá um impacto financeiro negativo da ordem de R$ 9,6 milhões mensais. Na hipótese da ação ser julgada totalmente procedente (mérito), o impacto financeiro negativo estimado é na ordem R$ 1,2 bilhão, calculado desde a mudança da sistemática de cálculo instituída pela Resolução Homologatória número 93/2005 até a data do ajuizamento da ação judicial que ocorreu em setembro de Neste caso, a Companhia incorrerá, ainda, em custos mensais da ordem de R$ 9,6 milhões a partir de setembro de Nestas hipóteses, por tratar-se de matéria tributária cujos efeitos são incorporados como custo na estrutura tarifária estipulada pelo Contrato de Concessão, deverá haver um ajuste tarifário para compensar o desequilíbrio econômicofinanceiro a ser gerado, sob pena de infração ao próprio Contrato de Concessão e à normatização vigente. Porém, a administração da Companhia não pode garantir que a ANEEL reconhecerá tal fato e que o custo seja efetivamente repassado às tarifas. Contingências Trabalhistas Em 31 de dezembro de 2009, a base de processos ativos ajuizados por ex-empregados da Companhia ou de exempregados de empresas terceirizadas totalizava processos. Dentre os quais, são pleiteados equiparação salarial, horas extras, horas de sobreaviso, adicional de periculosidade, multa de 40% sobre o Fundo de Garantia por Tempo de Serviço (FGTS) decorrente de expurgos de planos econômicos e responsabilidade subsidiária e solidária da AES Sul em razão de alegado inadimplemento das obrigações trabalhistas devidas pelas empresas terceirizadas, dentre outras matérias desde a privatização da Companhia em Ademais, existem ações de indenizações por dano moral ou patrimonial decorrentes de acidente de trabalho, as quais foram transferidas da Justiça Comum para a Justiça do Trabalho em razão da Emenda 45 de 31 de dezembro de Em 31 de dezembro de 2009, o valor total do risco provável envolvido em todas as ações trabalhistas em andamento contra a Companhia era de R$ 35,6 milhões, conforme avaliação dos advogados da Companhia. A Companhia já procedeu ao depósito judicial total de cerca de R$ 14,0 milhões, para garantia do pagamento de execuções trabalhistas. A Companhia não é ré em nenhuma demanda de natureza trabalhista cujo desfecho desfavorável possa, individualmente, ter efeito material adverso sobre suas atividades ou situação financeira Contingências Cíveis A Companhia é parte em aproximadamente disputas cíveis, sendo 461 ações em que a Companhia figura como autora e ações em que a Companhia figura como ré, cuja provisão em 31 de dezembro de 2009 era de R$ 15,5 milhões. De uma maneira geral, os processos de natureza cível em que a Companhia figura no pólo passivo envolve 29

30 ações de natureza consumerista, vinculadas ao contrato de fornecimento de energia elétrica, ações indenizatória decorrentes de acidentes na rede elétrica e de danos em geral, e ações discutindo a ilegalidade das majorações das tarifas de energia elétrica realizadas pelas Portarias do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE) n.º 38/86 e 45/86 durante o chamado Plano Cruzado. Por outro lado, as ações em que a Companhia figura como Autora referem-se a execuções e ações de cobrança em virtude do inadimplemento do contrato de fornecimento de energia elétrica por parte dos clientes. Deve-se ressaltar que houve uma diminuição do número de processos cíveis, devido ao fato de a Companhia ter intensificado o volume de acordos celebrados e implementado outras medidas preventivas. Além disso, a Companhia também é parte em demandas judiciais nas quais a parte autora alega ter firmado contrato com a distribuidora de energia para a realização de obras de instalação/expansão de rede de energia elétrica (especialmente área rural), tendo contribuído financeiramente para tais obras. A parte autora, geralmente, requer a devolução do valor da contribuição sob a alegação de que há contrato que prevê a devolução dos valores ou, nas hipóteses em que não há previsão de devolução dos valores, que a quantia investida reverterá para o patrimônio da distribuidora, devendo, portanto, ser devolvida, sob pena de enriquecimento sem causa da concessionária. A maioria destas demandas é fundamentada em contratos celebrados com a antecessora da AES Sul a Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE), todavia, em muitos casos, a AES Sul vem sendo condenada a responder pelas demandas solidariamente com a CEEE. Despacho ANEEL 288 Processo n : Juízo: 15ª Vara Federal da Seção Judiciária do Distrito Federal Instância: 1ª Partes: Autor: AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia S/A Réu: Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) Data de Distribuição: 23 de agosto de 2002 Em 2001, a Companhia decidiu não utilizar o mecanismo de alívio de exposição em relação à energia de Itaipu. Posteriormente, contudo, em virtude da diferença de preços entre os Submercados Elétricos Sul e Sudeste, a Companhia teve registrado em seu favor uma exposição positiva. Em 16 de maio de 2002, a ANEEL, sob o pretexto de interpretar corretamente as regras do extinto Mercado Atacadista de Energia (MAE) considerou ilegal a opção da Companhia, mediante a publicação do Despacho n 288, com efeitos retroativos, sob a alegação de que o alívio de exposição seria mandatório. Além disso, o Despacho n 288 da ANEEL eliminou o direito que a empresa tinha de receber os valores que haviam sido registrados em seu favor em decorrência da diferença de preços nos Submercados Sul e Sudeste, fazendo com que a empresa de credora líquida passasse a devedora do mercado. A Companhia, todavia, não concordando com tal decisão da ANEEL está utilizando todos os meios legais disponíveis para contestar esse despacho. Assim, em 23 de agosto de 2002, a AES Sul ajuizou ação em face da ANEEL, visando à anulação do Despacho n 288 e buscando os créditos resultantes da exposição positiva. Em 29 de outubro de 2002, o juízo da 15ª Vara Federal da Seção Judiciária do Distrito Federal, em antecipação de tutela proferida na ação nº , determinou que a ANEEL se abstivesse de impor à Companhia o teor do Despacho nº 288, mormente no tocante ao refazimento de suas demonstrações contábeis, bem como, que a ANEEL diligenciasse junto à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE), antigo MAE, no sentido de comunicar que fosse contabilizado em favor da mesma o resultado da exposição positiva verificada no exercício encerrado em 31 de dezembro de Em 20 de novembro de 2002 a ANEEL interpôs Agravo de Instrumento, solicitando a revogação dos efeitos da liminar concedida à Companhia, tendo sido deferido liminarmente o efeito suspensivo da decisão até o julgamento final do recurso. Em 22 de julho de 2005, a Quinta Turma do Tribunal Regional Federal da 1ª Região negou provimento ao Agravo de Instrumento nº interposto pela ANEEL, restabelecendo, com isso, integralmente, os efeitos da antecipação de tutela deferida no processo nº , determinando a realização de recontabilização e liquidação que desconsiderassem os efeitos do Despacho n 288. Em abril de 2006, a ANEEL interpôs Recurso Especial contra a decisão proferida em sede de Agravo de Instrumento, o qual foi recebido sem efeito suspensivo. Em junho de 2008 o Superior Tribunal de Justiça não conheceu desse Recurso Especial (RESP) interposto pela ANEEL. Todavia, a ANEEL não cumpriu de pronto a medida liminar, sendo necessária uma série de medidas judiciais para que a Agência efetivasse a liquidação dos valores. Após diversas intimações para cumprimento da decisão liminar, a ANEEL determinou que a CCEE realizasse a recontabilização e liquidação. Em outubro de 2008, a CCEE divulgou que a Companhia tinha uma diferença a receber de aproximadamente R$ 418 milhões, referente ao período de 2001, abrangido pela liminar. Em novembro de 2008, a CCEE implementou o plano de liquidação. Diversas empresas atingidas pela nova liquidação ingressaram com várias medidas judiciais, tais como, mandados de segurança e suspensões de liminares, e obtiveram êxito. Em 10 de novembro de 2008, a Companhia recebeu o valor aproximado de R$ 27 milhões de empresas que não obtiveram liminares. Este valor foi provisionado pela Companhia para o caso de eventual insucesso na ação judicial com a consequente devolução do valor. Porém, em 12 de novembro de 2008, a liminar obtida foi revogada pelo Juiz de primeiro grau que, temporariamente, substituía a Juíza titular que a havia proferido. A Companhia recorreu por meio da interposição de um agravo de instrumento, tendo sido concedida nova decisão liminar, em 05 de dezembro de 2008, para reativar em parte a liminar anterior, impedindo que a AES Sul seja alvo de cobranças dos valores que haviam contra ela sido apurados na liquidação em que o Despacho nº 288/02 foi empregado. No dia 02 de dezembro de 2008, a Desembargadora (Magistrada de Segundo Grau) suspendeu o processo até o julgamento do agravo (ainda não julgado) e dos Mandados de Segurança. As decisões referentes aos Mandados de Segurança foram publicadas em 19 de outubro de 2009 e declararam que as empresas que não haviam sido chamadas para apresentar defesa não poderiam sofrer os efeitos da liminar, determinando a inclusão destas no processo. A AES Sul embargou essa decisão e aguarda um novo julgamento. Todas as empresas que deveriam efetuar pagamentos em decorrência da nova contabilização 30

31 determinada pela CCEE em cumprimento à liminar foram citadas e apresentaram suas contestações. A AES Sul apresentou réplica a essas contestações em 09 de dezembro de Aguarda-se definição sobre necessidade de produção de provas e decisão de primeira instância. Diante desse quadro a Companhia provisionou como contas a pagar para a hipótese de improcedência da ação (reconhecimento da legalidade do Despacho ANEEL 288), o valor de R$ 143 milhões que atualizado monetariamente em 31/12/2009, corresponde ao valor devido quando da contabilização em face do Despacho 288 da ANEEL. Por outro lado, na hipótese de procedência da ação, a AES Sul terá um impacto financeiro positivo bruto de aproximadamente R$ 437,8 milhões em valores nominais. Em valores líquidos, ressalvado o fato de que o valor a receber está representado em valores nominais referidos ao ano de 2001 e que a Companhia já recebeu R$ 27 milhões em novembro de 2008, conforme acima indicado, a AES Sul deverá receber o montante de R$ 267,8 milhões. Processos Administrativos Regulatórios A Companhia possui 24 processos administrativos regulatórios, nenhum deles com valor relevante, ou seja, acima de R$4,3 milhões, correspondente a 1% do capital social da Companhia em 31/12/2009. Para mais informações sobre os procedimentos judiciais e administrativos, vide nota explicativa nas demonstrações financeiras referentes ao período encerrado em 31 de dezembro de Processos Ambientais Passivo Ambiental Fábrica de Postes de Madeira Processo n : 139/ Juízo: Vara Judicial do Fórum de Triunfo/RS Instância: 1ª Partes: Autor: Ministério Público do Estado do Rio Grande do Sul Réu: AES Sul, AES Florestal, CEEE, representada por seu desmembramento CEEE-D Data de Distribuição: 13 de março de 2008 A Usina de Tratamento de Madeira (UTM) de Barreto foi instalada pela CEEE, em 1960, no Município de Triunfo, passando a ser por ela operada desde então. Em novembro de 1997, após o processo de privatização da CEEE, a AES Sul tomou posse da área e começou a operar a fábrica de postes de madeira. Em 14 de junho de 1999 foi constituída a AES Florestal Ltda. (AES Florestal), que recebeu a área em comodato da AES Sul e operou a fábrica até dezembro de Durante o período em que esteve na posse da Unidade de Tratamento de Madeira (UTM) de Barreto, no município de Triunfo - RS, a AES Sul, através de avaliação conduzida por empresa especializada, identificou a existência de passivo ambiental na área da fábrica, relativo à época em que a CEEE havia operado a UPM, decorrente de produtos químicos usados no processo produtivo. A AES Sul comunicou os fatos às autoridades competentes (Ministério Público Estadual e Fundação Estadual de Proteção Ambiental (FEPAM), à CEEE e à comunidade. Em virtude de problemas no processo de privatização da CEEE, em fevereiro de 2006 a CEEE retomou a posse do ativo. Após a comunicação da existência do passivo, o Ministério Público Estadual instaurou um Inquérito Civil nº 24/2005, que instruiu Ação Civil Pública ajuizada em 13/03/2008 em face da CEEE, CEEE-D, AES Sul e AES Florestal (empresas que operaram a Fábrica até a descoberta do passivo ambiental). O objeto da Ação Civil Pública consiste em: (i) pedido liminar para a remoção dos focos ativos de contaminação; (ii) condenação solidária das empresas AES Sul, AES Florestal, CEEE-D e CEEE para promover a recuperação da área degradada como um todo e pagar indenização à coletividade, em valor a ser arbitrado judicialmente, em torno de 6 milhões de reais, a ser recolhido ao Fundo Estadual de Meio Ambiente e (iii.) monitoramento do Rio Taquari. Antes do ajuizamento da Ação Civil Pública pelo Ministério Público foi contratada uma empresa de consultoria ambiental para dar continuidade aos estudos ambientais, estruturando todos os documentos e avaliações ambientais que foram desenvolvidos. Adicionalmente ao estudo técnico, o trabalho da empresa de consultoria envolveu a realização dos planos de contenção da contaminação através da remoção para os focos ativos de contaminação. Estes planos são compostos por atividades técnicas a serem desenvolvidas e cronograma físico-financeiro. Os valores estimados para a realização do plano de contenção da contaminação, previstos no relatório técnico foi de R$ 29,3 milhões. Em função da existência da ação civil pública, associada à finalização das avaliações técnicas ambientais e de acordo com os pareceres jurídicos elaborados por renomados escritórios jurídicos, foi provisionado o montante de R$ 7,34 milhões, correspondente a 25% dos custos de contenção da contaminação. A medida liminar requerida pelo MP foi indeferida. A ação encontra-se na fase de instrução, aguardando a definição das provas a serem produzidas. 31

32 4.4. Processos judiciais, administrativos e arbitrais, que não estejam sob sigilo, em que a Companhia ou suas controladas são parte e cujas partes contrárias são administradores ou ex-administradores, controladores ou ex-controladores ou investidores da Companhia ou de suas controladas A Companhia não é parte de quaisquer processos judiciais, administrativos e arbitrais cujas partes contrárias sejam administradores ou ex-administradores, controladores ou ex-controladores ou investidores da Companhia Impactos em caso de perda e valores envolvidos em processos sigilosos (não divulgados nos itens 4.3 e 4.4 acima) relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte A Companhia não é parte em nenhum processo sigiloso relevante Processos judiciais, administrativos e arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos e causas jurídicas semelhantes, que não estão sob sigilo e em conjunto são relevantes, em que a Companhia ou suas controladas são parte A Companhia não é parte de processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos e causas jurídicas semelhantes, estejam ou não sob sigilo e em conjunto sejam relevantes, além dos processos judiciais ou administrativos mencionados no item 4.3 acima Outras contingências relevantes A Companhia não possui outras contingências relevantes além daquelas listadas nos itens anteriores. A Companhia não possui empresas controladas Informações sobre as regras do país de origem de emissor estrangeiro e as regras do país no qual os valores mobiliários do emissor estrangeiro estão custodiados Não aplicável, pois a Companhia é uma empresa nacional e somente pode atuar em sua área de concessão. 32

33 5. Riscos de Mercado A Companhia está sujeita a riscos de mercado no curso normal de suas atividades. Tais riscos estão relacionados principalmente às alterações adversas em taxas de juros e câmbio, à indústria em geral, às atividades e à regulamentação do setor em que atuam, bem como às licenças ambientais necessárias para o desenvolvimento das atividades. Mudanças importantes no cenário econômico brasileiro ou especificamente em sua área de concessão podem afetar negativamente o negócio da Companhia, afetando sua receita ao mesmo tempo em que os custos operacionais e de manutenção permaneceriam praticamente inflexíveis. Ademais, mudanças econômicas significativas podem impactar negativamente os investimentos da Companhia na medida em que tais oscilações não estejam contempladas em seu plano de investimentos. Para mais informações sobre os riscos inerentes ao investimento veja o item 4.1.a. Fatores de Risco Relacionados à Companhia, neste Formulário de Referência. 5.1 Riscos de mercado a que a Companhia está exposta, inclusive em relação a riscos cambiais e a taxa de juros O governo brasileiro exerceu e continua a exercer influência significativa sobre a economia brasileira. Essa influência, bem como a conjuntura econômica e política brasileira, podem afetar a Companhia de forma adversa. O governo brasileiro poderá intervir na economia nacional e realizar modificações significativas em suas políticas e normas monetárias, fiscais, creditícias e tarifárias. As medidas tomadas no passado pelo governo brasileiro para controlar a inflação, além de outras políticas e normas, implicaram aumento das taxas de juros, mudança das políticas fiscais, controle de salários e preços, bloqueio ao acesso a contas bancárias, desvalorização cambial, controle de capital e limitação às importações, entre outras medidas. Não se tem controle sobre quais medidas ou políticas o governo brasileiro poderá adotar no futuro, e não há como prevê-las. Os negócios da Companhia a situação financeira, o resultado das operações e as perspectivas poderão ser prejudicados de maneira significativa por modificações relevantes nas políticas ou normas que envolvam ou afetem fatores, tais como: Instabilidade social e política; Expansão ou contração da economia global ou brasileira; Controles cambiais e restrições a remessas para o exterior; Flutuações cambiais relevantes; Alterações no regime fiscal e tributário; Liquidez dos mercados financeiros e de capitais domésticos; Taxas de juros; Inflação; Política monetária; Política fiscal; Risco de preço; Risco hidrológico Racionamento de energia; e Outros acontecimentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos que venham a ocorrer no Brasil ou que o afetem. A incerteza quanto à implementação de mudanças por parte do governo brasileiro nas políticas ou normas que venham a afetar esses ou outros fatores no futuro pode contribuir para a incerteza econômica no Brasil e podem aumentar a volatilidade do mercado brasileiro de valores mobiliários e dos valores mobiliários emitidos no exterior por companhias brasileiras. Tais incertezas e outros acontecimentos futuros na economia brasileira poderão afetar adversamente a Companhia. A instabilidade cambial pode prejudicar a economia brasileira, bem como os negócios da Companhia. Em decorrência de diversas pressões, a moeda brasileira tem sofrido desvalorizações recorrentes com relação ao Dólar norte americano e outras moedas fortes ao longo das últimas quatro décadas. Durante todo esse período, o governo brasileiro decretou diversos planos econômicos e utilizou diversas políticas cambiais, incluindo desvalorizações repentinas, minidesvalorizações periódicas (durante as quais a frequência dos ajustes variou de diária a mensal), sistemas de mercado de câmbio flutuante, controles cambiais e mercado de câmbio duplo. De tempos em tempos, houve flutuações significativas da taxa de câmbio entre o Real e o Dólar e outras moedas. Por exemplo, segundo o Banco Central do Brasil, o Real desvalorizou 18,7% em 2001 e 52,3% em 2002 frente ao Dólar, embora o Real tenha valorizado 11,8%, 8,7% e 17,2% com relação ao Dólar em 2005, 2006 e 2007, respectivamente. Em 2008, em decorrência do agravamento da crise econômica mundial, o Real se desvalorizou 32% frente ao Dólar, tendo fechado em R$ 2, 337 (Cotação de Venda) por US$1,00 em 31 de dezembro. Em 31 de dezembro de 2009, com a recuperação do país frente à crise, observou-se a valorização de25,% da moeda brasileira frente ao Dólar. Em 31 de dezembro de 2009, a taxa de câmbio entre o Real e o Dólar era de R$ 1, 7412 (Cotação de Venda) por US$1,00. A Companhia não pode garantir que o Real não será desvalorizado em relação ao Dólar novamente. A eventual desvalorização do Real em relação ao Dólar aumentará os custos das obrigações da Companhia em moeda estrangeira, particularmente suas obrigações de compra de energia de Itaipu, um dos maiores fornecedores da Companhia, sendo as variações da taxa de câmbio desse contrato reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da Conta de Compensação de Variação de Valores dos Itens da Parcela A (CVA). Uma grande desvalorização do Real pode afetar de forma significativa a liquidez e fluxo de caixa da Companhia no curto prazo. A desvalorização do Real também cria pressão inflacionária que pode afetar negativamente a AES Sul. Usualmente, a 33

34 desvalorização do Real limita o acesso da Companhia aos mercados de capitais internacionais e pode favorecer a intervenção do estado na economia, incluindo a imposição de políticas recessivas. O aumento ou a manutenção de elevadas taxas de juros reais pode causar um efeito adverso à economia brasileira e à Companhia. As altas taxas de juros têm afetado adversamente a economia brasileira e podem afetar negativamente os negócios da Companhia. Durante o ano de 2002, o Banco Central aumentou a taxa de juros base do Brasil, de 19% para 25%, como resultado da crescente crise econômica da Argentina, um dos maiores parceiros comerciais do Brasil, como também do menor nível de crescimento da economia dos EUA e da incerteza econômica causada pelas eleições presidenciais brasileiras, dentre outros fatores. Durante o ano de 2003, o Banco Central reduziu a taxa de juros base do Brasil de 25,5% para 16,5%, refletindo um período favorável e taxas de inflação em linha com a política de metas de inflação do Banco Central. De forma geral, a taxa de juros de curto prazo do Brasil, em decorrência da determinação pelo Banco Central das taxas de juros de curto prazo, foi mantida em altos níveis nos últimos anos. Em 31 de dezembro de 2005, 2006, 2007, 2008 e 2009, as taxas de juros de curto prazo foram 18,00%, 13,25%, 11,25%, 13,75% e 8,75% ao ano, respectivamente. Taxas de juros reais elevadas, se mantidas por um período relevante de tempo, tendem a inibir o crescimento econômico e em consequência a demanda agregada. Uma redução do nível de atividade tende a reduzir o consumo industrial de energia elétrica tendo potencial de afetar, no longo prazo, os preços de venda de energia elétrica. A inflação e os esforços do governo brasileiro de combate à inflação podem contribuir significativamente para a incerteza econômica no Brasil, o que pode afetar adversamente a Companhia. No passado, o Brasil registrou índices de inflação extremamente altos. A inflação e algumas medidas tomadas pelo governo brasileiro no intuito de controlá-la, combinada com a especulação sobre eventuais medidas governamentais a serem adotadas, tiveram efeito negativo significativo sobre a economia brasileira, contribuindo para a incerteza econômica existente no Brasil e para o aumento da volatilidade do mercado de valores mobiliários brasileiro. Mais recentemente, a taxa anual de inflação medida pelo Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M) caiu de 20,10% em 1999 para -1,7% em 2009, e o índice anual de preços, por sua vez, conforme medida pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) caiu de 8,9% em 1999 para 4,3% em As medidas do governo brasileiro para controle da inflação frequentemente têm incluído a manutenção de política monetária restritiva com altas taxas de juros, restringindo assim a disponibilidade de crédito e reduzindo o crescimento econômico. Como consequência, as taxas de juros oficiais no Brasil no final de 2006, 2007, 2008 e 2009 foram de 13,25%, 11,25%, 13,75% e 8,75% ao ano, respectivamente, conforme estabelecido pelo Comitê de Política Monetária (COPOM). Eventuais futuras medidas do governo brasileiro, inclusive redução das taxas de juros, intervenção no mercado de câmbio e ações para ajustar ou fixar o valor do Real poderão desencadear aumento de inflação. Se o Brasil experimentar inflação elevada no futuro, talvez não seja permitido à Companhia reajustar os preços cobrados dos clientes da Companhia em nível suficiente para compensar os efeitos da inflação sobre a estrutura de custos da Companhia, o que poderá afetar negativamente a cobertura tarifária dos custos da Companhia e, consequentemente o seu resultado. Acontecimentos e a percepção de riscos em outros países, sobretudo em países de economia emergente e nos Estados Unidos, podem prejudicar o preço de mercado dos valores mobiliários brasileiros, inclusive o preço de mercado dos valores mobiliários da Companhia. O valor de mercado de valores mobiliários de emissão de companhias brasileiras é influenciado, em diferentes graus, pelas condições econômicas e de mercado de outros países, incluindo países da América Latina, outros países de economia emergente, os Estados Unidos e a Europa. Embora a conjuntura econômica desses países possa ser significativamente diferente da conjuntura econômica do Brasil, a reação dos investidores aos acontecimentos nesses outros países pode causar um efeito adverso sobre o valor de mercado dos valores mobiliários de companhias brasileiras. Crises nesses países podem reduzir o interesse dos investidores nos valores mobiliários das companhias brasileiras, inclusive os valores mobiliários de emissão da Companhia. No passado, o desenvolvimento de condições econômicas adversas em outros países do mercado emergente resultou, em geral, na saída de investimentos e, consequentemente, na redução de recursos externos investidos no Brasil. A crise financeira originada nos Estados Unidos no terceiro trimestre de 2008 resultou em um cenário recessivo em escala global, com diversos reflexos, que, direta ou indiretamente, afetaram, e afetam, de forma negativa o mercado acionário e a economia do Brasil, tais como oscilações nas cotações de valores mobiliários de companhias abertas, falta de disponibilidade de crédito, redução de gastos, desaceleração generalizada da economia mundial, instabilidade cambial e pressão inflacionária. Qualquer dos acontecimentos acima mencionados poderá prejudicar o preço de mercado dos valores mobiliários da Companhia, além de dificultar seu acesso ao mercado de capitais e ao financiamento de suas operações no futuro, em termos aceitáveis ou absolutos. A desvalorização do Real em relação ao Dólar pode criar pressão inflacionária adicional no Brasil e acarretar aumentos das taxas de juros, podendo afetar de modo negativo a economia brasileira como um todo, bem como, afetar adversamente a Companhia. O resultado das eleições presidenciais que ocorrerão em outubro de 2010 poderá afetar a economia brasileira e, por consequência, a situação financeira da Companhia. O Presidente do Brasil tem poder suficiente para determinar políticas e ações governamentais relativas à economia do país e, consequentemente, afetar as operações e resultados financeiros de empresas brasileiras como a Companhia. O presidente poderá modificar as políticas governamentais já existentes, e o novo governo, poderá implantar novas políticas. Não se podem prever quais políticas serão adotadas pelo governo brasileiro e se essas políticas afetarão negativamente a economia brasileira, os negócios e situação financeira da Companhia. 34

35 Alterações na legislação tributária do Brasil poderão afetar adversamente os resultados operacionais da Companhia. Os Governos Federal, Estadual e Municipal frequentemente alteram o regime fiscal que afeta a Companhia. Estas alterações incluem mudanças nas alíquotas e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários, cuja arrecadação é associada a determinados propósitos governamentais específicos. Além disso, há a alteração constante de normas e procedimentos relativos às obrigações acessórias da Companhia (sobretudo em âmbito Estadual e Municipal, no que tange, respectivamente, ao Imposto Sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) e ao Imposto Sobre Serviços de Qualquer Natureza (ISSQN). Algumas dessas medidas poderão resultar em aumento da carga tributária, o que poderá, por sua vez, influenciar a lucratividade e afetar adversamente os preços da energia gerada da Companhia, podendo impactar, consequentemente, seu resultado financeiro. Não há garantias de que a Companhia será capaz de manter seus preços, fluxos de caixa projetados ou sua lucratividade se ocorrerem aumentos significativos nos tributos aplicáveis às suas operações e atividades. Riscos de mercado diretamente relacionados aos negócios da Companhia As operações da Companhia compreendem a distribuição de energia elétrica em 118 municípios no Estado do Rio Grande do Sul, atendendo a aproximadamente mil consumidores. Os principais fatores de risco de mercado que afetam o negócio da Companhia podem ser assim descritos. Risco de crédito A Companhia está obrigada, por força de regulamentação do setor de energia elétrica e por cláusula incluída no contrato de concessão, a fornecer energia elétrica para todos os clientes localizados na sua área de concessão. De acordo com a regulamentação do setor de energia elétrica, a Companhia tem o direito de cortar o fornecimento de energia elétrica dos consumidores que não efetuem o pagamento das faturas. Riscos financeiros O custo da energia comprada de Itaipu, que representou 26,5% da matriz energética da AES Sul no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2009, é afetado pela variação cambial em relação ao dólar norte americano. Essa variação é capturada pelo reajuste tarifário seguinte, sendo integralmente repassado à tarifa de fornecimento, porém, no período intermediário entre os reajustes representa um risco de fluxo de caixa para a Companhia. Risco de preço Em conformidade ao contrato de concessão, a Companhia passa pelo processo de revisão tarifária periódica a cada 5 anos. Nos processos de revisão tarifária, a Parcela B deixa de ser apurada pela variação do IGP-M ajustado pelo Fator X e passa a ser calculada através de metodologia definida pela ANEEL, conforme Resolução Normativa ANEEL nº 234, de 31 de outubro de 2006 e pela Resolução Normativa nº 338, de 25 de novembro de O resultado da segunda Revisão Tarifária Periódica, homologada pela Resolução número 635, de 17 de abril de 2008, foi provisória e, em 2009 o resultado foi novamente alterado de forma definitiva através da Resolução Homologatória número 800, de 07 de abril de Na finalização do processo de revisão tarifária, a ANEEL efetuou ajustes em: 1. Custos operacionais definidos através do modelo da Empresa de Referência; 2. Receitas Irrecuperáveis; 3. Base de Remuneração Regulatória; 4. Perdas elétricas regulatórias e; 5. Fator Xe. A metodologia de cálculo do 2º ciclo de revisões tarifárias das Distribuidoras foi objeto Audiência Pública da ANEEL nº 052/2007, aberta em dezembro de 2007, e que teve como resultado a Resolução Normativa nº 338, de 25 de novembro de No IRT anual, que ocorre entre as Revisões Tarifárias Periódicas, as empresas distribuidoras de energia elaboram e enviam para a ANEEL, os pleitos para reajuste das tarifas de energia elétrica, com base em fórmula definida no contrato de concessão, que considera para os custos não gerenciáveis (Parcela A), as variações incorridas no período entre reajustes e, para os custos gerenciáveis (Parcela B), a variação do IGP-M, ajustado pela aplicação do Fator X. A Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) homologou através da Resolução Homologatória nº 965, de 13 de abril de 2010, as tarifas de fornecimento de energia elétrica e de uso dos sistemas de distribuição da Companhia resultantes do processo de reajuste tarifário de 2010, cujo aumento médio foi da ordem de 5,56%, correspondendo a um efeito médio de -2,16% percebido pelos consumidores. Risco de mercado O portfólio de contratos de energia de 2009 consiste nos seguintes componentes: contrato bilateral com a AES Uruguaiana; contrato equivalente com a CGTEE, contrato com a Usina de Itaipu e contratos do Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) e ainda, Contratos de Comercialização de Energia Elétrica Regulada (CCEAR), decorrentes do 1º, 2º, 4º e 8º leilões públicos de energia existente, realizados em dezembro/2004, abril/2005, outubro/2005 e novembro/2009, respectivamente e, do 1º ao 7º leilão de energia nova, realizados em dezembro/2005, junho/2006, julho/2007, outubro/2007, setembro/2008 e do 9º leilão de ajuste realizado em 35

36 fevereiro/2009. De acordo com o Decreto MME número 5.163/2004, as distribuidoras devem efetuar contratos regulados de compra de energia somente através de leilões públicos federais, com duração estabelecida pelo próprio MME, de três a quinze anos para energia proveniente de empreendimentos existentes e, de quinze a trinta anos, para energia proveniente de novos empreendimentos de usinas térmicas e hidrelétricas, respectivamente. Os custos associados à compra de energia são considerados itens não gerenciáveis. A legislação atual estabelece que as empresas de distribuição devam garantir o atendimento a cem por cento dos seus mercados de energia e prevê que a ANEEL deverá considerar, no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica, até cento e três por cento do montante total de energia elétrica contratada em relação à carga anual de fornecimento da Distribuidora. Os principais fatores de incerteza na compra de energia estão relacionados à previsão de 5 anos da carga e à expectativa de preços futuros. Tais fatores podem implicar em penalidades por insuficiência de contratação, quando a contratação for inferior a 100%, e em custos não repassáveis às tarifas de fornecimento quando a contratação for superior a 103%. Para mitigação desses riscos, há instrumentos de contratação de energia elétrica previstos pela regulamentação tais como leilões de ajuste, MCSD (Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits), opção por redução dos CCEAR de energia existente devido a (i) migração de clientes ao mercado livre, (ii) acréscimos na aquisição de energia decorrentes de contratos celebrados antes da edição da Lei nº /2004, e (iii) outras variações de mercado. A estratégia de suprimento de energia busca assegurar que o nível de contratação permaneça na faixa entre 100% e 103%, minimizando os custos com a compra de energia requerida para atender todos os clientes cativos. Adotou-se, dessa forma, uma abordagem de gestão de risco na compra de energia focada na identificação, mensuração e gestão dos riscos de volume e preços, além da utilização de ferramentas de otimização para suporte na decisão de contratação de energia. Conforme disposto na Portaria MME nº 45, de 9 de março de 2007 e nas regras estabelecidas pela Resolução Normativa ANEEL nº 305, de 18 de maio de 2008, a eventual exposição no nível de contratação a qual as Distribuidoras possam ser submetidas, por fatos alheios a sua vontade, poderá ser repassada à tarifa da Distribuidora. Este repasse deverá ser concedido, desde que atendidas as condições dispostas na portaria anteriormente mencionada. Adicionalmente, caberá à ANEEL analisar a isenção da aplicação de penalidade por eventual não atendimento à obrigação de contratação da totalidade de seu mercado Risco de aceleração de dívidas A Companhia tem contratos de empréstimos, com cláusulas restritivas ( covenants ) normalmente aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas ao atendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros Política de gerenciamento de riscos de mercado da Companhia, incluindo objetivos, estratégias e instrumentos A Companhia adota como política de gerenciamento de risco: (i) manter um nível de caixa mínimo como forma de assegurar a disponibilidade de recursos financeiros e minimizar riscos de liquidez; (ii) estabelecer diretrizes para contratação de operações de hedge para mitigação dos riscos financeiros da Companhia, bem como a operacionalização e controle destas posições. As estratégias e instrumentos utilizados estão especificados nos itens abaixo. a. riscos para os quais se busca proteção O principal risco de mercado para o qual a Companhia objetiva buscar proteção é o risco de crédito. O preço da energia comprada de Itaipu é estabelecido em dólares americanos, sendo as variações das taxas de câmbio desse contrato reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA. Desta forma, embora não haja efeito econômico, do ponto de vista financeiro a Companhia poderá ser severamente impactada ante uma eventual significativa desvalorização do Real, comprometendo sua disponibilidade de caixa, pelo menos até a recomposição tarifária correspondente. Neste cenário, a Companhia poderá não ser capaz de cumprir seu plano de investimentos, ou mesmo de fazer frente aos demais compromissos financeiros. A Companhia também monitora potenciais necessidades de contratação de instrumentos para proteção de risco de liquidez, taxa de juros e risco cambial referente a eventuais obrigações atreladas à moeda estrangeira, mas no momento nenhum instrumento é utilizado diante da inexistência de risco efetivo. Quanto à proteção à sua exposição ao risco de crédito presente em instrumentos financeiros, a Companhia seleciona instituições financeiras pelos critérios de reputação no mercado (instituições sólidas, seguras e de boa reputação) e pelo fato de poderem ou não prover um tratamento diferenciado nas operações, seja em custos, qualidade de serviços, termos e inovação. As operações também deverão atender aos requisitos de compliance da Companhia e as instituições financeiras deverão enquadrar-se em classificação de risco conforme tabela abaixo: Quanto aos valores de exposição máxima por instituições financeiras, a Companhia definiu os seguintes critérios: 36

37 Critério de Caixa: Aplicações de no máximo 20% do total da carteira por instituição financeira; Critério de Patrimônio Líquido (PL) da Companhia: Aplicações de no máximo 20% de seu PL por instituição financeira; e Critério de PL da Instituição Financeira recebedora de recursos: Cada instituição financeira poderá receber recursos de no máximo 5% de seu PL. b. estratégia de proteção patrimonial (hedge) Uma vez identificados os riscos a ser mitigados, a Companhia buscará os instrumentos mais adequados para contratar o hedge. Os principais fatores que deverão direcionar a decisão do instrumento a ser utilizado estão listados a seguir: Situação de liquidez da Companhia; Condição de crédito junto ao mercado financeiro; Cenário de mercado. A cotação do hedge, independentemente do instrumento, deverá ocorrer levando-se sempre em conta os seguintes aspectos: Análise de crédito da contraparte; Covenants existentes nos contratos dos passivos financeiros da Companhia; e Spread da instituição financeira. c. instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge) Os instrumentos financeiros a serem utilizados visando a proteção patrimonial são: SWAP, Juros Máximos (Cap) e Floor Agreements para proteção (Hedge) contra exposição a dívidas de taxa flutuante sem direito a reclamações (non-recourse). SWAP e Contratos a Termo para proteção (Hedge) contra o risco de moeda estrangeira em certas obrigações atreladas à moeda não funcional. Instrumentos derivativos de energia elétrica, incluindo SWAP, Opções, Contratos a Termo e Futuros para gestão do risco relacionado a compra e venda de energia elétrica. d. parâmetros utilizados para o gerenciamento desses riscos Definido o objeto do hedge e o instrumento a ser utilizado, a Companhia precificará tais operações sempre seguindo as metodologias de mercado vigentes. O valor de mercado do hedge é calculado com base nos preços médios divulgados diariamente pela BM&FBOVESPA e considera a variação cambial do período com base na PTAX- V (câmbio médio divulgado diariamente pelo Banco Central do Brasil (BACEN) após o fechamento do mercado) do dia imediatamente anterior à data inicial e do período analisado. e. se a Companhia opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge) e quais são esses objetivos Não aplicável. f. estrutura organizacional de controle de gerenciamento desses riscos O Grupo AES possui uma Gestão Integrada de Riscos que permite uma visão consolidada de todos os riscos ainda que eles sejam gerenciados nas áreas de origem em que há a exposição. Os riscos empresariais mais significativos que possam vir a afetar financeiramente a Companhia, bem como sua imagem e a capacidade da organização de alcançar os objetivos estratégicos e do negócio são classificados, analisados e tratados por meio de ações estruturantes, tendo como base o Modelo COSO II (Committe of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission). A partir da identificação dos riscos empresariais, estes são classificados nas seguintes categorias: Estratégico, Financeiro, Operacional e Regulatório, e posteriormente analisado por meio de sua prioridade, onde são levados em consideração o horizonte de tempo (curto, médio e longo prazos) e a importância relativa (qualitativa) e financeira (quantitativa) da exposição do risco. g. adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política adotada Conforme citado acima, a Companhia executa o monitoramento da gestão dos riscos e os testes de verificação da efetividade desta gestão são efetuados pelas áreas de controles internos e auditoria interna. Para mais informações sobre o tema, consultar o item 10.6 Comentários dos diretores sobre controles internos adotados para assegurar a elaboração de demonstrações financeiras confiáveis deste Formulário de Referência. Análise de sensibilidade das aplicações financeiras Com a finalidade de verificar a sensibilidade do indexador nas aplicações financeiras ao qual a Companhia estava exposta na data base de 31 de dezembro de 2009, foram definidos cinco diferentes cenários. Com base no relatório FOCUS de 31 de dezembro de 2009 foi extraída a projeção do indexador SELIC/CDI para o ano de 2010 e este definido como o cenário provável; a partir deste foram calculadas variações de 25% e 50%. 37

38 Para cada cenário foi calculada a receita financeira bruta não levando em consideração incidência de tributos sobre os rendimentos das aplicações. A data base utilizada da carteira foi 31 de dezembro de 2009 projetando para um ano e verificando a sensibilidade do CDI com cada cenário. Análise de sensibilidade das dívidas Com a finalidade de verificar a sensibilidade do indexador nas dívidas ao qual a Companhia estava exposta na data base de 31 de dezembro de 2009, foram definidos 05 cenários diferentes. Com base no relatório FOCUS de 31 de dezembro de 2009, foi extraída a projeção dos indexadores CDI / IGP-M / DOLAR todos para o ano de 2010 e assim definindo-os como o cenário provável; a partir deste foram calculadas variações de 25% e 50%. Para cada cenário foi calculada a despesa financeira bruta não levando em consideração incidência de tributos e o fluxo de vencimentos de cada contrato programado para A data base utilizada da carteira foi 31 de dezembro de 2009, projetando os índices para um ano e verificando a sensibilidade dos mesmos em cada cenário Alterações significativas nos principais riscos de mercado em que a Companhia está exposta ou na política de gerenciamento de riscos adotada no último exercício social Não houve alterações nos principais riscos financeiros Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. 38

39 6. Histórico da Companhia 6.1. Constituição da Companhia 6.2. Prazo de duração Indeterminado Breve histórico da Companhia A Companhia foi constituída em 28 de julho de 1997 com a denominação social de Companhia Centro-Oeste de Distribuição de Energia Elétrica como uma subsidiária integral da Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE). Em 13 de outubro de 1997, a Companhia obteve seu registro como companhia aberta junto à Comissão de Valores Mobiliários (CVM). Em 21 de outubro de 1997, foi realizado o leilão de privatização da Companhia Centro-Oeste de Distribuição de Energia Elétrica, nessa oportunidade, o controle acionário, representando 91% do capital social, foi indiretamente adquirido pela AES Corporation, através da sociedade AES Guaíba Empreendimentos Ltda, por aproximadamente US$1,37 bilhão, em processo licitatório conduzido pelo Governo do Estado do Rio Grande do Sul. Por exigência do Edital de Licitação, a AES Guaíba Empreendimentos Ltda, adquiriu o saldo das ações destinadas aos empregados da CEEE e não adquiridas pelos empregados, ao mesmo preço por ação ofertado no leilão. Desta forma o capital total detido pela AES Guaíba Empreendimentos Ltda, passou a ser de 96,1%. Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 1º de dezembro de 1997, a denominação social da Companhia Centro-Oeste de Distribuição de Energia foi alterada para AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. e assim permanece até hoje. Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 29 de maio de 1998, a acionista controladora da Companhia, AES Guaíba Empreendimentos Ltda., foi incorporada pela AES Sul, com o consequente cancelamento de suas quotas e extinção da sociedade. Em decorrência desta operação, as ações detidas pela incorporada de emissão da AES Sul foram atribuídas as suas sócias. Ato contínuo à operação de incorporação, o controle acionário da Companhia passou a ser da AES Guaíba II Empreendimentos Ltda., detentora de ações representativas de 96,1% do seu capital social. Em 26 de abril de 2004 a AES Sul efetuou um grupamento de ações à razão de (quatro mil) ações para 1 (uma). Com o grupamento de ações, o capital social da Companhia de R$ ,91 passou a ser representado por ações sem valor nominal, sendo (sessenta e nove mil e duzentas e quarenta e oito) ordinárias e (sessenta e cinco mil e cinqüenta e cinco) preferenciais. Em seguida, também no ano de 2004, foi realizada Oferta Pública para aquisição de ações no mercado pela acionista AES Infoenergy Ltda.. O resultado foi a aquisição de aproximadamente 96% das ações que estavam em poder de acionistas minoritários da Companhia. Após a Oferta Pública acima referida, a acionista AES Infoenergy passou a deter ações de emissão da Companhia, representando 4,54% do capital votante (3.144 ações ordinárias) e 2,64% do capital total. Em maio de 2006 a AES Infoenergy Ltda. vendeu a totalidade de suas ações para a AES Guaíba II Empreendimentos Ltda. que passou a deter 99,7% das ações da Companhia, sendo o restante do capital social composto de ações em posse de conselheiros de administração e em conta tesouraria. Em 29 de junho de 2006, foi aprovado em Assembleia Geral Extraordinária o aumento do capital social da Companhia no montante de R$ ,00 (um bilhão quatrocentos e sessenta e quatro milhões quatrocentos e quarenta e nove mil e quinhentos reais), mediante a emissão de (cento e quarenta e quatro mil novecentas e noventa e cinco) ações ordinárias nominativas, todas subscritas e integralizadas pela acionista AES Guaíba II. No mesmo ato, decidiram os acionistas, reduzir o capital em R$ ,00 (um bilhão quatrocentos e sessenta e quatro milhões quatrocentos e quarenta e nove mil e quinhentos reais), mediante absorção de parte do prejuízo acumulado nas demonstrações financeiras do exercício social anterior. Tendo em vista as operações acima referidas, o capital social da Companhia de R$ ,91 (quatrocentos e sessenta e três milhões, duzentos e oitenta e seis mil, setecentos e vinte oito reais e noventa e um centavos) passou a ser representado por (duzentas e setenta e nove mil duzentas e noventa e oito) ações sem valor nominal, das quais (duzentas e quatorze mil duzentas e quarenta e três) são ordinárias e (sessenta e cinco mil e cinquenta e cinco) são preferenciais. 39

40 Em 28 de dezembro de 2007 foi efetuada a redução do capital social da AES Sul no montante de R$ ,55 (trinta milhões, cinqüenta mil, quatrocentos e cinqüenta e sete reais e cinqüenta e cinco centavos), para absorção do prejuízo acumulado, apurado nas demonstrações financeiras da Companhia referentes ao exercício social de 2006, passando o capital social de R$ ,91 (quatrocentos e sessenta e três milhões, duzentos e oitenta e seis mil, setecentos e vinte oito reais e vinte um centavos) para R$ ,36 (quatrocentos e trinta e três milhões, duzentos e trinta e seis mil, duzentos e setenta e um reais e trinta e seis centavos) Data de registro da Companhia na CVM como companhia aberta O registro de companhia aberta da Companhia na CVM foi obtido em 13 de outubro de Principais eventos societários, tais como incorporações, fusões, cisões, incorporações de ações, alienações e aquisições de controle societário, aquisições de ativos importantes, pelos quais tenham passado a Companhia ou qualquer de suas controladas ou coligadas, indicando: (a) evento; (b) principais condições do negócio; (c) sociedades envolvidas; (d) efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia; (e) quadro societário antes e depois da operação A Companhia é controlada indiretamente pela AES Corporation, e diretamente pela AES Guaíba II Empreendimentos Ltda, que detém 99,70% do total de ações de emissão da AES Sul sendo que o restante das ações está em tesouraria 6 ou em poder dos Conselheiros de Administração que detém uma ação cada. Nos últimos três exercícios não houve negócios com as ações da Companhia na BM&FBOVESPA e nenhum evento societário que se enquadre nas definições deste item ao longo dos três últimos exercícios. O organograma abaixo apresenta a estrutura simplificada do grupo societário da Companhia: AES Corporation 100% AES International Holdings II Ltd. 100% 100% AES Cayman Guaíba Ltd. AES Cayman Pampas Ltd. 99,99% 0,01% Exterior Brasil AES Guaíba II Empreendimentos Ltda. 99,70% Ações na Conta Tesouraria/Conselheiros 0,30% AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. 6 A Companhia possui 815 ações em tesouraria sendo 810 ordinárias e 5 preferenciais e outras 11 ações ordinárias estão em posse dos Conselheiros de Administração. 40

41 6.6. Pedidos de falência, desde que fundados em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia, e o estado atual de tais pedidos Até a presente data, a Companhia não foi notificada de qualquer pedido de falência fundado em valores relevantes, nem está incursa em processo de recuperação judicial ou extrajudicial Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. 41

42 7. Atividades da Companhia 7.1 Descrição sumária das atividades desenvolvidas pela Companhia e suas controladas O objeto social da Companhia é descrito da seguinte forma: I) a) realizar estudos, projetos, construções e operações de usinas produtoras e linhas de transmissão e distribuição de energia elétrica e serviços correlatos, inclusive sistemas de informática e a celebração de atos de comércio decorrentes dessas atividades, podendo participar de outras sociedades para a realização de seus objetivos sociais; b) desenvolver atividades associadas à prestação de serviços de energia elétrica, tais como: uso múltiplo de postes, mediante cessão onerosa a outros usuários, bem como operação por conta própria de cabos de transmissão de dados, tais como de telefonia, imagem, som e serviços correlatos; transmissão de dados através de suas instalações, cabos ou outras instalações próprias para esse fim, observadas a legislação pertinente; prestação de serviços técnicos de operação, manutenção e planejamento de instalações elétricas de terceiros; serviços de otimização de processos energéticos e instalações elétricas de consumidores; cessão onerosa de faixas de servidão de linhas e áreas de terra exploráveis de usinas e reservatórios, visando a maior eficiência no uso da eletricidade; c) integrar grupos de estudo, consórcios, grupos de sociedade ou quaisquer outras formas associativas com vista a pesquisas de interesse do setor energético e a formação de pessoal técnico a ele necessário, bem como à prestação se serviços de consultoria e apoio técnico e operacional a outras empresas. A Companhia se dedica exclusivamente à distribuição de energia elétrica na região centro-oeste do Estado do Rio Grande do Sul sendo seu market share de aproximadamente 37% do mercado de distribuição do RS e de 2,2% do mercado de distribuição de energia do Brasil em termos de receita de fornecimento de energia elétrica. A atividade da Companhia envolve a compra e venda de energia elétrica para os consumidores finais cativos da sua área de concessão. A área de concessão da Companhia é de km2, em um total de 118 municípios desde a região metropolitana de Porto Alegre estendendo-se até a fronteira com o Uruguai e a Argentina, respectivamente nos municípios de Santana do Livramento e Uruguaiana/São Borja no extremo oeste do Estado do RS. Esta área de concessão deve ser entendida como um monopólio natural em termos de rede de distribuição e subtransmissão que representa ao mesmo tempo os limites territoriais para a concessionária e impede a entrada de outros concorrentes, a menos, para o atendimento de clientes que segundo a legislação sejam livres para comprar energia de outros fornecedores. A Companhia não tem, portanto, nenhuma atividade fora dessa área de concessão e nem possui empresas controladas. Em 2007, de acordo com o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) e a Fundação de Economia e Estatística (FEE), a atividade econômica dentro da a área de concessão da Companhia representava aproximadamente 2,0% do produto interno bruto brasileiro e continha uma população estimada em aproximadamente 3,6 milhões de pessoas. Em 31/12/2009, a rede de distribuição de energia elétrica da Companhia consistia em 50 subestações de distribuição de energia, com uma capacidade de transformação de Megavolt Ampére (MVA), km de linhas de sub-transmissão de 230kV 7, 138kV e 69kV, uma rede de distribuição com extensão de km de circuitos aéreos e 760 mil de postes. As tabelas abaixo apresentam, as vendas de energia em Gigawatt hora (GWh) e número de consumidores por classe de clientes consolidadas para os exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2009, 2008 e A Companhia possui uma linha de 230 kv de aproximadamente 14 km, não integrante da rede básica de transmissão de energia e que atua como uma linha de subtransmissão e atende exclusivamente a um de seus clientes cativos. Esse cliente, caso migre para o mercado livre, continuará pagando à AES Sul uma anuidade referente à remuneração do ativo e cobertura dos custos de operação e manutenção dessa linha além dos encargos setoriais específicos. 42

43 A Companhia adquire praticamente toda a sua energia por meio de (i) obrigação de compra de energia de Itaipu; (ii) contratos de longo prazo celebrados com geradores através dos leilões públicos de energia elétrica promovidos pelo Poder Concedente. Em 2009, a Companhia adquiriu a energia necessária ao atendimento de seu mercado das seguintes fontes: Como regra geral, a Companhia repassa aos seus clientes, por meio de suas tarifas, todo o seu custo de compra de energia, com exceção de situações excepcionais previstas na regulamentação aplicável. O negócio da Companhia, incluindo os serviços fornecidos e as tarifas cobradas, está sujeito à regulamentação da ANEEL e do MME. Para mais informações, veja o item 7.5. Efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia. A Companhia também está sujeita aos termos de seu Contrato de Concessão de número 012/97, celebrado com a ANEEL em 06 de Novembro de 1997, que lhe concede o direito de distribuir energia na sua área de concessão até 06 de Novembro de Segmentos operacionais que tenham sido divulgados nas 3 últimas demonstrações financeiras de encerramento do exercício social ou, quando houver, nas demonstrações financeiras consolidadas a. produtos e serviços comercializados A Companhia tem como atividade principal a distribuição de energia elétrica. b. receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia Atualmente as receitas da Companhia decorrem da atividade de distribuição de energia. Em 2009, a Companhia registrou receita líquida de R$1.432,4 milhões oriunda da distribuição de GWh de energia elétrica para aproximadamente 1,15 milhões de clientes (incluindo a receita da disponibilização da rede de distribuição para consumidores livres). c. lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia A segregação do lucro ou prejuízo por segmentos de atuação não é aplicável, considerando que as receitas da Companhia advêm de um único segmento, qual seja, a distribuição de energia elétrica. De toda forma, a tabela abaixo demonstra o lucro da Companhia nos últimos 3 exercícios sociais: 43

44 7.3. Produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2. acima a. características do processo de produção A Companhia não produz a energia que distribui. A Companhia adquire praticamente toda a sua energia por meio de (i) quotas de compra de energia de Itaipu e Programa de Incentivo à Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA); (ii) contrato bilateral equivalente celebrado com a Companhia de Geração Térmica de Energia Elétrica (CGTEE); (iii) contrato bilateral com a AES Uruguaiana 8 e (iv) compra em leilões de energia. b. características do processo de distribuição Área de Concessão A área de concessão da Companhia compreende km², na região Centro-Oeste do Estado do Rio Grande do Sul que se estende por 118 municípios, desde a região metropolitana de Porto Alegre, até a fronteira com a Argentina nas cidades de Uruguaiana e São Borja e com o Uruguai na cidade de Santana do Livramento. O mapa abaixo retrata a área de concessão da Companhia: Rede de Distribuição A Companhia distribui energia numa área de concessão que engloba aproximadamente 1,9% da população do Brasil. Em 2007, sua área de concessão representou aproximadamente 2% do PIB brasileiro e 33% do PIB do Estado do Rio Grande do Sul. A população total da área de concessão é de aproximadamente 3,6 milhões de habitantes. A energia é transferida de geradoras de energia para os clientes por meio de sistemas de transmissão, subtransmissão e distribuição. A transmissão é a transferência em grande volume de energia em voltagens de 230kV ou superiores a partir de instalações de geração e estações de energia a sistemas de subtransmissão e distribuição por meio de uma rede de transmissão. Subtransmissão é a transferência em grande volume de energia que foi transformada de voltagens de 230kV ou superiores para voltagens de 138kV ou 69kV a partir de sistemas de transmissão para os sistemas de distribuição. Distribuição é a transferência de energia que foi transformada de voltagens de 138kV ou 69kV para voltagens de 23kV ou 13.8kV, ou inferiores a partir do sistema de subtransmissão a clientes finais. Os sistemas de subtransmissão e distribuição da Companhia são integrados à rede de transmissão para as regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil, que serve aproximadamente 75,0% do mercado brasileiro de energia, incluindo sua área de concessão. A Companhia vendeu GWh de energia para o mercado cativo por meio de sua rede em 2009 o que corresponde a cerca de 37% do mercado de energia total do estado do Rio Grande do Sul, gerando uma receita liquida da ordem R$ 1.432,4 milhões. A maior parte da energia comprada pela Companhia é de usinas localizadas distante da sua área de concessão e essa energia é transportada através do sistema de transmissão composto por linhas de transmissão e outros equipamentos de alta voltagem, com tensões iguais ou superiores a 230 kv, de propriedade das empresas transmissoras. No Rio Grande do Sul, as instalações de transmissão são basicamente de propriedade da Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE-T). 8 O Contrato de Compra de Energia com a AES Uruguaiana foi rescindido a partir de janeiro de 2010, por meio de um Termo Aditivo ao Contrato e devidamente homologado pela ANEEL 44

45 Subtransmissão (230kV 9, 138kV e 69kV) Anualmente a Companhia realiza estudos de expansão de seu sistema elétrico com o objetivo de garantir o adequado atendimento de seu mercado de energia, com qualidade e continuidade exigida pelas regulamentações do setor elétrico. Nesses estudos são analisados todos os pontos do sistema elétrico que poderão ter algum tipo de restrição de atendimento em função do crescimento do mercado consumidor de energia e para cada um deles são definidas as obras necessárias à eliminação dessas restrições. Estes estudos são realizados em consonância com os estudos da EPE e do ONS no que diz respeito, respectivamente, às expectativas de crescimento da demanda e planos de expansão da rede básica de transmissão e/ou plantas de geração de energia elétrica. Como característica geral, o sistema elétrico da AES Sul é radial, desde o sistema de baixa tensão até o sistema de subtransmissão. Trata-se de um sistema elétrico de médio porte que atende tanto às áreas urbanas densamente povoadas bem como áreas rurais de baixíssima densidade demográfica e de carga. O atendimento a essas áreas de baixa densidade de carga apresenta custos marginais de construção, operação e manutenção mais elevados em relação às áreas urbanas. Além disso, há ainda fortes sazonalidades na área de concessão da Companhia, sendo que a mais acentuada delas está na região da Fronteira-Oeste onde há significativa concentração de lavouras de arroz. Nesta região as demandas máximas são verificadas no período de verão e levam o sistema elétrico a operar próximo de sua capacidade nominal e com importante folga nos demais períodos. Abaixo são descritos, sucintamente, os sistemas elétricos da Companhia. Base 31/12/2009. O sistema de subtransmissão existente na área de concessão da AES Sul é inteiramente radial e composto por km de linhas áreas de propriedade da Companhia Essas linhas de subtransmissão operam nas tensões de138 kv e 69 kv. Nessas linhas de subtransmissão estão conectadas 50 subestações de propriedade da AES Sul, cuja potência instalada é de MVA. Todas as subestações são destinadas ao atendimento do mercado da AES Sul e fazem o rebaixamento da tensão de subtransmissão para o sistema de Média Tensão em 13,8kV ou 23kV. Distribuição (13,8kV e 23kV) O sistema de Média Tensão é composto por km de redes aéreas de média tensão, divididos em 371 alimentadores de distribuição (circuitos primários). Nesses alimentadores estão conectados transformadores de distribuição, os quais suprem igual número de circuitos da Baixa Tensão (circuitos secundários). O sistema de Baixa Tensão é constituído de km de redes aéreas e opera nas tensões de 220/127V ou 380/220V. Nas áreas urbanas esses sistemas de Baixa Tensão são tipicamente trifásicos e nas áreas rurais são normalmente monofásicos e supridos por um sistema de média tensão também monofásico (sistema Monofásico com Retorno por Terra (MRT). Subestação Móvel Além do sistema elétrico descrito, a AES Sul possui uma subestação móvel de 25MVA que pode ser conectada nas tensões 69kV ou 138kV e tem a capacidade de fazer o rebaixamento, para a Média Tensão, em 13,8kV ou 23kV. Esta subestação móvel é utilizada em situações de contingência ou quando há necessidade de grandes obras nas subestações. Com a mesma finalidade a Companhia possui, ainda, um transformador móvel de 30MVA e mesmas tensões (69kV-138kV / 13,8kV-23kV. Planos de Contingência A Companhia possui planos de contingência apropriados para as diversas potenciais situações de falhas que podem ocorrer no sistema de distribuição de energia elétrica. Por exemplo, para situações de contingência em transformadores de potência instalados nas subestações, há planos de manobras de carga previamente elaborados e testados para as diversas situações e estes servem de base para o treinamento das equipes de operação do sistema. Desta forma, as manobras de carga são realizadas no menor tempo possível evitando ao máximo os transtornos decorrentes de uma pane em subestações. Igualmente em nível de média e baixa tensão os planos de contingência são elaborados tanto para situações normais de operação quanto para situações em que a adversidade atmosférica implique em grande volume de interrupções. São acompanhados em tempo real os circuitos e transformadores desenergizados, sua localização e o número de clientes sem energia. Isto permite direcionar o esforço das equipes de manutenção para as situações mais críticas e que envolvem o maior número de clientes ou para situações de risco de acidente elétrico concreto, conforme o caso. Da mesma forma, via convênio com centros de pesquisa do tempo, acompanha-se em tempo real a evolução de eventuais tempestades que possam exigir ações específicas como realocação de equipes para determinadas áreas. A manutenção e expansão da rede de distribuição da Companhia em geral exigem a construção de novas instalações e a instalação de novos equipamentos. Esta expansão pode sofrer atrasos por diversas razões, inclusive problemas ambientais e de engenharia imprevistos. Entretanto, eventuais perdas resultantes de insuficiências na rede de distribuição da Companhia devidas a atrasos na construção e instalação de equipamentos são em geral reduzidas porque seu sistema de distribuição está projetado para suportar sobrecargas temporárias dentro de limites prédefinidos e monitorados, e seus planos de manutenção e expansão em geral contemplam soluções de construção alternativas. Investimentos em Serviços ao Consumidor, Expansão e Melhoria Nos últimos anos a AES Sul realizou níveis de investimento em serviços ao consumidor, expansão e melhoria da rede elétrica, adequados ao atendimento do mercado consumidor com a qualidade requerida no fornecimento de energia. 9 A Companhia possui uma linha de transmissão em 230 kv, de aproximadamente 14 km de extensão, que atua como se de subtransmissão fosse, na medida em que atende a um único cliente cativo 45

46 No ano de 2009 a Companhia priorizou investimentos em subestações, destacando-se, abaixo, as principais ações: Construção de nova linha de transmissão Candelária x Centro Serra de 42 Km, ligando os municípios de Candelária e Sobradinho; Instalação de telecomando nas subestações de São Pedro, Alegrete 4, Uruguaiana 4, Harmonia e Itaqui; Instalação de bancos de capacitores nas subestações de São Gabriel, São Leopoldo, Esteio, Uruguaiana 2, Uruguaiana 4 e São Sebastião do Caí; Construção de novos alimentadores nas subestações Santa Maria 4 e Santa Cruz 1. Os investimentos e manutenção e melhorias também é foco da Companhia. As principais ações tomadas e em andamento são: Manutenção preventiva em circuitos primários; Reforma de circuitos secundários; Incremento da automação da distribuição e modernização de equipamentos de subestações A tabela abaixo apresenta a evolução dos investimentos totais da empresa, nos últimos 3 anos, destacando os investimentos no sistema elétrico dos demais segmentos. Desempenho do Sistema A tabela a seguir mostra informações a respeito das perdas de energia elétrica da Companhia, não incluindo perdas de transmissão (Rede Básica) relacionadas à sua rede, e a frequência e duração equivalente de interrupções de energia por cliente por ano e ainda o Tempo Médio de Atendimento (TMA), nos períodos indicados: Perdas de Energia Costuma-se classificar as perdas de energia em dois tipos: técnicas e não técnicas ou comerciais. As técnicas são aquelas que ocorrem no curso regular da distribuição de energia da Companhia (perdas por aquecimento de cabos e equipamentos instalados na rede, por exemplo), enquanto as perdas comerciais resultam de ligações ilegais e furto, erros de cadastro e medição, avarias em medidores e equipamentos de medição, e por fraudes. As perdas técnicas da Companhia são calculadas através de software especialista, desenvolvido pelo núcleo de estudos da Universidade de São Paulo (USP) e que atualmente é comercializado pela Daimond. O sistema utiliza dados técnicos da rede e as medidas de demanda e energia elétrica para realizar os cálculos necessários. A perda elétrica total anual é calculada com base no Critério de Perdas Físicas. Compara-se o total de energia injetada durante o período em análise no sistema elétrico da AES Sul, medido na fronteira elétrica entre o sistema de transmissão da rede básica e o sistema de distribuição da Companhia com o volume de energia faturada no mesmo período. O montante físico das perdas elétricas é a diferença entre esses dois montantes reduzidos pelo montante das energias retroativas faturadas referentes à recuperação de perdas não 46

47 técnicas. O índice de perdas é um percentual do montante de energia injetada e, portanto, diretamente afetado pelo volume de energia que circula no sistema. Com base nesta metodologia, a perda física total apurada em 2009 foi de 8,55%, comparada a 8,17% em 2008 e 8,20% em O aumento percentual nas perdas totais em 2009 decorre principalmente do menor volume de energia que transitou pela rede da AES Sul em função do menor consumo da classe industrial devido a crise financeira mundial. Os volumes de perdas totais foram, respectivamente, para os anos de 2008 e MWh e MWh. Em termos de perdas não técnicas não houve variação relevante nesse período 10. O índice de perdas de energia da AES Sul, principalmente as perdas não técnicas, é bastante baixo quando comparado às demais distribuidoras de energia brasileiras, estando, pelo menos nos últimos 3 anos, entre as 3 melhores empresas do Brasil na gestão de perdas, segundo a avaliação da Associação Brasileira de Distribuidoras de Energia Elétrica (ABRADEE). Desde a sua privatização, a AES Sul dedicou especial atenção às perdas elétricas acompanhando de perto a sua evolução e direcionando os recursos necessários para mantê-las sob controle e em nível de benchmarking do setor elétrico brasileiro. No período de 2007 a 2009, foram realizadas mais de 138,6 mil inspeções, identificando-se aproximadamente 21 mil irregularidades nos sistemas de medição. Nesse período foram regularizadas 6,2 mil ligações clandestinas que estavam conectadas na rede de distribuição da concessionária sem que a energia consumida fosse faturada pela Companhia. Além disso, a Companhia substituiu 3 mil medidores obsoletos e levantou e recadastrou mais de 100 mil pontos de Iluminação Pública onde havia cerca de 8% de perdas em relação à energia vendia a esse segmento de clientes. O programa de redução de perdas da AES Sul consiste em medidas relacionadas ao mapeamento da perda de energia, uso de novas tecnologias de detecção e coibição de fraudes, treinamento de equipes, disponibilização de canais de denúncias, regularização de instalações que estão consumindo energia indevidamente com a adoção do conceito de redes protegidas, blindagem de centros de medições, análise de memórias de massa de consumidores ligados em média e alta tensão, redução de perdas em Iluminação Pública, entre outras. Com esse programa a Companhia faturou, em média, 23,7 GWh/ano de energia retroativa e arrecadou mais de R$ 24 milhões neste período. Além disso, adicionou ao mercado da Companhia aproximadamente 72 GWh de energia nesses últimos 3 anos. Interrupções de Energia Desde a privatização, os indicadores de qualidade da Companhia têm apresentado significativas melhorias, reflexo de uma atuação focada nas causas das interrupções no fornecimento de energia elétrica e da aplicação de tecnologia e soluções de engenharia mais eficientes. Os principais indicadores de qualidade são a Duração Equivalente por Consumidor (DEC), que indica o tempo total anual de interrupção, que, em média, cada consumidor sofreu durante o período de um ano, e os valores de Frequência Equivalente por Consumidor (FEC), que mostra quantas vezes no ano em média houve interrupções. Desde 1997 houve uma redução significativa da frequência das interrupções demonstrando a melhoria da qualidade do serviço prestado, efeito direto das ações de gestão adotadas. Em 1999, o DEC registrado foi de 18,26 horas e o FEC foi de 17,11 vezes. Em 2009, os valores foram respectivamente de 20,7 horas e 11,89 vezes, representando uma melhoria de 31% no indicador de frequência de interrupções.. A piora no indicador de duração das interrupções se explica pelo fato de que a área de concessão da Companhia é com bastante frequência, em especial, mas não só em 2009, severamente afetada por condições climáticas adversas. É comum ocorrerem eventos climáticos, com chuvas, ventos e descargas atmosféricas de grande intensidade, o que, aliado a extensão da área de concessão de quase 100 mil km2, com extensas áreas rurais e de matas nativas, dificultam a restauração do sistema, muitas vezes até, por absoluta impossibilidade de se acessar determinadas áreas durante, e por vezes, por vários dias após tais eventos climáticos. As principais ações implementadas pela Companhia, objetivando a melhoria destes indicadores foram: Incremento da potência instalada em circuitos de distribuição existentes e instalação de novos; Incremento da automação, por meio da instalação de chaves sob carga e religadores digitais telecomandados, totalizando um parque de 260 equipamentos automatizados na distribuição ate o final de 2010; Substituição e ampliação do sistema SCADA de automatização de subestações; Contratação de 55 equipes adicionais (45 equipes leves de emergência e 10 equipes de podas), 11 novos operadores para o Centro de Despacho e 11 técnicos novos para as Regionais; Aquisição de 24 veículos equipados com escadas metropolitana (equipamentos mais modernos); Aplicação de novas tecnologias na utilização de postes de reposição de emergência; Digitalização de subestações; Incremento da automação, por meio da instalação de chaves sob carga e religadores digitais telecomandados, totalizando um parque de 61 equipamentos automatizados na distribuição ate 2009, sendo que o plano até 2013 prevê a instalação de mais 280 equipamentos; Investimentos em manutenção, adequação de não conformidades e ampliação da capacidade dos sistemas de subtransmissão e de distribuição; Intensificação do Plano de Manutenção da Distribuição nas ações de poda de árvores, instalação de espaçadores de baixa tensão e substituições de postes de madeira por postes de concreto, isoladores e conexões; Inserção de novas ações no Plano de Manutenção da Distribuição, as quais são: instalação de chaves repetidoras, espaçadores e amortecedores de média tensão; 10 O total de energia medida na fronteira entre os sistemas de transmissão e distribuição inclui a energia para os clientes livres existentes na área de concessão da Companhia. Este montante não pode ser comparado com a energia vendida pela AES Sul que reflete apenas a energia faturada aos seus clientes cativos. 47

48 Substituição de equipamentos obsoletos que tenham impacto direto sobre o fornecimento de energia elétrica; Plano Safra: ações especiais aplicadas no período de novembro a março e que visam à agilização do atendimento as regiões de safra pelo aumento significativo do consumo em função do cultivo de arroz irrigado; Plano de manutenções preventivas visando reduzir a interrupção de equipamentos que já apresentaram defeitos; Constante monitoramento meteorológico visando à identificação de condições climáticas desfavoráveis e que possam ter impacto direto sobre o desempenho do sistema, permitindo a antecipação de estratégias de atendimento e dimensionamento de turmas de emergência; Trabalhos em linha viva, reduzindo o tempo e a quantidade de interrupções programadas; Atualização de equipamentos e veículos que permitam maior agilidade no atendimento de ocorrências. Dentre estes se destacam as cestas aéreas e escadas metropolitanas que permitem maior mobilidade de trabalho para as equipes de manutenção. Os gráficos abaixo indicam a frequência e duração de interrupção do fornecimento de energia pela Companhia em comparação com a média das ocorrências no Brasil e com a meta da ANEEL: Fonte: ANEEL os dados de 2009 para Brasil ainda não estão disponíveis e por este motivo não constam dos gráficos acima..a partir de 2004, a ANEEL passou a avaliar separadamente cada conjunto do sistema da Companhia. Isto significa que os 132 conjuntos passaram a ter seu próprio Padrão ANEEL máximo de DEC e FEC. Sendo assim, não existe mais um padrão para os indicadores de 48

49 qualidade como um todo monitorado pelo regulador, porém este valor consolidado de todos os conjuntos é utilizado como referência para análise da performance geral da Companhia. Tarifas As tarifas aplicadas pela Companhia aos seus clientes consumidores de energia elétrica são determinadas de acordo com o Contrato de Concessão e com a regulamentação estabelecida pela ANEEL. O Contrato de Concessão da Companhia e a regulamentação estabelecem um teto (price cap) para as tarifas e prevêem Reajustes Anuais de Tarifas (IRT), Revisões Tarifárias Periódicas (RTP) e Revisões Tarifárias Extraordinárias (RTE). As tarifas são determinadas conforme os diversos níveis de tensão ou voltagem em que os clientes são atendidos pela concessionária, conforme determina a legislação do setor elétrico. Clientes do Grupo A são aqueles atendidos em alta tensão, ou seja, tensão igual ou superior a 2,3kV, enquanto clientes do Grupo B são aqueles atendidos em baixa tensão, ou seja, tensão inferior a 2,3kV no caso da AES Sul, 380/220V ou 220/127V. As tarifas para clientes do Grupo A variam de acordo com a tensão de atendimento, período do ano que ocorre o fornecimento (período úmido ou seco) e na hora do dia da utilização da energia (horário de ponta ou fora do horário de ponta). As tarifas deste grupo apresentam duas componentes: uma tarifa de demanda e uma tarifa de energia. A tarifa de demanda refere-se à capacidade do sistema alocada a cada cliente, expressa em R$/kW, sendo faturada pelo maior valor entre (i) demanda firme contratada ou (ii) demanda efetivamente registrada. A tarifa de energia, expressa em R$/MWh, se baseia no volume de energia efetivamente consumido durante um período de fornecimento, que geralmente é de 30 dias. Parte dos clientes do Grupo A, dependendo da tensão ou voltagem de fornecimento e demanda contratada se qualifica como consumidores potencialmente livres nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, podendo observados os limites legais e contratuais, adquirir energia de outro fornecedor que não a Companhia. Neste caso, estando esse cliente conectado ao sistema de distribuição da Companhia deve pagar mensalmente à AES Sul a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) que representa a remuneração do capital investido e a reposição dos custos operacionais e de manutenção dessas linhas e redes, além dos encargos setoriais inerentes. No Grupo B, as tarifas são cobradas com base em apenas um componente: a energia efetivamente consumida expressa em R$/MWh. O Grupo B é subdividido em: clientes residenciais, residenciais de baixa renda, rurais, iluminação pública, comerciais e industriais de baixa tensão e outras classes, tendo cada um dos subgrupos uma tarifa específica. A tabela abaixo mostra, em números não auditados, informações sobre tarifas médias de energia relativas às vendas de energia da Companhia durante os períodos indicados. Clientes residenciais de baixa renda são considerados um subgrupo dos clientes residenciais e não estão sujeitos a pagamento de taxas emergenciais e de capacidade emergencial ou qualquer tarifa extraordinária imposta pela ANEEL. De acordo com as regras atuais, um cliente residencial de baixa renda é qualquer cliente monofásico que (1) consome menos de 80 (kilowatts hora (kwh) por mês, (2) não teve consumo de energia superior a 160 kwh por mês mais de duas vezes durante qualquer período de doze meses ou (3) consumiu entre 80 kwh e 220 kwh mensalmente nos doze meses anteriores e apresentou requerimento para receber benefícios comprovando ser beneficiário de qualquer dos programas sociais do governo federal. Reajuste Tarifário de 2009 Em 14 de abril de 2009, em Reunião Pública da Diretoria da ANEEL, foi autorizado um reajuste tarifário médio de 17,38% à Companhia, a ser aplicado proporcionalmente aos seus consumidores a partir do dia 19 de abril de 2009 e até 18 de abril de 2010, nos termos da Resolução Homologatória da ANEEL nº 809 de 14 de abril de O reajuste autorizado pela ANEEL em 14 de abril de 2009 é composto pelos seguintes itens: 49

50 Parcela A A Parcela A foi corrigida em 10,27%. A participação positiva de 7,24% no reajuste econômico refere-se a: i) Encargos Setoriais: Aumentaram 15,44%, principalmente devido ao aumento do repasse do PROINFA (R$33 milhões contra R$19 milhões no IRT de 2008, resultado de projeção efetuada pela ANEEL calculada com base na diferença entre o Custo Variável Unitário (CVU) das usinas despachadas e o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD) médio previsto para os próximos 12 meses e à projeção do Encargo de Energia de Reserva (EER), considerado neste montante, em conformidade com o Decreto 6353, de janeiro de O referido encargo se destina a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional (SIN). ii) Energia Comprada: A variação positiva de 29% deve-se principalmente ao aumento dos custos de compra de energia de Itaipu, decorrentes de: (a) Desvalorização do Real em relação ao Dólar (R$ 2,3152/US$ no IRT de 2009 contra R$1,7491/US$ no IRT de 2008, variação de 32,37%); (b) Aumento da tarifa em dólar de Itaipu (de US$ 23,0270/kW para US$ 25,0298/kW, aumento de 8,7%); (c) Preço médio ponderado dos leilões de energia para os próximos 12 meses (de R$ 92,36/MWh para R$ 96,11/MWh, aumento de 4,06%). iii) Encargos de Transmissão: A variação positiva de 8,96% deve-se principalmente ao aumento dos custos da rede básica (R$146 milhões contra R$134 milhões no IRT de 2008) decorrentes do fim do diferimento do resultado das Revisões Tarifárias das Transmissoras e de novas obras no sistema. Parcela B O índice de ajuste da Parcela B foi 6,07%. A participação de 1,79% em relação ao Índice de Reajuste Tarifário resulta da combinação dos seguintes componentes: 1. IGP-M de 6,27%, dos 12 meses findos em 30 de março de 2009, e 2. Fator X equivalente a 0,20%, composto por: Xa de 0,20%, fruto da diferença negativa entre o IGP-M (6,27%) e o IPCA (5,61%) no período tarifário, e Xe de 0% Componentes Financeiros Dentre os componentes financeiros aplicados a este Reajuste Tarifário, que somam R$147 milhões, há os seguintes principais aspectos: R$12 milhões negativos referentes aos efeitos da finalização do 2º processo de RTP (que passou a ser definitivo em 2009) da concessionária, provisório desde 2007; Efeito positivo de R$26 milhões, decorrente da aplicação da regra definida na Resolução Normativa 305/08, que resultou no recálculo da Conta de Compensação de Variação de Valores dos Itens da Parcela A (CVA) de energia e dos custos de sobrecontratação de energia comprada, referentes a 2005, 2006 e 2007; Efeito positivo de R$5 milhões para cobrir o déficit do Programa Luz para Todos, investimentos adicionais não cobertos pela receita após a revisão de 2008 até a data do reajuste de 2009; e Efeito positivo de R$14 milhões decorrente do valor previsto do subsídio de baixa renda, subsídios de incentivo a fontes alternativas de energia, para irrigação e para Cooperativas de Eletrificação Rural no período de abril de 2008 a março de O valor incluído RTP de abril de 2008 não foi suficiente comparado ao valor efetivamente concedido neste período, conforme critério utilizado pela ANEEL. 50

51 Revisão Tarifária As principais alterações efetuadas pela ANEEL em relação à revisão provisória de 2008 são apresentadas a seguir: Empresa de Referência: R$ 215 milhões; Taxa de Remuneração de 6,72% sobre os ativos construídos com recursos oriundos da Reserva Global de Reversão (RGR), mormente, ativos do Programa Luz para Todos (PLPT); Perdas Regulatórias de energia, conforme apresentado na tabela abaixo 11 ; Fator Xe de 0%, que contempla o plano de investimentos regulatórios a ser realizado no período de abril de 2008 à março de 2013 e corresponde a R$ 704 milhões, a preços de abril de Para mais informações sobre o Plano de Investimentos veja o item 4.1.a Fatores de Risco que Podem Influenciar a Decisão de Investimento em Valores Mobiliários de Emissão da Companhia Relacionados à Companhia deste Formulário de Referência. Procedimentos de Faturamento Os clientes da Companhia são faturados de acordo com as seguintes Tarifas: Grupos A e Grupo B; O Grupo A é dividido em Sub-Grupos (A1, A2, A3 e A4) para cada Tipo de Tarifa; No Tipo de Tarifa Convencional aplica-se a tarifa correspondente a esse grupo tanto para consumo e demanda independente do horário ou dia do mês. No tipo de tarifa horosazonal Azul leva-se em conta o horário (consumo de ponta e fora de ponta) e o período do ano (período úmido e seco) em que a energia é consumida. O período úmido vai dos meses de dezembro de um ano à abril do outro ano e o período seco vai dos meses de maio à novembro de cada ano. O horário de ponta é o período definido pela Companhia e composto por três horas diárias consecutivas, exceção feita aos sábados, domingos e feriados nacionais, considerando as características do seu sistema elétrico. O Grupo B é dividido em Sub-Grupos, Residencial, Residencial Baixa Renda, Rural, Comércio e Serviços, Industrial, poderes públicos, serviços públicos e Iluminação Pública Os Clientes enquadrados como Residencial Baixa Renda, possuem uma tarifa escalonada por faixa de consumo, e para os demais Sub-Grupos aplicam-se a correspondente tarifa única. Os clientes do Grupo A são todos aqueles que recebem energia na Rede de Tensão igual ou superior de 2,3 kv, com a característica de possuírem Cabine Primária (Média Tensão) ou Estação de Transformação (Alta Tensão). Os clientes do Grupo B são todos aqueles que recebem energia na Rede de Tensão inferior a 2,3 kv. As leituras de medidores e a emissão das faturas são feitas mensalmente para todos os clientes. As faturas são preparadas a partir de leituras de medidores ou com base no consumo estimado. Clientes de baixa tensão recebem as faturas em até dois dias úteis após a leitura do medidor, com vencimento em cinco dias úteis após a data da apresentação da fatura. Em caso de inadimplência, um aviso de falta de pagamento é incluído na fatura do mês seguinte enviada ao cliente e é concedido um prazo de 15 dias para o pagamento do montante vencido. Caso o pagamento não seja recebido nesse prazo, o cliente fica sujeito a suspensão do fornecimento. Clientes atendidos em média ou alta tensão recebem faturas mensalmente, com vencimento em cinco dias úteis após a data de entrega da fatura. Em caso de falta de pagamento, um aviso é enviado ao cliente em até quatro dias úteis após a data de vencimento, concedendo-lhe um prazo de 15 dias para que seja efetuado o pagamento. Caso o pagamento não seja efetuado nesse prazo, o cliente fica sujeito à suspensão do fornecimento de energia elétrica. Diariamente são identificados pelo Sistema de Gestão Comercial (SGC) os clientes passíveis de suspensão do fornecimento de energia devido à inadimplência e que tenham sido notificados quanto ao débito existente há pelo menos 15 dias, a fim de que as ordens de serviço de suspensão do fornecimento de energia sejam programadas para execução. A programação do desligamento das instalações inadimplentes é realizada com base na capacidade de execução das equipes e busca da melhor logística versus montante de dívida. A Provisão Para Créditos de Liquidação Duvidosa (PCLD) adicional anual da Companhia, nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2007, 31 de dezembro de 2008 e 31 de dezembro de 2009 foi, respectivamente R$ 15 milhões; R$ 16,8 milhões e; R$ 15,3 milhões. Em comparação com a receita bruta de cada um desses exercícios esses incrementos de PCLD representaram, respectivamente, 0,7%; 0,8% e; 0,7% 11 As perdas não técnicas apresentadas nesta tabela são calculadas pelo regulador tomando por base apenas o mercado de baixa tensão. Para a determinação das perdas não técnicas totais é necessário calculá-las com base no mercado total da Companhia. Em 31/12/2009, as perdas não técnicas da Companhia foram de 1,7% enquanto as perdas totais foram de 8,55%. 51

52 Tarifas de Transmissão e Conexão As Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) tem por objetivo cobrir os custos associados ao serviço de transporte da energia elétrica no sistema elétrico brasileiro, ou seja, desde os parques geradores de energia elétrica até os centros de consumo. Sendo o Brasil um país continental com geração predominantemente hidráulica, as usinas, em regra, encontram-se afastadas dos centros de carga, tornando-se necessária uma extensa rede de linhas de transmissão e de subestações interconectadas em tensão igual ou superior a 230 kv. No conjunto essas instalações são denominadas de Rede Básica de Transmissão, ou simplesmente Rede Básica, ou ainda, Rede de Transmissão e tem a função de transportar a energia desde as geradoras até os centros de consumo. A operação, coordenação e controle desta rede de básica são de responsabilidade do Operador Nacional do Sistema (ONS), pessoa jurídica de direito privado, autorizado do Poder Concedente, regulado e fiscalizado pela ANEEL. As concessionárias de transmissão são remuneradas através de uma Receita Anual Permitida (RAP) definida e homologada pela ANEEL por meio dos Leilões de Transmissão ou de Resoluções Autorizativas. Esta RAP deve ser suficiente para remunerar os investimentos das transmissoras, os custos de operação e manutenção das instalações, inclusive os custos relativos aos centros de operação do sistema, aos serviços de telecomunicação e da transmissão de dados, além dos tributos e encargos setoriais. Assim, a TUST têm a finalidade de arrecadar os montantes associados a RAP de cada transmissora, sendo que estas tarifas são estabelecidas anualmente pela ANEEL na mesma data em que ocorre o reajuste da RAP das transmissoras, ou seja, em 1 de julho de cada ano. A TUST é aplicada a todos os usuários do sistema de transmissão, neste caso: Distribuidoras, geradores, consumidores livres e agentes importadores e/ou exportadores de energia, exceto aqueles conectados às Demais Instalações de Transmissão (DIT) 12. O cálculo destas tarifas é realizado a partir de simulação de um programa computacional, chamado Programa Nodal, que utiliza como dados de entrada: a configuração da rede, representada por suas linhas de transmissão, subestações; as demandas de geração e de carga do sistema; a receita total a ser arrecadada e de alguns parâmetros estabelecidos pela ANEEL. Salienta-se que a receita total do sistema a ser paga às concessionárias de transmissão, além de ser composta pela RAP, é formada também por parte do orçamento do ONS, por uma Parcela de Ajuste, que correspondente às diferenças de arrecadação do período anterior, e por uma previsão de receita para pagamento de instalações de transmissão que irão entrar em operação ao longo do período considerado. Desta forma, pela metodologia utilizada pela ANEEL as tarifas de transmissão são aplicadas proporcionalmente ao uso que cada agente faz deste sistema, ou seja, são estabelecidas tarifas específicas para cada ponto de conexão com este sistema de transmissão, à razão da demanda contratada pelos agentes em cada um destes pontos de conexão. Pesquisa e Desenvolvimento Programa de Eficiência Energética (PEE) O Contrato de Concessão da Companhia exige que a AES Sul apresente e depois de aprovados, execute projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética (EE) nos quais deve aplicar 1% de sua Receita Operacional Líquida (ROL). Os investimentos nesse programa destinam-se a melhorar a qualidade do serviço promover o uso eficiente e racional da energia elétrica. A Companhia via os projetos apresentados, segue as diretrizes gerais do Programa e objetiva fortalecer o relacionamento com seus clientes oferecendo-lhes oportunidades de atualizar equipamentos, lâmpadas etc. reduzindo o consumo de energia elétrica sem qualquer perda em seus processos de trabalho ou conforto luminoso. Os percentuais de aplicação pela empresa são de 0,2% em projetos de P&D e 0,5% em projetos de EE e os percentuais de recolhimento de encargos são de 0,2% ao Ministério de Ciência e Tecnologia (MCT)/(FNDCT) e 0,1% ao Ministério de Minas e Energia (MME)/(EPE), regidos pela Lei de 2000 e pelas Resoluções 300 e 316 de A recentemente aprovada Lei de 2009 determina que 60% da verba destinada a eficiência energética seja aplicada em projetos para comunidades de baixo poder aquisitivo. O programa de Eficiência Energética da Companhia destina-se a beneficiar seus clientes através de projetos que contemplem ações como a substituição de equipamentos elétricos e lâmpadas por equipamentos eficientes nos segmentos de clientes industriais, comerciais e residenciais, além de levantes hidráulicos especificamente no setor de orizicultura na fronteira Oeste do Rio Grande do Sul onde se concentram as lavouras de arroz. Também em hospitais filantrópicos, escolas públicas, prédios públicos, projetos educacionais e de responsabilidade social e atendimento a comunidades de baixo poder aquisitivo, contribuindo para o processo de inclusão social. Todas essas ações, além de contribuir para economia de energia elétrica e, consequentemente, melhorar a qualidade de vida e de segurança das pessoas beneficiadas contribuem para a diminuição da inadimplência. Os investimentos da Companhia em Programas de Eficiência Energética foram de R$14,5 milhões em 2007, R$5,7 milhões em 2008 e R$11,9 milhões em O programa de Pesquisa e Desenvolvimento da Companhia está alinhado à sua estratégia e investe em tecnologias inovadoras nos processos técnicos, comerciais e operacionais para a Companhia, adicionando valor como ativo intangível da Companhia e trazendo resultados em várias linhas de pesquisa, como segurança, redes inteligentes, otimização da operação do sistema elétrico, meio ambiente, equipamentos e sistemas inovadores, entre outros. Anualmente, a Companhia investe em projetos relacionados aos processos técnicos, comerciais e operacionais no desenvolvimento de tecnologias mais eficazes; na segurança de colaboradores e empregados terceirizados e na promoção de iniciativas sustentáveis para as comunidades. A Companhia investiu R$2,9 milhões em 2007, R$1,6 milhão em 2008 e R$3,6 milhões em 2009 em Programas de Pesquisa e desenvolvimento. 12 DIT são linhas de subtransmissão que não integram a rede básica de transmissão. 52

53 Sistemas Computacionais A AES Sul possui em sua estrutura organizacional uma Gerência de Tecnologia da Informação que trabalha de forma integrada com as áreas de tecnologia da informação das empresas do Grupo AES, em especial, mas não só no Brasil. O objetivo é o de assegurar a integridade e segurança das informações corporativas e suportar a tomada de decisões. Além de contar com um grupo de profissionais próprios qualificados, a Companhia utiliza extensivamente o suporte de empresas especializadas em serviços de infra-estrutura e desenvolvimento de sistemas. As praticas adotadas pela área de Tecnologia da Informação (TI) estão alinhadas com os frameworks internacionais de governança de TI, tais como Control Objectives for Information and Related Technology (COBIT), Information Technology Infrastructure Library (ITIL), ISO e outras. A AES Sul dispõe, atualmente, 50 sistemas de aplicação, compreendendo desde soluções de mercado até sistemas legados. Entre estes sistemas destaca-se o SAP R/3 (Sistema de Gestão Integrada), Geographic Information System (GIS) que dá suporte ao georreferenciamento de todos os ativos elétricos da Companhia, Sistema de Gestão Comercial (SGC) e Sistema de Gestão de Incidências (SGI). Alguns sistemas são considerados extremamente críticos pelo fato de suportarem serviços de atendimento aos clientes, tais como os sistemas SGI e SGC e por isso merecem especial atenção e disponibilidade permanente de equipe apta a intervir em caso de falha. A área de Tecnologia da Informação em conjunto com as áreas de negócio da Companhia implantou em outubro de 2008 o Projeto Gestão de Ativos Fixos (GAFIX), que visa garantir o sincronismo dos ativos físicos instalados em campo, registrados no sistema GIS, com os registros contábeis (SAP R/3) através de integração via plataforma SAP Net Weaver, com excelente relação custo-benefício. O produto final é uma solução integrada para o gerenciamento de obras de construção e manutenção de redes elétricas. Através desta solução os usuários elaboram os projetos elétricos de forma gráfica via Designer, que é a ferramenta de projetos do GIS, realizando automaticamente consultas ao SAP R/3, para a geração das relações de materiais e serviços, estimativas de custos, além de um pré-cadastro, mantendo as bases, física e contábil, atualizadas atendendo a regulamentação do setor elétrico. A Companhia é pioneira no setor elétrico em termos de integração desses sistemas sendo, atualmente, a única a utilizar essas ferramentas de forma integrada. Em 2009, foi disponibilizado para todos os níveis da empresa, um aplicativo que permite o acompanhamento da situação da empresa em tempo real através de indicadores. Via esse aplicativo podem ser disponibilizados quaisquer indicadores que se queira monitorar agindo como um efetivo painel de controle. Destaca-se que através desse painel, são acompanhadas em tempo real as condições meteorológicas, as interrupções de energia indicando quantos transformadores e circuitos estão desenergizados, onde estão localizados e quantos clientes estão sem energia. Dispõe ainda de informações sobre o volume de chamadas direcionadas ao Call Center que é um importante indicador instantâneo do comportamento dos clientes ante o desempenho da Companhia. Ainda no ano de 2010 a Companhia planeja disponibilizar nesse painel de indicadores informações relativas ao Projeto GAFIX Gestão de Ativos Fixos, obtidos a partir de um sistema de Business Intelligence (BI) que é o módulo Business Warehouse (BW) do SAP/R3, implantado recentemente. Da mesma forma, informações relativas ao mercado de consumo de energia elétrica poderão ser integradas a partir do sistema de BI da Cognus utilizado para analisar e projetar o mercado de consumo de energia elétrica. A utilização desses sistemas garante a disponibilização de informações gerenciais estratégicas e que permite à administração tomar as medidas corretivas necessárias no caso de eventuais desvios em relação aos objetivos planejados. Compartilhamento de Plataforma de Tecnologia da Informação (TI) e licença de uso do software SAP A AES Sul celebrou um Contrato com a AES Big Sky LLC ( ABS ), em 27 de dezembro de 2005, que tem por objeto a aquisição de licenças de uso do software SAP ERP R/3 limitadas a 420 usuários. Este contrato tem prazo de 3 anos, com renovação anual automática e prevê pagamento de taxa de manutenção anual das referidas licenças contratadas de US$ 13,9 mil. Este contrato foi aprovado pela ANEEL através do Despacho 1877 de 11/08/2006. A AES Sul celebrou um Contrato de Prestação de Serviços com a AES Big Sky LLC ( ABS ), em 3 de outubro de 2007, que tem por objeto a prestação de serviços de gerenciamento e administração da plataforma SAP, incluindo hospedagem no data center, suporte, gerenciamento de rede e determinadas tarefas correlacionadas on demand. Este contrato tem prazo de 5 anos e será automaticamente renovado por períodos sucessivos de 1 ano. Os gastos mensais médios com o referido contrato são de aproximadamente US$ 36,3 mil. Este contrato foi aprovado pela ANEEL através do Despacho 1334 de 02/04/2008. Para mais informações sobre estes contratos, veja o item 16. Transações com partes relacionadas deste Formulário de Referência. c. características do mercado de atuação Para maiores informações sobre características gerais do mercado de atuação, veja o item 7.5 Efeitos Relevantes da Regulação Estatal Sobre as Atividades da Companhia neste Formulário de Referência. i. participação em cada um dos mercados O Contrato de Concessão da Companhia prevê exclusividade para a distribuição de energia dentro de sua área de concessão (monopólio natural da rede de distribuição), não se incluindo aí a venda de energia para os clientes livres. A legislação do setor elétrico prevê que, sob determinadas condições, alguns de seus clientes possam se tornar consumidores livres, adquirindo energia elétrica diretamente de geradoras ou comercializadoras de energia 13. O preço de compra de energia (commodity) no Ambiente de Contratação Livre (ACL) é negociado diretamente entre as partes e paga diretamente ao fornecedor. Caso o cliente que opte pelo mercado livre esteja conectado ao sistema de distribuição ou subtransmissão da Companhia, pagará a esta, mensalmente, os encargos setoriais inerentes e a TUSD. 13 Para mais informações sobre clientes livres, veja nota de rodapé no item 4.1 h. 53

54 Se estiver conectado à rede básica, deverá pagar à transmissora a TUST. Essas tarifas representam a remuneração do capital investido nas linhas e redes e a reposição dos custos operacionais e de manutenção das mesmas. A migração de clientes para o mercado livre se intensificou após o racionamento/racionalização do uso de energia elétrica em 2001/2002 devido à redução dos preços no mercado livre em função da sobre oferta de energia então verificada. Atualmente esse mercado está bastante estável, com raras migrações devido à incerteza quanto ao preço futuro e também em função das regras de retorno dos clientes livres para o mercado regulado atendido pela Companhia. Esse retorno somente pode ocorrer cinco anos após a comunicação formal dessa intenção por parte do cliente à Companhia ou em prazo menor, à critério da concessionária. Para os clientes atendidos por fontes alternativas de energia, o retorno ao mercado cativo se dará em 180 dias após a comunicação formal dessa intenção à Companhia. Em 31/12/2009 a Companhia possuía nove clientes em sua área de concessão e conectados ao sistema de distribuição que compravam energia de outros fornecedores e que pagam à Companhia a TUSD e os encargos setoriais que lhes cabem. Para mais informações sobre este tópico veja o item 4.1 h Fatores de Risco Relacionados à Regulação dos Setores da Economia Onde Atua De forma complementar, consumidores com grande capacidade instalada podem, mediante autorização da ANEEL, migrar, às suas expensas, sua conexão para a rede básica, afetando diretamente a rentabilidade da Companhia, pois deixariam de pagar pela tarifa de uso do sistema de distribuição, Embora isso seja um risco em si, os grandes clientes da AES Sul, aptos a migrar para a rede básica já o fizeram. São os clientes do Pólo Petroquímico de Triunfo. Afora estes a Companhia possui um único cliente conectado em 230 kv, porém, este ativo é da distribuidora e os custos de operação e manutenção e a remuneração do investimento são pagos pelo cliente através de uma anuidade e não através da TUST, conforme autorizado pela ANEEL. ii. condições de competição no mercado d. Vantagens Competitivas A Companhia acredita possuir um conjunto de vantagens competitivas que lhe permitem continuamente melhorar seu desempenho operacional e financeiro e consistem principalmente em: Base de Clientes Diversificada, Crescente e Clientes Satisfeitos. A base de clientes da Companhia tem crescido gradativamente desde a privatização, em outubro de 1997 em cerca de 25 mil novos clientes por ano. As tabelas abaixo, demonstram a participação percentual das principais classes de clientes no mercado da Companhia em termos de energia vendida e de receita faturada nos anos de 2007 à Administração Experiente. Os conselheiros e diretores da Companhia possuem larga experiência no segmento de distribuição e geração de energia elétrica, tanto no setor privado como no público. Em 31 de dezembro de 2009, os diretores da Companhia possuíam, em média, 15 anos de experiência no setor de energia elétrica. Acionistas Importantes e Comprometidos. O acionista indireto da Companhia é a AES Corporation. A AES Corporation é uma companhia líder no mercado mundial de energia elétrica que, em 2009, detinha e operava mais de US$40 bilhões em ativos em 29 países, fornecendo aproximadamente Megawatts (MW) de capacidade de geração, e contando com 14 distribuidoras de energia elétrica. A AES Corporation investe ativamente no Brasil desde 1996 e tem um forte comprometimento com seus negócios na América Latina. A AES Corporation pretende continuar focada na consolidação de suas atividades na região. Em 2009, os negócios na América Latina da AES Corporation representaram 69% de sua receita bruta consolidada, enquanto o Brasil representou 38%. A Companhia acredita que o conhecimento técnico e operacional do grupo como um todo e dos administradores em particular e a importância estratégica do acionista, proporcionam vantagens significativas na administração das operações. Estrutura de Capital Equilibrada. Em 31 de dezembro de 2009, o custo médio efetivo da dívida total da AES Sul passou de CDI + 3,23% a.a para CDI + 1,84% a.a. Este cálculo é baseado na curva futura do CDI e houve redução, principalmente em função da diminuição da CDI em reflexo à política monetária do Banco Central do Brasil. O prazo médio das dívidas da Companhia se manteve nesse período, com uma pequena redução de 3,9 anos para 3,4 anos. Nesse período houve apenas uma nova captação de R$ 8,0 milhões em recursos oriundos da Eletrobrás e para Capital de Giro. 54

55 Área de Concessão diversificada e com potencial de Desenvolvimento. A Companhia fornece energia elétrica para 1,15 milhões de clientes em uma área de concessão com aproximadamente de 3,6 milhões de habitantes, abrangendo a região Centro-Oeste do Estado do Rio Grande do Sul, em um total de 118 municípios que vão desde a região metropolitana de Porto Alegre até a fronteira com a Argentina e o Uruguai, na fronteira oeste do Estado. De acordo com o IBGE, em 2007, a área de concessão da Companhia representava 2% do PIB brasileiro e 33% do PIB do RS. Serviço de Alta Qualidade e Confiança. A Companhia acredita fornecer um serviço de alta qualidade e uma grande variedade de serviços de valor agregado para seus clientes, como programas de eficiência energética, gerenciamento de carga e serviços de infra-estrutura elétrica. A alta qualidade do serviço da Companhia é um importante diferencial, diminui seu custo de manutenção, melhora a satisfação de seus clientes e a ajuda a reter clientes potencialmente livres. Adicionalmente, a AES Sul participa de duas pesquisas anuais de satisfação de clientes. Uma delas é a Pesquisa da ABRADEE, na qual a Companhia obteve em 2007, 2008 e 2009 os expressivos percentuais de Índice de Satisfação da Qualidade Percebida (ISQP), respectivamente, 80,8%, 85,9% e 87,1%, restando claro o incremento da qualidade percebida, ano após ano. Em outra pesquisa de satisfação, esta conduzida pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a Companhia se manteve com resultados muito bons, atingindo 69,38% Índice ANEEL de Satisfação do Cliente (IASC) em Prêmios A Companhia tem sido recompensada com premiações significativas que traduzem o esforço da administração em transformá-la na melhor empresa de distribuição de energia elétrica do Brasil em consonância com a Visão da Companhia. Abaixo, destacam-se alguns dos prêmios recebidos ao longo do ano de 2009: Troféu Prata no Programa Gaúcho da Qualidade e Produtividade (PGQP) O PGQP atua na promoção da competitividade do Rio Grande do Sul. Considerado referência internacional, por sua disseminação e capacidade de mobilização, o PGQP soma mais de 1,3 milhões de pessoas envolvidas, com adesão de mais de oito mil organizações associadas e uma rede de 79 comitês setoriais e regionais, permeando o estado do Rio Grande do Sul e diversos setores da economia gaúcha, com a capacitação de mais de 250 mil pessoas nos fundamentos da qualidade. A AES Sul participa desta premiação desde Programa de Reconhecimento Responsabilidade Empresarial Parceiros Voluntários Promovido pela Organização Não Governamental (ONG) Parceiros Voluntários e pela Câmara de Indústria e Comércio e Serviços de Canoas - RS, o prêmio reconhece as organizações que prezam pelo envolvimento dos seus colaboradores nas atividades e ações de responsabilidade social e comprovam o impacto das melhorias na comunidade onde as mesmas ocorrem. Em 2009, na sua 5ª edição, o PRRE contou com 24 empresas participantes e a AES Sul conquistou o Prêmio pelo 3º ano consecutivo, com o projeto AES Sul na Comunidade realizado no bairro Guajuviras no município de Canoas - RS. Certificado Top Consumidor 2009 Instituto Nacional de Educação do Consumidor e do Cidadão (INEC) A certificação em Excelência no Atendimento e Respeito com o Consumidor, instituída no ano de 2006 e que chega a sua quarta edição em 2009, tem como principal objetivo reconhecer o esforço das empresas no compromisso com a alta qualidade do atendimento ao cliente. Este reconhecimento vem de um longo trabalho focado na satisfação do cliente a AES Sul foi certificada por ser a distribuidora de energia elétrica com o maior número de canais de relacionamento. e. sazonalidade O comportamento do mercado da Companhia está diretamente relacionado ao crescimento da economia regional cuja estrutura ainda é muito dependente da produção agropecuária do Estado. Como existem muitas culturas sazonais de significativa representatividade na economia regional (como soja, fumo e arroz irrigado), há um efeito direto nas vendas de energia para esses clientes o que resulta numa alta sazonalidade no mercado da Companhia. Além das culturas sazonais, como o fumo, existe uma atipicidade no mercado que torna ainda maior a sazonalidade qual seja a utilização de levantes hidráulicos na região da fronteira para a cultura de arroz. De meados de novembro até março do ano seguinte, o negócio da Companhia apresenta um grande impacto sazonal positivo em função dessa carga dos irrigantes e que pode ser somada ao efeito do clima regional que normalmente apresenta no verão períodos com altas temperaturas. Por outro lado existe o impacto negativo das férias coletivas de parte da indústria bem como a grande concentração de feriados. Como resultado final o perfil de vendas da Companhia é de grande sazonalidade e volatilidade em função do clima regional e do desempenho da economia do Estado. Esta sazonalidade pode afetar adversamente o resultado da Companhia, em especial em períodos de grande estiagem que afeta a agropecuária regional ou mesmo períodos de muitas chuvas o que diminui o consumo de energia elétrica pelos irrigantes. O gráfico abaixo ilustra o comportamento do mercado nos últimos anos demonstrando o consumo histórico da classe rural com destaque para a subclasse irrigante e sua grande sazonalidade. 55

56 f. principais insumos e matérias primas, com (i) descrição das relações mantidas com fornecedores, inclusive se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável; (ii) eventual dependência de poucos fornecedores; iii) eventual volatilidade de seus preços Compras de Energia Em 31 de dezembro de 2009, o suprimento de energia da Companhia era composto da seguinte forma: 87,1% proveniente de energia hidroelétrica, 11,0% de energia proveniente de combustíveis fósseis e 1,9% de energia proveniente de fontes alternativas (gás, energia eólica, energia solar e etc.). Suprimento de Energia Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia possuía cinco tipos básicos de acordos de suprimento: (i) quotas de compra de energia de Itaipu, que se estendem até 2027 e respondiam por 26.5% de seu fornecimento de energia, (ii) quotas de suprimento de energia de projetos do PROINFA equivalentes a 2,3%; (iii) contrato bilateral (longo prazo) com a AES Uruguaiana, que respondia por 2,2% de seu fornecimento de energia, (iv) contratos equivalentes (inicial) com a CGTEE que respondia por 2,7% do fornecimento e (v) compras através de Leilão que respondiam por aproximadamente 63,0% de seu mercado. Neste ano a Companhia adquiriu 274 GWh no mercado de curto prazo, correspondendo a 3,3% da energia requerida. As tabelas abaixo demonstram, em números não auditados, as fontes de suprimento de energia da Companhia no ano de 2009 e as tarifas de compra de energia ou suprimento vigente nos períodos indicados. 56

57 As obrigações de compra da Companhia com Itaipu são vinculadas ao dólar norte americano e, portanto, a Companhia está exposta ao risco das taxas de câmbio em caso de valorização do dólar frente ao real. A fórmula de Reajuste Anual de Tarifa estabelecida pelo Contrato de Concessão juntamente com a CVA criada em resposta ao Plano de Racionamento representam uma compensação econômica pelos impactos dessas variações de componentes da Parcela A registradas entre as datas de Reajuste Anual de Tarifa. Contudo, no período intermediário entre reajustes ou revisão tarifária, conforme o caso, frente a uma eventual desvalorização relevante do real frente ao dólar, a Companhia não pode garantir que terá disponibilidades de caixa suficientes para honrar seu plano de investimentos e demais compromissos financeiros. g. Acordos de Fornecimento no Ambiente Regulado A expectativa da Companhia é de comprar as futuras necessidades de energia através de contratos de longo prazo celebrados de acordo com leilões públicos de todo o setor, tais como os leilões que ocorreram a partir de dezembro de De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, todas as empresas de distribuição de energia no Brasil estão obrigadas a adotar contratos de longo prazo (definidos como de 6 meses ou mais) para a compra de 100,0% de suas necessidades estimadas de energia para um período de 5 anos. Ante as significativas variáveis envolvidas no processo de planejamento de demanda por energia por períodos de até cinco anos, a Companhia não pode garantir que será capaz de adquirir, na medida exata de suas necessidades, a energia necessária ao atendimento de seu mercado através desses leilões. Igualmente, a Companhia não pode garantir que todos os custos decorrentes do processo de aquisição de energia sejam efetivamente repassados às suas tarifas de fornecimento de energia aos seus clientes. Para mais detalhes, veja a seção 7.5 Efeitos Relevantes da Regulação Estatal Sobre as Atividades da Companhia neste Formulário de Referência Clientes relevantes (responsáveis por mais de 10% da receita líquida total da Companhia), com informação sobre a) montante total de receitas provenientes do cliente; e b) segmentos operacionais afetados pelas receitas provenientes do cliente A Companhia classifica seus clientes em quatro categorias, a saber: Clientes Residenciais. Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia possuía aproximadamente 945,7 mil de clientes residenciais, cujo consumo representou 23,1% do volume total de energia vendida e 34,9% do total da receita faturada; Clientes Comerciais. Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia possuía aproximadamente 83,8 mil clientes comerciais, o que inclui empresas de varejo, escritórios, bancos, empresas prestadoras de serviços, universidades e hospitais representando 11,9% da energia vendia e 18,1% da receita faturada. Clientes Industriais. Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia possuía aproximadamente 8,1 mil clientes industriais, que incluem usuários de grandes volumes de energia, representando 27,2% da energia vendia e 30,4% da receita faturada Clientes Livres. Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia possuía aproximadamente 297 consumidores que poderiam comprar energia de fontes de energia renováveis e que representavam, aproximadamente, 19,8% da receita líquida, e aproximadamente, 20,2% do volume total de energia vendida e que estão incluídos em outros clientes nas tabelas abaixo. Outros Clientes: Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia possuía clientes classificados como outros clientes, dos quais ou 9% são classificados como clientes rurais representando aproximadamente 9,6% da receita líquida de ICMS. O restante do consumo e receitas provém de outros clientes como iluminação pública, poderes públicos, etc. Análise da Demanda As tabelas a seguir demonstram, em números não auditados, a representatividade de cada um dos principais grupos de clientes do mercado cativo da companhia em energia vendida e receitas. Demonstra-se, também, o número de clientes de cada uma dessas classes. Não estão incluídos os clientes livres. 57

58 Como se pode ver nas tabelas acima, nos últimos três anos, o mix de energia vendida e o valor faturado para cada das três principais classes tem apresentado pequenas variações em função dos hábitos de consumo de clientes das classes que variam muito com o clima tanto pelos períodos com altas temperaturas, principalmente os residenciais e comerciais, como pelos períodos de seca ou excesso de chuvas especialmente na classe rural o que resulta numa redistribuição entre as classes do mix de energia vendida. O único segmento operacional de atuação da Companhia é o de distribuição de energia elétrica, sendo ele, portanto, o único afetado pelas receitas provenientes dos clientes Efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia a. necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades e histórico de relação com a administração pública para obtenção de tais autorizações. Fundamentos Históricos A constituição brasileira determina que o desenvolvimento, uso e venda de energia podem ser assumidos diretamente pelo Governo Federal ou indiretamente por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. Historicamente, o setor de energia elétrica brasileiro tem sido em sua grande maioria, controlado pelas concessionárias de geração, transmissão e distribuição, controladas pelo Governo Federal. A partir de meados dos anos 90, o Governo Federal tomou diversas medidas para remodelar o Setor de Energia Elétrica que, de maneira geral, tiveram como objetivo o aumento do papel do investimento privado e a eliminação das restrições ao investimento estrangeiro, aumentando, portanto a concorrência no Setor de Energia Elétrica. Em particular, o Governo Federal tomou as seguintes medidas: (1) A Constituição Brasileira foi alterada em 1995, por meio da Emenda Constitucional n.º 6, a fim de autorizar o investimento estrangeiro para exploração dos potenciais de energia hidráulica. (2) Foi promulgada em 13 de fevereiro de 1995, a Lei Nº 8.987, ou a Lei de Concessões, e em 7 de julho de 1995, a Lei Nº 9.074, ou a Lei de Concessões de Energia, que em conjunto: Exigiram que todas as concessões para prestação de serviços relacionados à energia fossem outorgadas por meio de processos licitatórios; Gradualmente permitiram que certos consumidores de energia com demanda significativa, designados consumidores livres, comprassem energia diretamente de outros ofertantes que não a concessionária de distribuição detentora dos direitos de exploração da respectiva área de concessão; Estabeleceram a criação de sociedades de geração, ou Produtores Independentes de Energia Elétrica (PIE), que, por meio de uma concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender por sua própria conta e risco, 58

59 toda ou parte da energia que geram a consumidores livres, concessionárias de distribuição, agentes de comercialização, entre outros; Concederam a consumidores livres e fornecedores de energia acesso aberto a todos os sistemas de distribuição e transmissão mediante ressarcimento dos custos de transporte envolvido; e Eliminaram a necessidade de obter uma concessão, por meio de licitações, para construção e operação de usinas hidrelétricas com capacidade de 1 MW a 30 MW, ou Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH), sendo necessária apenas uma autorização por parte da ANEEL. A partir de 1995, parte das participações detidas pela Eletrobrás, pela União e por diversos Estados nas empresas de geração e distribuição foi vendida a investidores privados. Simultaneamente, alguns governos estaduais venderam também suas participações nas principais empresas de distribuição. Especificamente no caso da Companhia, o Estado do Rio Grande do Sul, até então controlado quase que inteiramente pela Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE) 14 em agosto de 1997 teve a sua concessão de distribuição de energia elétrica cingida em três diferentes áreas de concessão, representando cada uma aproximadamente um terço do total tanto em termos geográficos quanto em termos de mercado. Foram então criadas duas novas empresas a Companhia Norte Nordeste de Distribuição de Energia Elétrica, atual Rio Grande Energia e que explora a região norte do Estado e a Companhia Centro-Oeste de Distribuição de Energia Elétrica, atual AES Sul e detém a concessão da região Centro-Oeste do Estado. A região Sul do Estado permaneceu estatal sendo a concessão gerida pela CEEE-D. Em 26 de dezembro de 1996, a Lei n.º criou a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), órgão regulador do setor, e em 6 de agosto de 1997, foi criado o Conselho Nacional de Política de Energia (CNPE) por meio da Lei n.º Antes de 1997, o setor elétrico no Brasil era totalmente regulado pelo MME, que atuava por intermédio do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE). O DNAEE possuía competência para outorgar concessões de geração, transmissão e distribuição de eletricidade e desempenhava importante papel no processo de fixação de tarifas. Atualmente, a competência para fixação tarifária é atribuída à ANEEL, também responsável pela outorga de concessões, nos termos do Decreto Presidencial n.º de 23 de dezembro de 2003, outrora de competência do Governo Federal, por meio do MME. Em 1998, foi promulgada a Lei nº 9.648, ou a Lei do Setor Energético, com vistas a revisar a estrutura básica do setor elétrico. A Lei do Setor Energético determinou: A criação de um órgão auto-regulador responsável pela operação do mercado de energia de curto-prazo, ou o Mercado Atacadista de Energia (MAE) (mais tarde substituído pela CCEE, que substituiu o sistema anterior de preços de geração e contratos de fornecimento regulados; A exigência de que as empresas de distribuição e geração firmassem contratos de fornecimento de energia inicial, ou os contratos iniciais, em geral compromissos do tipo take or pay, a preços e volumes previamente aprovados pela ANEEL. O principal objetivo dos contratos iniciais era garantir que as empresas de distribuição tivessem acesso a um fornecimento estável de energia a preços que lhes assegurassem uma taxa mínima de retorno durante o período de transição (2002 a 2005), levando ao estabelecimento de um mercado de energia elétrica livre e competitivo; A criação do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), uma entidade de direito privado sem fins lucrativos responsável pela administração operacional das atividades de geração e transmissão do SIN; O estabelecimento de processos de licitação pública para concessões para construção e operação de usinas de energia elétrica e instalações de transmissão; A separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica a chamada desverticalização do setor elétrico; O estabelecimento de restrições de concentração da titularidade de ativos nas áreas de geração e distribuição; e A nomeação do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) como agente financeiro do setor, especialmente para dar suporte a novos projetos de geração. Em 2001, o Brasil enfrentou uma grave crise de energia que durou até o fim de fevereiro Como resultado, o Governo Federal implantou medidas que incluíram: Um programa para racionamento de consumo de energia nas regiões mais adversamente afetadas, a saber, as regiões sudeste, centro-oeste e nordeste do Brasil; e A criação da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica (GCE) por meio da Medida Provisória n.º /2001, que aprovou uma série de medidas emergenciais estabelecendo metas para reduzir o consumo de energia pelos consumidores residenciais, comerciais e industriais nas regiões afetadas, por meio de regimes tarifários especiais. A região Sul do Brasil não foi incluída no programa de racionamento por apresentar níveis excelentes de acúmulo de água nos principais reservatórios do Submercado Sul. Porém, através de campanhas publicitárias levadas ao ar por órgãos oficiais o consumo foi significativamente afetado, reduzindo-se em consequência as receitas da Companhia, não compensadas posteriormente pela chamada Revisão Tarifária Extraordinária (RTE) que beneficiou somente as empresas das regiões oficialmente incluídas no programa de racionamento de energia. 14 Algumas Cooperativas de Eletrificação Rural exploram áreas relativamente pequenas dentro do Estado do Rio Grande do Sul, como se mini-concessionárias fossem. Estas cooperativas foram posteriormente regulamentadas pelo Poder Concedente tendo algumas delas sido transformadas em Permissionárias do Serviço Público de Energia Elétrica. 59

60 Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o racionamento de energia em consequência das significativas precipitações pluviométricas que recuperaram os níveis dos principais reservatórios das usinas geradoras e ainda, em função da própria redução da demanda.. Adicionalmente, o Governo Federal, por meio do BNDES, lançou o Programa Emergencial e Excepcional de Apoio às Concessionárias de Serviços Públicos de Distribuição de Energia Elétrica em novembro de 2002, e o Programa de Apoio à Capitalização de Empresas Distribuidoras de Energia Elétrica, ou Programa de Capitalização, em setembro de 2003, com o objetivo de oferecer apoio financeiro ao refinanciamento das dívidas das empresas de distribuição, para compensá-las pela perda de receitas resultantes do Racionamento, da desvalorização do Real frente ao Dólar e dos atrasos na aplicação dos reajustes tarifários durante Em 2002, novas mudanças foram introduzidas por meio da Lei nº , de 17 de dezembro de 2002, (a) proibiu as concessionárias de oferecerem bens vinculados à concessão, os direitos dela emergentes e qualquer outro ativo que possa comprometer suas respectivas concessões em garantia de operações destinadas a atividades distintas de sua concessão; e (b) autorizou a criação de subvenção econômica para outorga de benefícios tarifários aos consumidores integrantes da subclasse residencial baixa renda, dentre outras providências. O Governo Federal estabeleceu, ainda, regras para universalização do serviço público de distribuição de energia elétrica, o qual consiste no atendimento a todos os pedidos de fornecimento, inclusive aumento de carga, sem qualquer ônus para o consumidor solicitante, desde que atendidas às condições regulamentares exigidas. A ANEEL estabeleceu as condições gerais para elaboração dos planos de universalização de energia elétrica, prevendo as metas de universalização até 2014, através do PLPT e estipulando multas no caso de descumprimento destas por parte da distribuidora. Em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico em um esforço para reestruturar o Setor de Energia Elétrica a fim de fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter capacidade de geração e garantir o suprimento de energia no Brasil a tarifas moderadas por meio de processos competitivos de leilões públicos de energia. Essa lei foi regulamentada por inúmeros decretos a partir de maio de 2004 e está sujeita à regulamentação posterior emitida pela ANEEL e pelo MME, conforme detalhado mais adiante. Para maiores informações, veja o item: O Novo Modelo para o Setor deste Formulário de Referência, abaixo. Concessões Os contratos de concessão de distribuição definem os direitos e obrigações da concessionária, considerando os termos da Lei n 8.987/95. A Lei de Concessões estabelece, entre outros aspectos, as condições que a concessionária deve cumprir na prestação dos serviços de energia, os direitos dos consumidores, e as obrigações da concessionária. Os principais dispositivos da Lei de Concessões estão resumidos como segue: Serviço adequado: A concessionária deve prestar adequadamente serviço regular, contínuo, eficiente e seguro. Servidões (uso de terrenos): O Poder Concedente pode declarar quais são os bens necessários à execução de serviço ou obra pública de necessidade ou utilidade pública, nomeando-os de servidão administrativa, em benefício de uma concessionária. O Poder Concedente, nesse caso, fica responsável pelas indenizações cabíveis. Responsabilidade objetiva: A concessionária é objetivamente responsável pelos danos diretos e indiretos resultantes da prestação inadequada dos serviços de distribuição de energia, como no caso de interrupções abruptas no fornecimento e variações na voltagem, independentemente de sua culpa. Alterações do Controle Societário: O Poder Concedente deve aprovar qualquer alteração direta ou indireta de participação controladora na concessionária. Intervenção pelo Poder Concedente: O Poder Concedente poderá intervir na concessão a fim de garantir o desempenho adequado dos serviços e o cumprimento integral das disposições contratuais, regulatórias e legais. Dentro de 30 dias da data do decreto autorizando a intervenção, o Poder Concedente deve dar início a um processo administrativo em que é assegurado à concessionária o direito de contestar a intervenção. Durante o processo administrativo, um interventor nomeado pelo Poder Concedente passa a ser responsável pela prestação dos serviços objeto da concessão. Caso o processo administrativo não seja concluído dentro de 180 dias da data do decreto, a intervenção cessa e a administração da concessão é devolvida à concessionária. A administração da concessão é também devolvida à concessionária se o interventor decidir pela não extinção da concessão e o seu termo final não tiver expirado. Término antecipado da concessão: O término do Contrato de Concessão poderá ser antecipado por meio de encampação ou caducidade. Encampação consiste na retomada do serviço pelo Poder Concedente durante o prazo de uma concessão por razões relacionadas ao interesse público que devem ser expressamente declaradas por lei autorizativa específica. A caducidade deve ser declarada pelo Poder Concedente depois de a ANEEL ou o MME ter emitido um despacho administrativo final indicando que a concessionária, entre outras coisas, (1) deixou de prestar serviços adequados ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável; (2) não tem mais capacidade técnica financeira ou econômica para fornecer serviços adequados; ou (3) que a concessionária não cumpriu as penalidades eventualmente impostas pelo Poder Concedente. A concessionária pode contestar a encampação ou caducidade em juízo e tem direito à indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer multas contratuais e danos causados pela concessionária. Término por decurso do prazo: Com o advento do termo contratual, todos os ativos relacionados à prestação dos serviços de energia revertem ao Governo Federal. Depois do término, a concessionária tem direito de indenização por seus investimentos em ativos revertidos que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados. 60

61 Atualmente, a indefinição sobre o destino das concessões vincendas em sem possibilidade legal de prorrogação, vem sendo um entrave para os agentes do setor elétrico, principalmente geradores e distribuidores de energia. O assunto vem sendo debatido pelo governo, mas até o momento não há definição do modelo que será adotado. As possibilidades são: (i) reversão dos ativos para a União e nova licitação, com tarifas máximas abaixo das atuais e (ii) prorrogação das concessões mediante redução das tarifas. O Novo Modelo Para o Setor A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes na regulamentação do setor elétrico brasileiro visando (i) fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter a capacidade de geração e (ii) garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas módicas por meio de processos de leilões públicos de compra e venda de energia elétrica. As principais características da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem: Criação de dois ambientes paralelos que definem a comercialização de energia elétrica, quais sejam (i) o Ambiente de Contratação Regulada (ACR) e (ii) o Ambiente de contratação Livre (ACL). Os agentes de geração sejam concessionárias de serviço público de geração, produtores independentes de energia ou autoprodutores, assim como os comercializadores de energia, podem vender energia elétrica nos dois ambientes, mantendo o caráter competitivo da geração. Adicionalmente, todos os contratos, sejam no ACR ou no ACL, devem ser registrados na CCEE e servem de base para a contabilização e liquidação da diferenças no mercado de curto prazo. Restrições a certas atividades das distribuidoras, de forma a garantir que esteja voltada apenas ao seu principal negócio a fim de assegurar serviços mais eficientes e confiáveis a seus consumidores, incluindo a proibição da venda de eletricidade pelas distribuidoras aos consumidores potencialmente livres que tenham migrado para o mercado livre. Cumprimento dos contratos assinados antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a fim de proporcionar estabilidade às transações realizadas antes de sua promulgação. Proibição de as distribuidoras (i) comprarem eletricidade fora do ACR, e (ii) participarem em outras sociedades de forma direta ou indireta. Exclusão da Eletrobrás e de suas subsidiárias do Plano Nacional de Desestatização (programa criado pelo governo em 1990), visando promover o processo de privatização das empresas estatais. Ambiente De Contratação Regulada (ACR) No ACR, empresas de distribuição compram energia, visando atender à carga dos consumidores cativos, por meio de leilões públicos regulados pela ANEEL, e operacionalizados pela CCEE. Compras de energia são feitas por meio de duas modalidades: (i) Contratos na modalidade Quantidade de Energia (CCEAR por Quantidade), e (ii) Contratos na modalidade Disponibilidade de Energia (CCEAR por Disponibilidade). (i) Contratos na modalidade Quantidade de Energia a vendedora compromete-se a fornecer determinado volume de energia e assume o risco de que esse fornecimento de energia seja afetado por condições hidrológicas e níveis baixos dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam reduzir a energia produzida ou alocada, hipótese na qual a geradora é obrigada a comprar energia de outra fonte a fim de cumprir seu compromisso de fornecimento. Cabe acrescentar ainda que os volumes anuais dos CCEAR sejam definidos no leilão que o originou, sendo necessária a realização dos processos de sazonalização e modulação da energia para efeito de contabilização na CCEE. (ii) Contratos na modalidade Disponibilidade de Energia: a vendedora compromete-se a disponibilizar uma determinada capacidade de geração ao Ambiente de Contratação Regulada. Nesse caso, a receita da geradora está garantida e possíveis riscos hidrológicos são imputados ao grupo de distribuidoras participantes do leilão. Entretanto, a legislação vigente prevê que eventuais custos adicionais incorridos pelas distribuidoras deverão ser repassados aos consumidores por meio das tarifas. Acrescente-se ainda que os volumes anuais dos CCEAR por disponibilidade são definidos nos leilões que o originou, sendo necessária a realização dos processos de sazonalização e modulação para efeito de contabilização na CCEE. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a previsão de mercado de cada Distribuidora é o principal fator na determinação do volume de energia a ser contratado pelo sistema. De acordo com o novo modelo, as Distribuidoras são obrigadas a celebrar contratos para garantir o atendimento de 100% de suas necessidades projetadas de energia, e não mais os 95% estabelecidos pelo modelo anterior. O não atendimento da totalidade dos seus requisitos pode resultar em penalidades às Distribuidoras. Ambiente de Contratação Livre (ACL) No ACL a energia elétrica é comercializada entre agentes de geração, produtores independentes de energia, autoprodutores, agentes de comercialização, importadores e exportadores de energia elétrica e consumidores livres. Nesse ambiente há liberdade para se estabelecer algumas condições contratuais, como volumes de compra e venda de energia e seus respectivos preços e vigência do contrato, sendo as transações pactuadas através de contratos bilaterais. Acrescente-se ainda a existência da figura do consumidor parcialmente livre que é o consumidor livre que exerce a opção de contratar parte das necessidades de energia e potência da sua unidade consumidora, de outros fornecedores que não a Companhia. A parte da demanda contratada junto a Companhia está sujeita às mesmas regras dos demais consumidores cativos, incluindo tarifas e prazos contratuais. Consumidores potencialmente livres são aqueles cuja demanda excede 3 MW, em tensão, igual ou superior a 69 kv ou em qualquer nível de tensão, se o fornecimento teve início após a edição da Lei 9.074, de 7 de julho de Estes 15 O Contrato de Concessão da AES Sul vence em 06 de novembro de

62 consumidores potencialmente livres poderão optar por mudar de fornecedor de eletricidade, desde que notifiquem a distribuidora a respeito de sua intenção de rescindir o contrato, com antecedência mínima de 15 dias da data limite para a distribuidora indicar suas necessidades para próximo leilão de energia, salvo disposições contratuais em contrário. Além disso, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kw poderão ser atendidos por fornecedores, que não a Companhia, contratando energia de empreendimentos de geração por fontes incentivadas, tais como eólica, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas. Os agentes de geração sejam concessionários de serviço público de geração, produtores independentes de energia ou autoprodutores, assim como os comercializadores, podem vender energia elétrica nos dois ambientes, mantendo o caráter competitivo da geração, e todos os contratos, sejam do ACR ou do ACL, devem ser registrados na CCEE e servem de base para a contabilização e liquidação das diferenças no mercado de curto prazo. Uma vez que um consumidor tenha optado pelo ACL, nos termos estabelecidos pela Lei 9.074, de 7 de julho de 1995, este somente poderá retornar ao ambiente regulado se notificar a Companhia com cinco anos de antecedência, ou em menor prazo a critério da Companhia. Tal exigência prévia busca garantir que, se necessário, a Companhia tenha tempo hábil para contratar o suprimento da energia necessária para atender o regresso de consumidores livres ao Ambiente de Contratação Regulada. A fim de minimizar os efeitos resultantes da migração de consumidores livres, as distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratado junto à geradoras, por meio dos CCEAR de energia oriunda de empreendimentos de geração existente, de acordo com o volume de energia que não irão mais distribuir a esses consumidores. Clientes livres que comprem energia de fontes alternativas podem retornar ao mercado cativo da respectiva distribuidora em um prazo de 180 dias após a comunicação formal dessa intenção à Companhia. Os clientes de alta tensão que compravam energia de Distribuidores no ACR o faziam a preços subsidiados. Esse subsídio, conhecido por subsídio cruzado, começou a ser reduzido gradualmente a partir de julho de 2003 e foi totalmente eliminado em julho de Atividades Restritas Distribuidoras participantes do Sistema Interligado Nacional (SIN) não podem (i) desenvolver atividades relacionadas à geração e transmissão de energia, (ii) vender energia a consumidores livres, (iii) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer outra empresa, ou (iv) desenvolver atividades que não estejam relacionadas às suas respectivas concessões, exceto aquelas permitidas por lei ou constantes do Contrato de Concessão. Os mais significativos, mas não únicos, riscos inerentes à atividade de distribuição de energia podem ser caracterizados por: riscos de subcontratação na compra de energia; riscos de sobrecontratação na compra de energia; risco de falta de repasse do custo da energia comprada para tarifas; riscos vinculados aos ressarcimentos de danos aos consumidores; riscos de insuficiência de caixa decorrentes de inadimplência de consumidores; riscos de insuficiência de receitas decorrentes de perdas comerciais; riscos nas revisões e reajustes tarifários e riscos de perda de grandes consumidores. Eliminação do self-dealing Uma vez que a compra de energia para consumidores cativos passou a ser realizada no Ambiente de Contratação Regulada, a contratação entre partes relacionadas (self-dealing), por meio da qual as distribuidoras podiam atender até 30% de suas necessidades de energia por meio da aquisição de energia de empresas afiliadas, não é mais permitida, exceto no contexto dos contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ou em função de leilões de energia em que empresas afiliadas atuem concomitantemente. Contratos Assinados Antes da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que contratos assinados por empresas de distribuição e aprovados pela ANEEL antes da edição da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não podem ser alterados em seus prazos, preços ou volumes já contratados, com exceção dos contratos iniciais. Compras de Energia de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico Em 30 de julho de 2004, o governo editou regulamentação relativa a compra e venda de energia no ACR e no ACL, assim como a outorga de autorizações e concessões para projetos de geração de energia. Essa regulamentação inclui regras referentes aos leilões, aos contratos de comercialização de energia e ao método de repasse dos custos de aquisição de energia elétrica aos consumidores finais. De acordo com as diretrizes do novo modelo, (i) todos os agentes compradores de eletricidade devem garantir a contratação de toda a energia e potência associada necessária para o atendimento de 100,0% de seus mercados ou cargas; e (ii) os agentes vendedores de energia devem fornecer suporte comprobatório (lastro) por meio de garantia física de usinas próprias ou de contratos de compra e venda de energia com terceiros. Os agentes que não cumprirem tais exigências estão sujeito a multas impostas pela ANEEL, por meio da CCEE, conforme procedimentos vigentes. Desde 2005, as distribuidoras, as comercializadoras, os autoprodutores e consumidores livres são obrigados a notificar o MME, até 1º de agosto, a respeito de suas necessidades de contratação de energia para cada um dos cinco anos subsequentes e, com antecedência de, no máximo, 60 dias da data de realização dos leilões, os montantes a serem contratados. Além disso, as empresas de distribuição são obrigadas a especificar a parte do montante que pretendem contratar para atender seus consumidores potencialmente livres, ou seja, aqueles que apresentam os requisitos para se tronarem consumidores livres, mas ainda não exerceram essa opção. O MME estabelece o montante total de energia a ser comercializado no ACR e a lista das instalações de geração que terão permissão para participar dos leilões a cada ano. 62

63 Os Leilões de Energia Elétrica A nova regulamentação determina que as empresas de distribuição de energia cumpram suas obrigações de fornecimento de energia basicamente por meio de leilões públicos, em conformidade com os procedimentos descritos abaixo. Além desses leilões e de contratos celebrados anteriormente à vigência da Lei do Novo Mercado do Setor Elétrico, a empresa de distribuição pode comprar energia de (i) geração distribuída, empresas de geração ligadas diretamente à rede da empresa de distribuição que não sejam hidrelétricas com capacidade maior que 30 MW e algumas companhias geradoras térmicas, e, compulsoriamente, de (ii) projetos de geração de energia participantes da fase inicial do PROINFA, (iii) Itaipu Binacional e (iv) Angra I e II. Os leilões de energia para novos projetos de geração serão realizados (i) cinco anos antes da data da entrega inicial definidos como leilões A-5, e (ii) três anos antes da data da entrega inicial definidos como leilões A-3. Haverá também leilões de energia de empreendimentos existentes de geração de energia (i) realizados um ano antes da data da entrega inicial definidos como leilões A-1 e (ii) realizados no máximo quatro meses antes da data da entrega definidos como ajustes de mercado. Os editais para os leilões serão preparados pela CCEE, em conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo MME, notadamente a utilização do critério de menor tarifa no julgamento. Cada empresa geradora que contrate a venda de energia por meio do leilão firmará um CCEAR com cada empresa distribuidora, proporcionalmente à demanda estimada da distribuidora. Os prazos dos CCEAR referentes aos leilões A-5 e A-3 irão variar entre 15 a 30 anos, dependendo do produto ofertado; já CCEAR decorrentes de leilões A-1 terão duração entre 5 e 15 anos. Contratos decorrentes dos leilões de ajuste de mercado, por sua vez, ficam limitados ao prazo de dois anos. Desde 2005, todas as geradoras, distribuidoras, comercializadoras, geradores independentes e consumidores livres devem encaminhar à ANEEL, em 1º de agosto de cada ano, informações sobre a sobre a demanda estimada ou geração estimada de energia, conforme o caso, para os 5 anos subsequentes. Importante mencionar que o MME define a relação dos novos empreendimentos de geração que integrarão o processo licitatório de contratação de energia de novos empreendimentos. Leilões de energia Existente Os Leilões de Energia Existente estão previstos no artigo 19 do Decreto n.º 5.163, de 30 de julho de 2004, com redações modificadas conforme o Decreto n.º 5.271, de 16 de novembro de 2004 e o Decreto n.º 5.499, de 25 de julho de Os leilões de energia existente complementam os contratos de energia nova para cobrir assim 100% da carga. Seu objetivo é recontratar periodicamente a energia existente, por meio de leilões anuais de contratos com duração de 5 a 15 anos. A entrega da energia é feita a partir do ano seguinte ao leilão e por esta razão este leilão é chamado de A-1. Os leilões A-1 possuem limites mínimos e máximos de compra de energia. Além da duração, os contratos de energia existente têm outras características especiais que os diferenciam dos contratos de energia nova: a quantidade de energia existente contratada pode ser reduzida, em qualquer momento, em caso de redução da carga da distribuidora devido à migração de consumidores cativos para o mercado livre. Adicionalmente, a quantidade de energia contratada pode ser reduzida, a critério da distribuidora, em até 4% a cada ano para adaptação a desvios em relação às projeções de demanda. A tabela abaixo ilustra, em números não auditados, a participação da Companhia nos leilões de energia existente realizados até esta data. Leilões de Energia Nova Segundo a regulamentação em vigor, cabe à ANEEL promover, direta ou indiretamente, licitação na modalidade de leilão, para a contratação de energia elétrica pelos agentes de distribuição do SIN, observando as normas gerais de licitações e concessões e as diretrizes fixadas pelo MME, que contemplarão os montantes por modalidade contratual de energia a serem licitados. Os leilões de energia nova (EN) têm como objetivo promover a construção de nova capacidade para atender ao crescimento do consumo das distribuidoras. Nestes leilões, contratos de suprimento de 63

64 energia de longo prazo (15 anos para termelétricas e 30 anos para hidrelétricas) são oferecidos aos geradores candidatos. A cada ano, dois tipos de leilões de Energia Nova são realizados: (i) Leilão Principal (A-5), que oferece contratos bilaterais para nova capacidade com duração entre 15 e 30 anos, com entrada em operação em 5 anos após o leilão. Assim, com estes prazos, este contrato viabilizará ao investidor vencedor do leilão obter o project finance, e oferece o tempo necessário para construção da nova planta; (ii) Leilão Complementar (A-3), que oferece contratos bilaterais para nova capacidade com duração entre 15 e 30 anos. Neste caso, porém, as usinas devem entrar em operação 3 anos após o leilão. O objetivo é a criação de um complemento para o leilão A-5 realizado dois anos antes, permitindo uma correção dos desvios causados pela incerteza na trajetória da demanda. Cabe ressaltar que o processo de leilão é conduzido separadamente de acordo com o tipo de empreendimento: se termelétrico ou hidrelétrico. A sistemática destes leilões de energia determina que as distribuidoras devam declarar sua demanda para os referidos anos de suprimento, sendo as demandas individuais agregadas para a formação de um pool comprador de energia elétrica. A alocação da quantidade de energia a ser demandada de fonte termelétrica ou hidrelétrica é estabelecida pelo MME, que fixa uma fração de energia elétrica mínima a ser demandada de fontes de geração termelétrica, com o intuito de diversificar a matriz energética nacional no longo prazo de tal maneira a atingir os objetivos de diversificação estabelecidos no Plano Decenal de Energia Elétrica. A parcela remanescente é atendida por projetos de fonte hidrelétrica. Sendo assim, dentro de cada fonte de geração, são selecionados aqueles projetos cujas propostas de preço de venda de energia elétrica futura sejam os menores, mas sempre respeitando o percentual mínimo de energia advinda de cada fonte conforme estabelecido pelo MME para cada leilão. Estes projetos vão sendo gradativamente selecionados até que o montante de oferta agregada de energia seja suficiente para atender à demanda do pool comprador. Especificamente, para a classificação dos empreendimentos de fonte termelétrica, os preços ofertados em leilão são baseados em um Índice de Custo-Benefício (ICB), que leva em consideração o custo associado à previsão de despacho das usinas. O preço efetivo da energia é composto por uma Remuneração Fixa (RF) em R$/ano, que compensa seu investimento e demais custos fixos e por uma remuneração variável que inclui o reembolso dos custos operativos da usina, quando ela é despachada pelo ONS ou os custos de compra de energia no mercado de curto prazo, quando a usina não é acionada pelo ONS. Portanto, o ICB resultante do leilão é um preço de referência, que pode ser diferente do valor efetivamente pago pelas distribuidoras às usinas contratadas. Como exemplo em 2008 o preço médio efetivo de contratação de energia nova foi de R$168,75/MWh, refletindo um maior nível de despacho das usinas térmicas, reflexo da política operativa do ONS. Em 2009, o preço médio efetivo foi de R$72,58/MWh decorrentes da situação hidrológica favorável que exigiu menor utilização das usinas térmicas. Finalmente, independente da fonte de geração, a distribuidora conta com a possibilidade do repasse integral dos custos de aquisição de energia às tarifas de fornecimento, desde tenham sido respeitados os limites de contratação de energia constantes no Decreto 5.163/2004. Até a presente data, a Companhia assegurou o repasse integral dos custos de aquisição de energia às suas tarifas de fornecimento. A tabela abaixo ilustra, em números não auditados, a participação da Companhia nos leilões de energia nova realizados até esta data. Leilões de Ajuste Esse tipo de leilão tem o objetivo fazer um ajuste fino entre energia contratada e a demanda. Estes leilões oferecem contratos com duração de até 2 anos e são realizados três ou quatro vezes ao ano, com entrega para o mesmo ano. Por esta razão, esses contratos são conhecidos como A0. A distribuidora poderá comprar até 1% do total de sua energia contratada por meio dos leilões de ajuste. Da mesma forma que os contratos de geração distribuída, os custos 64

65 de aquisição desta energia também serão limitados para efeitos de repasse para os consumidores cativos pelo Valor de Referência (VR) a ser descrito mais a frente. A tabela abaixo ilustra, em números não auditados, a participação da Companhia nos leilões de energia nova realizados até esta data. Leilão de Projetos Estruturantes A atual legislação dá direito ao governo promover leilões de projetos específicos que são considerados estratégicos para o País. Este é o caso, por exemplo, dos leilões das usinas do rio Madeira, Santo Antônio e Jirau, leiloadas em dezembro de 2007 e maio de 2008, respectivamente. As tabelas abaixo ilustram, em números não auditados, a participação da Companhia nesse tipo de leilões ocorridos até esta data. Redução do Nível de Energia Contratada O Decreto n.º 5.163, de 30 de julho de 2004, que regula a comercialização de energia de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, permite que empresas de distribuição reduzam seus CCEAR de energia existente nos seguintes casos: (i) para compensar a saída de consumidores potencialmente livres do ACR, conforme declaração de necessidade de contratação encaminhada ao MME, (ii) até 4,0% ao ano do montante inicialmente contratado devido a outras variações de mercado e (iii) na hipótese de aumentos nos montantes de energia adquirida nos termos dos contratos firmados antes de 17 de março de As circunstâncias em que a redução do nível de energia contratada ocorrerá devem ser devidamente estabelecidas nos CCEAR, e podem ser exercidas a critério exclusivo da empresa de distribuição e em conformidade com as disposições descritas acima e regulamentação da ANEEL. Limitação de Repasse A atual legislação inseriu nas regras de repasse às tarifas de fornecimento dos custos de compra de energia mecanismos que induzissem a Distribuidora a contratar energia de forma eficiente. Como há vários tipos de leilões e diferentes volumes e preços a serem contratados, o desafio do Novo Modelo do Setor Elétrico seria exatamente fazer com que as distribuidoras estruturassem seu portfólio de contratos ( diversos leilões) pelo menor preço o que minimizaria o repasse aos seus clientes. Um dos mecanismos criados foi o repasse de um Valor Anual de Referência (VR) para compensar os custos de aquisição com energia nova da distribuidora. Este valor é baseado no preço médio ponderado pago por todas as empresas de distribuição nos leilões públicos de energia gerada por novas usinas, e a ser entregue em três ou cinco anos da data do leilão, e será aplicado somente durante os 3 primeiros anos após o início da entrega da energia comprada. Uma das conseqüências é que a distribuidora que tiver um custo médio de energia inferior ao Valor de Referência (VR) terá um ganho. Da mesma forma, a distribuidora que tiver um custo médio superior ao VR terá perdas. Considerando os vários fatores que afetam a necessidade da Companhia de suprir a sua demanda, incluindo crescimento da economia e da população, não é possível assegurar que esta demanda contratada de energia elétrica será precisa. Se ocorrerem variações significativas entre a demanda e o volume das compras de energia, os resultados das operações poderão ser adversamente afetados. Outro mecanismo criado é a penalização por subcontratação, ou seja, a distribuidora que não tiver toda sua demanda contratada pagará multa proporcional ao montante não contratado, o que estimula a distribuidora a não ficar exposta a riscos do mercado de curto prazo. Por outro lado há mecanismos que permitem o repasse de montantes acima da sua 65

66 carga verificada, ou seja, se a distribuidora ficar sobre contratada dentro do limite estabelecido de 103% da carga regulatória, assegura-se o repasse dos seus custos de energia comprada. Há também limitação de contratação da energia existente de A-1, fixado em 105% do montante total dos contratos que estão vencendo. Em leilão de ajuste, o limite é de até 1% da carga da distribuidora. Estes limites de energia comprada nestes leilões têm como objetivo evitar que as distribuidoras planejem atender sua previsão de demanda com energia existente e não com energia nova, que deve ser feito com antecedência de três a cinco anos, a qual é necessária para atender a expansão da geração do sistema. Há também limites inferiores para que as distribuidoras não venham a contratar somente energia nova, podendo criar um sinal de necessidade de oferta além do necessário, o que criaria uma sobre oferta. O limite mínimo de recontratação é de 96% do montante inicial contratado. O Decreto n.º estabelece as seguintes restrições na capacidade de empresas de distribuição de repassar os custos aos consumidores: Não repasse dos custos referentes aos volumes que excedam 103,0% da carga regulatória; Repasse limitado dos custos para compras de energia feitas em um leilão A-3, se o volume da energia adquirida exceder 2,0% da demanda verificada nos 2 anos anteriores (ou seja, em A-5 ); Repasse limitado dos custos de aquisição de energia de novos projetos de geração de energia se o volume recontratado por meio de CCEAR de instalações existentes de geração estiver abaixo do Limite Inferior de Contratação definido pelo Decreto n.º 5.163; De 2006 a 2009, compras de energia das instalações existentes no leilão A-1 estavam limitadas a 1,0% da demanda das empresas de distribuição. Se a energia adquirida no leilão A-1 excedesse este limite de 1,0%, o repasse de custos da parcela excedente aos consumidores finais ficaria limitado a 70,0% do valor médio de tais custos de aquisição de energia gerada pelas instalações existentes de geração. O MME estabeleceu o preço máximo de aquisição para a energia gerada pelos projetos existentes; e Se as Distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratar a energia necessária para o atendimento integral de suas demandas, o repasse dos custos de energia adquirida no mercado de curto-prazo será equivalente ao menor valor entre o PLD e o VR. Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu A ANEEL determina anualmente o Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu, em Dólares. Em dezembro de 2009, o índice para o exercício de 2010 foi estabelecido em um montante igual a US$24,63/kW, aplicável aos faturamentos realizados de 1º de janeiro a 1º de dezembro de 2010, de acordo com a Resolução Homologatória da ANEEL n.º 919, de 15 de dezembro de As variações cambiais referentes à energia comprada de Itaipu são capturadas na CVA e ajustadas no IRT seguinte, porém, eventuais flutuações significativas da taxa cambial real/dólar nos períodos intermediários entre um reajuste tarifário e o seguinte, podem expor a Companhia a situações de dificuldade de fluxo de caixa, impossibilitando-a de cumprir seu plano de investimento ou de fazer frente a outros compromissos financeiros, podendo ser necessária a captação de novos recursos para fazer frente a estes compromissos. A Companhia não pode garantir que neste cenário será capaz de cumprir tempestivamente todos os seus compromissos financeiros. Penalidades A regulamentação da ANEEL prevê a imposição de sanções contra os agentes do setor e classifica as penalidades com base na natureza e severidade da infração (inclusive advertências, multas, suspensão temporária do direito de participar de processos de licitação para novas concessões, permissões ou autorizações e caducidade da concessão). Para cada infração que seja caracterizada como multa, os valores podem chegar a até 2% do faturamento da concessionária, excluído o ICMS, ou do valor estimado da energia produzida nos casos de auto-produção e produção independente, correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração, ou estimados para um período de 12 meses, caso o infrator não esteja em operação ou esteja operando por um período inferior a 12 meses. Algumas infrações que podem resultar em multas referem-se à falha das concessionárias em solicitar a aprovação da ANEEL, inclusive, sem limitação, no que se refere a: Celebração de contratos entre partes relacionadas; Venda ou cessão de ativos reversíveis, relacionados a prestação do serviço de distribuição de energia elétrica assim como a imposição de qualquer ônus sobre esses ativos; e Alterações no controle societário. Na fixação do valor das multas deverão ser consideradas a abrangência e a gravidade da infração, os danos dela resultantes para o serviço e para os usuários, a vantagem auferida pelo infrator e a existência de sanção anterior nos últimos quatro anos. Principais Autoridades Ministério de Minas e Energia (MME): Após a aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, atuando basicamente por meio do MME, tornou-se responsável pela condução das políticas energéticas do País O MME é o órgão do Governo Federal responsável pela condução das políticas energéticas do país. Suas principais obrigações incluem a formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes definidas pelo CNPE. O MME é responsável por estabelecer o planejamento do setor energético nacional, monitorar a segurança do suprimento e definir ações preventivas para restauração da segurança de suprimento no caso de desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda de energia. 66

67 Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL): A ANEEL foi instituída pela Lei n 9.427/96 e constituída pelo Decreto n 2.335/97, com as finalidades básicas de regular e fiscalizar as atividades setoriais de energia elétrica, estando vinculada ao MME, sucedendo o antigo Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE). As atuais responsabilidades da ANEEL incluem entre outros: acompanhar o desenvolvimento das atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização e importação de energia elétrica; avaliar as condições de abastecimento e de atendimento; realizar periodicamente a análise integrada de segurança de abastecimento e de atendimento; identificar dificuldades e obstáculo que afetem a regularidade e a segurança de abastecimento e expansão do setor e elaborar propostas para ajustes e ações preventivas que possam restaurar a segurança no abastecimento e no atendimento elétrico. Conselho Nacional de Política de Energia (CNPE): A Lei n 9.478/1997 definiu os objetivos a serem perseguidos pela política energética nacional e criou o Conselho CNPE, vinculado à Presidência da República e presidido pelo Ministério de Minas e Energia. O CNPE é um órgão de assessoramento do Presidente da República, tendo como finalidade propor ao Presidente da República, políticas nacionais e medidas específicas destinadas a: a) Promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do país; b) assegurar, em função das características regionais, o suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas ou de difícil acesso do País; c) rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas regiões do País; d) estabelecer diretrizes para programas específicos, como os de uso do gás natural, álcool, carvão e da energia termonuclear; e) estabelecer diretrizes para a importação e exportação de petróleo e seus derivados, gás natural e condensado; f) propor critérios de garantia de suprimento de energia elétrica que assegurem o equilíbrio adequado entre confiabilidade de fornecimento e modicidade de tarifas e preços; e g) propor critérios gerais de garantias de suprimento, a serem considerados no cálculo das energias asseguradas e em outros respaldos físicos para a contratação de energia elétrica, incluindo importação. Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE): A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico (ART. 14) autorizou a constituição do CMSE, com funções de acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletro energético em todo o território nacional. O CMSE é presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia tendo em sua composição quatro representantes do MME, e os titulares da ANEEL, ANP, CCEE, EPE e ONS. O principal objetivo do Comitê é o de evitar o desabastecimento do mercado de energia elétrica. Para isto deverá acompanhar a evolução do mercado consumidor, o desenvolvimento dos programas de obra, identificando, inclusive, as dificuldades e obstáculos de caráter técnico, ambiental, comercial, institucional e outros que afetem, ou possam afetar, a regularidade e a segurança do abastecimento. O CMSE tem poderes para definir diretrizes e programas de ação, podendo requisitar, dos agentes setoriais, estudos e informações. Operador Nacional do Sistema (ONS): Criado em decorrência da Lei n 9.648/98. O ONS é uma entidade de direito privado sem fins lucrativos que opera mediante autorização da ANEEL e integrado por titulares de concessão, permissão ou autorização e por consumidores livres cujo papel básico é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do Sistema Elétrico Interligado Nacional, Os objetivos e as principais responsabilidades do ONS incluem: Planejamento operacional para o setor de geração e transmissão; Organização do uso do Sistema Elétrico Interligado Nacional e interligações internacionais; Garantir aos agentes do setor acesso à rede de transmissão de maneira não discriminatória; Assistência na expansão do sistema energético; Propor ao MME os planos e diretrizes para extensões da Rede Básica; e Apresentação de regras para operação do sistema de transmissão para aprovação da ANEEL. O ONS é responsável, também, pela garantia do livre acesso aos sistemas de transmissão e pela administração dos respectivos contratos: a) Contratos em que concessionárias de transmissão colocam seus sistemas a disposição do Operador; e 2) Contratos em que os usuários da transmissão asseguram o direito de uso da mesma. O ONS deve desempenhar seu papel em nome de todos os interessados no setor e não poderá desempenhar qualquer atividade comercial de compra e venda de energia elétrica. Mercado Atacadista de Energia (MAE) / Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE): A existência de um Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) foi considerada um elemento fundamental no setor elétrico parcialmente implantado a partir de 1998 e possuía como objetivos básicos a promoção de competitividade na geração e a instituição de um mercado para operações de curto prazo de energia elétrica. O MAE foi instituído pela Lei n 9.648/98 (Art. 12). A Lei n /2004 autorizou a criação da CCEE para suceder o ao MAE. Assim como o MAE, a CCEE é pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que opera sob autorização do Poder Concedente e mediante regulação e fiscalização da ANEEL. Nos termos da Lei n /2004, a CCEE é integrada por titulares de concessão, permissão ou autorização, por outros agentes vinculados aos serviços e às instalações de energia elétrica e pelos consumidores livres. A CCEE absorveu as funções e estrutura do MAE. Entre suas principais atribuições estão: (i) a realização de leilões de compra e venda de energia no Ambiente de Contratação Regulada por delegação da ANEEL; (ii) registrar o volume de 67

68 todos os contratos de comercialização de energia no Ambiente de Contratação Regulada, os contratos resultantes de contratações no Ambiente de Contratação Livre; (iii) contabilizar e liquidar a diferença entre os montantes efetivamente gerados ou consumidos e aqueles registrados nas transações de curto prazo e (iv) apuração do PLD, utilizado para valorar as transações no mercado de curto prazo. O Conselho de Administração da CCEE será integrado por cinco membros, com o seu Presidente indicado pelo Ministério de Minas e Energia, três membros indicados pelas categorias (geração, distribuição e comercialização) e um membro indicado pelo conjunto de todos os agentes. Empresa de Pesquisa Energética (EPE): Instituída pela Lei n /2004 e criada pelo Decreto n 5.187/2004, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) é uma empresa vinculada ao MME, cuja finalidade é prestar serviços de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético. Suas principais atribuições incluem a realização de estudos e projeções da matriz energética brasileira, execução de estudos que propiciem o planejamento integrado de recursos energéticos, desenvolvimento de estudos que visem o planejamento de expansão de geração e da transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazos, realização de análises de viabilidade técnicoeconômica e sócio-ambiental das usinas, bem como a obtenção da licença ambiental prévia para aproveitamentos hidrelétricos e de transmissão de energia elétrica. Agência de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Estado do Rio Grande do Sul (AGERGS): A AGERGS é a agência reguladora e fiscalizadora dos serviços de energia, criada pelo Governo do Estado do Rio Grande do Sul em 09 de janeiro de 1997, nos termos da Lei para atuar nas áreas de energia, saneamento, rodovias, portos e hidrovias, irrigação, transporte intermunicipal de passageiros e estações rodoviárias. Na área de energia elétrica, a AGERGS exerce a fiscalização técnica, comercial e econômico-financeira das concessionárias de distribuição de energia elétrica, que atuam no Estado do Rio Grande do Sul, por meio de convênio de delegação e descentralização, firmado com a ANEEL. Limitações à Participação Em 2000, a ANEEL através da Resolução Normativa número 278, estabeleceu novos limites à concentração de certos serviços e atividades no setor energético. De acordo com esses limites, com exceção de empresas que participam do Programa Nacional de Desestatização (que precisam apenas cumprir tais limites desde que sua reestruturação societária final seja consumada), nenhuma empresa de energia poderá (i) deter mais de 20,0% do mercado de distribuição do Brasil, 25,0% do mercado de distribuição das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% do mercado de distribuição das regiões Norte/Nordeste, exceto na hipótese de um aumento na distribuição de energia excedendo as taxas de crescimento nacionais ou regionais; (ii) deter mais de 20,0% do mercado de comercialização final do sistema elétrico nacional, 20,0% do mercado de comercialização intermediária do sistema elétrico nacional, ou 25,0% da soma das porcentagens de participação nas comercializações final e intermediária. Através da Resolução Normativa 378/2009 a ANEEL revogou estes limites, indicando apenas que a proposta de concentração terá que ser aprovada pela Agência e pela Secretaria de Direito Econômico (SDE). Programa Prioritário de Termelétricas (PPT) Em 2000, foi criado o PPT, com o objetivo de diversificar a matriz energética brasileira e reduzir sua forte dependência de usinas hidrelétricas. Os benefícios concedidos a usinas termelétricas nos termos do PPT incluem: (1) fornecimento garantido de gás por 20 anos, (2) garantia de que os custos relativos à aquisição da energia produzida por usinas termelétricas serão transferidos aos consumidores até o limite do valor normativo determinado pela ANEEL, e (3) acesso garantido a um programa especial de financiamento do BNDES para o setor elétrico. A Lei n /2002, em seu Art. 3 instituiu o PROINFA. Referida Lei resultou do processo de conversão da Medida Provisória n 14 de 21 de dezembro de O PROINFA, com o objetivo de criar certos incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica e biomassa e Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH). Nos termos do PROINFA, a Eletrobrás compra a energia gerada por essas fontes alternativas durante o período de 20 anos, repassando-a para os consumidores livres e distribuidoras de energia, inclusive a Companhia. As distribuidoras se incumbem de incluir os custos do programa em suas tarifas para todos os consumidores finais da área de concessão, à exceção dos consumidores de baixa renda. O BNDES aprovou a abertura de uma linha de crédito específica para projetos incluídos no PROINFA, podendo financiar até 80% dos custos de construção das usinas inseridas no programa. A primeira fase do PROINFA teve por objetivo a inserção de MW de fontes alternativas, distribuídos igualmente por cada uma das fontes eólica, PCH e biomassa. A segunda fase, ainda não regulamentada, prevê que as fontes alternativas atendam a 10,0% (dez por cento) do consumo anual de energia elétrica no País em 20 (vinte) anos. A maioria dos projetos qualificados para os benefícios oferecidos pelo PROINFA entrou em operação a partir de 30 de dezembro de Em 2008, o Governo Federal regulamentou a contratação de energia de reserva, instituído pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao SIN, proveniente de usinas especialmente contratadas para este fim, seja de novos empreendimentos de geração ou de empreendimentos existentes. Até o momento foram realizados 2 leilões de energia de reserva, um exclusivo para energia de fonte de biomassa e outro de fonte eólica. Tarifas pelo Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão A ANEEL homologa tarifas pelo uso e acesso aos sistemas de distribuição e de transmissão. As tarifas são (i) a TUSD, e (ii) a TUST, que compreende a Rede Básica e suas instalações auxiliares. Além disso, as empresas de distribuição do sistema interligado no Sul e no Sudeste/Centro Oeste pagam taxas específicas pela transmissão de eletricidade gerada em Itaipu. Nos últimos anos, o governo teve por meta a melhoria do sistema de transmissão nacional e, como resultado, algumas empresas de transmissão se envolveram em programas de expansão significativos, que foram custeados por aumentos nas tarifas de transmissão. O aumento nas tarifas de transmissão e taxas pagas pelas Concessionárias de Distribuição é repassado aos seus respectivos clientes através dos Reajustes de Tarifas Anuais e na RTP. Abaixo é apresentado um resumo de cada tarifa ou taxa. 68

69 Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD): A TUSD, é ajustada anualmente de acordo com a variação de seus componentes, é paga por geradoras e consumidores livres e especiais pelo uso do sistema de distribuição da concessionária na qual tais geradoras e consumidores livres e especiais estejam conectados. O valor a ser pago pelo respectivo agente conectado ao sistema de distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela multiplicação da quantidade de energia elétrica contratada junto à concessionária de distribuição, em kw, pela tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$/kW. A TUSD Distribuição tem dois componentes: (i) a remuneração da concessionária pelo uso da rede local exclusiva, denominada TUSD Serviço, que varia conforme a quantidade de demanda utilizada pelo cliente, e (ii) os custos regulatórios aplicáveis ao uso da rede local, denominados TUSD Encargos, estabelecidos pelas autoridades regulatórias, estando relacionados à quantidade de energia consumida por consumidor. Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST): A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e consumidores livres e especiais pelo uso da Rede Básica e é revisada anualmente de acordo com (i) a inflação e (ii) a receita anual das empresas de transmissão (que incorpora custos de expansão da própria rede). De acordo com critérios estabelecidos pela ANEEL, proprietários das diferentes partes da rede de transmissão transferiram a coordenação de suas instalações para o ONS em contrapartida do recebimento de pagamentos de usuários do sistema de transmissão. Usuários da rede, inclusive geradoras, distribuidoras e consumidores livres e especiais, assinaram contratos com o ONS que lhes conferem o direito de usar a rede de transmissão mediante o pagamento de tarifas. Outras partes da rede que são de propriedade de transmissoras, mas não são consideradas como parte da rede de transmissão, são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma taxa específica para a empresa de transmissão. Tarifa ou Taxa de Transporte de Itaipu: A usina de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva operada em dois troncos de corrente contínua e alternada, que não é considerada como parte da Rede Básica ou do sistema de conexão intermediário. O uso deste sistema é remunerado através de encargo específico denominado Transporte de Itaipu, cujo valor total é rateado pelas empresas que detêm quota-parte de Itaipu na proporção de suas respectivas participações. Reajustes e Revisões Tarifárias Os valores das tarifas de energia elétrica (uso de rede e fornecimento) são reajustados anualmente pela ANEEL, via o estabelecimento do IRT e revisadas periodicamente via a RTP a cada 5 anos, no caso da AES Sul, conforme previsto em seu Contrato de Concessão e, por fim, podem ser revistas em caráter extraordinário RTE, a qualquer tempo, mediante condições especiais em que o desequilíbrio econômico financeiro do contrato de concessão seja significativo. Ao ajustar as tarifas de distribuição, a ANEEL divide os custos de concessionárias de distribuição entre (i) custos fora do controle da distribuidora definidos como custos não gerenciáveis, ou Parcela A, e (ii) custos sob o controle das distribuidoras (definidos como custos gerenciáveis, ou Parcela B. Os custos da Parcela A incluem, entre outros: Custos de energia comprada para revenda de acordo com contratos iniciais; Custos de energia comprada de Itaipu; Custos de energia comprada de acordo com contratos bilaterais livremente negociados entre as partes; Custos de energia comprada em leilões públicos; Encargos setoriais: Conta de Consumo de Combustível (CCC), Conta de Desenvolvimento Energético (CDE), Reserva Global de Reversão (RGR), Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE), PROINFA; e Custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão. As variações positivas ou negativas dos custos não gerenciáveis que venham a ocorrer entre um IRT ou RTP e o IRT ou RTP seguinte, não devem afetar as Demonstrações de Resultados da Companhia na medida em que tais variações são contabilizadas na CVA. Constitui-se uma conta no Balanço Patrimonial de CVA ativa ou passiva e eventuais saldos serão adicionados ou deduzidos ao IRT ou RTP seguinte, conforme o caso. Contudo, a Companhia não tem como garantir que todos os custos sejam efetivamente captados nessa CVA e efetivamente repassados às tarifas no ano seguinte. A Parcela B, por sua vez, compreende os itens de custo que estão sob o controle das concessionárias e inclui, entre outros: Retorno sobre os investimentos relacionados à concessão conforme a Base de Remuneração Regulatória determinada por ocasião das Revisões Tarifárias Periódicas; Custos de depreciação regulatória; e Custos de operação e manutenção do sistema de distribuição, em base aos custos reconhecidos na Empresa de Referência. Na RTP objetiva-se o restabelecimento do equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão 16. Partindo-se dessa premissa todos os custos da Companhia, tanto de Parcela A, quanto de Parcela B estariam devidamente cobertos pela receita projetada. A partir dessa RTP e até a próxima revisão, que no caso da Companhia ocorrem a cada cinco anos, os reajustes tarifários anuais repassarão os custos efetivos de Parcela A, inclusive saldos da CVA e a 16 A Companhia, conforme o Contrato de Concessão tem sua tarifa revisada a cada cinco anos (Revisão Tarifária Periódica). Nestas revisões todos os custos da Parcela B são recalculados e o fator Xe é definido. Apura-se a Base de Remuneração Regulatória, conforme regras da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) a partir da qual serão determinadas as parcelas de Remuneração do Capital Investido e a Quota de Depreciação Regulatória. Apura-se também, conforme os critérios da ANEEL os custos de operação e manutenção em base à Empresa de Referência que é uma empresa virtual e a mais otimizada possível para gerir a área de Concessão da Companhia. Em outras palavras, a Companhia compete contra essa Empresa de Referência em termos de custos de operação e manutenção, sendo seu objetivo realizar custos reais no máximo, iguais àqueles reconhecidos especificamente na tarifa via Empresa de Referência. 69

70 Parcela B será reajustada pela variação do IGP-M deduzidos os efeitos do Fator X 17, estabelecido por ocasião da RTP anterior. Além disso, concessionárias de distribuição de energia têm direito a eventual RTE, a ser solicitada especificamente ao Poder Concedente e analisadas caso a caso. Tais solicitações serão aceitáveis em caso de significativo desequilíbrio econômico-financeiro, decorrente, normalmente de fato do príncipe, ou seja, de atos do governo como, por exemplo, aumento de impostos, etc. Desde 2002, clientes de baixa renda têm se beneficiado de uma tarifa especial estabelecida pelo governo através da ANEEL. Durante o ano de 2002, o déficit gerado pela aplicação desta tarifa especial foi financiado pela Eletrobrás com recursos da RGR. Em 2002, de acordo com o Decreto nº 4.336, foi determinado que as empresas de distribuição fossem compensadas pela perda de receitas resultante da Tarifa Especial criada pelo Governo Federal com fundos derivados de dividendos pagos pela Eletrobrás e outras empresas estatais federais e da CDE. Discussão sobre a Fórmula de Reajuste Tarifário Anual Em 27 de novembro de 2009, a ANEEL iniciou Audiência Pública para discussão de Termo Aditivo ao Contrato de Concessão da Companhia com vistas à adequação da metodologia de cálculo do reajuste tarifário anual visando à neutralidade dos itens não gerenciáveis da Parcela A. As propostas para adequação da metodologia de cálculo foram submetidas à aprovação das distribuidoras. Para mais informações veja o item 4.1.a Fatores de Risco Riscos Que Podem Influenciar a Decisão de Investir em Valores Mobiliários de Emissão da Companhia Relacionados à Companhia deste Formulário de Referência. Encargos Setoriais Reserva global de Reversão (RGR): Em determinadas circunstâncias, as distribuidoras são indenizadas por ativos ainda não depreciados, em caso de revogação ou encampação das respectivas concessões. Por meio da Lei n.º 5.655, de 20 de maio de 1971, foi criada a RGR, destinado a prover recursos para essa indenização. As companhias de eletricidade do setor público devem fazer recolhimentos mensais à RGR a uma taxa anual equivalente a 2,5% dos ativos fixos da empresa em serviço, até um teto de 3,0% do total das receitas em cada ano. Nos últimos anos, a RGR tem sido usada, principalmente, para financiar projetos de geração e distribuição. A Lei n.º /02 previu a expiração da RGR em 2010, o que resultará em diminuição da tarifa para os consumidores. Conta de Consumo de Combustível (CCC): Os agentes de distribuição e transmissão que comercializem energia elétrica com o consumidor final devem contribuir para o rateio do custo de consumo de combustível utilizado na geração de energia termoelétrica nos Sistemas Isolados, por meio da CCC. A CCC foi criada em 1973, com a finalidade de gerar reservas financeiras para cobrir os custos de aquisição dos combustíveis fósseis utilizados pelas usinas de geração térmica, na eventualidade de uma escassez de água nos reservatórios das hidrelétricas, uma vez que o custo de operação das usinas produtoras de energia térmica é maior do que aquele das usinas hidrelétricas. A Lei , de 09/12/09, alterou a forma de cálculo da CCC, passando a mesma a representar o montante igual à diferença entre o custo total de geração da energia elétrica, para o atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no ACR do SIN. Conta de Desenvolvimento Energético (CDE): A Lei nº , de 26 de abril de 2002, criou a CDE objetivando promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas (eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional) nas áreas atendidas pelos sistemas elétricos interligados e promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo território nacional. Os recursos da CDE são provenientes, dentre outras fontes, dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, de multas aplicadas pela ANEEL e, desde 2003, de quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final no SIN, mediante encargo tarifário incluído na TUSD e na TUST. A CDE tem previsão de duração de 25 anos. Encargo de Serviço do Sistema (ESS): A ANEEL homologou as regras de mercado relativas ao ESS por meio da Resolução nº 290, de 4 de agosto de O ESS consiste em um valor em R$/MWh correspondente à média dos custos incorridos para manter a confiabilidade e a estabilidade dos serviços do sistema prestados aos usuários do SIN. O ESS é pago por todos os agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na proporção do consumo. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE): A Taxa de Fiscalização foi criada pela Lei Federal n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e regulamentada pelo Decreto Federal n.º 2.410, de 28 de novembro de 1997 e pela ANEEL. A Taxa de Fiscalização é uma taxa anual devida desde 1997 por todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas, equivalente a 0,5% do benefício econômico anual auferido, com a finalidade de constituir a receita da ANEEL para cobertura das suas despesas administrativas e operacionais. Encargo de Energia de Reserva (EER): O EER foi criado pelo Decreto n.º 6.353, de 15 de janeiro de 2008, e regulamentado pela Resolução Normativa ANEEL n.º 337, de 11 de novembro de O EER tem o objetivo de arcar com as despesas relacionadas com a contratação de energia de reserva contratada para aumentar a segurança do 17 O Fator X é composto das parcelas Xa, e Xe. A parcela Xa reflete a aplicação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), sobre a parcela mão-de-obra dos custos operacionais da Companhia e é, portanto, variável a cada reajuste tarifário. A parcela Xe reflete a expectativa de ganhos de produtividade decorrente das mudanças na escala do negócio, por incremento do consumo de energia elétrica na área de concessão, tanto por maior consumo dos consumidores existentes (crescimento vertical) quanto pela incorporação de novos clientes em sua base (crescimento horizontal) 70

71 fornecimento de energia no SIN. O EER será pago mensalmente pelos consumidores finais do Sistema Interligado Nacional. Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (PROINFA): O PROINFA, instituído pela Lei nº , de 26 de abril de 2002 e revisado pela Lei nº , de 11 de novembro de 2003 é pago por todos os agentes do SIN que comercializam energia com o consumidor final ou que recolhem tarifa de uso das redes elétricas relativa a consumidores livres, para cobertura dos custos da energia elétrica produzida por empreendimentos de produtores independentes autônomos, concebidos com base em fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa participantes do PROINFA. Pesquisa e Desenvolvimento de Eficiência Energética (P&D): Encargo criado pela Lei n.º 9.991, de 24 de julho de As concessionárias e permissionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica ficam obrigadas a aplicar anualmente recursos equivalentes ao mínimo de 0,75% e 0,25% de sua Receita Operacional Líquida (ROL), respectivamente, em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e em programas de eficiência energética. Porém, a mesma lei determina que até 31 de dezembro de 2015, os percentuais mínimos serão de 0,50%, tanto para pesquisa e desenvolvimento como para programas de eficiência energética na oferta e no uso final da energia. A Lei , de 09/12/09, considera o adicional de 0,30% da ROL destinado ao ressarcimento de Estados e Municípios que tiverem eventual perda de receita decorrente da arrecadação de ICMS incidente sobre combustíveis fósseis utilizados para geração de energia elétrica nos Sistemas Isolados. Operador Nacional do Sistema (ONS): Refere-se ao ressarcimento de parte dos custos de administração e operação do ONS (entidade responsável pela operação e coordenação da Rede Básica) por todas as empresas de geração, transmissão e de distribuição bem como os grandes consumidores (consumidores livres) conectados à Rede Básica. Racionamento A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, na hipótese de decretação de uma redução compulsória no consumo de energia de determinada região, todos os CCEAR por quantidade de energia, cujos compradores estejam localizados nessa mesma região, terão seus volumes ajustados na proporção da redução de consumo verificada. Programa de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) Programa de Eficiência Energética (PEE) A matéria é objeto de política pública específica. No âmbito federal, o Poder Público, por meio da Lei nº , de 24 de julho de 2000, dispôs sobre a realização de investimentos em pesquisa e desenvolvimento e em eficiência energética por parte das empresas do setor. O Contrato de Concessão firmado pelas distribuidoras de energia elétrica com o Poder Concedente estabelece obrigações e encargos sobre eficiência energética, no qual, a Concessionária fica obrigada a aplicar o montante de, no mínimo, um por cento da ROL, em pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico e em ações que tenham por objetivo o combate ao desperdício de energia elétrica, nos Termos da Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, e na forma em que dispuser a regulamentação específica sobre a matéria. A Lei nº 9.991/2000 dispõe que as distribuidoras de energia elétrica devem aplicar um percentual mínimo da ROL em PEE. O Manual do PEE (MPEE): é um guia que determina os procedimentos para as concessionárias para a elaboração e execução de projetos de eficiência energética regulados pela ANEEL. Nos Manuais de Eficiência Energética são definidas a estrutura e a forma de apresentação dos projetos, os critérios de avaliação e de fiscalização e o tipo de projetos que podem ser realizados com recursos do PEE. Também são apresentados os procedimentos para contabilização dos custos e apropriação dos investimentos realizados. A partir de 2001 foi criado o fundo nacional CTENERG, que possui um documento de diretrizes estratégicas disponível no site do Ministério da Ciência e Tecnologia. Trata-se de outra fonte de recursos para financiar o desenvolvimento de tecnologias mais eficientes para as indústrias e programas de eficiência de interesse público. O programa de Eficiência Energética destina-se a beneficiar os clientes da Companhia por meio de projetos de substituição de equipamentos e lâmpadas por equipamentos e lâmpadas mais eficientes em instalações de hospitais, escolas, prédios públicos e túneis, bem como por meio de projetos educacionais e de responsabilidade social e atendimento a comunidades de baixo poder aquisitivo. Dessa forma, a Companhia contribui para o processo de inclusão social, bem como para melhoria da prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica para população. Todas essas ações, além de contribuir para economia de energia elétrica e, consequentemente, ajudar a diminuir os orçamentos de órgãos públicos, melhoram a qualidade de vida e de segurança das pessoas beneficiadas com esses projetos, bem como contribuem para a diminuição da inadimplência e combatem as perdas comerciais. 71

72 A Companhia realizou R$5,7 milhões e R$11,9 milhões em programas de Eficiência Energética nos períodos encerrados em 31 de dezembro de 2008 e 2009, respectivamente. A Companhia desenvolve, por meio de seu programa de Pesquisa e Desenvolvimento, tecnologias inovadoras relacionadas aos processos técnicos, comerciais e operacionais. Dessa maneira, a Companhia adiciona valor ao seu ativo intangível e incorpora melhorias em outras linhas de pesquisa, tais como segurança, redes inteligentes, operação otimizada, meio ambiente, equipamentos e sistemas inovadores, para o continuo desenvolvimento da prestação dos seus serviços. A Companhia mantém anualmente projetos relacionados aos processos técnicos, comerciais e operacionais, ao desenvolvimento de tecnologias mais eficazes, à segurança de colaboradores e empregados terceirizados e na promoção de iniciativas sustentáveis para as comunidades. A Companhia realizou R$ 1,6 milhão e R$3,6 milhões em Programas de Pesquisa e Desenvolvimento nos período encerrados em 31 de dezembro de 2008 e 2009, respectivamente. b. política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental e, se for o caso, de outras práticas ambientais, inclusive a adesão a padrões internacionais de proteção ambiental Aspectos Ambientais Política Ambiental e SGA A Companhia possui Política Integrada de Meio Ambiente, Saúde e Segurança, que está baseada nos princípios de Prevenção, Responsabilidade Social, Conscientização, Melhoria Contínua, Respeito aos Recursos Naturais, Gerenciamento de Emissões, Atuação junto aos Fornecedores e Contratadas, Comunicação e Compromisso com a Legislação. O cumprimento da legislação ambiental aplicável ao setor elétrico é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que podem impor sanções administrativas e penais por eventual inobservância da legislação, independentemente da obrigação de reparar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados. O cumprimento da legislação é um dos princípios norteadores da Política Integrada de Meio Ambiente, Saúde e Segurança da AES Sul e da AES Brasil. Com o objetivo de avaliar o desempenho ambiental da Companhia, foi implantado um Sistema de Gestão Ambiental baseado na norma da ISO 14001:04 em suas atividades administrativas e operacionais além das instalações como linhas de subtransmissão, subestações, lojas de atendimento a clientes, escritórios administrativos e bases operacionais. Como atendimento a um dos itens da ISO 14001:04, a Companhia identificou, monitorou e avaliou mudanças nas leis e normas ambientais aplicáveis ao seu negócio, buscando sempre seu atendimento e a melhoria contínua no desenvolvimento de suas atividades. A Companhia é auditada constantemente, tanto por determinação da própria AES Corporation, como também para verificar a sua aderência a norma ISO :04. Adicionalmente, a Companhia incorreu em despesas durante o ano de 2009 no valor de R$ 733,6 mil em projetos de pesquisa e desenvolvimento que envolveu as questões ambientais, visando aumentar a vida útil de estruturas (postes) de madeira para sustentação da rede de distribuição de energia elétrica, como verificar viabilidade de utilização de óleo vegetal em transformadores de força. Os projetos em andamento são: Estudo e Avaliação de desempenho de fluídos isolantes ecológicos para repotencialização de transformadores de alta tensão e Otimização de Processos de Retratamento e Controle de Postes de Madeira Utilizados em Redes de Energia Elétrica Fase III. O gerenciamento ambiental de todas as atividades da AES Sul é realizado com foco na prevenção e levando em consideração os orçamentos e estimativas da Companhia elaboradas em base à dados históricos e melhores práticas da área ambiental. Licenciamento Ambiental A legislação ambiental brasileira, por meio da Lei Federal nº 6.938/81 e da Resolução CONAMA 237/97, determina que a instalação de empreendimentos que de qualquer forma causem degradação do meio ambiente depende do prévio licenciamento ambiental. Tanto as atividades de transmissão quanto as de distribuição de energia estão sujeitas ao licenciamento ambiental. O procedimento se aplica tanto para empreendimentos novos, quanto para as ampliações ou alterações nele procedidas, sendo que as licenças emitidas precisam ser renovadas periodicamente. De acordo com a legislação federal, se a renovação for requerida até 120 dias antes do vencimento da licença, considera-se prorrogada a sua validade até a manifestação do órgão ambiental sobre o requerimento. O processo de licenciamento ambiental compreende, basicamente, três estágios que determinam a expedição das seguintes licenças: licença prévia, licença de instalação e licença de operação. Cada uma destas licenças é emitida conforme a fase em que se encontra o empreendimento e a manutenção de sua validade depende do cumprimento das condicionantes que forem estabelecidas pelo órgão ambiental competente. Há previsão de procedimentos simplificados quando o empreendimento for considerado de pequeno potencial de impacto ambiental. A definição do órgão competente para o licenciamento está associada à magnitude e abrangência do impacto ambiental que o empreendimento ocasionará. Empreendimentos de impacto ambiental regional, ou seja, que envolvam mais de um Estado da federação ou realizados em áreas de interesse ou domínio da União, devem ser licenciados 72

73 pelo IBAMA. Nos demais casos, a competência é dos órgãos ambientais estaduais. Todavia, caso o impacto seja exclusivamente local, o licenciamento poderá ser conduzido pelos municípios. O Código de Meio Ambiente do Estadual do Rio Grande do Sul Lei Estadual n de agosto de 2000, em seu artigo 69, atribuiu aos municípios o licenciamento ambiental dos empreendimentos e atividades consideradas como de impacto local, bem como aquelas que lhe forem delegadas pelo Estado por instrumento legal ou Convênio. Estudos para obtenção de licenciamento ambiental e medidas compensatórias As atividades de Linha de Transmissão e Subestações são consideradas como potencial poluidor médio e baixo respectivamente pelo órgão ambiental estadual Fundação Estadual de Proteção Ambiental (FEPAM). O licenciamento dessas atividades está sujeito a estudos ambientais conforme estabelecido na legislação estadual onde são analisadas as questões sócio-ambientais nos locais onde as atividades serão desenvolvidas. Para o licenciamento ambiental municipal das atividades que envolvem Linhas de Transmissão e Subestações também estão sujeitos a estudos ambientais como no âmbito estadual. Tanto o licenciamento estadual quanto o municipal podem exigir estudos mais detalhados se identificada tal necessidade no início ou durante o processo de licenciamento. As medidas compensatórias definidas seguem a legislação estadual e municipal, e incidem sobre impactos de supressão de vegetação, inclusive em Áreas de Preservação Permanente. Estas medidas compensatórias consistem normalmente por meio de implantação de projetos de reposição florestal pelo empreendedor, sendo no mínimo 70% na área objeto do empreendimento, ou, a critério do órgão ambiental, podendo também ser realizada através da compensação por meio de doação mudas de espécies nativas, dependendo de prévio acordo por meio de convênio com o órgão licenciador. Outras autorizações Além das licenças ambientais acima mencionadas, o desenvolvimento regular das atividades da Companhia também está sujeito à obtenção de outras autorizações, tais como (i) a outorga para uso de recursos hídricos, (ii) autorização para intervenção em áreas de preservação permanente e (iii) supressão de vegetação. Estas dependem de medidas compensatórias, como dito anteriormente, aprovadas pelo órgão ambiental. A ausência de licenças e autorizações ambientais, independentemente de a atividade estar ou não causando danos efetivos ao meio ambiente, caracteriza a prática de crime ambiental, além de sujeitar o infrator a penalidades administrativas, tais como, multas, suspensão de subsídios dos órgãos públicos ou a suspensão, temporária ou permanente de atividades. Os indeferimentos por parte dos órgãos ambientais licenciadores na emissão ou renovação das licenças ambientais, assim como a eventual impossibilidade da Companhia de atender às exigências estabelecidas por tais órgãos ambientais no curso do processo de licenciamento ambiental, poderão prejudicar, ou mesmo impedir, conforme o caso, a instalação e a operação dos seus empreendimentos, representando potenciais riscos de não cumprimento do seu plano de investimentos e consequente deficiência no atendimento da demanda por energia elétrica. A ocorrência de danos ambientais, decorrentes da instalação e/ou operação de empreendimentos elétricos também pode sujeitar a Companhia à imposição de penalidades administrativas e penais. Na esfera civil, os danos ambientais implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isso significa que a obrigação de reparar a degradação causada poderá afetar a todos os direta ou indiretamente envolvidos, independentemente da comprovação de culpa dos agentes. Como consequência, a contratação de terceiros para proceder a qualquer intervenção nas operações, da Companhia como a disposição final de resíduos ou a supressão de vegetação, não exime a responsabilidade da mesma por eventuais danos ambientais causados pela entidade contratada. Dispêndios e Investimentos Durante o ano de 2009, a AES Sul realizou gastos e investimentos de R$ 1,98 milhão em Ações de Meio Ambiente. Dentre estes foram gastos R$ 382 mil em processos de licenciamento de novas instalações ou reconstruções, incluindo medidas de compensação ambiental. 73

74 Passivos Ocorrências imprevistas são devidamente gerenciadas pela AES Sul, que também responde pelos passivos ambientais decorrentes das atividades de distribuição efetuados anteriormente à privatização, conforme determina a legislação Resolução CONAMA nº 420/09. O cumprimento das ações é acompanhado pelo órgão ambiental competente, FEPAM. Assim, sempre que há a suspeita ou indício de um potencial passivo, a AES Sul busca confirmar a sua existência através da elaboração de estudos em cumprimento as normas técnicas da FEPAM e a legislação específica, que possam confirmar ou não a sua existência. Uma vez confirmado, o passivo é gerenciado individualmente. A AES Sul está envolvida em um único caso relativo a passivos ambientais, localizado em uma Unidade de Tratamento de Postes (UTM) recebida pela AES Sul em novembro de 1997, após o processo de privatização da CEEE, e que foi operada pela AES até dezembro de Em fevereiro de 2006, em virtude de problemas no processo de privatização a CEEE retomou a posse do ativo. Durante o período em que esteve na posse da Unidade de Tratamento de Madeira (UTM) de Barreto, no município de Triunfo - RS, a AES identificou a existência de passivo ambiental na área da Fábrica, relativo à época em que a CEEE havia operado a UPM, decorrente de produtos químicos usados no processo produtivo. A AES Sul comunicou os fatos às autoridades competentes (Ministério Público Estadual e Órgão Ambiental Estadual (FEPAM). Após a comunicação da existência do passivo, o Ministério Público Estadual instaurou um Inquérito Civil nº 24/2005, que instruiu Ação Civil Pública ajuizada em 13/03/2008 em face da CEEE, CEEE-D, AES Sul e AES Florestal (empresas que operaram a Fábrica até a descoberta do passivo ambiental). Antes do ajuizamento da Ação Civil Pública pelo Ministério Público foi contratada uma empresa de consultoria ambiental para dar continuidade aos estudos ambientais, estruturando todos os documentos e avaliações ambientais que foram desenvolvidos. Adicionalmente ao estudo técnico, o trabalho da empresa de consultoria envolveu a realização dos planos de contenção da contaminação através da remoção para os focos ativos de contaminação. Estes planos são compostos por atividades técnicas a serem desenvolvidas e cronograma físico-financeiro. Os valores estimados para a realização do plano de contenção da contaminação, previstos no relatório técnico foi de R$ 29,3 milhões. Em função da existência da ação civil pública, associada à finalização das avaliações técnicas ambientais e de acordo com os pareceres jurídicos elaborados por renomados escritórios jurídicos, foi provisionado o montante de R$ 7,34 milhões, correspondente a 25% dos custos de contenção da contaminação. A medida liminar requerida pelo MP foi indeferida. A ação encontra-se na fase de instrução, aguardando a definição das provas a serem produzidas. c. dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia Contrato de Concessão A Companhia opera o negócio de distribuição de energia elétrica, nos termos de seu Contrato de Concessão e da legislação aplicável. O Contrato de Concessão, com término em 06 de novembro de 2027 (Contrato de Concessão 012/97), impõe exigências sobre as operações e os negócios. Estas exigências incluem manutenção e/ou aperfeiçoamento de determinadas normas de serviço, incluindo o número e duração de blackouts. Existe, também, a obrigatoriedade de instalar dispositivos e equipamentos, por exemplo, linhas de distribuição e medidores para fornecer energia a novos clientes ou atender ao aumento de demanda dos clientes existentes. Como já mencionado anteriormente, em função da implantação do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras assinaram termos aditivos aos respectivos contratos de concessão. Esses aditivos se destinam basicamente a incorporar aos cálculos dos reajustes tarifários anuais os custos de aquisição de energia contratada nos novos leilões, com entrega nos 12 meses subsequentes à data de vigência de novas tarifas. Estabelecem ainda que a Contribuição para o Programa de Integração Social (PIS), Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PASEP) e Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS) sejam excluídos da Parcela B. Assim, tais encargos foram excluídos do cálculo do reajuste de tarifas de energia elétrica. Na prática, tais tributos passaram a ser incluídos na fatura de energia elétrica de forma segregada em mecanismo análogo ao utilizado para a cobrança do ICMS. Em abril do corrente ano, a Companhia assinou novo termo aditivo ao seu contrato de concessão que visa garantir a neutralidade dos custos de Parcela A. Para informações adicionais sobre este aditivo em particular veja o item 4.1.h. Fatores de risco relacionados à regulação dos setores da economia nos quais a Companhia atua, deste Formulário de Referência. Penalidades e Término da Concessão Caso não sejam cumpridas as obrigações previstas no Contrato de Concessão e nas leis e normas aplicáveis ao negócio, a ANEEL pode impor penalidades através da instauração de processos administrativos punitivos. As penalidades que podem ser impostas em caso de violação destas obrigações incluem advertências e imposições de multas podendo atingir até um máximo de 2% da receita anual da Companhia, excluído o ICMS. A ANEEL também pode intervir na concessão por meio de resolução, que indicará seu prazo, objetivos e limites da medida, em função das razões que a ensejaram, designando o interventor. Declarada a intervenção, a ANEEL instaurará, no prazo de 30 dias, procedimento administrativo para comprovar as causas determinantes da medida e 74

75 apurar responsabilidades, assegurado o direito de ampla defesa, devendo o mesmo ser concluído no prazo de até 180 dias, sob pena de considerar-se inválida a intervenção. A ANEEL pode, ainda, em caso de descumprimento, limitar a área de concessão da Companhia, impondo uma subconcessão ou encampando as ações detidas por seus acionistas controladores e vendendo-as num leilão público. A ANEEL também tem o poder de propor ao Poder Concedente, a União Federal, a declaração de caducidade da concessão antes de seu prazo final quando, por exemplo, do descumprimento de obrigações legais ou contratuais. Assim como na intervenção, a declaração de caducidade será precedida de processo administrativo e, caso reste comprovada a inadimplência da Companhia, a ANEEL poderá propor à União Federal a declaração de caducidade da concessão. Em qualquer caso de término antecipado do Contrato de Concessão, existe o direito de receber indenização da ANEEL por investimentos efetuados em ativos relacionados aos serviços (bens reversíveis) que não tenham sido amortizados ou depreciados. A Companhia não pode garantir, contudo, que esta indenização seja em valores compatíveis com os valores residuais dos ativos reversíveis. Equilíbrio Econômico-Financeiro De acordo com a Lei de Concessões, qualquer concessão para a prestação de serviços públicos exige a manutenção de um equilíbrio entre os custos e receitas durante toda a vigência da concessão. Este princípio é conhecido como equilíbrio econômico-financeiro. O principal instrumento de manutenção do equilíbrio econômico-financeiro é a alteração, para mais ou para menos, das tarifas de fornecimento de energia e de uso dos sistemas de distribuição cobradas dos clientes, através de reajustes tarifários anuais, revisões ordinárias a cada cinco anos e revisões extraordinárias a qualquer tempo, desde que comprovado o desequilíbrio. Tais processos são conduzidos pela ANEEL que, ao cabo de seu decurso, procede à homologação das tarifas para a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro. Propriedade Intelectual A condução do negócio da Companhia não depende de patentes próprias. Sua marca comercial registrada mais importante é AES Sul, na forma nominativa, teve seu registro solicitado em 2002 e estão pendentes de aprovação, Todas as demais marcas comerciais que possui não são relevantes para suas operações Informações acerca dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes: a) receita proveniente dos clientes atribuídos ao país sede da Companhia e sua participação na receita líquida total da Companhia; b) receita proveniente dos clientes atribuídos a cada país estrangeiro e sua participação na receita líquida total da Companhia; c) receita total proveniente de países estrangeiros e sua participação na receita líquida total da Companhia A Companhia não obtém receitas de outros países que não o Brasil. Suas atividades estão restritas ao território nacional ou mais precisamente, à sua Área de Concessão Regulação dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes e influência nos negócios da Companhia Não aplicável. A atuação da Companhia está restrita ao território nacional Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia que não figurem em outra parte deste Formulário Contratos de Prestação de Serviços Além dos contratos de conexão e uso da rede básica de transmissão de energia e contratos de compra de energia elétrica e que integram os custos da Parcela A da tarifa de fornecimento, já citados neste Formulário de Referência, a Companhia possui diversos contratos de prestação de serviços relativos à operação e manutenção das redes de distribuição e outros serviços que representam um dispêndio anual de aproximadamente R$ 7,4 milhões, conforme demonstrado na tabela a seguir. Para mais detalhes sobre os contratos da Parcela A consulte o item 7.3.b. Características do Processo de Distribuição deste Formulário de Referência Outras informações relevantes Estratégia de Negócios 75

76 A estratégia da Companhia é aumentar sua eficiência operacional, melhorar continuamente sua qualidade de serviço e reduzir seus custos financeiros, de forma a criar valor para seus acionistas. Os elementos chave de sua estratégia são: Posicionar-se como Empresa Modelo na Distribuição de Energia Elétrica no Brasil. A Companhia pretende continuar a acompanhar o crescimento da população em sua área de concessão através da expansão necessária da rede de distribuição de energia elétrica e de investimentos em ativos que componham a base regulatória de remuneração, bem como, garantir a melhoria constante da qualidade e confiabilidade de seus serviços. Ao longo dos últimos 5 anos a base de clientes da Companhia cresceu cerca de 25 mil clientes por ano ou seja, em torno de 2% ao ano. A Companhia planeja investir aproximadamente R$266,5 milhões em 2010 sendo R$175,5 milhões com recursos próprios, R$ 83,9 milhões, financiados principalmente pela Centrais Elétricas Brasileiras S/A (Eletrobrás) e R$ 7,0 milhões de investimentos auto financiados por consumidores para aprimorar a qualidade de seus serviços e criar as bases ser a melhor empresa de distribuição do Brasil. Otimização da Estrutura de Capital da Companhia para Otimizar Fluxos de Caixa Livre. A Companhia pretende se beneficiar de custos menores de financiamento decorrentes de sua condição financeira e da melhora das condições macro-econômicas no Brasil, resultando em taxas de juros menores. Pretende, ainda, reduzir suas despesas com juros, estender o prazo de suas dívidas e incorrer somente em dívidas denominadas em moeda local. Adicionalmente, como resultado das condições favoráveis de mercado, sua administração acredita que futuros refinanciamentos poderão fornecer maior flexibilidade operacional e financeira otimizando sua geração de caixa. Aumento na Eficiência Operacional Buscando Custos Operacionais Eficazes, Aumento da Lucratividade da Companhia e Melhoria no Nível de Qualidade de Serviço. A Companhia mantém um esforço constante de redução de custos, concentrado em aprimorar (i) o gerenciamento da sua cadeia de fornecimento (incluindo a implementação de práticas globais de suprimento junto à AES Corporation), (ii) o gerenciamento de seus processos de prestação de serviços, (iii) o gerenciamento de seus ativos, bem como (iv) a alocação de seus investimentos. A Companhia também concentra esforços para reduzir ainda mais as suas perdas comerciais e o volume de recebíveis de baixa qualidade creditícia. A Companhia desenvolve vários indicadores de desempenho, incluindo qualidade de serviço e duração e frequência de interrupções de serviço, contra os quais compara sua eficiência operacional. Objetiva-se incrementar os custos operacionais em níveis inferiores ao índice base do Contrato de Concessão, no caso o Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M), como forma de alavancar o resultado da Companhia na medida em que parte de sua receita está atrelada a esse índice. Redução de Perdas Comerciais de Energia Elétrica para Aumentar a Lucratividade. A administração da Companhia mantém o foco em programas de desenvolvimento para reduzir suas perdas comerciais de energia elétrica, mesmo considerando que essas perdas são relativamente baixas quando comparadas com a média do setor elétrico brasileiro. As perdas comerciais de energia elétrica resultam de conexões ilegais, furtos, erros de cobrança e de medição e fraudes. Para reduzir essas perdas, a Companhia implementa novas tecnologias, que acredita ajudarão na descoberta de conexões ilegais e na análise de comportamentos inadequados de consumo de energia de seus clientes. Adicionalmente, a Companhia está investindo em outros instrumentos preventivos, como análise de memórias de massa dos medidores de energia elétrica instalados para os consumidores ligados em média e alta tensão, utilização de cabos antifurto e blindagem de caixas de medidores. Como resultado, suas perdas totais de energia elétrica, técnicas e não técnicas ou comerciais estão praticamente estáveis, porém o indicador percentual apresentou leve crescimento em 2009, principalmente, em razão da crise financeira mundial que reduziu o volume de energia que transitou pela rede da AES Sul e que consequentemente reduziu a base de cálculo do indicador, evoluindo de 8,17% em 2008 para 8,55% em Qualidade do Serviço. A Companhia investe continuamente na expansão do seu sistema de distribuição, realizando estudos para atendimento ao mercado de energia tanto em condições normais de operação quanto em condições de emergência, de forma a garantir o pleno atendimento ao fornecimento de energia. Além disto, na busca por oferecer níveis crescentes de qualidade aos seus clientes, a Companhia investe na automação e modernização da sua rede, com a adoção de um novo padrão de construção a partir de O padrão de rede adotado até o ano de 2007 utilizava de forma predominante postes de madeira para sustentação das redes. Para melhorar a confiabilidade e a qualidade na distribuição de energia, a AES Sul mudou seu padrão de rede passando a utilizar postes de concreto dos tipos Duplo T ou Cônicos, conforme o fim a que se destinam. Assim, a partir do ano 2008, todas as novas redes construídas e as substituições de postes quando das manutenções passaram a adotar o posteamento de concreto. Este tipo de poste apresenta maior vida útil, além da resistência mecânica superior, e por isso possibilita uma redução dos desligamentos não programados causados por queda de postes em temporais e, consequentemente, contribui na melhoraria dos indicadores técnicos de continuidade e satisfação dos clientes. Outra mudança de padrão diz respeito a adoção de redes com cabo protegido ou spacer cable em áreas urbanas, um padrão que evita desligamentos e convive mais harmonicamente com regiões arborizadas uma das características da sua área de concessão. Além disto, em parceria com os órgãos ambientais e governos municipais, houve um incremento no volume de podas de árvores e na manutenção preventiva de redes primárias e secundárias. Relacionamento com a ANEEL, Agência Estadual de Regulação dos Serviços Públicos Delegados do Rio Grande do Sul (AGERGS) e MME A Companhia pretende continuar a manter e fortalecer sua interlocução com a ANEEL, AGERGS e MME, mantendo um canal de comunicação permanentemente aberto, com o intuito de contribuir de forma efetiva para a evolução das regulamentações aplicadas ao Setor Elétrico. Seguro A Companhia mantém apólice de seguro Patrimonial, do tipo Riscos Operacionais, que garante o pagamento de indenização com relação a sinistros que atinjam seu patrimônio. Tal apólice de seguro possui cobertura para sinistros decorrentes de incêndio, alagamento, danos elétricos, explosão, roubo e quebra de máquinas, ocorridos em suas subestações, edifícios e instalações. Os eventuais prejuízos causados a terceiros estão cobertos pelas seguintes apólices de seguro: (i) Responsabilidade Civil Geral, que garante o pagamento de indenização em decorrência de danos materiais, lesões físicas e danos morais causados por acidente que, eventualmente, a Companhia venha a ser 76

77 responsabilizada; e (ii) de Responsabilidade Civil Facultativa, que garante a indenização a terceiros em decorrência de eventuais acidentes de trânsito com a frota de veículos. A Companhia acredita que contratou apólices de seguro usualmente contratadas no Brasil para o esse tipo de operação. No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009, a Companhia pagou um total de R$0,5 milhão em prêmios de seguros. Ademais, muito embora contrate as apólices descritas acima, existem determinados tipos de risco que podem não estar cobertos pelas mesmas, tais como guerra, caso fortuito e de força maior ou interrupção de certas atividades. Assim, na hipótese de ocorrência de quaisquer desses eventos não cobertos, a Companhia poderá incorrer em custos adicionais para a sua recomposição ou reforma. Adicionalmente, não se pode garantir que, mesmo na hipótese da ocorrência de um sinistro coberto por tais apólices, o pagamento da indenização do seguro será suficiente para cobrir os danos decorrentes de tal sinistro. 77

78 8. Grupo Econômico da Companhia 8.1. Descrição do grupo econômico da Companhia a. controladores diretos e indiretos A AES Sul é controlada indiretamente pela AES Corporation e diretamente pela AES Guaíba II Empreendimentos Ltda, que detém diretamente (i) 99,99% das suas ações preferenciais e (ii) 99,62% de ações ordinárias. b. controladas e coligadas Não aplicável. A Companhia não possui empresas controladas e coligadas. c. participações da Companhia em sociedades do grupo A Companhia não detém participações em outras sociedades do grupo. d. participações de sociedades do grupo na Companhia A AES Guaíba II Empreendimentos Ltda detém diretamente 99,99% das ações preferenciais da Companhia, 99,62% das ações ordinárias e 99,70% de seu capital total. e. sociedades sob controle comum Não há sociedades sob controle comum da Companhia e de outra entidade Organograma do grupo econômico O organograma abaixo apresenta a atual estrutura simplificada do grupo societário da Companhia: AES Corporation 100% AES Guaíba II Empreendimentos Ltda. 99,70% AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. Ações na Conta Tesouraria/Conselheiros 0,30% 8.3. Operações de reestruturação ocorridas no grupo nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social corrente Não houve operações de reestruturação relevantes na Companhia, nos últimos 3 exercícios sociais Outras informações que a Companhia julgue relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima 78

79 9. Ativos Relevantes 9.1. Bens do ativo não circulante relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia a. ativos imobilizados Os principais ativos da Companhia consistem em linhas de subtransmissão, subestações de distribuição e redes de distribuição, as quais estão localizadas em sua área de concessão. A Companhia possui 50 subestações de distribuição e km de linhas de distribuição e km de linhas de subtransmissão. A Companhia dispõe ainda de 957 imóveis, representando aproximadamente 988,6 mil m 2, dos quais 905 são destinados à operação do sistema e os 52 restantes são imóveis destinados a outras atividades administrativas ou afins. De acordo com o Contrato de Concessão, todos os ativos necessários à operação do sistema elétrico, são considerados ativos da concessão, reversíveis à União, mediante indenização dos valores ainda não depreciados ou amortizados. Estes ativos não podem ser gravados ou penhorados sem prévia e expressa autorização do Poder Concedente e não podem ser reclamados para pagamento de dívidas da Companhia. Os demais ativos que não são remunerados pelo consumidor, permanecem com a Companhia ao término da concessão. b. patentes, marcas, licenças concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia A condução do negócio da Companhia não depende de patentes próprias. Sua marca comercial registrada mais importante é AES Sul, na forma nominativa, teve seu registro solicitado em 2002 e está pendente de aprovação, Todas as demais marcas comerciais que possui não são relevantes para suas operações. A Companhia opera o negócio de distribuição de energia elétrica, nos termos de seu Contrato de Concessão, número 012/97, com término previsto para o dia 06 de novembro de O descumprimento de obrigações legais regulatórias e do Contrato de Concessão podem causar a perda dos direitos relativos aos ativos listados no item 9 deste Formulário de Referência, além de outras penalidades. Ao final do prazo de concessão da Companhia, os bens e instalações relacionados à distribuição de energia elétrica passarão a integrar o patrimônio da União, por meio de reversão, mediante o pagamento de indenização sobre os ativos não integralmente amortizados ou depreciados. Para mais informações sobre a concessão, ver o item 7.5.c dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia deste Formulário de Referência. c. sociedades em que a Companhia tenha participação Não aplicável. A Companhia não detém participações acionárias em quaisquer sociedades Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima 79

80 10. Comentários dos Diretores As informações contidas neste item 10 foram extraídas das demonstrações financeiras da Companhia. A análise dos Diretores esclarecendo os resultados obtidos e as razões para a flutuação nos valores das contas patrimoniais da Companhia constituem uma opinião sobre os impactos ou efeitos dos dados apresentados nas demonstrações financeiras sobre a situação financeira da Companhia. A administração da Companhia não pode garantir que a situação financeira e os resultados obtidos no passado venham a se reproduzir no futuro Comentários dos Diretores sobre a. condições financeiras e patrimoniais gerais A diretoria da Companhia entende que ela apresenta atualmente e também apresentou nos três últimos exercícios condições financeiras e patrimoniais suficientes para desenvolver as atividades do seu negócio, assim como para cumprir suas obrigações de curto e médio prazo. A diretoria da Companhia acredita, por meio de uma análise dos números de seu ativo circulante e de seu passivo circulante, que possui um capital de giro que permite que ela tenha liquidez e recursos de capital suficientes para cobrir seus investimentos planejados, suas despesas, suas dívidas e outros valores a serem pagos nos próximos anos. A diretoria da Companhia não tem como garantir que tal situação permanecerá inalterada, mas caso entenda necessário contrair empréstimos para financiar seus investimentos e aquisições, acredita que terá capacidade para contratá-los. b. estrutura de capital e possibilidade de resgate de ações ou quotas, indicando: (i) hipóteses de resgate; (ii) fórmula de cálculo do valor de resgate A Companhia entende que a atual estrutura de capital, mensurada principalmente pela relação dívida financeira liquida sobre patrimônio líquido, apresenta hoje níveis adequados de alavancagem. O capital social da Companhia foi reduzido em R$ 30,0 milhões no exercício de 2007 para absorção de prejuízo. Após isso não sofreu mais nenhuma alteração, permanecendo constante em R$433,2 milhões em 31 de dezembro de 2007, 2008 e Esta estabilidade se dá em decorrência da distribuição da totalidade do lucro líquido da Companhia nos últimos anos, após a constituição da reserva legal. Ao final dos exercícios de 2007, 2008 e 2009 era, respectivamente, de R$649,6 milhões, R$701,5 milhões e R$594,8 milhões. A relação entre dívida financeira líquida e EBITDA Ajustado era de 1,99 vezes em 31 de dezembro de Entende-se por divida financeira liquida o saldo total das dívidas financeiras subtraído das disponibilidades de caixa e daqueles recursos que se encontram classificados como caixa restrito. Ante a atual estrutura societária da Companhia, o resgate de ações não se aplica. c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos Em 31 de dezembro de 2009, o EBITDA Ajustado da Companhia foi de R$ 299,4 milhões e o seu serviço da dívida, considerando pagamento líquido de principal, juros e comissões, foi de R$163,6 milhões. Dessa forma, seu EBITDA Ajustado apresentou índice de cobertura de 1,83 vezes o serviço da dívida no período. O saldo da sua dívida financeira em 31 de dezembro de 2009 era de R$706,4 milhões. A disponibilidade total de caixa era de R$110,7 milhões, que era composta por disponibilidades de R$99,6 milhões e por cauções contratuais de R$11,1 milhões e R$ 0,9 milhões referentes aos ajustes Lei , logo sua dívida financeira líquida nesta data era 1,99 vezes seu EBITDA Ajustado. O EBITDA Ajustado da Companhia, no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2008, foi de R$312,3 milhões e o seu serviço da dívida, considerando pagamento líquido de principal, juros e comissões, no mesmo período foi de R$ 33,9 milhões. Dessa forma, seu EBITDA Ajustado de 2008 apresentou índice de cobertura de 9,21 vezes o serviço da dívida no exercício. O saldo da sua dívida financeira, em 31 de dezembro de 2008, era de R$813,9 milhões, e a disponibilidade total era de R$86,5 milhões, que era composta por disponibilidades de R$73,1 milhões e por cauções contratuais de R$13,4 milhões e R$ 25,9 milhões referentes aos ajustes da Lei , logo sua dívida financeira líquida nesta data era 2,25 vezes seu EBITDA Ajustado. O EBITDA Ajustado da Companhia, no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2007, foi de R$ 257,9 milhões, e o seu serviço da dívida, considerando pagamento líquido de principal, juros e comissões, no mesmo período foi de R$ 138,6 milhões. Dessa forma, seu EBITDA Ajustado de 2007 apresentou índice de cobertura de 1,86 vezes o serviço da dívida no exercício. O saldo da sua dívida financeira, em 31 de dezembro de 2007, era de R$ 710,5 milhões, e a disponibilidade era de R$ 60,9 milhões, logo sua dívida financeira líquida nesta data era 2,52 vezes seu EBITDA Ajustado. Estes índices foram calculados de acordo com critérios presentes em seus contratos de dívidas. A Companhia apresentava, em base consolidada, em 31 de dezembro de 2009, 12% da dívida total no curto prazo e 88% no longo prazo. Esse perfil de endividamento, associado ao nível de geração de caixa operacional e aos indicadores de qualidade de crédito, sinalizam o atendimento das necessidades de amortização da dívida. Condições adversas listadas nos itens 4 Fatores de Risco e 5.1 Riscos de Mercado deste Formulário de Referência podem alterar essa condição. Por força das restrições contidas no Despacho da ANEEL e estrutura de dívida financeira junto ao Unibanco, descrita no item 10.1.f Níveis de Endividamento e Características das dívidas deste Formulário de Referência, a Companhia não poderá temporariamente distribuir os dividendos em favor do acionista controlador. A tabela abaixo indica a evolução da dívida financeira líquida sobre o EBITDA nos três últimos exercícios sociais e a estrutura de capital da Companhia nos mesmos períodos: 80

81 (1) Dívida Financeira total: corresponde às linhas de encargos de dívidas e empréstimos e financiamentos do passivo circulante e não circulante do Balanço Patrimonial de cada período contábil (2) Ajustes Lei nº : refere-se a contratos vigentes que de acordo com a referida lei foram reclassificados como leasing financeiro (3) Disponibilidades e aplicações financeiras: corresponde ao saldo das disponibilidades e aplicações financeiras demonstradas no Balanço Patrimonial de cada período (4) Cauções contratuais: corresponde a linha cauções contratuais constante na nota explicativa no. 7 das Demonstrações Contábeis de 31 de dezembro de 2009 e 2008, acrescidas do montante de R$ 3,2 milhões constantes na linha outros créditos da mesma nota explicativa, para o ano de d. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes utilizadas A Companhia tem a disposição linhas de crédito pré-aprovadas junto a instituições financeiras com a qual ela mantém operações para fazer face a necessidades de capital de giro. Para o financiamento de investimentos em ativos nãocirculantes, a Companhia tem se utilizado de linhas de crédito junto a Eletrobrás - Programa Luz para Todos (PLPT) e FINEL. A Companhia não tem tido necessidade de capital de giro ao longo dos três últimos trimestres. e. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes que pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez A Companhia tem a disposição linhas de crédito pré-aprovadas junto a instituições financeiras com a qual ela mantém operações para fazer face a necessidades de capital de giro. Para o financiamento de investimentos em ativos nãocirculantes, a Companhia pode utilizar recursos provenientes da Eletrobrás, Leasing e também de outras alternativas oferecidas pelo mercado. f. níveis de endividamento e as características de tais dívidas, descrevendo: (i) contratos de empréstimo e financiamento relevantes; (ii) outras relações de longo prazo com instituições financeiras; (iii) grau de subordinação entre as dívidas; e (iv) eventuais restrições impostas à Companhia, em especial, em relação a limites de endividamento e contratação de novas dívidas, à distribuição de dividendos, à alienação de ativos, à emissão de novos valores mobiliários e à alienação de controle societário Em 31 de dezembro de 2007 o saldo contábil da dívida financeira da Companhia era de R$ 710,5 milhões, e em 31 de dezembro de 2008 o saldo contábil da dívida financeira era de R$ 813,9 milhões. Esse acréscimo no saldo é devido ao recebimento de novos financiamentos da Eletrobrás, BNDES e Leasing de veículos. O fluxo de pagamento de dívidas ocorreu normalmente no período. Em dezembro de 2008 houve uma captação adicional de R$ 30 milhões para suprir necessidades de caixa. Esta tomada de recursos se deu na modalidade de Capital de Giro. Em 31 de dezembro de 2009, o saldo contábil da dívida financeira da Companhia atinge R$ 706,4 milhões, o que resulta numa redução de R$ 107,5 milhões no saldo, em comparação ao mesmo período de Essa expressiva redução no saldo de 2008 para 2009 é devido ao fluxo normal de pagamento que ocorreu no período. Houve novas liberações de empréstimos junto a Eletrobrás e uma tomada de empréstimo de Capital de Giro de R$ 2,2 milhões. Neste período também ocorreu a reversão do registro como arrendamento mercantil financeiro de um contrato de conexão da Companhia, gerando uma redução de R$ 24,1 milhões no passivo. 81

82 Do montante da dívida financeira de R$ 706,4 milhões apresentado em 31 de dezembro de 2009, 100% são dívidas contratadas junto a terceiros, sendo R$ 706,1 milhões o saldo de principal, que tem a seguinte disposição de vencimento: Contratos relacionados ao endividamento da Companhia A Companhia possui diversos contratos relacionados ao seu endividamento, os quais se encontram detalhadamente descritos abaixo. Eletrobrás Itaipu Em 19 de abril de 2004, a Companhia renegociou o saldo devedor junto à Eletrobrás referente às faturas em atraso relacionadas à compra de energia de Itaipu, transformando o perfil para dívida financeira no valor de US$ 47,37 milhões, calculada na data de 14 de abril de 2004, quantia esta equivalente a R$ 136,69 milhões. O prazo de vigência deste contrato é de 96 meses, com período de carência de 12 meses, sendo que o principal será pago em 84 parcelas mensais e sucessivas, vencíveis no último dia de cada mês, com início em 30 de abril de Durante o período de carência, a Companhia incorreu no pagamento mensal dos juros de 1% ao mês conforme previsão contratual. O pagamento das parcelas é realizado em reais e, para fins de cálculo de conversão de dólar para moeda nacional, é utilizada a cotação PTAX 800, opção 5, para venda, divulgada pelo Banco Central na data anterior a deste cálculo. O contrato ainda estabelece como garantia o saldo de R$ 1,35 milhão, corrigido mensalmente pelo IGP-M, mantido em uma conta corrente da Companhia no Banco Bradesco S.A classificado na rubrica Outros créditos. Eletrobrás Luz para Todos A Eletrobrás, no âmbito do Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica "Programa Luz para Todos (PLPT)", concedeu à AES Sul crédito nos valores e datas demonstrados nas tabelas abaixo: Os recursos provenientes da CDE são enquadrados como subvenção econômica e os recursos provenientes da RGR serão pagos em prestações mensais de principal e juros. O período de carência do principal é de 24 meses e o prazo de amortização é de 120 meses. Eletrobrás Financiamento A Eletrobrás concedeu a Companhia duas linhas de financiamento para construção de linhas de transmissão, subestações e ampliação de subestações. Sendo todos os recursos provenientes da RGR, os valores serão pagos em prestações mensais de principal e juros. O período de carência é de 24 meses e o prazo de amortização é de 60 meses. Para os contratos 2562/06 e 2566/06, durante o período de carência os juros foram incorporados no saldo devedor. Para o contrato 2754/09 os juros são pagos mensalmente. Os saldos por contratos são demonstradas abaixo: 82

83 CCB Cédula de Crédito Bancário Unibanco Em 28 de junho de 2006, a Companhia obteve empréstimo junto ao Unibanco no valor total de R$ 650,0 milhões, cujos recursos foram destinados para o pagamento de parcela do saldo de juros das FRN e para o resgate antecipado da totalidade de suas Debêntures em circulação. O contrato prevê o pagamento trimestral de principal e juros. O período de carência do principal é de 12 meses e o prazo de amortização é de 9 anos a contar de seu desembolso, sendo a primeira parcela em 30 de junho de 2007 e a última em 30 de março de O referido contrato prevê ainda, as seguintes garantias: penhor de ações de emissão da Companhia detidas pela AES Guaíba II Empreendimentos Ltda., cessão fiduciária de determinados direitos creditórios e recursos descritos no Contrato de Cessão Fiduciária em Garantia e Outras Avenças. O valor dos direitos creditórios equivale a 40% do montante líquido da referida arrecadação. A Administração da Companhia mantém o acompanhamento dos seguintes índices financeiros: (i) relação da dívida financeira líquida com o EBITDA ajustado, (ii) EBITDA ajustado sobre amortização liquida de principal somado a despesa financeira caixa e (iii) despesas com investimentos sobre EBITDA ajustado. Em 31 de dezembro de 2009, estes índices estavam dentro dos limites estabelecidos nos contratos de dívida da Companhia. Por força do referido contrato e do Despacho de 14 de outubro de 2005, da ANEEL, a Companhia retém integralmente os dividendos e juros sobre o capital próprio destinados ao acionista controlador, até a quitação das dívidas incorporadas o que se espera ocorrerá em março de A Companhia tem registrado em seu passivo não circulante o valor de R$ 224,5 milhões relativo a dividendos declarados e não pagos. Operação financeira com a Fundação CEEE A Companhia possui um empréstimo junto à Fundação CEEE referente ao contrato de confissão de dívida, assumido em decorrência do desmembramento do contrato total com a Companhia Estadual de Energia Elétrica CEEE, anterior à privatização, em As amortizações são mensais e o vencimento final é em julho de Como garantia foi oferecida parte da arrecadação de venda de energia mantida em cobrança junto a diversos bancos. Esta dívida está incluída na provisão para contribuição adicional ao fundo de pensão (vide Nota Explicativa 21 das Demonstrações Financeiras do Exercício findo em 31/12/2009. Os saldos referentes ao empréstimo com a Fundação CEEE estão assim representados: A Companhia está em pleno cumprimento de todas as obrigações (covenants) estabelecidas nos contratos mencionados neste subitem 10.1(f). g. limites de utilização dos financiamentos já contratados Todos os recursos obtidos com os financiamentos contratados foram destinados à finalidade contratualmente prevista, ou seja, todos respeitaram os limites de utilização contratualmente previstos. Com relação à CCB com o Unibanco, os recursos foram utilizados pela Companhia, para o pagamento de parcela do saldo de juros das FRN e para o resgate antecipado da totalidade de suas Debêntures em circulação. Não há valores pendentes de utilização advindos de financiamentos já contratados. h. alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras Resultados Operacionais e Financeiros da Companhia Abaixo, tabela sobre os resultados operacionais da Companhia, que serão explicados adiante (em milhões de reais): 83

84 Demonstração do Resultado (em milhões de reais): Com o objetivo de propiciar maiores detalhes sobre as contas que compõem a Demonstração do Resultado e explicação das variações das contas de acordo com a sua natureza, a Companhia demonstra abaixo, a abertura das principais contas do resultado do exercício, de acordo com a natureza das contas, que compõem o custo/despesa do serviço de energia elétrica, acima totalizado. Em função disso a Companhia fornece orientações sobre como equalizar os números abaixo demonstrados com aqueles constantes das Demonstrações Financeiras Padronizadas da Companhia. Informações financeiras extraídas da Demonstração do Resultado da Companhia (em milhões de reais): (1) Esse saldo é composto pela rubrica "Energia elétrica comprada para revenda" constante da Nota Explicativa n das DFP de 31 de dezembro de 2009 (2) Esse saldo é composto pelas rubricas "Encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição constantes na Nota Explicativa n das DFP de 31 de dezembro de 2009 (3) Esse saldo é composto pelo somatório das linhas de Despesas com pessoal e Previdência complementar demonstrados no Custo de operação do DRE e nas Despesas Operacionais constantes na Nota Explicativa n. 26 das DFP de 31 de dezembro de 2009 (4) Esse saldo é composto pelo somatório das linhas de Material e Serviços de terceiros demonstrados no Custo de operação do DRE e nas Despesas Operacionais constantes na Nota Explicativa n. 26 das DFP de 31 de dezembro de 2009 (5) Esse saldo é composto pelo somatório das linhas de Outras despesas, Provisão para créditos de liquidação duvidosa e pelo grupo Outras despesas operacionais demonstrados no Custo de operação do DRE e nas Despesas Operacionais constantes na Nota Explicativa n. 26 das DFP de 31 de dezembro de 2009 (6) Esse saldo é composto pelo somatório das linhas de Depreciação e amortização demonstradas no Custo de operação do DRE e nas Despesas Operacionais constantes na Nota Explicativa n. 26 das DFP de 31 de dezembro de 2009 Resultados Operacionais Comparação do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 com o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 Receita Operacional Bruta A receita operacional bruta da Companhia nos aos de 2009 e 2008 foi de R$ 2.295,8 milhões e R$ 2.181,4 milhões respectivamente, sendo composta substancialmente pela receita relacionada ao fornecimento de energia elétrica. Estas receitas relacionadas ao fornecimento nos anos de 2009 e 2008 foram de R$2.285,1 milhões e R$2.084,3 milhões, respectivamente, apresentando um aumento de 9,6%. Essa variação é explicada principalmente pelo aumento médio na tarifa concedido no processo de reajuste tarifário que ocorreu em abril de 2009, parcialmente compensado pela redução de 1,6% no mercado total da Companhia no mesmo período. As tabelas abaixo apresentam o consumo e a receita por classe de consumidores para os exercícios de 2009 e 2008: (não estão inclusas as outras receitas da Companhia): 84

85 O volume de energia vendido aos clientes cativos da Companhia foi de GWh 18 no ano de 2009, comparado com GWh em Essa redução de 1,2% foi causada principalmente: (a) pela queda de 8,4% no consumo em GWh da classe industrial, devido à retração da atividade econômica por conta da crise financeira global; (b) pelo comportamento irregular do consumo dos clientes com cargas de irrigação, que se manteve nos mesmos patamares de 2008, em virtude do maior número de dias com chuvas; (c) pelo aumento no volume vendido as classes residencial e comercial, 4,6% e 3,5%, respectivamente, em virtude do incremento no número de consumidores faturados e elevação da renda real. Já o crescimento no segmento comercial é explicado pelo estimulo nas atividades comerciais decorrente de incentivos fiscais como a redução do Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI) sobre os eletrodomésticos, materiais de construção civil e automóveis. Os efeitos da crise financeira global também impactaram o volume de energia entregue aos clientes livres, que decresceu 3,5% em 2009 quando comparado ao ano anterior. O mercado total da Companhia, considerando clientes livres e cativos, apresentou uma redução de 1,6% em relação ao ano anterior. Deduções da Receita Operacional As deduções da receita operacional da Companhia são representadas pelos encargos setoriais: Encargo de Capacidade Emergencial (ECE), Reserva Global de Reversão (RGR), Programa de Eficiência Energética (PEE), conta de Desenvolvimento Energético (CDE), Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e tributários (PIS, COFINS e ICMS). As deduções da receita operacional da Companhia nos anos de 2009 e 2008 foram de R$863,4milhões e R$771,8 milhões, respectivamente. O aumento de 11,9% é explicado principalmente pelo incremento dos encargos tributários incidentes na receita (ICMS, PIS e COFINS), proporcional ao aumento da receita de fornecimento entre os períodos considerados, e pela variação nos encargos setoriais CCC, CDE, RGR entre outros que refletem os valores homologados anualmente pela ANEEL. Receita Operacional Líquida (ROL) Em 2009, a ROL da AES Sul acumulou R$1.432,4 milhões, montante 1,6% superior à registrada em 2008 que foi de R$1.409,6 milhões. Essa variação se deve principalmente ao aumento médio na tarifa concedido no processo de reajuste tarifário que ocorreu em abril de 2009, parcialmente compensado pela redução de 1,6% no mercado total da Companhia. Custo do serviço de Energia Elétrica O custo do serviço de Energia elétrica nos anos de 2009 e 2008 foi de R$1.273,1 e R$1.243,0 milhões, respectivamente, representando um aumento de 2,4% no período pelos fatores abaixo descritos: Energia elétrica comprada para revenda: As despesas da Companhia com energia elétrica comprada para revenda nos anos de 2009 e 2008 foram de R$720,9 milhões e R$707,1 milhões, respectivamente. O aumento na comparação de 2009 com 2008, de 2,0%, foi ocasionado basicamente pelo aumento de 9,5% no custo médio dos contratos de suprimento, parcialmente compensado pela redução de 0,5% no volume de energia requerida em Encargos Uso Rede Elétrica e Transmissão: As despesas da Companhia com encargo de uso do sistema de 18 Neste montante não está incluído o consumo próprio de energia elétrica. 85

86 transmissão e distribuição nos anos de 2009 e 2008 foram de R$219,9milhões e R$191,8 milhões, respectivamente. A variação de 14,7% é devida principalmente ao aumento de R$ 21,6 milhões nas tarifas dos contratos de conexão e ao efeito da reclassificação dos custos referente ao Contrato de Conexão (Lei /97). PMSO (Pessoal, Material, Serviços e Outros) Pessoal e previdência complementar: As despesas com pessoal e encargos nos anos de 2009 e 2008 foram de R$66,1milhões e R$55,4 milhões, respectivamente. O aumento de 19,3% é explicado principalmente pelo impacto do Acordo Coletivo em novembro de 2009 segmentado conforme segue: 5,7% relativo a reajuste dos salários, 9,6% devido a alteração na política do Plano de Participação nos Resultados (PPR) dos empregados e 4% referente a outros encargos como, por exemplo, o vale alimentação, todos negociados no âmbito do Acordo Coletivo. Material e Serviços de Terceiros: As despesas da Companhia com materiais e serviços de terceiros nos anos de 2009 e 2008 foram de R$114,7 milhões e R$115,2 milhões, respectivamente. A redução de 0,4% é resultado das iniciativas de redução de custos, o que foi parcialmente compensado pelo aumento no volume de manutenções de distribuição e transmissão. Outras despesas: As principais despesas incluídas no grupo de outras despesas operacionais são: Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa (PCLD) e baixas; Provisão e Reversão para Contingências, e demais despesas, conforme detalhado no quadro abaixo: As outras despesas nos anos de 2009 e 2008 foram de R$48,4 milhões e R$68,4 milhões, respectivamente. A redução de 29,2% é explicada, principalmente pela: (i) redução de R$1,5 milhão nas despesas com PCLD e baixas (redução no crescimento da antiguidade da dívida); (ii) redução de R$9,1 milhões nas provisões e contingências; (iii) reconhecimento do ajuste oriundo da conciliação físico-contábil dos bens do ativo imobilizado realizado pela Companhia no valor de R$ 8,7 milhões no exercício de 2008, fato que não se repetiu em EBITDA O EBITDA no ano de 2009 foi de R$262,4 milhões, valor 3,4% inferior ao apurado no ano de Esta redução foi ocasionada principalmente pela combinação: (i) do aumento médio de tarifa concedido no processo de reajuste tarifário que ocorreu em abril de 2009, compensado pela redução de 1,6% no mercado total (ii) aumento de R$21,6 milhões nas tarifas dos contratos de conexão e (iii) a redução de R$9,1 milhões nas provisões e contingências. EBITDA Ajustado O EBITDA ajustado da Companhia foi de R$299,4 milhões em 2009, uma redução de 4,1% em relação a 2008, essencialmente devido à queda do EBITDA entre os períodos. O EBITDA da Companhia foi ajustado pelas despesas referentes ao passivo com a ELETROCEEE e pelas despesas e receitas operacionais e não operacionais que não impactam na geração de caixa operacional. Receitas/(despesas) financeiras O resultado financeiro da Companhia nos anos de 2009 e 2008 foi uma despesa de R$45,4 milhões e R$106,2 milhões, respectivamente. Os principais motivos da redução de 57,3% são: (i) diminuição das despesas financeiras a partir do pagamento do principal de endividamentos tomados e a redução na taxa média de juros, (ii) reversão da provisão PIS/COFINS Lei 9.718/98, no valor de R$21,2 milhões (iii) impacto positivo de R$10,0 milhões pelo reconhecimento dos benefícios de redução de juros e multa permitidos na migração do PAES para o novo programa de parcelamento previsto na Lei /2009, Impostos de renda e contribuição social A provisão para Imposto de Renda e contribuição Social nos anos de 2009 e 2008 foi de R$23,6milhões e R$17,5 milhões, respectivamente. Este aumento de 34,9% entre os períodos refere-se basicamente ao aumento no resultado antes dos tributos, que em 2009 foi de R$113,9 milhões comparado a R$60,4 milhões em A receita de Imposto de renda e contribuição social diferidos nos anos de 2009 e 2008, de R$ 66,7 milhões e R$ 2,0 milhões respectivamente, é decorrente do reconhecimento do impacto tributário sobre provisões temporariamente não dedutíveis e sobre prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, de acordo com as orientações determinadas pela Instrução CVM n 371/02. Lucro Líquido do Exercício O lucro líquido do exercício da Companhia nos anos de 2009 e 2008 foi de R$157,0 milhões e R$44,9 milhões, respectivamente. O aumento de 249,7% é explicado essencialmente pelos efeitos positivos de R$22,8 milhões do aumento na ROL, parcialmente compensados pelas despesas com energia elétrica comprada para revenda e encargos uso rede elétrica e transmissão, pela redução na taxa média de juros, além da reversão da provisão PIS/COFINS Lei 9.718/98. 86

87 Demonstração do Resultado (em milhões de reais): Para fins de comparabilidade, a Receita operacional bruta, as Deduções da receita operacional bruta e o Custo/despesa do serviço de energia elétrica aqui demonstrada, estão ajustados às normas e orientações de apresentação do resultado do exercício aplicado nas demonstrações financeiras do ano de 2009: Com o objetivo de propiciar maiores detalhes sobre as contas que compõem a Demonstração do Resultado e explicação das variações das contas de acordo com a sua natureza, a Companhia demonstra abaixo, a abertura das principais contas do resultado do exercício, de acordo com a natureza das contas, que compõem o custo/despesa do serviço de energia elétrica acima totalizado. Em função disso a Companhia fornece orientações sobre como equalizar os números abaixo demonstrados com aqueles constantes das Demonstrações Financeiras Padronizadas da Companhia. Informações financeiras extraídas da Demonstração do Resultado da Companhia (em milhões de reais): (1) Esse saldo é composto pela rubrica "Energia elétrica comprada para revenda" constante da Nota Explicativa n das DFP de 31 de dezembro de 2008 (2) Esse saldo é composto pela rubricas "Encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição constantes na Nota Explicativa n das DFP de 31 de dezembro de 2008 (3) Esse saldo é composto pelo somatório das linhas de Despesas com pessoal e Provisão para fundo de pensão demonstrado no Custo de operação do DRE e nas Despesas Operacionais constantes na Nota Explicativa n. 26 das DFP de 31 de dezembro de 2008 (4) Esse saldo é composto pelo somatório das linhas de Material e Serviços de terceiros demonstrados no Custo de operação do DRE e nas Despesas Operacionais constantes na Nota Explicativa n. 26 das DFP de 31 de dezembro de 2008 (5) Esse saldo é composto pelo somatório das linhas de Outras despesas, Provisão para créditos de liquidação duvidosa e pelo grupo Outras despesas operacionais demonstrados no Custo de operação do DRE e nas Despesas Operacionais e Outras receitas e despesas operacionais constantes nas Notas Explicativas n. s 26 e 28 das DFP de 31 de dezembro de 2008 (6) Esse saldo é composto pelo somatório das linhas de Depreciação e amortização demonstradas no Custo de operação do DRE e nas Despesas Operacionais constantes na Nota Explicativa n. 26 das DFP de 31 de dezembro de 2008 Resultados Operacionais Comparação do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 com o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007 Receita Operacional Bruta A receita operacional bruta da Companhia nos anos de 2008 e 2007 foi de R$ 2.181,4 milhões e R$ 2.051,8 milhões respectivamente, sendo composta substancialmente pela receita relacionada ao fornecimento de energia elétrica. Estas receitas de fornecimento da Companhia nos anos de 2008 e 2007 foram de R$2.084,3 milhões e R$1.999,2 milhões, respectivamente. O aumento de 6,3% é explicado principalmente pelo aumento de 5,1% no consumo cativo entre períodos e ao aumento médio na tarifa de 0,29%, concedido no processo de revisão tarifária, aplicados a partir de abril de As tabelas abaixo apresentam o consumo e a receita por classe de consumidores para os exercícios de 2008 e 2007 (não estão inclusas as outras receitas da Companhia): 87

88 O volume total de energia vendida aos clientes cativos da Companhia foi de GWh no ano de 2008, comparado com GWh em Todos os segmentos do mercado cativo apresentaram desempenho positivo em 2008, com destaque para o incremento de 3,7% na classe industrial e 16,3% na classe rural. Houve redução no volume de energia entregue aos clientes livres, que decresceu 5,6% em 2008 quando comparado ao ano anterior. O mercado total da Companhia, considerando clientes livres e cativos, apresentou um crescimento de 3,1% quanto comparado ao ano de Deduções da Receita Operacional As deduções da receita operacional da Companhia são representadas pelos encargos setoriais: Encargo de Capacidade Emergencial (ECE); Reserva Global de Reversão (RGR), Programa de Eficiência Energética (PEE), conta de Desenvolvimento Energético (CDE), Conta de Consumo de Combustíveis (CCC) e Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e tributários (PIS, COFINS e ICMS). As deduções da receita operacional da Companhia nos anos de 2008 e 2007 foram de R$771,8 milhões e R$745,5 milhões, respectivamente. O aumento de 3,5% é explicado pelos aumentos da receita de fornecimento entre os períodos considerados e pela variação nos encargos setoriais CCC, CDE, RGR entre outros que refletem os valores homologados anualmente pelo órgão regulador ANEEL. Receita Operacional Líquida (ROL) Em 2008, a ROL da AES Sul registrou R$1.409,6 milhões, quantia 7,9% superior à registrada em 2007, que foi de R$1.306,3 milhões. O crescimento no consumo somado ao aumento médio na tarifa são os principais fatores que explicam o acréscimo observado na receita líquida. Custo do serviço de Energia Elétrica O custo do serviço de Energia elétrica nos anos de 2008 e 2007 foi de R$1.243,0 e R$1.164,3 milhões, respectivamente, representando um aumento de 6,8% no período pelos fatores abaixo descritos: Energia elétrica comprada para revenda: As despesas da AES Sul com energia elétrica comprada para revenda nos anos de 2008 e 2007 foram de R$707,1 milhões e R$691,5 milhões, respectivamente. O incremento de 2,3% é explicado basicamente pelo aumento de 4,8% no volume de energia requerida, que totalizou GWh em 2008 contra GWh em 2007, e pelo aumento de 1,9% no preço médio dos contratos de suprimento. Encargos Uso Rede Elétrica e Transmissão: As despesas da Companhia com encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição nos anos de 2008 e 2007 foram de R$191,8 milhões e R$167,9 milhões, respectivamente. O incremento de 14,2% é explicado principalmente pelo aumento do custo com encargo de Rede Básica no montante de R$15,8 milhões. 19 Neste montante não está incluído o consumo próprio de energia 88

89 PMSO (Pessoal, Material, Serviços e Outros) Pessoal e previdência complementar: As despesas com pessoal e previdência complementar nos anos de 2008 e 2007 foram de R$55,4 milhões e R$44,4 milhões, respectivamente. O aumento de 24,8% é explicado basicamente pelo não reconhecimento da reversão da provisão atuarial do plano de previdência junto a ELETROCEEE a partir do segundo trimestre de 2008, uma vez que segundo as normas vigentes, não foi possível o registro do ativo atuarial para refletir o superávit do plano, sendo a reversão da provisão efetuada até o zeramento do saldo reconhecido no passivo. Em 2007, essa reversão totalizou R$ 12,1 milhões. Material e Serviços de Terceiros: As despesas da Companhia com materiais e serviços de terceiros nos anos de 2008 e 2007 foram de R$115,2 milhões e R$98,1 milhões, respectivamente. O aumento de 17,4% é explicado pelo reajuste de preços de contratos, atualizados pela média do IGP-M do período, e pelo aumento no volume de manutenções de distribuição e transmissão. Outras despesas: As principais despesas incluídas no grupo de outras despesas operacionais são: PCLD e baixas, provisão e reversão para contingências, e demais despesas, conforme detalhado no quadro abaixo: As outras despesas da Companhia nos anos de 2008 e 2007 foram de R$68,4 milhões e R$61,9 milhões, respectivamente. O aumento de 10,5% é explicado principalmente: (i) pelo registro da conciliação fisico-contábil dos bens do ativo imobilizado realizada pela Companhia que gerou uma despesa no valor de R$8,7 milhões no exercício de 2008 (ii) pelo registro da receita com a recuperação de despesas no Programa Luz para Todos de R$3,4 milhões. EBITDA Em 2008, a AES Sul registrou um EBITDA de R$271,6 milhões, montante 12% superior ao EBITDA apurado em Este aumento foi resultado principalmente da combinação dos seguintes fatores: (i) aumento do consumo faturado em 2008; (ii) pelo não reconhecimento da reversão da provisão atuarial do plano de previdência junto a ELETROCEEE; (iii) pela redução nas provisões para contingências e (iv) pelo registro da conciliação fisico-contábil dos bens do ativo imobilizado realizada pela Companhia que gerou uma despesa no valor de R$8,7 milhões no exercício de 2008 EBITDA Ajustado No ano de 2008, o EBITDA ajustado atingiu R$312,3 milhões, representando um acréscimo de 21,1% em relação a O motivo principal são os ajustes aplicados ao EBITDA em 2008, comparativamente àqueles aplicados em Em resumo, o EBITDA da Companhia foi ajustado pelas despesas referentes a: (i) passivo com a ELETROCEEE e (ii) despesas e receitas operacionais e não operacionais que não impactam na geração de caixa operacional. Resultado Financeiro A Companhia verificou uma despesa financeira nos anos de 2008 e 2007 de R$106,2 milhões e R$119,9 milhões em Esta redução na despesa líquida de 11,4% entre os períodos refere-se principalmente a extinção da incidência da Contribuição Provisória sobre Movimentação Financeira (CPMF), que totalizou R$ 7,2 milhões em Também houve acréscimo nas despesas com encargos de dívida em moeda nacional de R$ 6,8 milhões reflexo da liberação de novos empréstimos durante o exercício de 2008, originários da Eletrobrás. Imposto de renda e contribuição social A provisão para imposto de renda e contribuição social nos anos de 2008 e 2007 foi de R$17,5 milhões e R$11,5 milhões, respectivamente. Este aumento de 52,2% entre os períodos refere-se basicamente ao aumento no resultado antes dos tributos, que em 2008 foi R$ 60,4milhões, comparado a R$22,1 em A receita de imposto de renda e contribuição social diferidos nos anos de 2008 e 2007 de R$ 2,0 milhões e R$ 24,1 milhões, respectivamente, é decorrente do reconhecimento do impacto tributário sobre provisões temporariamente não dedutíveis e sobre prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, de acordo com as orientações determinadas pela Instrução CVM n 371/02. Lucro Líquido do Exercício No ano de 2008, a Companhia registrou um lucro líquido de R$44,9 milhões, comparado a R$34,7 milhões em 2007, o que representa um acréscimo de R$10,2 milhões, ou 29,4%. Contribuíram para o resultado positivo: (i) o incremento no consumo; (ii) a redução nas provisões para contingências; e (iii) o efeito positivo da extinção na incidência da Contribuição Provisória sobre Movimentação Financeira (CPMF). 89

90 Análise Das Principais Variações Do Fluxo De Caixa A variação no caixa líquido para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foi positiva em R$26,5 milhões, representando um aumento de R$14,3 milhões em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de Esta variação é explicada principalmente: (i) maior lucro liquido entre os períodos R$44,9 milhões em 2008 comparado à R$157,0 milhões em 2009 e (ii) pelo levantamento dos depósitos judiciais de PIS e COFINS sobre a majoração da base de cálculo Lei 9.718, no valor de R$ 24,2 milhões. A redução no valor de investimento está associada a desaceleração do volume de ligações feitas no âmbito do programa Luz para Todos. A variação nas atividades de financiamento é principalmente explicada pelo pagamento de R$129,9 milhões de empréstimos relacionados à capital de giro e ao CCB Unibanco. A variação no caixa líquido para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foi positivo em R$12,2 milhões, representando um aumento de R$23,9 milhões em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de Esta variação é principalmente explicada pelos efeitos: (i) o ingresso de novos empréstimos no valor de R$99,7 milhões (ii) maior lucro líquido entre os períodos R$34,7milhões em 2007 comparado à R$44,9 milhões em 2008 e (iii) pelo recebimento referente à liquidação especial do processo exposição decorrentes de preços entre Submercados despacho n 288, no valor de R$27,8 milhões. 90

91 Análise das Principais Contas Patrimoniais 91

92 31 de dezembro de 2009 comparado a 31 de dezembro de 2008 Ativo Circulante Disponibilidades e valores equivalentes: O saldo das contas de disponibilidades e aplicação financeiras em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$99,6 milhões e R$73,1 milhões, respectivamente. O aumento de 36,3% decorre de um maior fluxo de aplicação financeira em CDB e Operações Compromissadas ao final de Consumidores e revendedores: O saldo de consumidores e revendedores em 31de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$321,7 milhões e R$ 306,0 milhões, respectivamente. O aumento de 5,1% é explicado principalmente pelo reajuste tarifário de 17,37% em abril de Provisão para créditos de liquidação duvidosa: O saldo da conta provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$50,5 milhões e R$45,7 milhões, respectivamente. O aumento de 10,5% é decorrente da constituição de provisão para perdas dos valores a receber dos consumidores das classes do setor privado. Tributos e contribuições compensáveis: O saldo da conta tributos e contribuições sociais compensáveis em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$5,6 milhões e R$3,6 milhões, respectivamente. O aumento de 55,6% é explicado pelo reconhecimento de créditos tributários de IRPJ no valor de R$1,8 milhões. Imposto de renda e contribuição social diferidos: O saldo da conta imposto de renda e contribuição social diferidos em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era R$16,4 milhões e R$12,5 milhões, respectivamente. O aumento de 31,2% é decorrente do reconhecimento do impacto tributário sobre provisões temporariamente não dedutíveis e sobre prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, no montante de R$3,8 milhões, de acordo 92

93 com as orientações determinados pela Instrução CVM n 371/02. Almoxarifado: O saldo da conta almoxarifado em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$3,4 milhões e R$2,1 milhões, respectivamente. O aumento de 61,9% é decorrente principalmente do aumento no estoque de materiais para fazer frente ao incremento das atividades de manutenção da rede de distribuição da Companhia. Outros créditos: O saldo da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$35,4 milhões e R$49,3 milhões, respectivamente. A variação negativa de 28,2% é decorrente principalmente de redução de R$ 8,1 milhões nas cauções exigidas pela CCEE nos leilões de energia, em virtude de regra vigente no setor onde todas as distribuidoras devem manter garantia para participar de novos leilões. Despesas pagas antecipadamente: O saldo da conta despesas pagas antecipadamente em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$67,1 milhões e R$75,1 milhões, respectivamente. O saldo apresentado nessa conta origina-se basicamente do reconhecimento e amortização de ativos regulatórios: Conta de Compensação de Variação dos Itens da Parcela A (CVA) e outros ativos regulatórios previstos na legislação do setor elétrico. A redução de 10,7% é explicada pela amortização das CVAs ativas ciclo 2008/09, principalmente nos itens: aquisição de energia e Encargo do Serviço do Sistema ( ESS), compensado pela constituição da CVA de Rede Básica ciclo 2009/10. Não Circulante Realizável a Longo Prazo Consumidores e revendedores: O saldo da conta consumidores e revendedores em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$138,0 milhões e R$134,0 milhões, respectivamente. O aumento de 3,0% é decorrente principalmente do reconhecimento dos acordos firmados com as Prefeituras Municipais de Uruguaiana e Novo Hamburgo. Provisão para créditos de liquidação duvidosa: O saldo da conta provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$126,1 milhões e R$120,6 milhões, respectivamente. O aumento de 4, 6% é decorrente, principalmente, de reconhecimento de provisão para perdas dos valores a receber em virtude de acordos firmados com o poder público municipal. Cauções e depósitos vinculados: O saldo da conta cauções e depósitos vinculados em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$17,0 milhões e R$35,4 milhões, respectivamente. A redução de 52,0% é decorrente principalmente do levantamento dos depósitos judiciais de PIS e COFINS referente à majoração da base de calculo Lei 9.718, no montante de R$24,2 milhões. Imposto de renda e contribuição social diferidos: O saldo da conta imposto de renda e contribuição social diferidos em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era R$204,0 milhões e R$169,7 milhões, respectivamente. O aumento de 20,2% é decorrente do reconhecimento do impacto tributário sobre provisões temporariamente não dedutíveis e sobre prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, no montante de R$34,8 milhões, de acordo com as orientações determinados pela Instrução CVM n 371/02. Despesas pagas antecipadamente: O saldo da conta despesas pagas antecipadamente em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$11,6 milhões e R$21,8 milhões, respectivamente. O saldo apresentado nessa conta origina-se basicamente do reconhecimento ativos regulatórios: Conta de Compensação de Variação dos Itens da Parcela A (CVA) e outros ativos regulatórios previstos na legislação do setor elétrico. A redução de 46,8% é explicada pela transferência dos valores da CVA para o curto prazo. Tributos e contribuições compensáveis: O saldo da conta tributos e contribuições compensáveis em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$0,2 milhões e R$3,1 milhões, respectivamente. A redução de 93,5%, é explicada, basicamente pela desistência de processos administrativos mantidos pela Companhia que discutiam os débitos consolidados no PAES, para migração desse parcelamento para o novo parcelamento previsto na Lei /2009, no valor de R$ 2,8 milhões. Outros créditos: O saldo da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$16,5 milhões e R$18,1 milhões, respectivamente. A redução de 8,8% decorre principalmente das transferências para o curto prazo. Imobilizado líquido: O saldo do imobilizado - líquido em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$857,0 milhões e R$818,3 milhões, respectivamente. O aumento de 4,7% é explicado principalmente pelas adições realizadas em 2009, que superaram a depreciação registrada no mesmo período Intangível líquido: O saldo da conta intangível liquido em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$621,8 milhões e R$660,1 milhões, respectivamente. A redução de 5,8% é explicada basicamente pela amortização do ágio de aquisição do direito de concessão. Passivo Circulante Fornecedores: O saldo da conta fornecedores em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$327,8 milhões e R$330,4 milhões, respectivamente. A redução de 0,8% é decorrente principalmente da queda do preço da energia de Itaipu em virtude das flutuações da taxa de câmbio nos períodos em comparação. Tributos e contribuições sociais a pagar: O saldo da conta tributos e contribuições sociais a pagar em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$49,3 milhões e R$54,8 milhões, respectivamente. A 93

94 redução de 10,0% é decorrente, principalmente da migração do saldo remanescente do PAES para o programa de parcelamento instituído pela Lei , fazendo a opção pelo pagamento em parcelas com aproveitamento de prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social para compensação de juros e multas. Os efeitos das reduções e compensações permitidos pela legislação foram registrados no momento da adesão, e a Companhia aguarda a consolidação do débito pela autoridade fazendária. Taxas regulamentares: O saldo da conta taxas regulamentares em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$10,3 milhões e R$19,3 milhões, respectivamente. A redução de 46,6% é explicada principalmente pela redução no encargo da CCC, que é determinado anualmente pela ANEEL. Obrigações estimadas: O saldo da conta obrigações estimadas em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$14,6 milhões e R$11,0 milhões, respectivamente. Nessa rubrica são registrados os encargos decorrentes da folha de pagamento: provisão para férias e gratificações, provisão para participação nos resultados e os respectivos encargos sociais. O aumento de 32,7% é decorrente basicamente do incremento da provisão para participação nos resultados em virtude do acordo coletivo. Credores Diversos: O saldo da conta credores diversos em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$84,8 milhões e R$37,6 milhões, respectivamente. O saldo apresentado nessa conta origina-se basicamente do reconhecimento passivos regulatórios: Conta de Compensação de Variação dos Itens da Parcela A (CVA) e outros passivos regulatórios previstos na legislação do setor elétrico. O aumento de 125,5% é decorrente da constituição da CVA passiva referente ao ciclo de 2009 x 2010 principalmente para os itens: custo de aquisição de energia, energia de Itaipu - custo/variação cambial e Encargos do Serviço do Sistema (ESS). Outras obrigações: O saldo da conta outras obrigações em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$76,4milhões e R$87,8 milhões, respectivamente. A redução de 13,0% é decorrente principalmente dos pagamentos não recorrentes efetuados em uma única parcela em fevereiro de 2009, ao Fundo Nacional Desenvolvimento Cientifico Tecnológico e Empresa de Pesquisa Energética, por determinação do poder concedente em função de alterações nos ciclos de apuração desses cálculos. Não Circulante Exigível a Longo Prazo Empréstimos e financiamentos: O saldo da conta empréstimos e financiamentos (circulante e não circulante) em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$706,1milhões e R$813,3 milhões, respectivamente. A redução de 13,2% é explicada pela amortização no montante de R$85,0 milhões e pela reversão do registro de arrendamento mercantil financeiro reclassificado como contrato de conexão e distribuição no montante de R$24,2 milhões. Provisões diversas: O saldo da conta provisões diversas (circulante e não circulante) em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$77,0 milhões e R$97,6 milhões, respectivamente. Estão registrados nessa conta provisões para litígios e contingências de naturezas trabalhistas, cíveis fiscais e regulatórias, entre outras. A redução de 21,1% decorre principalmente do esforço realizado pela Companhia para reduzir o numero de ações judiciais, especialmente na área trabalhista. Tributos e contribuições sociais: O saldo da conta tributos e contribuições sociais em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$11,9 milhões e R$66,3 milhões, respectivamente. A redução de 82,1% é explicada principalmente pela migração do saldo remanescente do PAES para o programa de parcelamento instituído pela Lei e pela reversão da provisão de PIS e COFINS referente à majoração da base de calculo Lei 9.718, em virtude do trânsito em julgado do processo com decisão favorável a Companhia. Credores diversos: O saldo da conta credores diversos em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$37,8 milhões e R$19,3 milhões, respectivamente. O saldo apresentado nessa conta origina-se basicamente do reconhecimento passivos regulatórios: Conta de Compensação de Variação dos Itens da Parcela A (CVA) e outros passivos regulatórios previstos na legislação do setor elétrico. O aumento de 95,9% é decorrente de constituição de CVA passiva referente ao ciclo de 2009 x 2010, principalmente para os itens: custo de aquisição de energia, energia de Itaipu - custo/variação cambial e Encargos do Serviço do Sistema (ESS). Outras Obrigações: O saldo da conta outras obrigações em 31 de dezembro de 2009 era de R$6,5 milhões e decorre da reclassificação de curto para longo prazo das obrigações com Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento conforme determinação da ANEEL. Dividendos a pagar: O saldo da conta dividendos em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$224,5 milhões e R$75,4 milhões, respectivamente. O aumento de 197,7% é explicado pelo melhor resultado da Companhia em relação a Por força das restrições contidas no Despacho da ANEEL (retenção de dividendos do acionista controlador) e Cláusulas do Contrato de Penhor de Ações, firmado e conjunto com a emissão das Cédulas de Crédito Bancário, a Companhia não poderá temporariamente distribuir os dividendos em favor do acionista controlador, até que sejam liquidadas suas obrigações, o que se espera ocorrerá em março de Patrimônio Líquido O saldo total do patrimônio líquido em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008 era de R$613,3 milhões e R$605,5 milhões, respectivamente. O aumento de 1,3% é explicado pela constituição da reserva legal. 94

95 31 de dezembro de 2008 comparado a 31 de dezembro de 2007 Ativo Circulante Disponibilidades e valores equivalentes: O saldo da conta disponibilidades em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$73,1milhões e R$60,9 milhões, respectivamente. O aumento de 20,0% decorre de um maior fluxo de aplicação financeira em CDB. Consumidores e revendedores: O saldo da conta consumidores e revendedores em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$306,0 milhões e R$298,5 milhões, respectivamente. O aumento de 2,5% é explicado pelo crescimento de 5,1% no consumo de energia dos clientes cativos e pelo aumento médio na tarifa de 0,29%, concedido no processo de revisão tarifária ocorrido em abril de Provisão para créditos de liquidação duvidosa: O saldo da conta provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$45,7 milhões e R$35,8 milhões, respectivamente. O aumento de 27,7% é explicado pela constituição de provisão para perdas dos valores a receber dos consumidores das classes do setor privado. Tributos e contribuições compensáveis: O saldo da conta tributos e contribuições sociais compensáveis em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 eram de R$3,6 milhões e R$12,8 milhões, respectivamente. A redução de 71,9% é explicada pela compensação dos créditos tributários através de pedidos de compensação protocolados na Receita Federal do Brasil, no montante de R$9,1 milhões. Imposto renda e contribuição social diferidos: O saldo da conta imposto de renda e contribuição social diferidos em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$12,5 milhões e R$8,6 milhões, respectivamente. O aumento de 45,3% é decorrente do reconhecimento do impacto tributário sobre provisões temporariamente não dedutíveis e sobre prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, no montante de R$ 3,9 milhões, de acordo com as orientações determinadas pela Instrução CVM n 371/02. Almoxarifado: O saldo da conta almoxarifado em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$2,1 milhões e R$1,2 milhão, respectivamente. O aumento de 75,0% é explicado pelo aumento do estoque de materiais para fazer frente ao incremento das atividades de manutenção da rede de distribuição da Companhia. Outros créditos: O saldo da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$49,3 milhões e R$38,3 milhões, respectivamente. O aumento de 28,7% é decorrente das cauções exigidas pela CCEE nos leilões de energia, em virtude de regra vigente no setor onde todas as distribuidoras devem manter garantia para participar de novos leilões. Despesas pagas antecipadamente: O saldo da conta despesas pagas antecipadamente em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$75,1 milhões e R$13,9 milhões, respectivamente. O saldo apresentado nessa conta origina-se basicamente do reconhecimento e amortização de ativos regulatórios: Conta de Compensação de Variação dos Itens da Parcela A (CVA) e outros ativos regulatórios previstos na legislação do setor elétrico. O aumento de 440,3% é explicado principalmente pela constituição das CVAs ativas de aquisição de energia, Conta de Consumo de Combustível (CCC), Encargos dos Serviços de Sistema (ESS) e Rede básica para o ciclo 2008/2009. Não Circulante Realizável a Longo Prazo Consumidores e revendedores: O saldo da conta consumidores e revendedores em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$134,0 milhões e R$133,0 milhões, respectivamente. O aumento de 0,8% é explicado pela realização de novos acordos durante o ano de 2008, tanto nas classes de consumo do setor privado quanto no setor público. Provisão para créditos de liquidação duvidosa: O saldo da conta provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era R$120,6 milhões e R$119,3 milhões, respectivamente. O aumento de 1,1% é explicado pela combinação entre o reconhecimento de provisão em relação aos acordos de parcelamento que ocorreram no ano com as Prefeituras Municipais de Santiago, Mata e Quarai, no valor de R$5,2 milhões, e a reversão de provisão pelo recebimento de parcelas de vários acordos e faturas em atraso, no valor de R$4,0 milhões Cauções e depósitos vinculados: O saldo da conta cauções e depósitos vinculados em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$35,4 milhões e R$55,4 milhões, respectivamente. A redução de 36,1% é explicada principalmente pela conversão em renda da União dos depósitos judiciais feitos nos processos n e , que discutiam a imunidade de PIS e COFINS sobre as operações com energia elétrica - faturamento - e cujo desfecho não foi favorável a Companhia, no valor de R$ 30,0 milhões. Imposto de renda e contribuição social diferidos: O saldo da conta imposto de renda e contribuição social diferidos em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$169,7 milhões e R$171,5 milhões, respectivamente. A redução de 1,0% decorre do reconhecimento do impacto tributário sobre provisões temporariamente não dedutíveis e sobre prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, no montante de R$1,8 milhão, de acordo com as orientações determinados pela Instrução CVM n 371/02. Despesas pagas antecipadamente: O saldo da conta despesas pagas antecipadamente em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$21,8 milhões e R$1,6 milhão, respectivamente. O saldo apresentado nessa conta origina-se basicamente do reconhecimento ativos regulatórios Conta de Compensação de Variação dos 95

96 Itens da Parcela A (CVA) e outros ativos regulatórios previstos na legislação do setor elétrico. O aumento de 1.262,5% é explicado pela constituição de CVA sobre os custos de aquisição de energia, Conta de Consumo Combustível (CCC), Encargos de Serviços de Sistema (ESS) e Rede básica. Tributos e contribuições compensáveis: O saldo da conta tributos e contribuições compensáveis em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$3,1 milhões e R$2,9 milhões, respectivamente. O aumento de 6,9% decorre do reconhecimento de créditos tributários no valor de R$0,2 milhão no ano de Outros créditos: O saldo da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$18,1 milhões e R$15,7 milhões, respectivamente. O aumento de 15,3% é explicado pelo aumento no saldo do ICMS originado na aquisição de bens do ativo imobilizado. Imobilizado líquido: O saldo do imobilizado líquido em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$818,3 milhões e R$707,9 milhões, respectivamente. O aumento de 15,6% é explicado pelas novas adições do período que superaram o valor da depreciação registrada em Intangível líquido: O saldo da conta intangível líquido em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$660,1 milhões e R$709,7 milhões, respectivamente. A redução de 7% é explicada basicamente pela amortização do ágio de aquisição do direito de concessão. Passivo Circulante Fornecedores: O saldo da conta fornecedores em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$330,4 milhões e R$324,1 milhões, respectivamente. O aumento de 1,9% é explicado principalmente pelo aumento nos gastos com a transmissão de energia elétrica em Tributos e contribuições sociais a pagar: O saldo da conta tributos e contribuições sociais a pagar em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$54,8 milhões e R$44,2 milhões, respectivamente. O aumento de 24,0% é explicado principalmente pelo aumento do ICMS, PIS e COFINS, que por terem sua base de cálculo atrelada à receita acompanharam o crescimento desta, e pelo aumento do imposto de renda e da contribuição social correntes, em virtude do aumento do lucro tributável no ano de Taxas regulamentares: O saldo da conta taxas regulamentares em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$19,3 milhões e R$11,8 milhões, respectivamente. O aumento de 63,6% é devido ao maior saldo a pagar de CCC e de PROINFA no ano de 2008, cujos valores são determinados pela ANEEL. Obrigações estimadas: O saldo da conta obrigações estimadas em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$11,0 milhões e R$11,2 milhões, respectivamente. Nessa rubrica são registrados os encargos decorrentes da folha de pagamento provisão para férias e gratificações, provisão para participação nos resultados e os respectivos encargos sociais. Não houve variação significativa nessa conta no ano de 2008 Credores diversos: O saldo da conta credores diversos em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$37,6 milhões e R$55,4 milhões, respectivamente. O saldo apresentado nessa conta origina-se basicamente do reconhecimento passivos regulatórios: Conta de Compensação de Variação dos Itens da Parcela A (CVA) e outros passivos regulatórios previstos na legislação do setor elétrico. A redução de 32,1% é explicada pela amortização das CVAs durante o período de 2008, e pela redução das CVA relacionadas ao custo de energia de Itaipu - custo/variação cambial e custo de aquisição de energia. Outras obrigações: O saldo da conta outras obrigações em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$87,8 milhões e R$50,8 milhões, respectivamente. O aumento de 72,8% é explicado principalmente pelo reconhecimento de passivo em contrapartida ao recebimento de R$27,8 milhões a partir de uma decisão liminar que determinou a liquidação especial do Despacho número 288 da ANEEL matéria que vem sendo discutida pela Companhia no âmbito judicial. O passivo foi reconhecido por tratar-se de decisão liminar, com possibilidade de reversão. Não Circulante Exigível a Longo Prazo Empréstimos e financiamentos: O saldo da conta empréstimo e financiamentos (circulante e não circulante) em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$813,3 milhões e R$710,2 milhões, respectivamente. O aumento de 14,5% é explicado principalmente pela tomada de novos empréstimos no valor de R$99,7 milhões. Provisões diversas: O saldo da conta provisões diversas (circulante e não circulante) em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$97,6 milhões e R$95,6 milhões, respectivamente. Estão registrados nessa conta provisões para litígios e contingências de naturezas trabalhistas, cíveis fiscais e regulatórias, entre outras. O aumento de 2,1% é resultado da seguinte movimentação: ingressos de R$79,2 milhões e baixas e reversões de R$ 77,2 milhões. Destaca-se em 2008 o incremento das provisões de natureza cível. Provisão para contribuição adicional ao fundo de pensão: O saldo da provisão para contribuição adicional ao fundo de pensão em 31 de dezembro de 2007 era de R$1,3 milhão. Ao final do ano de 2008 a avaliação atuarial demonstrou um ativo atuarial em relação ao plano patrocinado pela Companhia. De acordo com a Deliberação CVM 371, um ativo atuarial somente deve ser registrado pela patrocinadora quando for claramente evidenciado que este ativo poderá reduzir efetivamente as contribuições da patrocinadora ou que o mesmo poderá ser reembolsável no futuro. Por esses motivos, a companhia não reconheceu ativo atuarial relativo ao fundo de pensão. 96

97 Tributos e contribuições sociais: O saldo da conta tributos e contribuições sociais em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$66,3 milhões e R$100,7 milhões, respectivamente. A redução de 34,2% é devido a baixa no valor de R$30,0 milhões relativos a PIS e COFINS sobre as operações com energia elétrica faturamento. A incidência do PIS e COFINS sobre operações com energia elétrica estava sendo discutida pela Companhia no âmbito judicial e com o julgamento da matéria, que foi desfavorável a Companhia, o passivo foi baixado em contrapartida aos depósitos judiciais efetuados, que por sua vez foram convertidos em renda da União. Credores diversos: O saldo da conta credores diversos em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$19,3 milhões e R$37,7 milhões, respectivamente. O saldo apresentado nessa conta origina-se basicamente do reconhecimento passivos regulatórios Conta de Compensação de Variação dos Itens da Parcela A (CVA) e outros passivos regulatórios previstos na legislação do setor elétrico. A redução de 48,8% é explicada pela redução das seguintes CVAs no ano de 2008: custo de energia de Itaipu custo/variação cambial e custo de aquisição de energia. Dividendos a pagar: O saldo da conta dividendos em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$75,4 milhões e R$33,0 milhões, respectivamente. O aumento de 128,5% é explicado pelo melhor resultado da Companhia em relação a Por força das restrições contidas no Despacho da ANEEL (retenção de dividendos do acionista controlador) e Cláusulas do Contrato de Penhor de Ações, firmado e conjunto com a emissão das Cédulas de Crédito Bancário, a Companhia não poderá temporariamente distribuir os dividendos em favor do acionista controlador, até que sejam liquidadas suas obrigações, o que se espera ocorrerá em março de Patrimônio Líquido: O saldo total do patrimônio líquido em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007 era de R$605,5 milhões e R$603,2 milhões, respectivamente. O aumento de 0,4% é explicado pela constituição da reserva legal Comentários dos diretores sobre a. resultado das operações da Companhia, em especial: i) descrição de quaisquer componentes importantes da receita; e ii) fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais (i) A receita líquida da Companhia é composta essencialmente pelo faturamento do consumo de energia elétrica dos consumidores cativos de sua área de concessão, somando R$ 1.432,4 milhões em A tarifa cobrada dos consumidores é definida anualmente pela ANEEL, e, portanto, qualquer modificação nas regras vigentes para o setor ou na metodologia de cálculo das tarifas pode afetar a receita da AES Sul. Além disso, o volume de energia faturado da base de clientes da Companhia reflete as mudanças na economia da região o que pode também afetar o resultado da Companhia. Em 31 de dezembro de 2009, a estrutura de mercado da AES Sul em termos de receita faturada por classe de consumo, estava constituída de: 34,9% da classe residencial, 18,1% da classe comercial e 30,4% da classe industrial. Considerando que as classes, residencial e comercial são menos sensíveis as oscilações econômicas, a receita da empresa está sujeita a variações desta natureza principalmente na parcela correspondente a classe industrial. Para mais informações sobre a composição das tarifas, área de concessão e vantagens competitivas, vide o item 7.3.b Características do Processo de Distribuição deste Formulário de Referência. (ii) Os resultados das operações da Companhia são significativamente afetados por inúmeros fatores, inclusive: 1. Alterações nos custos da Companhia, incluído o preço da energia comprada; 2. Alterações nas tarifas de energia elétrica que a Companhia poderá cobrar de seus clientes em função de Reajustes Tarifários ou Revisões Tarifárias Periódicas ou Extraordinárias, homologados pela ANEEL; 3. Disponibilidade de energia para atender a demanda de seu mercado sem restrições; 4. Condições econômicas no Brasil em geral e na área de concessão da Companhia em particular; 5. Mudanças na regulação e legislação do setor elétrico; 6. Resultados de disputas judiciais e contingências; 7. Sazonalidade da demanda por energia; 8. Variação cambial e da taxa de juros. b. variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio, inflação, alterações de volumes e introdução de novos produtos e serviços O setor elétrico segue um modelo que define tarifas para o ciclo tarifário de 1 ano. No caso da AES Sul, o ano tarifário vai de 19 de abril de um ano até 18 de abril do ano seguinte. Neste modelo são consideradas estimativas para os custos com encargos do setor, compra de energia (inclusive a energia de Itaipu que é precificada em dólar), entre outros, que são considerados não-gerenciáveis pela empresa. A Demonstração de Resultados do Exercício (DRE) da Companhia sempre refletirá na receita a tarifa homologada que incluiu a expectativa desses custos não-gerenciáveis. Além disso, refletirá nas suas despesas os custos reais da companhia. Qualquer variação entre o custo projetado e o real, especificamente dos itens não-gerenciáveis, será tratada em conta CVA para posterior cobrança e/ou devolução de diferença para os consumidores. A conta CVA terá impacto na DRE e no ativo/passivo da companhia de maneira a neutralizar as variações entre os custos projetados e reais na DRE. Desta forma, segundo a metodologia de cálculo dos reajustes tarifários anuais do setor elétrico, parte significante das oscilações nos itens mencionados na sessão 10.2.a.ii afetará adversamente o fluxo de caixa da Companhia, porém, não afetarão simultaneamente a demonstração de resultados da Companhia. Este efeito decorre do mecanismo de constituição de contas patrimoniais ativas e passivas de CVA, onde diferenças positivas ou negativas entre as tarifas cobradas e os custos incorridos pela Companhia são controladas para repasse às tarifas a ser cobradas dos consumidores, no ciclo tarifário seguinte aquele em que ocorreram as variações. No quadro abaixo, a Companhia demonstra os valores de CVA reconhecidos no exercício social de Para demais informações sobre a composição das tarifas, área de concessão e vantagens competitivas vide o item 7.3.b características do processo de distribuição deste Formulário de Referência. 97

98 c. impacto da inflação, da variação de preços dos principais insumos e produtos, do câmbio e da taxa de juros no resultado operacional e no resultado financeiro da Companhia A situação financeira e o resultado das operações da Companhia são afetados pela inflação, pelas tarifas praticadas nos leilões de venda de energia que refletem oferta e demanda, além das características da fonte da energia comercializada, as oscilações nas tarifas cobradas dos consumidores e os encargos setoriais ambos homologados anualmente pela ANEEL, sendo que as variações são reconhecidas nas tarifas cobradas dos consumidores por meio do mecanismo de CVA. Desta forma, a maioria de seus custos e despesas é denominada em Reais e está atrelada aos índices de medição da inflação, exceto pela tarifa de compra de energia das quotas de Itaipu que é denominada em dólar, sendo as variações da taxa de câmbio desse contrato também são reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA. Além disso, a Companhia está exposta às taxas de juros cobradas nos financiamentos e possui dívida denominada em moeda estrangeira, que por se tratar de dívida relativa à compra de energia de Itaipu, também tem as variações da taxa de câmbio relativas a parcela do principal reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA. No quadro abaixo, a Companhia demonstra os valores de CVA reconhecidos no exercício social de Para mais informações sobre composição das tarifas, área de concessão e vantagens competitivas vide o item 7.3.b características do processo de distribuição, bem como para demais informações sobre as características do endividamento da Companhia, consultar o item 10.1.c Capacidade de pagamento em relação a compromissos financeiros assumidos deste Formulário de Referência. 98

99 10.3. Comentários dos diretores sobre efeitos relevantes que os eventos abaixo tenham causado ou se espera que venham a causar nas demonstrações financeiras e nos resultados da Companhia a. introdução ou alienação de segmento operacional A atividade de distribuição de energia da Companhia é realizada de acordo com um contrato de concessão firmado com a União por intermédio da ANEEL, com vigência até 2027, sendo que as concessões existentes poderão ser renovadas em acordo com o Poder Concedente, por igual período. De acordo, com as regras vigentes para a concessão do serviço de distribuição de energia elétrica do país, uma distribuidora não pode desenvolver outras atividades operacionais e/ou deter participações em controladas e coligadas. Desta forma, os investimentos da Companhia consistem basicamente em expansão e manutenção de seus ativos para prestação do serviço de distribuição em sua área de concessão. b. constituição, aquisição ou alienação de participação societária A Companhia não constituiu, adquiriu ou alienou participação societária com impactos nas suas demonstrações financeiras ou resultados. c. eventos ou operações não usuais A Companhia não passou por eventos ou realizou operações não usuais que possam impactar suas demonstrações financeiras ou resultados Comentários dos diretores sobre a. mudanças significativas nas práticas contábeis Demonstrações contábeis de 31 de dezembro de 2008 As demonstrações contábeis da Companhia, inclusive as notas explicativas, estão apresentadas em milhares de reais, exceto quando indicadas de outra forma. Essas demonstrações contábeis foram elaboradas e apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, de acordo com a Legislação Societária Brasileira, Leis n.s 6.404/76, 9.457/97, /01 e /07, Medida Provisória nº. 449/08 (convertida em Lei n.º /09), normas da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e normas aplicáveis às concessionárias de serviço público de energia elétrica estabelecidas pelo Poder Concedente. A Lei nº /07 e a Medida Provisória nº. 449/08 (convertida em Lei n.º /09) trouxeram alterações à legislação societária que resultaram em novos métodos e critérios contábeis que estão sendo adotados pela primeira vez pela Companhia. Na opinião dos diretores da Companhia, conforme explicitado no item 10.4 (d) abaixo, as mudanças apresentadas não alteraram os resultados da Companhia nos exercícios de 2007, 2008 e 2009 de forma significativa. A Companhia registrou e apresentou os impactos da adoção inicial da Lei nº , em 31 de dezembro de 2008, e da Medida Provisória n.º 449/08 (convertida em Lei n.º /09), diretamente na conta de lucros acumulados no Patrimônio Líquido, conforme opção contida na Deliberação CVM nº. 565, de 17 de dezembro de Demonstrações contábeis de 31 de dezembro de 2009 As demonstrações contábeis da Companhia referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2009, inclusive as notas explicativas, estão apresentadas em milhares de reais, exceto quando indicadas de outra forma. Essas demonstrações contábeis foram elaboradas e apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, de acordo com a Legislação Societária Brasileira, Leis n 6.404/1976, 9.457/1997, /2001, /2007 e Medida Provisória n.º 449/08 (convertida em Lei n.º /09), normas da CVM, vigentes em 31 de dezembro de 2009, e normas aplicáveis às concessionárias de serviço público de energia elétrica estabelecidas pelo Poder Concedente. Ressalta-se que as orientações contidas nos pronunciamentos técnicos do CPC 15 à 43, aprovados por deliberações emitidas pela CVM em 2009, não foram incluídas na elaboração das presentes demonstrações contábeis da Companhia. De acordo com as deliberações da CVM, esses pronunciamentos técnicos aplicar-se-ão aos exercícios encerrados a partir de dezembro de 2010 e às demonstrações contábeis de 2009 a serem divulgadas em conjunto com as demonstrações contábeis de 2010 para fins de comparação. Na opinião dos diretores da Companhia, conforme explicitado no item 10.4 (d) abaixo, as mudanças apresentadas não alteraram os resultados da Companhia nos exercícios de 2007, 2008 e 2009 de forma significativa. A seguir apresenta-se um resumo dos pronunciamentos emitidos pelo CPC, durante o exercício de 2009, e que de acordo com as avaliações prévias preparadas pela Companhia poderão ser aplicáveis a partir de CPC 16 - Estoques: tem por objetivo estabelecer o tratamento contábil para os estoques quanto ao valor do custo a ser reconhecido como um ativo e mantido nos registros até que as respectivas receitas sejam reconhecidas. Esse pronunciamento proporciona orientação sobre a determinação do valor de custo dos estoques e sobre o seu subsequente reconhecimento como despesa em resultado, incluindo qualquer redução ao valor realizável líquido. Proporciona orientação sobre o método e os critérios usados para atribuir custos aos estoques. Este pronunciamento técnico do CPC está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 2. Com base em avaliações preliminares, esse pronunciamento não deverá trazer alterações significativas em relação às práticas contábeis atuais utilizadas pela Companhia. CPC 17 - Contratos de Construção: tem por objetivo estabelecer o tratamento contábil de receitas e despesas associadas a contratos de construção, considerando que as datas de início e término desse tipo de contrato ocorrem em períodos contábeis diferentes. Assim o principal assunto desse pronunciamento refere-se à contabilização das receitas e despesas associadas aos contratos de construção ao longo dos períodos de execução da obra. Este pronunciamento técnico está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS

100 Com a emissão do ICPC 01, a partir do exercício de 2010 e com efeitos retroativos às demonstrações contábeis de 2009 apresentadas de forma comparativa às demonstrações contábeis de 2010, as obras registradas no ativo imobilizado em curso de acordo com as práticas contábeis atuais passarão a ser registradas como custo de contratos de construção, sendo registrada receita de construção com o método proporcional à conclusão da obra. A Companhia está avaliando os efeitos da aplicação deste pronunciamento nas suas demonstrações contábeis, uma vez que ainda estão ocorrendo discussões e debates no mercado, em especial nos órgãos e associações da classe contábil e junto aos reguladores, sobre a aplicação desta interpretação. A Companhia continuará a acompanhar e avaliar as decisões destes órgãos e associação, a fim de determinar os possíveis impactos. Desta forma, a Companhia entende que não é possível até o momento avaliar e quantificar com razoável segurança os eventuais efeitos em suas demonstrações contábeis. CPC 20 - Custos de Empréstimos: tem por objetivo estabelecer o tratamento contábil dos custos de empréstimos diretamente atribuíveis à aquisição, construção ou produção de um ativo qualificável, os quais formam o custo de tal ativo, sendo os demais custos de empréstimos, não vinculados a um ativo qualificável, reconhecidos como despesa no momento em que ocorrerem. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 23. Com base em avaliações preliminares, esse pronunciamento não deverá trazer alterações significativas em relação às práticas contábeis atuais utilizadas pela Companhia. CPC 15 - Combinação de Negócios: estabelece princípios e exigências na forma como o adquirente, em uma combinação de negócios, deve: (i) reconhecer e mensurar, em suas demonstrações contábeis, os ativos identificáveis adquiridos, os passivos assumidos e as participações societárias de não controladores na sociedade adquirida; (ii) reconhecer e mensurar o ágio por expectativa de rentabilidade futura goodwill resultante da combinação de negócios ou o ganho proveniente de compra vantajosa (deságio); e determinar as informações que devem ser divulgadas para possibilitar que os usuários das demonstrações contábeis avaliem a natureza e os efeitos financeiros da combinação de negócios. O ICPC 09 - Demonstrações Contábeis Individuais, Demonstrações Separadas, Demonstrações Consolidadas e Aplicação do Método de Equivalência Patrimonial traz algumas orientações sobre o registro de ativos identificáveis e passivos assumidos tanto em demonstrações contábeis individuais como consolidadas, bem como fornece orientações sobre o cálculo e registro do goodwill. O CPC 15 não se aplica à combinação de negócios de entidades ou negócios sob controle comum. A combinação de negócios envolvendo entidades ou negócios sob controle comum é aquela em que todas as entidades ou negócios são controlados pela mesma parte ou partes, antes e depois da combinação de negócios, e esse controle não é transitório. A extensão da participação de não-controladores não é relevante para determinar se a combinação de negócios envolve entidades sob controle comum. Foi estabelecido no CPC 15, que o pronunciamento deve ser aplicado prospectivamente para as combinações de negócios a partir da data indicada pelo órgão(s) regulador(es) que aprová-lo. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IFRS 3. Devido ao fato de a Companhia não ter efetuado nenhuma transação de combinação de negócios no exercício atual e a aplicação do CPC 15 ser prospectiva, esse pronunciamento não trará nenhum impacto para a Companhia. CPC 21 - Demonstração Intermediária: tem por objetivo estabelecer o conteúdo mínimo de uma demonstração contábil intermediária e os princípios para reconhecimento e mensuração para demonstrações completas ou condensadas de período intermediário. A demonstração contábil intermediária deve incluir os seguintes componentes: (a) balanço patrimonial condensado; (b) demonstração condensada do resultado do período; (c) demonstração condensada do resultado abrangente; (d) demonstração condensada das mutações do patrimônio líquido; (e) demonstração condensada dos fluxos de caixa; (f) notas explicativas selecionadas. De acordo com esse pronunciamento, a frequência de reporte da entidade (anual, semestral ou trimestral) não deve afetar a mensuração de seus resultados anuais, ou seja, as mensurações dos períodos intermediários devem ser feitas em bases anuais. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 34. Importante observar que as informações trimestrais - ITR, requeridas pela CVM, seguem o formato estabelecido no programa de envio. Devido ao fato desse pronunciamento estabelecer que a mensuração de estimativas efetuadas em períodos intermediários deve ser feitas como em bases anuais, a aplicação desse pronunciamento poderá trazer alguns impactos intertemporais na apuração dos resultados trimestrais, entretanto não terão impacto na apuração do resultado anual. CPC 22 - Informações por Segmento: requer a divulgação de informações segregadas por segmento operacional da entidade. Segmento operacional é definido como um componente da entidade: (a) que desenvolve atividades de negócios que geram receitas e incorrem em despesas; (b) cujos resultados operacionais são regularmente revistos pelo principal gestor das operações da entidade para a tomada de decisões; e (c) para a qual haja informação financeira disponível. 100

101 Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IFRS 8 e trata somente de divulgação de informações financeiras que são utilizadas pela Administração da Companhia, de forma a alocar os recursos e analisar a performance dos segmentos operacionais. A avaliação preliminar da aplicação não indica impactos relevantes. CPC 27 - Ativo Imobilizado: tem por objetivo estabelecer o tratamento contábil para o ativo imobilizado, principalmente quanto (i) ao reconhecimento dos ativos; (ii) a determinação de seus valores contábeis; (iii) os valores de sua depreciação; e (iv) as eventuais perdas por desvalorização. Estabelece o conceito de que o custo de um item de ativo imobilizado deve ser reconhecido como ativo se for provável que irá gerar futuros benefícios econômicos para a entidade e puder ser mensurado confiavelmente. Define que o custo de um item do ativo imobilizado inclui (i) seu preço de aquisição; (ii) custos diretos para colocar o ativo em condições de funcionamento; e (iii) estimativa inicial de custos de desmontagem, remoção e restauração do local. Estabelece que a depreciação deve ser apropriada de forma sistemática ao longo da vida útil estimada e que o valor depreciável de um ativo é determinado após a dedução de seu valor residual, bem como estabelece que a vida útil e o valor residual sejam revisados pelo menos ao final de cada exercício. No registro do ativo imobilizado e de sua depreciação, as empresas de energia elétrica têm utilizado os critérios definidos no Manual de Contabilidade do Setor de Energia Elétrica. No reconhecimento do custo do ativo imobilizado, as empresas de distribuição de energia têm incluído parte dos custos da administração central, o qual por sua vez é incluído no processo de revisão tarifária, ou seja, gerando benefícios econômicos futuros. A depreciação tem sido calculada de acordo com as vidas úteis definidas pela ANEEL. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 16. Com base em avaliações preliminares, esse pronunciamento não deverá trazer alterações significativas em relação às práticas contábeis atuais utilizadas pela Companhia. Entretanto, com a aplicação da ICPC 01 o ativo imobilizado relacionado com a concessão deve ser classificado como ativo financeiro e como ativo intangível, consequentemente, a partir de 2010 o saldo do ativo imobilizado deve ser reduzido substancialmente. Atualmente, a Companhia está analisando os impactos contábeis decorrentes da aplicação da ICPC 01, não sendo possível até o momento mensurar os efeitos em suas demonstrações contábeis. CPC 23 - Políticas Contábeis, Mudanças de Estimativa e Retificação de Erro: define critérios para a seleção e a mudança de políticas contábeis, bem como define o tratamento contábil e a divulgação de mudanças nas políticas contábeis. Importante, observar que os critérios relacionados à divulgação de políticas contábeis são estabelecidos no Pronunciamento CPC 26 - Apresentação das Demonstrações Contábeis. É estabelecido que se um pronunciamento (CPC), interpretação (ICPC) ou orientação (OCPC) se aplicar especificamente a uma transação, um evento ou uma circunstância, as políticas contábeis aplicadas a essa transação devem ser determinadas pela aplicação do pronunciamento, interpretação ou orientação, considerando, ainda, quaisquer guias de implementações relevantes emitidas pelo CPC. Na ausência de pronunciamento, interpretação ou orientação, a administração exercerá seu julgamento no desenvolvimento e na aplicação de política contábil. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 8. Em razão de este pronunciamento fornecer orientação sobre a seleção de políticas contábeis e como tratar mudanças de estimativas e retificação de erros, julgamos que não deverá haver impactos decorrentes da aplicação desse pronunciamento. CPC 24 - Eventos Subsequentes: são os eventos que ocorrem no período entre a data-base das demonstrações contábeis e a data em que é concedida a autorização para emissão das demonstrações contábeis. O objetivo desse pronunciamento é o de determinar quando a entidade deve ajustar suas demonstrações contábeis em decorrência de eventos subsequentes ocorridos após a data-base das demonstrações contábeis e quando a entidade deve somente divulgar eventos subseqüentes ocorridos após a data-base das demonstrações contábeis. Existem dois tipos de eventos subsequentes: (i) um refere-se a eventos que evidenciam condições que já existiam antes da data-base das demonstrações contábeis, que requerem ajustes a essas demonstrações; e (ii) o outro se refere a fatos e/ou condições que surgiram após a data-base das demonstrações contábeis, que requerem a divulgação desse fato nessas demonstrações. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 10. O principal impacto na aplicação desse pronunciamento refere-se contabilização de dividendos. De acordo com essa norma, ao final do exercício a Companhia deverá reconhecer como passivo somente o dividendo mínimo obrigatório. Dividendos adicionais ao mínimo, propostos pela Administração, serão registrados como passivo a medida em que forem aprovados pelos órgãos competentes da Companhia, veja tópico ICPC 08 Contabilização da Proposta de Pagamento de Dividendos. De acordo com o CPC 24, a proposta da Administração de distribuição de dividendos não é um fato gerador para registro de um passivo. Portanto, em 2010 a proposta de distribuição de dividendos em valor superior ao mínimo obrigatório será revertida para o patrimônio líquido em uma conta denominada Dividendos propostos. As demonstrações contábeis de 2009 apresentadas para fins de comparação às demonstrações contábeis de 2010 contemplarão esse ajuste de forma retroativa. 101

102 CPC 25 - Provisões, Passivos Contingentes e Ativos Contingentes: este pronunciamento estabelece critérios de reconhecimento e bases de mensuração para provisões, passivos contingentes e ativos contingentes, bem como as informações a serem divulgadas. De acordo com esse pronunciamento, uma provisão deve ser reconhecida se, e somente se: (a) a entidade tiver uma obrigação presente como resultado de evento passado; (b) for provável que haverá saída de recursos para liquidar a obrigação; e (c) puder ser feita estimativa confiável do valor da obrigação. Os passivos e ativos contingentes, de acordo com esse pronunciamento não devem ser registrados, em razão de serem uma possível obrigação ou um possível ativo resultantes de eventos passados, cuja existência será confirmada pela ocorrência de um evento futuro incerto não totalmente sob controle da entidade. Esse pronunciamento define provável como maior probabilidade de ocorrer do que não ocorrer. Em decorrência dessa interpretação de provável, em 31 de dezembro de 2009, a Companhia revisou a classificação da probabilidade de perda nos processos tributários, cíveis e trabalhistas, e concluiu com base nesta avaliação preliminar que não deverá ter impactos significativos decorrentes da aplicação desse pronunciamento. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 37. CPC 26 - Apresentação das Demonstrações Contábeis: define que o conjunto completo das demonstrações contábeis inclui: (a) balanço patrimonial; (b) demonstração do resultado; (c) demonstração do resultado abrangente; (d) demonstração das mutações do patrimônio líquido; (e) demonstração dos fluxos de caixa; (f) demonstração do valor adicionado; (g) notas explicativas, compreendendo um resumo das políticas contábeis e outras informações explanatórias; e (h) se necessário, o balanço patrimonial do início do período mais antigo apresentado quando houver a aplicação de política contábil retroativamente ou reapresentação de itens das demonstrações contábeis. De acordo com esse pronunciamento, as demonstrações contábeis devem representar apropriadamente a posição financeira e patrimonial, o desempenho e o fluxo de caixa da entidade. A representação apropriada também exige que a entidade: (a) selecione e aplique políticas contábeis de acordo com os pronunciamentos, interpretações e orientações do CPC; (b) apresente informação relevante, confiável, comparável e compreensível; e (c) divulgações adicionais para permitir a compreensão do impacto de determinadas transações sobre a posição financeira e patrimonial da entidade. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 1. Este pronunciamento fornece orientação sobre a apresentação de demonstrações contábeis. Assim julgamos que não deve haver impactos financeiros decorrentes da aplicação desse pronunciamento. CPC 30 - Receitas: estabelece o tratamento contábil de receitas provenientes de certos tipos de transações e eventos, e deve ser aplicado na contabilização da receita proveniente da venda de bens, prestação de serviços e da utilização de ativos da entidade que geram juros, royalties e dividendos. A receita deve ser mensurada e registrada pelo seu valor justo. De acordo com o CPC 30, a receita deve ser reconhecida quando forem satisfeitas todas as seguintes condições: (a) foram transferidos todos os riscos e benefícios inerentes à propriedade do bem; (b) não é mantido envolvimento continuado na gestão dos bens; (c) o valor da receita possa ser confiavelmente mensurado; (d) os benefícios econômicos associados à transação fluirão para a entidade; e (e) as despesas podem ser confiavelmente mensuradas. Com a adoção da ICPC 01 a Companhia terá que registrar receita de prestação de serviços de operação da infraestrutura da distribuição de energia elétrica. A receita de prestação, de acordo com o CPC 30, deve ser reconhecida tomando por base a proporção dos serviços prestados até a data do balanço. Esse pronunciamento define que, para fins de divulgação na demonstração do resultado, a receita inclui somente os ingressos brutos de benefícios econômicos, portanto as quantias cobradas por conta de terceiros, tais como tributos sobre vendas, não são benefícios econômicos, portanto, são excluídos da receita. Este pronunciamento requer uma divulgação em nota explicativa da receita bruta tributável reconciliada com a receita apresentada na demonstração do resultado. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 18. O principal impacto da aplicação desse pronunciamento será a apresentação da receita na demonstração do resultado, que deverá ser líquida de quantias cobradas por conta de terceiros. Em geral, com base em avaliações preliminares, a aplicação desse pronunciamento não deverá trazer impactos significativos. CPC 31 - Ativo Não-Circulante Mantido para Venda e Operação Descontinuada: tem por objetivo estabelecer o critério de contabilização de ativo não-circulante mantido para venda e a apresentação e a divulgação de operações descontinuadas. Um ativo não-circulante deve ser classificado como mantido para venda se ele for recuperado, principalmente, por meio de uma transação de venda, ou seja, a sua venda seja altamente provável. Para que a venda seja altamente provável deve haver um comprometimento da Administração da entidade com o plano de venda. De acordo com esse pronunciamento, uma operação descontinuada é um componente importante da entidade (linha de negócios, área geográfica, controladas, etc.) que foi baixado ou está classificado como mantido para venda. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IFRS 5. A Companhia não possui ativo não circulante para venda e/ou operação descontinuada. 102

103 CPC 32 - Tributos sobre o Lucro: é estabelecer o tratamento contábil para os tributos sobre o lucro. A principal questão tratada nesse pronunciamento é o tratamento contábil dos efeitos fiscais atuais e futuros sobre (a) a realização (liquidação) do valor contábil dos ativos (passivos) que são reconhecidos no balanço patrimonial da entidade; e (b) as operações do período atual que são reconhecidos nas demonstrações contábeis da entidade. Um ativo ou passivo fiscal diferido deve ser reconhecido para todas as diferenças temporárias dedutíveis ou tributáveis, respectivamente. Uma diferença temporária é a diferença entre o valor contábil do ativo ou passivo na demonstração contábil e a sua base fiscal. Esse pronunciamento também requer a contabilização de um ativo fiscal diferido sobre prejuízos fiscais não utilizados na medida em que seja provável que serão gerados lucros tributáveis futuros para possibilitar a compensação desse ativo fiscal diferido. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 12. A aplicação desta interpretação está sendo avaliada pela Administração da Companhia. CPC 33 - Benefícios a Empregados: tem por objetivo estabelecer os critérios para a contabilização e a divulgação de benefícios concedidos aos empregados, sendo requerido o registro de (i) um passivo, quando o empregado prestou o serviço em troca de benefícios a serem pagos no futuro; e (ii) uma despesa quando a entidade utilizou o benefício econômico proveniente do serviço recebido do empregado. Os benefícios a empregados são definidos da seguinte forma: a) Benefícios de curto prazo, que incluem salários, licenças remuneradas, benefícios não monetários (como assistência médica, automóveis, etc.); b) Benefícios pós-emprego, tais como pensões, seguro de vida pós-emprego, assistência médica pós-emprego; c) Benefícios de longo prazo, tais como licenças remuneradas, gratificação por tempo de serviço, etc.; d) Benefícios por desligamento. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 19. No momento da aplicação deste pronunciamento, a Companhia deverá registrar os ganhos e perdas atuariais e custos dos serviços passados não reconhecidos, em conta específica de transição no patrimônio líquido (lucros e prejuízos acumulados). Os valores a serem registrados estão apresentados na nota explicativa n.21 das Demonstrações Contábeis de ICPC 08 - Contabilização da Proposta de Pagamento de Dividendos: esta interpretação fornece orientações sobre os critérios para contabilização dos dividendos, de acordo com as orientações contidas no CPC 24 Eventos Subsequentes e CPC 25 - Provisões, Passivos Contingentes e Ativos Contingentes. Essa interpretação estabelece que o dividendo mínimo obrigatório deve ser registrado como um passivo na data do encerramento do exercício social e que o dividendo adicional ao mínimo obrigatório seja registrado como passivo somente quando aprovado pela Assembléia de Acionistas ou outro órgão competente. Assim, esta interpretação recomenda que para atender ao disposto no artigo 176, parágrafo 3º da Lei 6.404/1976, o qual estabelece o registro da destinação dos lucros segundo a proposta dos órgãos da administração, no pressuposto da sua aprovação pela assembléia geral, o dividendo adicional ao mínimo obrigatório seja mantido em conta do patrimônio líquido em uma conta denominada dividendo adicional proposto. A proposta da administração para destinação do lucro deve estar detalhada em nota explicativa. Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia registrou, de acordo com as práticas contábeis vigentes, a proposta da Administração para distribuição de dividendos no valor de R$149,1 milhões. Do valor total proposto, R$ 111,8 milhões são superiores ao dividendo mínimo obrigatório, portanto deverá de acordo com esse pronunciamento, ser revertido em 2010 para se adequar às novas normas contábeis. CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração: disciplina o reconhecimento e a mensuração de operações realizadas com instrumentos financeiros - incluindo derivativos - de acordo com o disposto no IAS 39. Este Pronunciamento deve ser aplicado a todas as entidades e a todos os tipos de instrumentos financeiros, com exceção aos direitos e obrigações advindos de operações de leasing, direitos e obrigações oriundos de contratos de benefícios a empregados entre outras. Um instrumento financeiro é qualquer contrato que origine um ativo financeiro para uma entidade e um passivo financeiro ou título patrimonial para outra entidade. Os ativos financeiros são quaisquer ativos que sejam: caixa, instrumento patrimonial de outra entidade, direito contratual, ou um contrato que seja ou possa vir a ser liquidado por instrumentos patrimoniais da própria entidade. Os passivos financeiros são quaisquer passivos que sejam: obrigações contratuais, contratos que serão ou poderão ser liquidados com títulos patrimoniais da própria entidade. Um instrumento financeiro pode ser classificado em quatro categorias: (i) ativo ou passivo financeiro mensurado ao valor justo por meio do resultado, (ii) mantido até o vencimento, (iii) empréstimos e recebíveis e (iv) disponível para venda. O reconhecimento inicial dos instrumentos financeiros é efetuado pelo seu valor justo, acrescidos dos custos de transação vinculados diretamente à sua aquisição ou emissão e ajustado posteriormente pelas amortizações do principal, pelos juros acumulados calculados com base no método da taxa de juros efetiva ( custo amortizado ), e por qualquer ajuste para redução ao seu provável valor de recuperação ou créditos de liquidação duvidosa. O tratamento 103

104 contábil relacionado ao reconhecimento dos custos de transação não se aplica para os ativos financeiros mensurado ao valor justo por meio do resultado. Em geral, a aplicação desse pronunciamento não deverá trazer impactos significativos para a Companhia, uma vez que não há expectativa de mudanças no valor contábil dos ativos e passivos financeiros registrados. CPC 39 - Instrumentos Financeiros: Apresentação: tem como objetivo estabelecer os princípios para a apresentação de instrumentos financeiros como passivos ou instrumentos patrimoniais e para a compensação de ativos e passivos financeiros. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 32. A aplicação desse pronunciamento não deve trazer impactos contábeis significativos para a Companhia. CPC 40 - Instrumentos Financeiros: Evidenciação: requer que as entidades apresentem evidências em suas demonstrações contábeis que permitam que os usuários avaliem a significância dos instrumentos financeiros para a posição patrimonial e performance da entidade; a natureza e a extensão dos riscos oriundos de instrumentos financeiros aos quais a entidade está exposta; e a forma pela qual a entidade gerencia esses riscos. Este Pronunciamento abriga as necessidades de evidenciação relacionadas às operações definidos nos Pronunciamentos Técnicos CPC 38 e 39. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IFRS 7. Este pronunciamento exige a divulgação de informações sobre a relevância dos instrumentos financeiros para a situação financeira e patrimonial de entidade e seu desempenho. Essa exigência envolve: a) Divulgação relacionada à posição financeira da entidade - inclusive informações sobre os ativos e passivos financeiros por categoria, divulgações especiais quando a opção pelo valor justo é usada, reclassificações, baixa dos ativos e passivos financeiros, ativos dados em garantia, derivativos embutidos e violação de termos contratuais. b) Divulgação relacionada ao desempenho da entidade no período - inclusive informações sobre receita reconhecida, despesas, ganhos e perdas; despesas e receitas de juros; receitas de honorários; e perdas por impairment; e c) Outras divulgações - inclusive informações sobre políticas contábeis, contabilização de hedge e os valores justos de cada classe de ativo e passivo financeiro. O pronunciamento requer ainda, a divulgação de informações sobre a natureza e a extensão dos riscos decorrentes de instrumentos financeiros: a) Divulgações qualitativas sobre exposições a cada classe de risco e como esses riscos são gerenciados; e b) Divulgações quantitativas sobre exposições a cada classe de risco, separadamente para risco de crédito, risco de liquidez e risco de mercado (inclusive as análises de sensibilidade). Com base em avaliações preliminares, esse pronunciamento não deverá trazer alterações significativas em relação às práticas contábeis atuais utilizadas pela Companhia. CPC 43 - Adoção Inicial dos Pronunciamentos Técnicos CPC 15 a 40: tem por objetivo fornecer as diretrizes necessárias para que as demonstrações contábeis individuais, inclusive as divulgações contábeis intermediárias sejam preparadas em conformidade com as normas internacionais de contabilidade emitidas pelo International Accounting Standards Board, (IASB) exceto pelas entidades que tenham investimentos em controlada avaliados pelo método da equivalência patrimonial, uma vez que o IASB não aceita esse registro, e pela eventual manutenção, por alguma entidade, do saldo em conta do ativo diferido, conforme permissão da Lei , e que tem caráter de transição até a total amortização desses saldos. Com o objetivo de aplicar este pronunciamento, a entidade deverá fazer a aplicação do CPC 37 - Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade às suas demonstrações consolidadas quando adotar tais normas internacionais pela primeira vez. A seguir, a entidade deverá transpor, para suas demonstrações individuais, todos os ajustes que forem necessários, ou pelos quais optarem, na aplicação do CPC 37, de forma a obter o mesmo patrimônio líquido nos balanços patrimoniais consolidado e individual. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IFRS 1. Com base em avaliações preliminares, as isenções e os impactos gerados em função da aplicação do CPC 37 são os seguintes: a) Ativo imobilizado: A Companhia reprocessará os saldos dos ativos imobilizados não alcançados pelo ICPC 01 (ativos não vinculados a concessão). A Companhia está concluindo a atualização/avaliação de seu ativo imobilizado. b) Contratos de seguros: o CPC 11 restringe mudanças em políticas contábeis para contratos de seguros. Esta isenção não deverá trazer impactos para a Companhia. c) Benefícios a empregados: com base em avaliações preliminares, para fins de transição para as normas internacionais de contabilidade, a Companhia aplicará a isenção prevista em relação aos benefícios a empregados, e registrarão os ganhos e perdas atuariais e custos dos serviços passados não reconhecidos, em conta específica de transição no patrimônio líquido (lucros e prejuízos acumulados). No momento da aplicação deste pronunciamento, a Companhia deverá registrar os ganhos e perdas atuariais e custos dos serviços passados não reconhecidos, em conta específica de transição no patrimônio líquido (lucros e prejuízos acumulados). Os valores a serem registrados estão apresentados na nota explicativa n. 21 das Demonstrações Contábeis de ICPC 01 - Contratos de Concessão: esta interpretação tem por objetivo orientar sobre a contabilização de concessões de serviços públicos a operadores privados. Esta interpretação é aplicável a concessões de serviços públicos a entidades privadas caso: i) o concedente controle ou regulamente quais serviços o concessionário deve prestar com a infra-estrutura, a quem os serviços devem ser prestados e o seu preço; e ii) o concedente controle - por meio de 104

105 titularidade, usufruto ou de outra forma - qualquer participação residual significativa na infra-estrutura no final do prazo da concessão. Esta interpretação define os princípios gerais de reconhecimento e mensuração das obrigações e direitos relacionados aos contratos de concessão de serviços e foca nos seguintes assuntos: a) Tratamento dos direitos do operador sobre a infra-estrutura: a infra-estrutura de serviços públicos não será registrada como ativo imobilizado, em função do Poder Concedente não transferir ao concessionário o direito de controle e de propriedade da infra-estrutura. A infra-estrutura de serviços públicos serão revertidos ao poder concedente após o encerramento do respectivo contrato de concessão. a. Reconhecimento e mensuração dos valores da concessão: nos termos dos contratos de concessão dentro do alcance desta interpretação, o concessionário atua como prestador de serviço. O concessionário deve registrar e mensurar a receita dos serviços que presta de acordo com os Pronunciamentos Técnicos CPC 17 b. Contratos de Construção e CPC 30 - Receitas. c. Serviços de construção ou melhoramentos: custo de construção consiste nos custos incorridos pelo concessionário na construção ou na melhoria da infra-estrutura. O concessionário deve contabilizar receitas e custos relativos a serviços de construção ou melhoria de acordo com o Pronunciamento Técnico - CPC 17. A remuneração recebida ou a receber pelo concessionário proveniente do custo de construção deverá ser registrada pelo seu valor justo. Essa remuneração pode corresponder a direitos sobre: i) um ativo financeiro; ou ii) um ativo intangível. O concessionário deve reconhecer um ativo financeiro à medida que tem o direito contratual incondicional de receber caixa ou outro ativo financeiro do concedente pelos serviços de construção. O concessionário deve reconhecer um ativo intangível à medida que recebe o direito (autorização) de cobrar os usuários dos serviços públicos. d. Serviços de operação: custo de serviços de operação consiste na manutenção efetuada pelo concessionário para manter a infra-estrutura operante. O concessionário deve contabilizar receitas e custos relativos aos serviços de operação de acordo com o Pronunciamento Técnico - CPC 30. e. Custos de financiamentos: de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 20 - Custos de Empréstimos, os custos de empréstimos atribuíveis ao contrato de concessão devem ser registrados como despesa no período em que são incorridos, a menos que o concessionário tenha o direito contratual de receber um ativo intangível (direito de cobrar os usuários dos serviços públicos). Nesse caso, custos de empréstimos atribuíveis ao contrato de concessão devem ser capitalizados durante a fase de construção, de acordo com aquele Pronunciamento Técnico. f. Contabilização subsequente do tratamento de um ativo financeiro e de um ativo intangível: O ativo financeiro deverá ser registrado de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 38 Instrumentos Financeiros. O ativo intangível deverá ser registrado de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 04 - Ativo Intangível. O Poder Concedente poderá fornecer ativos ao concessionário, que por sua vez poderão retê-los ou negociá-los, se assim o desejar. Neste caso, esses ativos deverão ser registrados como ativos do concessionário, e avaliados pelo valor justo no seu reconhecimento inicial. Esta interpretação está correlacionada com as Normas Internacionais de Contabilidade - IFRIC 12. De acordo com as características do contrato de concessão da Companhia, conclui-se que a Companhia está sob o escopo desta interpretação. Desta forma, a Companhia deverá agrupar os saldos do ativo imobilizado e obrigações especiais existentes atualmente, e segregá-los em ativo intangível e ativo financeiro e proceder às movimentações desde então. A Companhia está avaliando os efeitos da aplicação deste pronunciamento nas suas demonstrações contábeis, uma vez que ainda estão ocorrendo discussões e debates no mercado, em especial nos órgãos e associações da classe contábil e junto aos reguladores, sobre a aplicação desta interpretação. A Companhia continuará a acompanhar e avaliar as decisões destes órgãos e associação, a fim de determinar os possíveis impactos. Desta forma, a Companhia entende que não é possível até o momento avaliar e quantificar com razoável segurança os eventuais efeitos em suas demonstrações contábeis. ICPC 03 - Aspectos Complementares das Operações de Arrendamento Mercantil: esta interpretação tem por objetivo fornecer orientação para determinar que os acordos que incluem uma transação ou uma série de transações relacionadas, e que não tem uma forma legal de arrendamento, mas que transferem o direito de usar um ativo (por exemplo, item do imobilizado) em troca de um pagamento ou de uma série de pagamentos, devem ser contabilizados de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 06 - Operações de Arrendamento Mercantil. Esta Interpretação não se aplica a acordos que: a) São, ou contêm arrendamentos excluídos do alcance do Pronunciamento Técnico CPC 06 - Operações de Arrendamento Mercantil; ou b) São acordos de concessão de serviço público para entidades do setor privado dentro do alcance da Interpretação ICPC 01 - Contratos de Concessão. Esta interpretação está correlacionada com as Normas Internacionais de Contabilidade - IFRIC 4, SIC 15 e SIC 27. Em geral, com base em avaliações preliminares, a aplicação desta interpretação não deve trazer impactos significativos para a Companhia. ICPC 04 - Alcance do Pronunciamento Técnico CPC 10: Pagamento Baseado em Ações - esta interpretação tem por objetivo definir o alcance do Pronunciamento Técnico CPC 10 - Pagamento Baseado em Ações. Conforme definido nesta interpretação, o Pronunciamento Técnico CPC 10 - Pagamento Baseado em Ações deve ser aplicado para as 105

106 transações em que a entidade ou os acionistas da entidade concedem instrumentos patrimoniais ou incorrem em passivo para transferir caixa ou outros ativos por valores que são baseados no preço (ou valor) das ações da entidade ou outros instrumentos patrimoniais da entidade. Esta interpretação está correlacionada com as Normas Internacionais de Contabilidade - IFRIC 8. Para as transações de pagamentos baseados em ações liquidadas em dinheiro, a entidade deverá mensurar passivo assumido, pelo valor justo da obrigação, na data em que o passivo foi assumido. Até que o passivo seja liquidado, a entidade deve ajustar o valor justo do passivo ao final de cada exercício social e na data de sua liquidação, sendo as alterações de valores reconhecidas no resultado do período. No caso de pagamento baseado em ações com liquidação em instrumentos patrimoniais (ações, como regra), a contrapartida do reconhecimento da despesa ou do custo do bem é conta do próprio patrimônio líquido. Em geral, com base em avaliações preliminares, a aplicação desta interpretação não deverá trazer impactos significativos para a Companhia. ICPC 05 - Pronunciamento Técnico CPC 10 - Pagamento Baseado em Ações: Transações de Ações do Grupo e em Tesouraria - esta interpretação define que os acordos de pagamento base em ações, no qual uma controladora concede direitos a seus instrumentos patrimoniais diretamente aos empregados de sua controlada, ou cuja controlada tem a obrigação de conceder direitos a instrumentos patrimoniais de sua controladora aos seus empregados, deve ser contabilizado nas demonstrações contábeis da controlada que recebe serviços dos empregados. Esta interpretação está correlacionada com as Normas Internacionais de Contabilidade - IFRIC 11. Em geral, com base em avaliações preliminares, a aplicação desta interpretação não deve trazer impactos significativos para a Companhia. ICPC 09 - Demonstrações Contábeis Individuais, Demonstrações Separadas, Demonstrações Consolidadas e Aplicação do Método de Equivalência Patrimonial: esta interpretação tem o objetivo de esclarecer assuntos relativos à aplicação dos Pronunciamentos Técnicos CPC 15, 18, 19, 35 e 36, sobre a elaboração das demonstrações contábeis individuais, demonstrações separadas, demonstrações consolidadas e sobre a aplicação do método da equivalência patrimonial, em especial quando da elaboração das demonstrações contábeis consolidadas. Esta interpretação explicita, dentre outros, o tratamento do ágio por expectativa de rentabilidade futura goodwill em certas circunstâncias, inclusive incorporações e fusões, o tratamento contábil quando da existência de lucros não realizados com partes relacionadas, esclarece como devem ser reconhecidas algumas transações de capital entre sócios, e aborda pontos relativos à vigência do Pronunciamento Técnico CPC 15 - Combinação de Negócios. A aplicação desse pronunciamento deve trazer os mesmos impactos financeiros descritos no CPC 37. ICPC 10 - Interpretação Sobre a Aplicação Inicial ao Ativo Imobilizado e à Propriedade para Investimento dos Pronunciamentos Técnicos CPC 27, 28, 37 e 43: esta interpretação tem o objetivo de tratar de alguns assuntos relativos à implementação inicial dos Pronunciamentos Técnicos CPC 27 - Ativo Imobilizado, CPC 28 - Propriedade para Investimento, CPC 37 - Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade e CPC 43 - Adoção Inicial dos Pronunciamentos Técnicos CPC 15 a 40. Em função da mudança da prática contábil brasileira para plena aderência ao processo de convergência às práticas internacionais, na adoção inicial dos Pronunciamentos Técnicos CPC 27 e CPC 28, há a opção de proceder a ajustes nos saldos iniciais à semelhança do que é permitido pelas normas internacionais de contabilidade, com a utilização do conceito de custo atribuído (deemed cost), conforme previsto nos Pronunciamentos Técnicos CPC 37 e 43. Em geral a aplicação desta interpretação não deve trazer impactos significativos para a Companhia. ICPC 11 - Recebimento em Transferência de Ativos dos Clientes: esta interpretação tem por objetivo fornecer diretrizes para a contabilização dos itens do imobilizado que foram transferidos para a entidade pelos seus clientes. Esta interpretação também se aplica nos casos em que uma entidade recebe caixa de um cliente para construção ou aquisição de um item do imobilizado, quer seja para conectar seu cliente a uma rede de fornecimento de bens e serviços, quer seja para prover o cliente com o acesso contínuo ao fornecimento de bens e serviços, quer seja para ambos os propósitos. Ativos relacionados à distribuição de energia elétrica não pertencem à Companhia, pois como descrito no ICPC 01 não há a transferência de controle dos bens da concessão. Portanto, ativos para conexão com a rede de distribuição doados por clientes não representam ativos da Companhia. A aplicação desta interpretação está sendo avaliada pela Administração da Companhia. Adicionalmente ao apresentado no item 10.4.a, acima, sobre potenciais impactos advindos da adoção de novos pronunciamentos contábeis, em função de harmonização das práticas contábeis adotadas no Brasil às Normas Internacionais de Contabilidade, há discussões em andamento sobre reconhecimento ou não de ativos e passivos regulatórios, uma vez que pelas Normas Internacionais de Contabilidade não é aceito tal reconhecimento contábil, mas que é aceito no Brasil. Conforme orientação em Comunicado Técnico do IBRACON será mantido o tratamento contábil para ativos e passivos regulatórios aplicáveis para as empresas de energia elétrica e que em virtude da conclusão que o IASB tiver sobre o registro contábil nas Normas Internacionais de Contabilidade de ativos e passivos regulatórios aplicáveis para empresas de energia elétrica, a prática contábil atualmente adotada no Brasil poderá ser alterada e causar impactos relevantes no resultado e patrimônio líquido das empresas. b. efeitos significativos das alterações em práticas contábeis Não houve efeitos significativos para a Companhia em decorrência das alterações nas práticas contábeis. O efeito no lucro líquido em 31 de dezembro de 2008 foi uma redução de apenas R$0,5 milhões. 106

107 c. ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor O parecer de auditoria sobre as demonstrações financeiras da Companhia referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2009 e 31 de dezembro de 2008 (apresentadas para fins de comparação) não contém ressalvas e possui um parágrafo de ênfase indicando que (i) conforme mencionado na nota explicativa no às demonstrações financeiras, em 31 de dezembro de 2009 a Companhia registra, no ativo circulante, valores a receber no montante de R$ mil (R$ mil em 2008) e; (ii) no passivo circulante valor a pagar no montante de R$ mil (R$ mil em 2008), relativos às transações de compra e venda de energia realizada no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Esses valores foram originalmente registrados durante o exercício de 2000 e posteriormente ajustados, nos exercícios de 2002 e 2003, com base em informações e cálculos preparados e divulgados pela CCEE, e podem estar sujeitos a modificações dependendo de decisão dos processos judiciais em andamento movidos por empresas do setor, relativos, em sua maioria, à interpretação das regras do mercado em vigor para aquele período. O parecer da auditoria sobre demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2008 e 31 de dezembro de 2007 (apresentadas para fins de comparação), não contém ressalva e possui dois parágrafos de ênfases indicando (i) que as práticas contábeis adotadas no Brasil foram alteradas a partir de 01de janeiro de 2008 e que as demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2007 que foram apresentadas em conjunto com as de 2008 foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis vigentes em 31 de dezembro de 2007 e que não foram reapresentadas para fins de comparação entre os exercícios, conforme permitido pela Lei /07 de Medida Provisória 449/08 e; (ii) conforme mencionado na nota explicativa número 32.1 às demonstrações financeiras, em 31 de dezembro de 2009 a Companhia registra, no ativo circulante, valores a receber no montante de R$ mil (R$ mil em 2007) e, no passivo circulante, valores a pagar no montante de R$ mil (R$ mil em 2007), relativos às transações de compra e venda de energia realizadas no âmbito da CCEE, registrados desde 01 de setembro de 2000 e que a Companhia, ao longo do ano e 2002 e durante o primeiro semestre de 2003 efetuou ajustes contábeis com base em informações da CCEE. Esses montantes, após os ajustes, totalizaram R$ mil (vendas) e R$ mil (compras e encargos do serviço do sistema), tendo sido liquidado até 31 de dezembro de 2008 o montante líquido a receber de R$ mil. Esses valores foram registrados com base em cálculos preparados e divulgados pela CCEE, e podem estar sujeitos a modificações dependendo de decisão dos processos judiciais em andamento movidos por empresas do setor, relativos, em sua maioria, à interpretação das regras do mercado em vigor para aquele período. O parecer sobre demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2007 e 31 de dezembro de 2006 (apresentadas para fins de comparação), não contém ressalva e possui um parágrafo de ênfases indicando (i) conforme mencionado na nota explicativa n 32.1 às demonstrações financeiras, a Companhia tem registrado no ativo circulante valor a receber no montante de R$ mil (R$ mil em 2006) e, no passivo circulante valor a pagar no montante de R$ mil (R$ mil em 2006), em 31 de dezembro de 2007, a título de Energia no Curto Prazo (CCEE) relativos às transações de compra e venda de energia realizada no âmbito da CCEE, registradas desde 01 de setembro de 2000 e que a Companhia, ao longo do ano de 2002 e durante o primeiro semestre de 2003 efetuou ajustes contábeis com base em informações da CCEE. Esses montantes, após os ajustes, totalizaram R$ mil (vendas) e R$ mil (compras e encargos do serviço do sistema), tendo sido liquidado até 31 de dezembro de 2007 o montante líquido a receber de R$5.540 mil. Esses valores foram registrados com base em cálculos preparados e divulgados pela CCEE e podem estar sujeitos a modificações dependendo de decisão dos processos judiciais em andamento movidos por empresas do setor, relativos, em sua maioria, à interpretação das regras do mercado em vigor para aquele período Políticas contábeis críticas adotadas pela Companhia (inclusive estimativas contábeis feitas pela administração sobre questões incertas e relevantes para a descrição da situação financeira e dos resultados, que exijam julgamentos subjetivos ou complexos, tais como: provisões, contingências, reconhecimento da receita, créditos fiscais, ativos de longa duração, vida útil de ativos não-circulantes, planos de pensão, ajustes de conversão em moeda estrangeira, custos de recuperação ambiental, critérios para teste de recuperação de ativos e instrumentos financeiros) O processo de elaboração das demonstrações contábeis envolve a utilização de estimativas contábeis. Essas estimativas representam o melhor julgamento da administração para a determinação do valor adequado a ser registrado nas demonstrações contábeis. Itens significativos incluídos nas demonstrações contábeis relacionados com estimativas incluem a definição de vida útil do ativo imobilizado e de sua recuperabilidade nas operações, análise do risco de crédito para determinação de provisão para créditos de liquidação duvidosa e análise de risco para determinar outras provisões, as quais incluem provisões para contingências, avaliação dos instrumentos financeiros, passivos atuariais, entre outros ativos e passivos na data do balanço As provisões para imposto de renda e contribuição social são calculadas e registradas de acordo com a legislação vigente na data do balanço. A liquidação das transações envolvendo essas estimativas, em períodos subsequentes, poderá resultar em valores divergentes dos registrados nessas demonstrações contábeis devido às imprecisões inerentes ao processo de estimativa, bem como a eventuais novos fatos que venham a ocorrer. A Companhia revisa suas estimativas e premissas pelo menos trimestralmente. Reconhecimento de receitas O resultado das operações é apurado em conformidade com o regime contábil de competência e, portanto, inclui o fornecimento de energia já realizado, porém ainda não faturado ao consumidor. A receita de venda de produtos é reconhecida no resultado quando todos os riscos e benefícios inerentes ao produto são transferidos para o comprador. Uma receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa da sua realização. 107

108 Deterioração e depreciação do ativo imobilizado e intangível A Companhia reconhece regularmente as despesas relativas à depreciação de seu imobilizado e à amortização de seus intangíveis. As taxas de depreciação e amortização são determinadas com base nas suas estimativas durante o período pelo qual a Companhia espera geração de benefícios econômicos. A Administração revisa anualmente se há fatores ou eventos indicando mudanças na expectativa de realização dos ativos não circulantes, principalmente o imobilizado e os intangíveis mantidos e utilizados nas operações da Companhia. Caso haja algum indicativo de mudança na expectativa de realização dos ativos a Companhia efetua o teste de realização para determinar a necessidade de se constituir provisão para redução ao provável valor de realização. Imposto de renda e contribuição social O imposto de renda é computado sobre o lucro tributável pela alíquota de 15%, acrescido do adicional de 10% para a parcela do lucro que exceder R$240 mil no período de 12 meses, enquanto que a contribuição social é computada pela alíquota de 9% sobre o lucro tributável. O imposto de renda e a contribuição social são reconhecidos pelo regime de competência, portanto as inclusões ao lucro contábil de despesas, temporariamente não dedutíveis, ou exclusões de receitas, temporariamente não tributáveis, para apuração do lucro tributável corrente geram créditos ou débitos tributários diferidos. De acordo com a Instrução CVM nº 371/2002, a Companhia, fundamentada na expectativa de geração de lucro tributável futuro determinada em estudo técnico aprovado pela Administração, reconheceu créditos tributários sobre diferenças temporárias, que não possuem prazo prescricional, em montante equivalente ao que se espera recuperar nos próximos 10 anos, conforme limitado pela referida Instrução Provisão para contingências As provisões para contingências legais são registradas quando a análise do litígio em andamento, efetuada pelos consultores jurídicos da Companhia, externos e internos, indica que a classificação da probabilidade de perda é provável. Com base no parecer de seus advogados, internos e externos, e na avaliação de sua administração, a Companhia contabilizou valores considerados suficientes para cobrir essas perdas prováveis. Se qualquer dado adicional fizer com que seu julgamento ou o parecer dos advogados externos mude, a Companhia reavaliará as obrigações potenciais relacionadas aos litígios em andamento e as estimativas serão revistas. Para mais informações sobre as provisões para contingências veja o item 4.3. Processos judiciais, administrativos e arbitrais relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte neste Formulário de Referência Comentários dos diretores sobre controles internos adotados para assegurar a elaboração de demonstrações financeiras confiáveis a. grau de eficiência de tais controles, indicando eventuais imperfeições e providências adotadas para corrigi-las A Companhia conta em sua estrutura com Controles Internos que tem como principais atribuições garantir a adequada operacionalização dos controles voltados às demonstrações financeiras, bem como auxiliar na revisão de processos de maneira a assegurar que as políticas, procedimentos e normas internas em geral estabeleçam controles e níveis de aprovação de desembolsos adequados. Os principais controles que impactam as demonstrações financeiras da Companhia são revistos a cada quatro meses com base em testes de eficácia. No caso de identificação de eventuais pontos de melhoria sobre esses controles, a Companhia elabora um plano de ação com o intuito de implementá-lo, com definição de prazos e responsáveis para colocar em prática a efetividade desses pontos de melhoria e os respectivos controles. Outro aspecto relevante de controle interno, diz respeito à segregação de funções, que é objeto de constante monitoramento através do Sistema VIRSA. Com base nessas avaliações e nos relatórios de auditoria, a Companhia entende que o grau de eficiência dos controles internos adotados para assegurar a elaboração das demonstrações financeiras é satisfatório. A Companhia conta também com uma Área Corporativa de Auditoria Interna, que atua em dois segmentos: operacional e financeiro. O primeiro avalia todos os processos e procedimentos ligados à operação da Companhia e o segundo avalia as demonstrações financeiras, ambas em conformidade com a Lei Sarbanes-Oxley (SOX), exigências da legislação brasileira, normas regulatórias do setor elétrico e normas e procedimentos internos. O plano anual de auditoria é elaborado em conformidade com o resultado da avaliação de riscos e tem como principal objetivo prover avaliação independente sobre riscos, ambiente de controle e deficiências significativas que possam impactar as demonstrações financeiras e processos da Companhia. Eventuais deficiências ou não conformidades são remediadas através de ação estabelecida pelos responsáveis de processos e sua implementação devidamente acompanhada pela área de Auditoria Interna. O plano de auditoria é aprovado pelo comitê de auditoria da AES Corporation. Além disto, tanto o plano de auditoria como o resultado das respectivas auditorias são apresentados ao Conselho de Administração em base mensal, bem como o plano de ação para regularização de potenciais melhorias. b. deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório do auditor independente Os auditores externos da Companhia, durante a execução de seus trabalhos de auditoria das demonstrações financeiras dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2008 e 2007, não identificaram recomendações ou deficiências em relação aos controles internos da Companhia, que pudessem ser consideradas significativas e ou com impactos sobre as demonstrações financeiras. Especificamente, em relação ao exercício findo em 31 de dezembro de 108

109 2009, o relatório de recomendações dos auditores independentes indica que não foram identificadas recomendações ou deficiências consideradas significativas e que pudessem impactar as demonstrações financeiras da Companhia Comentários dos diretores sobre aspectos referentes a eventuais ofertas públicas de distribuição de valores mobiliários a. como os recursos resultantes da oferta foram utilizados Não aplicável b. se houve desvios relevantes entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação divulgadas nos prospectos da respectiva distribuição Não aplicável c. caso tenha havido desvios, as razões para tais desvios Não aplicável Descrição dos itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras da Companhia a. os ativos e passivos detidos pela Companhia, direta ou indiretamente, que não aparecem no seu balanço patrimonial (off-balance sheet items), tais como: i) arrendamentos mercantis operacionais, ativos e passivos; ii) carteiras de recebíveis baixadas sobre as quais a entidade mantenha riscos e responsabilidades, indicando respectivos passivos; iii) contratos de futura compra e venda de produtos ou serviços; iv) contratos de construção não terminada; e v) contratos de recebimentos futuros de financiamentos Todos os ativos e passivos detidos pela Companhia estão registrados no balanço patrimonial. A Companhia possui contratos de compra e venda de produtos e serviços firmados que são registrados à medida que os produtos são recebidos ou os serviços são realizados. Portanto, não há ativos ou passivos detidos pela Companhia que não aparecem no balanço patrimonial. b. outros itens não evidenciados nas demonstrações financeiras Não há outros itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras consolidadas da Companhia Comentários dos diretores sobre cada um dos itens não evidenciados nas demonstrações financeiras indicados no item 10.8, indicando: a. como tais itens alteram ou poderão vir a alterar as receitas, as despesas, o resultado operacional, as despesas financeiras ou outros itens das demonstrações financeiras da Companhia; b. a natureza e o propósito da operação; e c. natureza e montante das obrigações assumidas e dos direitos gerados em favor da Companhia em decorrência da operação Não aplicável Comentário dos diretores sobre principais elementos do plano de negócios da Companhia a. investimentos, incluindo: i) descrição quantitativa e qualitativa dos investimentos em andamento e dos investimentos previstos; ii) fontes de financiamento dos investimentos; iii) desinvestimentos relevantes em andamento e desinvestimentos previstos Os principais investimentos da Companhia nos últimos anos foram destinados a serviços de atendimento aos consumidores, a expansão da sua rede, à melhoria da qualidade dos serviços prestados, recuperação de perdas, manutenção, programas de segurança e em tecnologia da informação, visando ganho de eficiência e o melhor atendimento a todas as classes de consumo. O quadro a seguir mostra seus investimentos realizados nos três exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2009, 2008 e Na soma de investimentos regulatórios e atendimento ao cliente, nos anos de 2009, 2008 e 2007, a Companhia investiu, respectivamente, R$68,8 milhões, R$109,7 milhões e R$110,4 milhões. No mesmo período foram investidos, R$42,2 milhões, R$44,7 milhões e R$28 milhões em manutenção e R$23,2 milhões, R$22,8 milhões e R$26,0 milhões em sistema de subtransmissão. Os investimentos gerais representaram, respectivamente,r$11,2 milhões, R$7,3 milhões e R$19,9 milhões no período indicado. 109

110 A redução de 27,8% nos investimentos totais realizados em 2009, comparados aos investimentos totais realizados em 2008 está associada a desaceleração do volume de ligações feitas no âmbito do Programa Luz para Todos (PLPT). O aumento de 7,7% nos investimentos de 2008, quando comparados aos investimentos realizados em 2007, resultou principalmente do aumento em manutenção e investimentos regulatórios. No ano corrente a companhia pretende investir R$266,5 milhões. Para mais informações sobre os investimentos da Companhia veja o item Projeções relativas aos 3 últimos exercícios sociais e ao exercício social corrente deste Formulário de Referência. b. aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou outros ativos que devam influenciar materialmente a capacidade produtiva da Companhia Não aplicável. c. novos produtos e serviços, indicando: i) descrição das pesquisas em andamento já divulgadas; ii) montantes totais gastos pela Companhia em pesquisas para desenvolvimento de novos produtos ou serviços; iii) projetos em desenvolvimento já divulgados; iv) montantes totais gastos pela Companhia no desenvolvimento de novos produtos ou serviços Não aplicável Comentários dos diretores sobre outros fatores que influenciaram de maneira relevante o desempenho operacional e que não tenham sido identificados ou comentados nos demais itens desta seção Não existem outros fatores que influenciaram de maneira relevante o desempenho operacional da Companhia e que não tenham sido identificados ou comentados nos demais itens da seção 10 deste Formulário de Referência. 110

111 11. Projeções As projeções de investimentos para 2010 permanecem válidas na data de entrega deste Formulário de Referência. Entretanto, note-se que as projeções aqui contidas são meras estimativas, e de forma alguma constituem promessa de desempenho por parte da Companhia ou de seus administradores Projeções relativas aos 3 últimos exercícios sociais e ao exercício social corrente a. objeto da projeção Investimentos em serviços ao consumidor, expansão do sistema, manutenção, recuperação de perdas, tecnologia de informação e outros. b. período projetado e o prazo de validade da projeção Projeções para investimentos anuais, divulgadas trimestralmente, com validade até sua concretização ou substituição por nova projeção. c. premissas da projeção, com a indicação de quais podem ser influenciadas pela administração da Companhia e quais escapam ao seu controle As projeções de investimentos da Companhia baseiam-se principalmente nas seguintes premissas: Indicadores de crescimento (PIB, inflação, densidade demográfica); Diagnósticos de rede; Demanda dos consumidores; Cronograma das manutenções; Obrigações regulatórias; e Iniciativas estratégicas. Todas as premissas podem ser influenciadas pela administração, exceto os indicadores de crescimento, demanda dos consumidores e as obrigações regulatórias que escapam ao seu controle. d. valores dos indicadores que são objeto da previsão A Companhia informa os montantes de investimentos esperados para o ano corrente, divididos em 2 parcelas: investimentos com recursos da Companhia e aqueles realizados com recursos dos consumidores. Os valores previstos referentes aos três últimos exercícios sociais e ao exercício social em curso encontram-se nas tabelas abaixo. 111

112 11.2. Projeções sobre a evolução de seus indicadores durante os 3 últimos exercícios sociais a. projeções que estão sendo substituídas pelas novas projeções incluídas neste formulário Nos três últimos exercícios sociais e no exercício social corrente a Companhia apresentou projeções sempre quanto a investimentos. Os valores previstos, no entanto, substituíram os de exercícios anteriores conforme pode ser notado das tabelas constantes do item 11.1.d. Valores dos indicadores que são objeto de projeção deste Formulário de Referência. b. comparativo dos dados projetados para períodos já transcorridos com o efetivo desempenho dos indicadores, indicando com clareza as razões que levaram a desvios nas projeções A comparação dos dados projetados com o efetivo desempenho está demonstrada nas tabelas constantes do item 11.1.d Valores dos indicadores que são objeto de projeção, deste Formulário de Referência, comparando-se os dados da coluna Previsões com os da coluna Efetivo. As razões que levaram à revisão dos investimentos foram, principalmente, a postergação e ajustes nos cronogramas dos projetos de novas subestações e linhas de transmissão associadas e na redução da participação de clientes em obras, conforme previsto na Resolução ANEEL número 250/2007 que não foram realizadas. As principais razões para a postergação ou ajustes nos cronogramas das obras de subestações e linhas associadas encontram fundamento no atraso na entrega de equipamentos, atrasos na obtenção das licenças ambientais e dificuldades nas negociações com os proprietários das terras para a passagem das linhas de transmissão e ainda, efeitos de condições climáticas adversas. Com relação às obras com participação dos clientes destaca-se que esse tipo de obras depende de solicitações dos clientes, sendo que a projeção de investimentos é efetuada com base no histórico desse tipo de obras que não se confirmou no período analisado. c. projeções relativas a períodos ainda em curso que permanecem válidas na data de entrega do formulário e, em caso de substituição, explicar por que elas foram abandonadas ou substituídas As projeções de investimentos para 2010 permanecem válidas na data de entrega deste Formulário de Referência. 112

113 12. Assembleia geral e administração Estrutura administrativa da Companhia, conforme estabelecido no seu estatuto social e regimento interno a. atribuições de cada órgão e comitê A administração da Companhia é exercida pelo seu Conselho de Administração, composto de no mínimo 5 e no máximo 11 membros titulares, podendo ser eleito para cada um dos titulares, 1 suplente específico, e pela sua Diretoria, que é composta por, no mínimo 2 e, no máximo 6 membros (sendo um deles denominado Diretor Presidente e os demais de Diretores). Conselho de Administração Além daqueles previstos em lei como de competência exclusiva do Conselho de Administração, a prática dos seguintes atos e a concretização das seguintes operações pela Companhia estão condicionadas à prévia aprovação pelo Conselho de Administração: (a) eleição e destituição de Diretores, fixando-lhes as atribuições; (b) fiscalização da gestão da Companhia, inclusive mediante requisição de informações ou exame de livros e documentos; (c) o Relatório da Administração e as contas da Diretoria; (d) emissão de notas promissórias com valor mobiliário, fixando as condições pertinentes a cada operação; (e) outorga, mediante autorização da Assembleia Geral, de opção de compra de ações a seus administradores e empregados, ou a pessoas naturais que prestem serviços à Companhia, sem direito de preferência para os acionistas; (f) a escolha e destituição de Auditores Independentes; (g) outorga de garantias de qualquer natureza e a assunção de obrigações em nome de terceiros em um valor total anual superior, conjunta ou separadamente, a R$ 10 milhões, exceto nos casos dos contratos de compra e venda de energia; (h) observadas as disposições legais e ouvido o Conselho Fiscal, se em funcionamento, declarar: (I) no curso do exercício social até a Assembleia Geral Ordinária, dividendos intercalares e/ou intermediários, inclusive a título de antecipação parcial ou total do dividendo mínimo obrigatório, à conta: (a) de lucros apurados em balanços semestrais, trimestrais ou em períodos menores de tempo, ou (b) de lucros acumulados ou reserva de lucros existentes no último balanço anual, semestral ou trimestral; (II) determinar o pagamento de juros sobre o capital próprio; (i) a celebração de quaisquer contratos, acordos, transações ou associações comerciais ou arranjos de qualquer natureza, bem como suas alterações, com as sociedades controladoras diretas ou indiretas, controladas ou coligadas dessas; (j) a venda de ações em tesouraria; (k) a constituição de hipoteca, oneração ou qualquer gravame sobre bens integrantes do ativo permanente da Companhia de valor total anual superior a R$ 10 milhões; (l) a alienação ou aquisição de qualquer ativo, cujo valor exceda a 5% do patrimônio líquido (PL) total da Companhia, determinado com base nas demonstrações financeiras auditadas mais recentes da Companhia; (m) emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações e sem garantia real; (n) os casos omissos no Estatuto da Companhia que lhe forem submetidos pela Diretoria ou determinados pela Assembleia Geral; (o) em cada exercício, examinar e submeter à decisão da Assembleia Geral Ordinária as Demonstrações Financeiras da Companhia, bem como a proposta de distribuição de resultados, anexando pareceres de Auditores independentes. Diretoria Os Diretores desempenharão suas funções de acordo com o objeto social da Companhia e de modo a assegurar a condução normal de seus negócios e operações com estrita observância das disposições do Estatuto Social e das resoluções das Assembleias Gerais de Acionistas e do Conselho de Administração. Compete à Diretoria a administração e gestão dos negócios sociais, podendo deliberar sobre quaisquer matérias relacionadas com o objeto social, exceto aquelas que, pela sua natureza ou pelo Estatuto Social, sejam da competência da Assembleia Geral ou do Conselho de Administração. Conselho Fiscal A Companhia não possui Conselho Fiscal instalado desde b. data de instalação do conselho fiscal, se este não for permanente, e de criação dos comitês Não aplicável c. mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê A Companhia não realiza avaliações de desempenho dos órgãos da administração d. em relação aos membros da diretoria, suas atribuições e poderes individuais A Diretoria é composta de no mínimo 2 membros e, no máximo 6, acionistas ou não, residentes no país, eleitos pelo Conselho de Administração, sendo um Diretor Presidente e os demais Diretores, dentre os quais um desempenhará as funções de Diretor de Relações com Investidores, nos termos do Estatuto Social. O mandato dos diretores é de 2 anos, admitida a reeleição. Os diretores deverão permanecer em seus cargos até a eleição e posse de seus sucessores. Os membros da Diretoria da Companhia possuem endereço comercial na Cidade de Porto Alegre, Estado do Rio Grande do Sul, na Rua Dona Laura nº º andar, Bairro Rio Branco, CEP , com exceção do Diretor Presidente, do Diretor Vice-Presidente e do Diretor de Relações com Investidores, que possuem endereço Comercial na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, na Rua Lourenço Marques nº. 158, 14º andar, Vila Olímpia, CEP O Diretor Financeiro e de Relações com Investidores é o Sr. Rinaldo Pecchio Junior, sendo seu telefone/fax (55**11) , seu ri.aessul@aes.com e o web site da Companhia é Compete à Diretoria, dentro da orientação traçada pela Assembleia Geral, assegurar o funcionamento regular da Companhia. A Diretoria fica para esse fim investida dos poderes de administração e gestão dos negócios sociais, podendo deliberar sobre quaisquer matérias relacionadas com o objeto social, exceto aquelas que, pela sua natureza ou pelo Estatuto Social, sejam da competência da Assembleia Geral ou do Conselho de Administração. Compete ao Diretor de Relações com Investidores, de acordo com a Instrução Comissão de Valores Mobiliários (CVM) nº. 202/1997, dentre outras atribuições que lhe venham a ser estabelecidas, representar a Companhia nas relações com os mercados de capitais e financeiro, interno e externo, responsabilizando-se pela prestação de informações à CVM e à BM&F Bovespa. 113

114 Não há definição ou individualização das responsabilidades dos diretores estatutários no Estatuto Social da Companhia; entretanto, informamos abaixo as atribuições dos membros da Diretoria Executiva: Britaldo Pedrosa Soares Diretor Presidente Responsável pelos interesses e direção geral de todos os assuntos da AES Brasil, visando o retorno do capital investido, rentabilidade dos ativos, fortalecimento da imagem institucional, desenvolvimento e capacitação dos colaboradores, aplicação das políticas de Segurança do Trabalho e Meio Ambiente e desenvolvimento de novos negócios de curto, médio e longo prazo, dentro das diretrizes estabelecidas e expectativas dos acionistas. Jorge Luiz Busato Diretor Vice Presidente Responsável pela definição de estratégias para a área de distribuição, alinhadas às da organização, que assegurem a sustentabilidade dos negócios da AES Brasil, através da obtenção de resultados operacionais, comerciais e financeiros. Antonio Carlos de Oliveira Diretor Geral Responsável pela gestão corporativa da Companhia, respondendo pelo seu desempenho estratégico, técnico, operacional e financeiro. Responde pela gestão completa das atividades, nos seus mais diferentes âmbitos de contato com as partes interessadas (corporação, clientes, regulador, funcionários, acionistas, governo, dentre outros). Cabe destaque: Segurança do Trabalho, Meio Ambiente, Recursos Humanos, Jurídico, Relações Institucionais, Operação nas áreas de Distribuição, Financeira, Comercial, Tecnologia da Informação, Suprimentos e Mercado de Energia e Regulatório. Rinaldo Pecchio Junior - Diretor Financeiro e de Relação com Investidores Compete ao Diretor de Relações com Investidores, dentre outras atribuições que lhe venham a ser estabelecidas, representar a Companhia nas relações com os mercados de capitais e financeiro, interno e externo, responsabilizandose pela prestação de informações à CVM e às bolsas de valores. Responsável pela política e estratégia de captação de recursos financeiros necessários à operação da Companhia, gerenciando o fluxo de caixa. Responsável pelo relacionamento com os investidores e com os agentes financeiros do mercado em geral. Responsável pela Arquitetura Tecnológica de Informações e de Infra-estrutura da Companhia e do Grupo AES. Eduardo Girardi Diretor de Operações Responsável pela gestão das atividades relacionadas aos serviços dos sistemas de Distribuição, Subtransmissão e atendimento técnico e comercial na área de concessão da Companhia. Giovani Ferreira Cruz Diretor Comercial e Regulatório Responsável pela gestão das atividades comerciais referente à distribuição de energia elétrica e pelos canais de relacionamento com os consumidores, assegurando a implementação das políticas, normas e diretrizes comerciais., bem como pelo controle e implementação das estratégias regulatórias que garantam o equilíbrio econômico e financeiro da concessão, do processo de suprimento de energia, programa de P&D e Eficiência Energética. e. mecanismos de avaliação de desempenho dos membros do conselho de administração, dos comitês e da diretoria O processo de avaliação de desempenho está alinhado com as estratégias da Companhia, definição de objetivos e indicadores estratégicos (mapa estratégico) e metas de performance. Essas metas são desdobradas para cada diretor estatutário e são elaborados contratos de gestão individuais que são validados e acompanhados mensalmente e no final do ano é feita uma avaliação completa dos objetivos alcançados (da Companhia e individuais). Esse processo abrange os diretores estatutários; não existe processo formal de avaliação de desempenho para os comitês ou órgãos, nem tampouco para o conselho de administração. Atrelado a esse processo de avaliação de desempenho dos diretores estatutários, a Companhia possui uma política de remuneração variável baseada em metas empresariais qualitativas e quantitativas. Dessa forma, a Companhia busca atribuir aos seus executivos incentivos de médio e longo prazo, que objetivam alinhar os interesses de todas as partes relacionadas. Entre as metas, destacamos o acompanhamento do seu resultado mensurado pelo fluxo de caixa, EBITDA (Earnings Before Interests, Taxes, Depreciation and Amortization), lucro líquido, dentre outros, além de resultados operacionais como o DEC, FEC, perdas totais de energia, satisfação dos clientes, etc. Outra meta que é mensurada é o desempenho em segurança, considerando o número de acidentes com pessoal próprio, terceiros, com o público e afastamentos. Como há um vínculo forte com os resultados de curto e longo prazo, a Companhia assegura uma prática de remuneração sustentável, sem comprometimento de quaisquer outros investimentos Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais a. prazos de convocação De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, as Assembleias Gerais da Companhia são convocadas mediante anúncio publicado por 3 vezes no Diário Oficial do Estado do Rio Grande do Sul, bem como em outro jornal de grande circulação. A primeira convocação deve ser feita, no mínimo, 15 dias antes da realização da Assembleia Geral, e a segunda convocação deve ser feita com, no mínimo, 8 dias de antecedência. A CVM poderá, todavia, a pedido de qualquer acionista e ouvida a Companhia, em determinadas circunstâncias, requerer que a primeira convocação para suas Assembleias Gerais seja feita até 30 dias antes da realização da respectiva Assembleia Geral. 114

115 b. competências Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, compete privativamente à Assembleia Geral de Acionistas deliberar sobre as seguintes matérias, sem prejuízos de outras matérias de sua competência: (i) reformar o estatuto social da Companhia; (ii) eleger ou destituir, a qualquer tempo, os membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal da Companhia, quando instalado a pedido dos acionistas, ressalvado o disposto no inciso II do artigo 142 da Lei das Sociedades por Ações; (iii) tomar, anualmente, as contas dos administradores e deliberar sobre as demonstrações financeiras por eles apresentadas; (iv) autorizar a emissão de debêntures, ressalvado o disposto no 1º do artigo 59 da Lei das Sociedades por Ações; (v) suspender o exercício dos direitos do acionista, nos termos do artigo 120 da Lei das Sociedades por Ações; (vi) deliberar sobre a avaliação de bens com que o acionista concorrer para a formação do capital social; (vii) autorizar a emissão de partes beneficiárias; (viii) deliberar sobre transformação, fusão, incorporação e cisão da companhia, sua dissolução e liquidação, eleger e destituir liquidantes e julgar-lhes as contas e; (ix) autorizar os administradores a confessar falência e pedir concordata. c. endereços (físico ou eletrônico) nos quais os documentos relativos à assembleia geral estarão à disposição dos acionistas para análise Os documentos estarão disponíveis na sede da Companhia, na Rua Dona Laura 320, 14º andar, na Cidade de Porto Alegre, Estado do Rio Grande do Sul e nos endereços eletrônicos (web sites) da Companhia da CVM e da BM&FBovespa d. identificação e administração de conflitos de interesses Nos termos da lei, os conflitos de interesse são identificados e administrados pelos administradores, cumprindo-lhes cientificar aos demais administradores presentes à Reunião do Conselho de Administração ou da Diretoria o seu impedimento e fazendo consignar em ata a natureza e extensão de seu interesse. Não se admite o voto do acionista que tenha interesse conflitante com a matéria da ordem do dia, conforme vedação estabelecida na legislação brasileira. e. solicitação de procurações pela administração para o exercício do direito de voto A Companhia admite o exercício do direito de voto por procuração desde que o representante outorgado esteja validamente constituído e que a procuração contenha o voto a ser proferido. f. formalidades necessárias para aceitação de instrumentos de procuração outorgados por acionistas, indicando se o emissor admite procurações outorgadas por acionistas por meio eletrônico Para fins de legitimação e representação, os acionistas que comparecerem à assembleia deverão obedecer às normas previstas no artigo 126 da Lei das Sociedades por Ações. g. manutenção de fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das assembleias A Companhia não mantém fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das assembléias. h. transmissão ao vivo do vídeo e/ou do áudio das assembleias A Companhia não transmite ao vivo vídeo e/ou áudio das assembléias. i. mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas por acionistas Não há atualmente mecanismos destinados a permitir a inclusão de propostas formuladas por acionistas na ordem do dia. 115

116 12.3. Datas e jornais de publicação Regras, políticas e práticas relativas ao conselho de administração O Conselho de Administração, eleito pela Assembleia Geral, é composto de, no mínimo 05 (cinco) e, no máximo, 11 (onze) membros titulares, podendo ser eleito para cada um dos titulares 1 (um) suplente específico, que substituirão os efetivos em seus impedimentos eventuais, todos acionistas da Companhia e residentes ou não no País, observada a legislação vigente, com mandato de 02 (dois) anos, sendo permitida a reeleição. Os mandatos dos membros que atualmente compõem o Conselho de Administração da Companhia se encerrarão na Assembleia Geral Ordinária que deliberará sobre as demonstrações contábeis referentes ao exercício social de O acionista controlador deverá assegurar que um (01) membro titular do Conselho de administração, e seu respectivo suplente, seja livremente indicado pelos empregados da Companhia. O processo de eleição do representante dos empregados será coordenado pelo sindicato representativo da maioria dos respectivos empregados. As decisões do Conselho de Administração serão tomadas pelo voto da maioria dos presentes à reunião, observadas, quando aplicáveis. Seguem abaixo, os nomes, os cargos e a data de nomeação de cada um dos atuais membros do Conselho de Administração: a. frequência das reuniões O Conselho de Administração reunir-se-á, ordinariamente, nas datas previstas no calendário anual e, extraordinariamente, sempre que convocado pelo seu Presidente, e na ausência desse, pelo Vice-Presidente. As reuniões do Conselho de Administração somente serão consideradas validamente instaladas, em primeira convocação, com a presença da totalidade de seus membros titulares ou suplentes e, em segunda convocação, com a presença de metade mais um de seus componentes, titulares ou suplentes. 116

117 As reuniões do Conselho de Administração serão convocadas por escrito, chamada telefônica, fonográfica, telegráfica, fax ou por meio informatizado, com antecedência mínima de 05 (cinco) dias úteis, com apresentação da data, horário e local da reunião, bem como da pauta dos assuntos a serem tratados. Os membros do Conselho de Administração poderão participar de qualquer reunião do Conselho de Administração por pessoalmente, meio de vídeo conferência ou conferência telefônica, sendo que nos dois últimos casos tal participação será considerada como presença pessoal na referida reunião. Neste caso, os membros do Conselho de Administração que participaram da reunião por meio de vídeo conferência ou conferência telefônica deverão assinar a original da respectiva ata lavrada em livro próprio. As reuniões do Conselho de Administração dos 3 últimos exercícios sociais foram realizadas nas datas e horários abaixo: b. disposições do acordo de acionistas que estabeleçam restrição ou vinculação ao exercício do direito de voto de membros do conselho, se aplicável Não aplicável c. regras de identificação e administração de conflitos de interesses De acordo com o disposto na Lei das Sociedades por Ações, é vedado ao conselheiro: Realizar qualquer ato de liberalidade às custas da Companhia, bem como tomar por empréstimo recursos ou bens da Companhia ou usar, em proveito próprio, de sociedade em que tenha interesse ou de terceiros, os bens, serviços ou crédito da Companhia, sem prévia autorização da Assembleia Geral ou do Conselho de Administração; Receber, em razão do exercício de seu cargo, qualquer tipo de vantagem pessoal direta ou indireta de terceiros, sem autorização estatutária ou concedida através de Assembleia Geral; Contratar com a Companhia em condições não razoáveis ou não equitativas, diferentes das que prevaleceriam se a Companhia contratasse no mercado ou com terceiros; e Intervir em qualquer posição social em que tiver interesse conflitante com o da Companhia, ou nas deliberações que a respeito tomarem os demais administradores da Companhia, cumprindo-lhe cientificá-los do seu impedimento e fazer consignar em ata a natureza e a extensão do seu interesse. A Lei das Sociedades por Ações não permite ainda que seja eleito para o Conselho de Administração, salvo dispensa pela Assembleia Geral, aquele que (i) ocupar cargo em sociedades consideradas concorrentes da Companhia, ou (ii) tiver interesse conflitante com a Companhia. Eventuais conflitos entre os acionistas que ocorram em sede do Conselho de Administração, e não consigam ser dirimidos entre as partes, deverão ser submetidos pelas partes à Câmara de Arbitragem do Mercado (CAM). 117

118 Nos termos da lei, os conflitos de interesse são identificados e administrados pelos administradores, cumprindo-lhes cientificar aos demais administradores presentes à Reunião do Conselho de Administração ou da Diretoria o seu impedimento e fazendo consignar em ata a natureza e extensão do seu interesse. Não se admite o voto do acionista que tenha interesse conflitante com a matéria da ordem do dia, conforme vedação estabelecida na legislação brasileira. A Companhia não possui mecanismos ou políticas para identificação e solução de conflito de interesse e caso estes se apresentem, eles são resolvidos individualmente, conforme a necessidade Cláusula compromissória inserida no estatuto para a resolução dos conflitos entre acionistas e entre estes e o emissor por meio de arbitragem, se aplicável Não aplicável Administradores e membros do conselho fiscal da Companhia Conselho de Administração Diretoria Conselho Fiscal Não se aplica. A Companhia não possui Conselho Fiscal instalado desde Membros dos comitês estatutários, comitês de auditoria, de risco, financeiro e de remuneração Não aplicável Administradores e membros do conselho fiscal a. currículos dos administradores e membros do conselho fiscal Conselho de Administração Andrew Martin Vesey Membro do Conselho de Administração (Presidente) Andrew Martin Vesey é Presidente do Conselho de Administração da AES Sul desde abril de 2008, Vice Presidente Executivo da AES Corporation desde abril de 2009, Presidente Regional para América Latina desde março de 2008 e 118

119 para África desde abril de Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as seguintes funções: Diretor de Operações da AES Corporation de julho de 2007 a fevereiro de 2008, Diretor Vice Presidente do Grupo AES America Latina, Região DR-CAFTA, de outubro de 2006 a junho de 2007, Vice Presidente do Grupo Global de Transformação de Negócios da AES de maio de 2005 a outubro de 2006 e Vice Presidente de Desenvolvimento de Serviços Públicos Integrados de fevereiro de 2004 a maio de Andrew Martin Vesey passou a integrar os quadros da AES vindo da FTI Consulting Inc. (companhia de consultoria de reestruturações financeiras) onde trabalhou como Diretor Executivo na Área de Finanças de Empresas Prestadoras de Serviços Públicos e Práticas Consultivas Reguladoras de janeiro de 2002 até fevereiro de Além disso, foi Sócio da Área de Energia, Produtos Químicos e Empresas Prestadoras de Serviços Públicos da Ernst & Young LLP (companhia que presta serviços profissionais de auditoria e contabilidade) de fevereiro de 1999 a janeiro de Andrew Martin Vesey obteve o titulo de B.A. (Economia) e B.S. em Engenharia Mecânica no Union College em Schenectady New York e seu M.S. na New York University. Andrew Vesey é: (i) membro do conselho de administração das seguintes companhias: Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (AES Eletropaulo) (companhia aberta), AES Tietê S.A. (companhia aberta), AES Gener S.A. (companhia aberta), Itabo Finance S.A. (companhia fechada), AES Dominicana Energia Finance S.A. (companhia fechada), AES Elpa S.A. (companhia aberta), AES Gener S.A. (companhia aberta), e Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta); e (ii) Vice Presidente Executivo e Presidente Regional da América Latina e África da The AES Corporation (companhia aberta), e foi membro do Conselho de Administração da AES Chivor & Cia S.C.A.E.S.P. (companhia aberta). Britaldo Pedrosa Soares Membro do Conselho de Administração (Vice Presidente) Britaldo Pedrosa Soares é Vice Presidente do Conselho de Administração da AES Sul desde abril de 2008 e Diretor Presidente da AES Sul e da AES Eletropaulo desde junho de Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, a função de Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da AES Eletropaulo de setembro de 2005 até junho de Antes disso, foi Diretor Vice Presidente Financeiro e de Governança Corporativa de janeiro de 2004 até agosto de 2005 da Prisma Energy International (holding de participação em empresas do ramo de energia elétrica e gás), com atuação no Brasil, Bolívia e Argentina. É bacharel em Engenharia Metalúrgica pela Universidade Federal de Minas Gerais, com pós-graduação em Engenharia Econômica e Financeira na Fundação Dom Cabral (Minas Gerais) e participou de diversos programas de educação executiva, dentre os quais o Senior Executive Program na Darden School of Business University of Virginia. Britaldo Soares é: Diretor Presidente e Relações com Investidores da Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta), Diretor Presidente e Relações com Investidores da AES Elpa S.A. (companhia aberta), Diretor Presidente da AES Eletropaulo (companhia aberta), Diretor Presidente da AES Tietê S.A. (companhia aberta); é membro do conselho de administração: da Companhia Brasiliana de Energia; AES Elpa S.A.; AES Tietê S.A., AES Eletropaulo, Companhia Energética de Minas Gerais CEMIG (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e geração de energia) e AES Gener S.A. (companhia aberta - Chile); e foi: Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Jarí Celulose S.A. (companhia fechada), Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Elektro Eletricidade e Serviços S.A. (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de energia), Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Aços Villares S.A. (companhia aberta), Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da AES Tietê S.A., Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da AES Eletropaulo e Diretor Financeiro da Companhia Brasiliana de Energia. Marco De La Rosa Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Marco De La Rosa é membro efetivo do Conselho de Administração da AES Sul desde abril de É atualmente CEO da AES Dominicana desde Antes disso, foi Diretor de Operações da América Latina e Diretor Global de Assuntos Regulatórios da AES Corporation, em Arligton na Virginia (2005 à 2007), Vice-Presidente Executivo de La Eletricidad, em Caracas na Venezuela, Membro do Conselho de Administração de algumas empresas do setor na América Latina e África, incluindo Sonel EDC, na Venezuela e nos Camarões e Professor na área de Economia da Energia e Regulação na Universidade Central Venezuelana. É graduado em Engenharia Elétrica, possui mestrado em Ciências Políticas pela Universidade Simon Bolívar e em Administração e Negócios pela Universidade Metropolitana de Caracas/Venezuela. Jorge Luiz Busato Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Jorge Luiz Busato é membro efetivo do Conselho de Administração da AES Sul desde abril de É atualmente Diretor Vice-Presidente da AES Eletropaulo desde abril de 2009, Vice Presidente de Distribuição da AES Eletropaulo e da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A., posições que ocupa desde fevereiro de Nos últimos cinco anos, além desta, exerceu as seguintes funções: de março de 2008 a fevereiro de 2009 foi Vice Presidente de Geração e Gestão de Energia da AES Tietê S.A., Diretor Presidente da AES Uruguaiana Empreendimentos S.A., Diretor da Infoenergy (companhia fechada focada na comercialização de energia elétrica) e de fevereiro de 2005 a janeiro de 2008 foi Vice Presidente de Operações da AES El Salvador e Presidente das empresas AES Eden e AES Edes na Argentina. É formado em Engenharia Elétrica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul com Pós- Graduação em Administração de Empresas na Fundação Getulio Vargas do Estado do Rio de Janeiro. Jorge Busato é membro do conselho de administração da AES Elpa S.A., AES Tietê S.A.; foi conselheiro de administração da AES Eletropaulo. Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira é membro efetivo do Conselho de Administração da AES Sul desde abril de É atualmente Diretor Vice-Presidente de Assuntos Legais da AES Eletropaulo desde junho de Nos últimos cinco anos exerceu, além desta, as seguintes funções: Vice-Presidência de Assuntos Legais do Grupo AES Brasil (desde maio de 2006), bem como a responsabilidade pela área de Ética e Compliance da AES Eletropaulo (desde junho de 2008), Diretor Jurídico da Tetra Pak Ltda. (companhia fechada que atua no setor de embalagens de líquidos e alimentos processados) de abril de 2003 até abril de 2006 e Gerente Jurídico da AMBEV de março de 1999 a agosto de 2003 (companhia aberta que atua no setor de bebidas). É bacharel em Direito pela Universidade Santa Úrsula, Rio de Janeiro, com mestrado em Jurisprudência Comparativa pela Universidade de Nova York, EUA e MBA In-House Universidade AMBEV. Pedro Vieira é: (i) membro do conselho de administração das seguintes companhias abertas: 119

120 AES Tietê S.A.; Companhia Brasiliana de Energia; AES Elpa S.A e AES Eletropaulo.; e (ii) diretor da AES Elpa S.A., AES Tietê S.A., AES Eletropaulo, Companhia Brasiliana de Energia. Delamar César Pinheiro Ribeiro Membro do Conselho de Administração (Representante dos Empregados) Delamar César Pinheiro Ribeiro é membro efetivo do Conselho de Administração da AES Sul desde março de É Técnico em Eletrotécnica, formado pela Escola Técnica Federal de Pelotas/RS; Economista, formado pela Universidade do Vale do Rio dos Sinos/RS; pós-graduado em Administração de Recursos Humanos pela Universidade do Vale do Rio dos Sinos/RS; bacharel em Direito, formado pela Universidade do Vale do Rio dos Sinos/RS e possui curso de especialização em Direito Processual Civil pelo Instituto de Desenvolvimento Cultural, Porto Alegre/RS. É Advogado Consultor desde Antes disso, foi Superintendente Comercial da CEEE (1991), Técnico de Sistema de Manutenção e Proteção do Sistema Leste CEEE (de 1998 a 1990, e de 1992 a 1997), Chefe dos Serviços Comerciais Gerência Regional de São Leopoldo/RS CEEE (1981 a 1987), Chefe da Seção de Ligação e Fiscalização da Gerência Regional de São Leopoldo/RS CEEE (1979 a 1980) e Técnico da Companhia Estadual de Energia Elétrica/RS (1974 a 1997). Delamar Ribeiro é vinculado à AES Sul, na condição de complementado desde Cibele Castro Membro do Conselho de Administração (Suplente) Cibele Castro é membro suplente do Conselho de Administração da AES Sul desde fevereiro de É formada em Psicologia pela Universidade Católica de Santos, e possui MBA pela Business School São Paulo. É atualmente Vice- Presidente de Pessoas e Gestão do Grupo AES Brasil, posição que ocupa desde fevereiro de Nos últimos cinco anos, além desta, exerceu a seguinte função: Diretora de Recursos Humanos da GE Plásticos (companhia aberta que atua na produção de plásticos de engenharia) de outubro de 2004 a dezembro de Cibele Castro é Diretora da AES Tietê S.A. e Diretora Vice Presidente da AES Eletropaulo; membro do conselho de administração das seguintes companhias abertas: AES Elpa S.A., e foi membro do conselho de administração da Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta). Gustavo Pimenta Membro do Conselho de Administração (Suplente) Gustavo Pimenta é membro suplente do Conselho de Administração da AES Sul desde fevereiro de É atualmente Diretor de Gestão da AES Brasil (desde 2009). Nos últimos cinco anos exerceu, além desta, a seguinte função: Vice-Presidente de Estratégia e M&A Corporativo do CITIGROUP, em Nova York, de setembro de 2007 a setembro de 2009 e participou de um programa global de desenvolvimento de talentos com duração de 18 meses com rotação na área de negócios de Junho de 2006 a setembro de Antes disso foi Gerente Sênior no CITIGROUP de janeiro de 2004 a junho de 2006, Auditor Sênior na KPMG de setembro de 2001 a janeiro de 2004 e Analista de Crédito no Banco Mercantil do Brasil de fevereiro de 1999 a agosto de É bacharel em Ciências Econômicas pela Universidade Federal de Minas Gerais UFMG e mestrando profissional em Economia e Finanças pela Fundação Getúlio Vargas FGV, São Paulo. Gustavo Pimenta participou de diversos programas de desenvolvimento, entre eles o Treinamento para Associates de Banco de Investimentos (Citi) e Precificação de Opções Exóticas New York University. Gustavo Pimenta não ocupa ou ocupou cargos de administração em outras companhias abertas até a presente data. Sheilly Caden Contente Membro do Conselho de Administração (Suplente) Sheilly Caden Contente é membro suplente do Conselho de Administração da AES Sul desde abril de É atualmente Diretora Vice- Presidente da AES Eletropaulo desde janeiro de É graduada em engenharia elétrica pela Universidade Federal da Bahia UFBA, e pós-graduada em Sistema de Potência pela Escola de Engenharia de Itajubá (EFEI) de Minas Gerais em Também concluiu o Curso de Especialização em Regulação, pelo International Training Program of Utility Regulation and Strategy. Nos últimos cinco anos, além desta, exerceu as seguintes funções: Diretora de Assuntos Regulatórios da Companhia Energética do Maranhão (companhia aberta que atua na distribuição de energia elétrica) de julho de 2004 a julho de 2006 e Diretora da SCCONSULT - Consultoria em Energia e Regulação de agosto de 2006 a dezembro de Sheilly Contente é diretora da AES Tietê. Roberto Mario Di Nardo Membro do Conselho de Administração (Suplente) Roberto Mario Di Nardo é membro suplente do Conselho de Administração da AES Sul desde abril de É atual emente Diretor Comercial da AES Eletropaulo desde abril de Antes disso foi Diretor Executivo de Operações da AES Eletropaulo de janeiro de 2007 a Abril de 2010, responsável pelas seguintes áreas: Regionais Norte, Oeste, Sul, Leste e ABC; Diretoria de Tecnologia e Serviços; e Diretoria de Engenharia e planejamento e Operações. Em 2003 foi Vice-Presidente de Regulação e Relações institucionais da Holding EDP Brasil (holding de participação em empresas de geração, distribuição e transmissão de energia elétrica, Brasil, Aberta). Em 2002 participou da equipe de Take Over do Grupo EDP, na avaliação das empresas de Distribuição de Energia Elétrica dos Estados do Espírito Santo (Escelsa) (companhia que atua na distribuição de energia elétrica, Brasil, Aberta) e do Mato Grosso do Sul (Enersul) (companhia que atua na distribuição de energia elétrica, Brasil, Aberta). Em 1998 atuou como Consultor Técnico da Presidência na VBC Energia (holding de participação em empresas de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica, Brasil, Aberta). Em 1996 foi Assistente da Presidência na AES Eletropaulo. Bacharel em Engenharia Eletricista pela Faculdade de Engenharia de São Paulo e em Administração de Empresas pela Universidade São Judas. Possui especialização em: i. manutenção de Subestações pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá; ii. ambiente regulatório, institucional e organizacional do setor elétrico, pela USP / UNICAMP / EFEI; iii. MBA em Marketing de Serviços, pela USP. Além da AES TIETE, atuou nas seguintes empresas de capital aberto: EDP - ENERGIAS DO BRASIL S.A. (de junho de 1999 até agosto de 2003); VBC Energia S.A. (de setembro de 1998 até maio de 1999). Roberto Di Nardo é: membro do Conselho de Administração da AES Elpa S.A., AES Eletropaulo, AES Tietê S.A.; foi Diretor Vice-Presidente da AES Eletropaulo de setembro de 2003 a julho de 2006, e Diretor Geral da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A., de julho de 2006 a outubro de Airton Ribeiro de Matos Membro do Conselho de Administração (Suplente) 120

121 Airton Ribeiro de Matos é membro suplente do Conselho de Administração da AES Sul desde abril de É o Diretor de Controladoria Corporativa do Grupo AES no Brasil (desde outubro de 2006) Nos últimos cinco anos exerceu, além desta, a função de Controller (de abril de 2003 até setembro de 2006) da Elektro Eletricidade e Serviços S.A. (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de energia). É bacharel em Ciências Contábeis pela FAE e possui MBA em Finanças Corporativas pelo IBMEC de São Paulo. Airton Matos já foi ou é membro do conselho de administração das seguintes companhias abertas: AES Elpa S.A., AES Tietê S/A e foi conselheiro de administração da Companhia Brasiliana de Energia. Diretoria Britaldo Pedrosa Soares - Diretor Presidente Vide seção acima, contendo o currículo dos membros do Conselho de Administração da Companhia. Jorge Luiz Busato - Diretor Vice-Presidente Vide seção acima, contendo o currículo dos membros do Conselho de Administração da Companhia. Antonio Carlos de Oliveira - Diretor Geral Antonio Carlos de Oliveira é Diretor Geral da AES Sul desde outubro de Nos últimos cinco anos, além desta, exerceu a seguinte função: Diretor na AES Sul de agosto de 2003 à outubro de Antes disso foi Diretor na AES Eletropaulo de março de 2003 a agosto de 2003, Diretor na AES Sul de março de 2001 à fevereiro de 2003, membro do Conselho de Administração da AES Sul de março de 2000 a abril de 2004, e Líder Sênior, também na AES Sul de novembro de 1997 à março de Foi também Superintendente Geral de Comercialização da Direção de Metalurgia na Companhia Siderúrgica Nacional CSN de março de 1997 à novembro de 1997; participou no Grupo de Apoio à área de suprimentos, formado pelos acionistas, no processo de transição da LIGHT, de empresa estatal para privada de junho de 1996 à novembro de 1996; Superintendente de Contratação de Serviços e Transportes de dezembrol de 1993 à março de 1997, e Gerente de Compras de Materiais da Companhia Siderúrgica Nacional CSN de outibro de 1993 à dezembro de É graduado em Administração de Empresas pela Faculdade de Ciências Administrativas de Barra Mansa, no Rio de Janeiro. Pós-graduação em Gestão Empresarial na Fundação Getúlio Vargas FGV, incompleto. Antonio Carlos é membro do conselho de administração das seguintes empresas, além das já mencionadas: AES Elpa S.A, AES Tietê S.A. Giovani Ferreira Cruz - Diretor Comercial e Regulatório Giovani Ferreira Cruz é Diretor Comercial e Regulatório na AES Sul desde outubro de Nos últimos cinco anos exerceu, além desta, a função de Superintendente Comercial da Companhia de dezembro de 2005 à outubro de Antes disso, atuou como Superintende Regional Central de dezembro de 2004 à dezembro de 2005, Gerente da Unidade de Negócios de Novo Hamburgo de novembro de 2002 à dezembro de 2004 e Gerente da Unidade de Negócios de Canoas de maio de 2000 à novembro de 2002, todos na AES Sul. Foi ainda Técnico Industrial na Companhia Riograndense de Saneamento CORSAN entre o período de maio de 1994 à janeiro de 1998, Técnico em Eletrotécnica na PROCOMP Comércio Assistência Técnica e Serviços Ltda. de agosto de 1993 à março de 1994 e Técnico em Eletrotécnica na BASTEC Assistência Técnica Especializada Ltda. de março de 1992 à agosto de É formado Técnico Industrial em Eletrotécnica pela Escola Técnica Federal de Pelotas/RS e graduado em Engenharia Elétrica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul PUCRS. Possui MBA em Gestão de Negócios e Planejamento Estratégico pela Fundação Getúlio Vargas FGV/Rio de Janeiro, Especialização em Eficiência Energética pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul e MBA em Regulação de Serviços Públicos pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul UFRGS. Participou do Curso de Formação e Desenvolvimento de novas lideranças Emergent Leaders Program, realizado na DARDEN School University of Virginia EUA e é bacharelando em Direito pelo Centro Universitário La Salle em Canoas/RS. Além disso, participou de cursos como Planejamento de Sistemas de Distribuição pela PUCRS e Planejamento de Sistemas de Distribuição Eletrobrás pela Universidade Mackenzie São Paulo/SP. Giovani Cruz não ocupa ou ocupou cargos de administração em outras companhias abertas até a presente data. Eduardo Girardi - Diretor de Operações Eduardo Girardi é Diretor de Operações da AES Sul desde outubro de Nos últimos cinco anos exerceu, além desta, a função de Diretor de Operações na AES Dominicana entre setembro de 2005 e agosto de Antes disso, ainda na AES Sul, foi Superintendente Metropolitano de janeiro de 2005 à setembro de 2005), Assistente da Diretoria Executiva para Medição de Desempenho de janeiro à dezembro de 2004), Diretor de Operações de fevereiro de 2003 à dezembro de 2003), Líder de Time em Novo Hamburgo de maio de 2000 à janeiro de 2002, Líder do Centro de Operações de Distribuição da Região Metropolitana em São Leopoldo de maio de 1999 à janeiro de 2002 e Engenheiro Eletricista de fevereiro de 1998 à maio de Na Companhia Paulista de Energia Elétrica atuou como Engenheiro Eletricista entre março] de 1994 à março de Eduardo Girardi é graduado Engenheiro Eletricista pela Universidade Federal de Santa Catarina. É pós-graduado em Planejamento Estratégico pela Fundação Getúlio Vargas e em Direção Geral pela BARNA Business School República Dominicana. Possui MBA em Regulação dos Serviços Públicos pela Universidade Federal do Estado do Rio Grande do Sul e participou do Emerging Leaders Program pela Darden Business Scholl University of Virginia/EUA. Rinaldo Pecchio Júnior - Diretor Financeiro e de Relações com Investidores Rinaldo Pecchio Junior é Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da AES Sul desde fevereiro de Também é Diretor Vice-Presidente e Diretor de Relações com Investidores da AES Eletropaulo e Diretor Financeiro e Diretor de Relações com Investidores da AES Tietê S.A. desde dezembro de Foi Diretor Executivo de Finanças e Transformação de Negócios da Tetra Pak Ltda. (companhia fechada que atua no setor de embalagens para líquidos e alimentos processados) de novembro de 2005 a dezembro de Nos últimos cinco anos, além desta, exerceu as seguintes funções: Controller, Gerente de Tesouraria e Relação com Investidores e Diretor Financeiro e de Relação com Investidores da Elektro Eletricidade e Serviços S.A. (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de energia), no período de abril de 1999 a novembro de É formado em Economia pela Universidade Estadual de Campinas e em Contabilidade pela Pontifícia Universidade Católica de Campinas, com MBA em Finanças pelo IBMEC - Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais. Fez cursos in company de atualização e desenvolvimento gerencial nos Estados Unidos com professores da Harvard Business School e na Tuck School of Business e cursos de atualização e desenvolvimento profissional na Europa com professores do IMD - International Institute for Management Development, Suíça. 121

122 b. Condenações criminais, condenações em processo administrativo da CVM e penas aplicadas e condenações judiciais ou administrativas transitadas em julgado que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de uma atividade profissional ou comercial qualquer que tenham ocorrido durante os últimos 5 anos com qualquer administrador ou membro do conselho fiscal Nenhum dos profissionais mencionados no item 12.8.a. acima foi condenado criminal ou administrativamente pela CVM, estando todos eles devidamente habilitados para a prática de suas respectivas atividades profissionais Informação sobre existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau entre a. administradores da Companhia Não aplicável. b. (i) administradores da Companhia e (ii) administradores de controladas, diretas ou indiretas, da Companhia Não aplicável. c. (i) administradores da Companhia ou de suas controladas, diretas ou indiretas e (ii) controladores diretos ou indiretos da Companhia Não aplicável. d. (i) administradores da Companhia e (ii) administradores das sociedades controladoras diretas e indiretas da Companhia Não aplicável Informação sobre relações de subordinação, prestação de serviço ou controle mantidas, nos 3 últimos exercícios sociais, entre administradores da Companhia a. sociedade controlada, direta ou indiretamente, da Companhia Não aplicável. b. controlador direto ou indireto da Companhia Alguns dos administradores da Companhia, os Srs. Andrew Martin Vesey, Britaldo Pedrosa Soares, Marco De La Rosa, Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira, Sheilly Caden Contente, Rinaldo Pecchio Junior, Roberto Mario Di Nardo, Airton Ribeiro Matos, Cibele Castro e Jorge Luiz Busato, são também administradores da AES Corporation e/ou de suas sociedades controladas. c. caso seja relevante, fornecedor, cliente, devedor ou credor da Companhia, de sua controlada ou controladoras ou controladas de alguma dessas pessoas Não aplicável Descrição das disposições de quaisquer acordos, inclusive apólices de seguro, que prevejam o pagamento ou o reembolso de despesas suportadas pelos administradores, decorrentes da reparação de danos causados a terceiros ou ao emissor, de penalidades impostas por agentes estatais, ou de acordos com o objetivo de encerrar processos administrativos ou judiciais, em virtude do exercício de suas funções Em linha com a política de contratação de seguros da Companhia, contratou-se apólice de seguro de Responsabilidade Civil de Administradores (D&O), visando garantir aos administradores da Companhia o reembolso dos valores pagos a título de indenização decorrentes de reparação de danos causados a terceiros ou à Companhia, durante o regular exercício de suas atividades. A atual apólice de D&O da Companhia está vigente até 13 de fevereiro de 2011 e tem limite máximo de indenização de R$10 milhões. A referida apólice de seguro, contratada em nome da AES Guaíba II Empreendimentos Ltda. e que abrange, também, os executivos da Companhia pode ser insuficiente para garantir a indenização de eventuais danos causados a terceiros e à Companhia Outras informações que a Companhia julgue relevantes Todas as informações relevantes pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. 122

123 13. Remuneração dos administradores Política e prática de remuneração do conselho de administração, da diretoria estatutária e não estatutária, do conselho fiscal, dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, de risco, financeiro e de remuneração a. objetivos da política ou prática de remuneração Conselho de Administração e Conselho Fiscal A remuneração dos membros dos Conselhos de Administração da Companhia é constituída em sua totalidade de remuneração fixa e possui como principal objetivo atrair e reter conselheiros independentes com conhecimento do segmento e de negócios para enriquecer as discussões estratégicas da Companhia, acompanhar e monitorar resultados, aconselhar na condução dos negócios e contribuir com sugestões de melhores práticas de mercado, garantindo as boas práticas de governança corporativa. No caso concreto, apenas o conselheiro de administração representante dos empregados é remunerado. Diretoria Estatutária A remuneração dos Diretores da Companhia é determinada de acordo com as funções e responsabilidades de cada um e em relação a outros executivos de mercado de energia e de empresas com boas práticas de Recursos Humanos. A política de remuneração de executivos foi estruturada com o objetivo de: Vincular o desempenho dos executivos ao desempenho operacional e financeiro da Companhia, aos seus planos de negócio e objetivos; Alinhar a remuneração dos executivos com os interesses dos acionistas da Companhia; Otimizar o investimento da Companhia em Recursos Humanos visando a atrair e a reter profissionais capacitados e considerados chave para a sustentabilidade de seus negócios, tendo práticas competitivas em relação às empresas do mercado com quem atua. b. composição da remuneração Os elementos do pacote de remuneração da Companhia são: (i) descrição dos elementos da remuneração e os objetivos de cada um deles Salário Base: Remuneração com base no nível e complexidade do cargo internamente (Companhia) e externamente (mercado); Bônus: Retribuição pelo alcance/superação de metas empresariais e individuais; Benefícios: Alinhados às práticas de mercado no nível executivo: (i) Veículo designado, (ii) Plano de Saúde, (iii) Plano Odontológico, (iv) Previdência Privada, (v) Seguro de Vida e, (vi) Check up anual; Incentivo de Longo Prazo (ILP): Estabelecido pela AES Corporation e condicionado ao alcance de metas corporativas globais e individuais. Visa reforçar a retenção dos profissionais e a criação de valor para o negócio de forma sustentável e no longo prazo. O incentivo de longo prazo é composto pelos seguintes componentes: (i) Plano de Remuneração baseado em Ações da AES Corporation A AES Sul não possui um plano local de ações próprio. O plano existente é definido e pago pela controladora indireta da Companhia a AES Corporation, sem ônus para a AES Sul. Representa 50% do ILP de cada Diretor: Existem 3 tipos de remuneração por Ações: Stock Options: o Diretor estatutário recebe o direito de comprar ações da AES Corporation, por um determinado valor após um período de 3 anos; Performance Stock Units: o Diretor recebe um determinado número de ações da AES Corporation,. O valor dessas ações poderá variar conforme performance do índice Standard & Poors 500 (S&P 500) da Bolsa de Nova Iorque Restricted Stock Units: o Diretor recebe as ações da AES Corporation (e não da AES Sul) para, caso deseje, aliená-las no mercado secundário após um período de carência (ii) Plano Performance Units (PU): definido pela controladora indireta, é um bônus diferido atrelado ao cumprimento de metas trienais da AES Corporation. Representa 50% do ILP de cada Diretor e o pagamento é assumido localmente pela AES Sul. O indicador de referência é o CVA (Cash Value Added), que mede a geração de caixa. O critério de pagamento prevê valores diferenciados para atendimento parcial, total ou superação de metas. Os valores atribuídos passam a ser disponíveis da seguinte forma: 1/3 no primeiro ano, 1/3 no segundo ano e 1/3 no terceiro ano, pagando-se no início do 4º ano. (ii) qual a proporção de cada elemento na remuneração total Conselho de Administração: 100 % remuneração fixa; Conselho Fiscal: 100 % remuneração Fixa. A Companhia não possui Conselho Fiscal instalado desde 2003.; Diretores Estatutários: 45 % remuneração fixa, 38 % bônus (incentivos de curto prazo) 06 % incentivos de longo prazo 11 % Benefícios 123

124 (iii) metodologia de cálculo e de reajuste de cada um dos elementos da remuneração O montante que será pago a título de remuneração global dos administradores da Companhia é aprovado anualmente em Assembleia Geral Ordinária. A remuneração global proposta toma como premissas básicas o não comprometimento de outros investimentos e ou despesas operacionais da Companhia, a recomposição do poder de compra da remuneração, as práticas de mercado e incrementos reais baseados nas avaliações de desempenho dos administradores. A Hay Group do Brasil é a consultoria contratada para realizar a pesquisa anual de remuneração para análise da competitividade da remuneração dos Administradores frente ao mercado selecionado, composto por empresas que apresentam sólidas práticas em Recursos Humanos e/ou do mesmo segmento e porte da AES Sul. (iv) razões que justificam a composição da remuneração Contribuir para a atração e retenção dos profissionais; Assegurar o reconhecimento meritocrático dos profissionais conforme o seu desempenho; Garantir remuneração competitiva e alinhada às práticas do mercado em troca do cumprimento dos objetivos da Companhia e a possibilidade de bonificações adicionais quando as expectativas forem excedidas; Praticar uma remuneração justa, equitativa e clara para os Administradores; Balanceamento entre remuneração de curto e longo prazo, visando ações e decisões que garantam a sustentabilidade do negócio c. principais indicadores de desempenho levados em consideração na determinação de cada elemento da remuneração Salário Base e Benefícios Utilizam-se como indicadores as práticas de mercado da localidade de trabalho do administrador. Incentivos de Curto e Longo Prazo - Os principais indicadores de desempenho da Companhia considerados para efeito de remuneração variável são: Segurança, Fluxo de Caixa, Melhoria de Desempenho e o desempenho Individual, considerando o alcance / superação de metas. Peso de Cada Resultado na Avaliação de Desempenho d. como a remuneração é estruturada para refletir a evolução dos indicadores de desempenho; O acompanhamento dos indicadores é realizado mensalmente e a apuração final dos resultados é feita no primeiro mês do ano subsequente ao exercício. Cada indicador tem um peso específico que, ponderado, consolida a remuneração variável total, que é aprovada pelo Comitê Regional e Mundial da AES. e. como a política ou prática de remuneração se alinha aos interesses do emissor de curto, médio e longo prazo A Companhia mantém uma política de remuneração variável baseada em metas empresariais qualitativas e quantitativas. Dessa forma, a Companhia busca atribuir aos seus colaboradores incentivos de curto, médio e longo prazo, que objetivam alinhar os interesses de todas as partes interessadas. Entre as metas, destaca-se o acompanhamento do resultado da Companhia mensurado pelo fluxo de caixa, EBITDA (Earnings Before Interests, Taxes, Depreciation and Amortization), Lucro líquido, dentre outros, além de resultados de desempenho operacional como Duração Equivalente por Consumidor (DEC), Frequência Equivalente por Consumidor (FEC), Perdas Elétricas Totais, Índices de Satisfação dos Clientes, etc. Essas práticas são sustentadas pelos valores da Companhia: Segurança em primeiro lugar; Agir com integridade; Honrar compromissos; Buscar a excelência; e Realizar-se no trabalho. f. existência de remuneração suportada por subsidiárias, controladas ou controladores diretos ou indiretos A Companhia possui programa de Incentivo de Longo Prazo (ILP) que é estabelecido e administrado pela AES Corporation, condicionado ao alcance de metas corporativas globais e individuais, sendo o Brasil responsável por 50% do custo e a AES Corporation responsável pelos outros 50%. Em função de novas regras emitidas pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM), a Companhia está aguardando resultado da consulta feita à CVM para esclarecer dúvidas sobre contabilizar em seu balanço a parcela do beneficio que é custeada pela AES Corporation. Em 17 de dezembro de 2008, a Comissão de Valores Mobiliários emitiu a Deliberação nº. 562 que aprovou o CPC 10, Pagamento Baseado em Ações, o qual forneceu critérios e diretrizes sobre a contabilização e divulgação dos 124

125 pagamentos baseados em ações pelas Companhias. Essa Deliberação teve sua vigência a partir de 1 de janeiro de Em 22 de dezembro de 2009, a Comissão de Valores Mobiliários emitiu a Deliberação nº. 615, que aprovou a Interpretação Técnica ICPC 05 com diretrizes adicionais sobre o registro de pagamento baseado em ações envolvendo transações de ações do Grupo e em Tesouraria. Essa interpretação recomenda que a contabilização de pagamentos em ações efetuados pela Controladora a empregados da AES Sul sejam contabilizados pela Companhia como uma despesa em contrapartida a um aumento no patrimônio líquido (PL) em favor da Controladora. A Deliberação nº. 615 têm sua vigência a partir dos exercícios encerrados em dezembro de A administração da AES Sul aguarda a resposta da CVM a sua consulta dirimindo suas dúvidas quanto as aprovações societárias necessárias sobre essa transação e assim efetuar os devidos registros. g. existência de qualquer remuneração ou benefício vinculado à ocorrência de determinado evento societário, tal como a alienação do controle societário da Companhia. Não há remuneração ou benefícios vinculados a ocorrência de eventos societários Remuneração reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e prevista para o exercício social corrente do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal 125

126 13.3. Remuneração variável dos 3 últimos exercícios sociais e prevista para o exercício social corrente do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária em vigor no último exercício social e previsto para o exercício social corrente O Plano de Remuneração baseado em Ações abrange somente os Diretores Estatutários não atingindo conselho de administração. A seguir detalha-se o plano: 126

127 O plano de remuneração baseado em ações previsto para o exercício social corrente é idêntico àquele em vigor no último exercício social, descrito na tabela acima Ações ou cotas direta ou indiretamente detidas, no Brasil ou no exterior, e outros valores mobiliários conversíveis em ações ou cotas, emitidos pela Companhia, seus controladores diretos ou indiretos, sociedades controladas ou sob controle comum, por membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal agrupados por órgão, na data de encerramento do último exercício social Remuneração baseada em ações reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais e à prevista para o exercício social corrente, do conselho de administração e da diretoria estatutária Não se aplica, pois a remuneração baseada em ações é paga e reconhecida no resultado da controladora AES Corporation. 127

128 13.7. Opções em aberto do conselho de administração e da diretoria estatutária ao final do último exercício social: a) órgão; b) número de membros; c) em relação às opções não exercíveis; (i) quantidade; (ii) data que se tornarão exercíveis; (iii) prazo máximo para exercício das opções; (iv) prazo de restrição à transferência das ações; (v) prazo médio ponderado de exercício; (vi) valor justo das opções no último dia do exercício social; e d) em relação às opções exercíveis; (I) quantidade; (II) prazo máximo para exercício das opções; (III) prazo de restrição à transferência das ações; (IV) preço médio ponderado de exercício; (V) valor justo das opções no último dia do exercício social; (VI) valor justo do total das opções no último dia do exercício social A AES Sul não possui programa de opções relacionado às ações de sua emissão. O beneficio é oferecido pelo controlador AES Corporation. Valor da ação da AES Corporation em 31/12/2009 USD 13,31 O Conselho de Administração e Fiscal não possuem remuneração variável baseada em ações O prazo máximo para exercício das opções de ação é de 10 anos após a data em que as ações se tornaram exercíveis Não é possível calcular o prazo médio ponderado de exercício, uma vez que não houve exercícios neste período. Após as opções se tornarem exercíveis, as ações adquiridas são imediatamente alienáveis, não havendo prazo de restrição à sua transferência Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária, nos 3 últimos exercícios sociais: a) órgão; b) número de membros; c) em relação às opções exercidas: (i) número de ações; (ii) preço médio ponderado de exercício; e (iii) valor total da diferença entre o valor de exercício e o valor de mercado das ações relativas às opções exercidas; e d) em relação às ações entregues informar: (I) número de ações; (II) preço médio ponderado de aquisição; e (III) valor total da diferença entre o valor de aquisição e o valor de mercado das ações adquiridas A AES Sul não possui programa de opções relacionado às ações de sua emissão. O beneficio é oferecido pelo controlador AES Corporation. Preço ponderado de exercício em 2009: USD 9,01 Para todas as opções exercidas, as ações foram entregues Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a 13.8 (inclusive método de precificação do valor das ações e das opções), indicando: a) modelo de precificação; b) dados e premissas utilizadas no modelo de precificação, incluindo o preço médio ponderado das ações, preço de exercício, volatilidade esperada, prazo de vida da opção, dividendos esperados e a taxa de juros livre de risco; c) método utilizado e as premissas assumidas para incorporar os efeitos esperados do exercício antecipado; e d) forma de determinação da volatilidade esperada; (e) se alguma outra característica da opção foi incorporada na mensuração de seu valor justo 128

129 Planos de previdência em vigor conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores estatutários, incluir as seguintes informações A Companhia possui plano de previdência privada somente para os diretores estatutários. Diretoria. a. órgão b. número de membros 6 membros. 20 Metlife. Zero. c. nome do plano d. quantidade de administradores que reúnem as condições para se aposentar e. condições para se aposentar antecipadamente Na ocorrência de invalidez ou morte do participante, o saldo acumulado na conta do participante será posto a disposição do participante, beneficiários e sucessores legais, sem qualquer prazo de carência, mediante solicitação devidamente instruída na Metlife e a apresentação dos documentos previstos no regulamento. f. valor atualizado das contribuições atualizadas no plano de previdência até o encerramento do último exercício social, descontada a parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores R$ ,02 g. valor total acumulado das contribuições realizadas durante o último exercício social, descontada a parcela relativa a contribuições feitas diretamente pelos administradores R$ ,02 h. se há possibilidade de resgate antecipado e quais as condições O participante poderá depois de completado o prazo de, no mínimo, 60 (sessenta) dias, a contar da data de registro na Metlife da proposta de inscrição solicitar o resgate total ou parcial do valor acumulado em seu nome; ou a portabilidade total ou parcial do valor acumulado em seu nome, para outra entidade de previdência complementar, aberta ou fechada. O intervalo mínimo entre pedidos de resgate ou entre solicitações de portabilidade do mesmo participante deverá ser de 60 (sessenta) dias, contados a partir da data do registro do último pedido ou solicitação. O resgate da conta instituidora básica e/ou suplementar seguirá a carência determinada pela Resolução CNSP 139 de 27 de dezembro de 2005, art. 56, 4º, conforme segue: Os recursos correspondentes a cada uma das contribuições das pessoas jurídicas no plano de previdência somente poderão ser resgatados após o período de carência de um ano civil completo, contado a partir do 1º dia útil do mês de janeiro do ano subsequente ao da contribuição. O participante, na hipótese de perda do vínculo empregatício ou de administração com a instituidora, terá sempre direito ao valor total dos recursos acumulados na conta Participante básica e suplementar - acrescido de um percentual do valor acumulado na Conta Empresa Básica, calculado de acordo com a regra abaixo: São expressamente vedados quaisquer resgates ou portabilidades para outras entidades de previdência aberta ou fechada, totais ou parciais, dos valores acumulados na conta básica instituidora, sem que antes sejam cumpridos os requisitos de vesting, descritos acima. 20 Um dos diretores estatutários da Companhia não é abrangido pelo plano da Metlife porque, por opção própria, é beneficiário do Plano de Pensão administrado pela ELETROCEEE sendo os custos incorridos ressarcidos ao referido diretor. 129

130 Conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal (3 últimos exercícios sociais) Conselho de Administração (Em R$): Somente o Conselheiro de Administração indicado pelos empregados é remunerado Diretoria Estatuária (Em R$): Conselho Fiscal (Em R$): Observado o fato de que a Companhia não possui Conselho Fiscal instalado desde Arranjos contratuais, apólices de seguros ou outros instrumentos que estruturam mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria (inclusive consequências financeiras para a Companhia) Em caso de Rescisão Imotivada (por iniciativa da Companhia), o Diretor empregado estatutário terá direito ao pagamento de indenização equivalente a 6 vezes o valor de sua retirada mensal deduzindo os impostos retidos na fonte e outras deduções padrão Percentual da remuneração total de cada órgão reconhecida no resultado da Companhia referente a membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal que sejam partes relacionadas aos controladores, diretos ou indiretos, conforme definido pelas regras contábeis que tratam desse assunto O total geral da remuneração dos Diretores Estatutários é R$ , sendo que o percentual de partes relacionadas é de 9,25%. Não existem partes relacionadas no total do Conselho de Administração Valores reconhecidos no resultado da Companhia como remuneração de membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal, agrupados por órgão, por qualquer razão que não a função que ocupam, como por exemplo, comissões e serviços de consultoria ou assessoria prestados Não houve pagamento de remuneração para membros do Conselho de Administração, da Diretoria Estatutária ou do Conselho Fiscal por qualquer razão que não a função que ocupam Valores reconhecidos no resultado dos três últimos exercícios sociais de controladores, diretos ou indiretos, de sociedades sob controle comum e de controladas da Companhia, como remuneração de membros do conselho de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal da Companhia, agrupados por órgão, especificando a que título tais valores foram atribuídos a tais indivíduos O valor reconhecido nos resultados da AES Corporation, controladora indireta da Companhia, no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 a título de opções de compra outorgadas aos diretores estatutários da Companhia foi de R$ , Outras informações que a Companhia julgue relevantes. Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. 130

131 14. Recursos Humanos Recursos humanos da Companhia a. número de empregados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização geográfica) A Companhia possuía 902 empregados em seu quadro em 31de dezembro de 2009, todos baseados no Estado do Rio Grande do Sul: b. número de terceirizados (total, por grupos com base na atividade desempenhada e por localização geográfica) Todos os profissionais terceirizados estão baseados no Estado do Rio Grande do Sul. c. índice de rotatividade O índice de rotatividade da Companhia é de aproximadamente 6,8%, o que significa uma rotatividade de 61 colaboradores por ano. d. exposição da Companhia a passivos e contingências trabalhistas Para maiores informações sobre as contingências trabalhistas, consulte o item 4.3 processos judiciais, administrativos e arbitrais relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte (processos não sujeitos a segredo de justiça) deste Formulário de Referência Alterações relevantes ocorridas com relação aos números divulgados no item 14.1 acima Redimensionamento das equipes de Linha Viva com acréscimo de 14 colaboradores e internalização da prestação de serviços das áreas de manutenção, fiscalização e Lojas de atendimento Políticas de remuneração dos empregados da Companhia, informando a. política de salários e remuneração variável A Companhia considera sua política de recursos humanos como parte integrante de sua estratégia empresarial. Por meio desta política ela assegura: Remuneração alinhada às práticas de mercado em função do valor que agrega à organização; Definição de uma estrutura de cargos e salários adequada e transparente aos processos organizacionais; Geração de um conjunto de orientações e regras de remuneração e movimentação; Fornecimento de uma base de conduta para que o colaborador conheça com clareza as suas atribuições e responsabilidades; e Condições de atrair e reter os profissionais necessários para a Companhia por meio do alinhamento à média de mercado. A Companhia não possui Diretores não estatutários. Os diretores estatutários da Companhia recebem salário base, bônus, incentivos de longo prazo. Para mais informações sobre este tópico, veja o item 13.1.b. Política e Prática de Remuneração do Conselho de Administração, da Diretoria Estatutária e Não Estatutária Composição da Remuneração neste Formulário de Referência. Os demais empregados da Companhia são remunerados com salário base, bônus e benefícios. b. política de benefícios Os benefícios concedidos são os tipicamente praticados pelo mercado sendo eles: Para os diretores estatutários e Superintendentes: veículo designado, plano de saúde, plano odontológico, alimentação, previdência privada, seguro de vida e check-up anual; 131

132 Para os demais empregados da Companhia: plano de saúde, plano odontológico, alimentação, previdência privada e seguro de vida. Além disso, a Companhia dispõe de uma política de treinamento e desenvolvimento que incentiva o aperfeiçoamento profissional de seus colaboradores. c. características dos planos de remuneração baseados em ações dos empregados nãoadministradores Os Diretores estatutários participam de plano de remuneração baseado em ações, conforme características descritas no item 13.4 plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária em vigor deste Formulário de Referência Relações entre a Companhia e sindicatos Existe uma boa relação com o sindicato. Todo e qualquer impasse é resolvido através de negociação. Não houve greves nem manifestações no período 132

133 15. Controle Acionista ou grupo de acionistas controladores h. se o acionista discriminado na tabela acima for pessoa jurídica, lista contendo as informações referidas nos subitens a a d acerca de seus controladores diretos e indiretos, até os controladores que sejam pessoas naturais, ainda que tais informações sejam tratadas como sigilosas por força de negócio jurídico ou pela legislação do país em que forem constituídos ou domiciliados o sócio ou controlador AES Guaíba II Empreendimentos Ltda Grupos de acionistas que agem em conjunto ou que representam o mesmo interesse, com participação igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de ações e que não estejam listados no item Não aplicável à Companhia Distribuição do capital, conforme apurado na última assembléia geral de acionistas Evento/Data base: AGE 08/04/ Organograma dos acionistas da Companhia, identificando todos os controladores diretos e indiretos, bem como os acionistas com participação igual ou superior a 5% de uma classe ou espécie de ações, desde que compatível com as informações apresentadas nos itens 15.1 e 15.2 (item facultativo) A Companhia é indiretamente controlada pela AES Corporation e diretamente pela AES Guaíba II Empreendimentos Ltda que detém 99,7% do capital total da AES Sul. Para mais informações sobre este tópico veja o item 8.2. Organograma do Grupo Econômico neste Formulário de Referência Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte, regulando o exercício do direito de voto ou a transferência de ações de emissão da Companhia Não aplicável à Companhia Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores da Companhia A controladora indireta da Companhia, a AES Corporation, realizou reorganização societária ao final do exercício de 2009, que envolveu empresas que, direta e indiretamente, detém ações da AES Guaíba II Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes Todas as informações relevantes pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. 133

134 16. Transações com partes relacionadas Regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização de transações com partes relacionadas, conforme definidas pelas regras contábeis que tratam desse assunto As transações com partes relacionadas à Companhia são sempre realizadas com a observância dos preços e condições usuais de mercado e, portanto, não geram qualquer benefício ou prejuízo à Companhia ou a quaisquer outras partes. Além disso, as operações realizadas pela Companhia, inclusive aquelas contratadas com partes relacionadas, são sempre amparadas pelas devidas análises prévias de suas condições e do estrito interesse da Companhia em sua realização. Nesse sentido, a Companhia negocia individualmente os contratos a serem celebrados com partes relacionadas, analisando seus termos em relação às condições praticadas no mercado, bem como as particularidades de cada operação, tais como prazos, valores, atendimento a padrões de qualidade etc. Quando necessário, o procedimento de tomada de decisões para a realização de operações com partes relacionadas seguirá os termos da Lei das Sociedades por Ações, que determina que o acionista ou o administrador, conforme o caso, nas assembleias gerais ou nas reuniões da administração, abstenha-se de votar nas deliberações relativas: (i) ao laudo de avaliação de bens com que concorrer para a formação do capital social; (ii) à aprovação de suas contas como administrador; e (iii) a quaisquer matérias que possam beneficiá-lo de modo particular ou que seu interesse conflite com o da Companhia. Os contratos celebrados entre partes relacionadas devem, ainda, ser submetidos à aprovação previa ou, em alguns casos específicos, a posteriori da ANEEL, que poderá impor restrições aos termos e condições desses contratos e, em circunstâncias extremas, não autorizar a celebração contratual ou determinar a rescisão do contrato. Tendo em vista que a compra de energia elétrica para distribuição a consumidores cativos é atualmente efetuada no ambiente de contratação regulada, a chamada auto contratação (autorização para as distribuidoras atenderem a até 30% de suas necessidades de energia elétrica contratando energia elétrica proveniente de auto-produção ou adquirida de partes relacionadas) não é mais permitida, exceto no contexto de contratos devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Além disso, as regras contábeis que tratam do assunto, sobretudo a CPC 05, estabelecem que as demonstrações contábeis devam conter as divulgações necessárias para evidenciar a possibilidade de que sua posição financeira e seu resultado possam ter sido afetados pela existência de transações e saldos com partes relacionadas. Essas regras estabelecem, por exemplo, que os relacionamentos entre controladora e controladas ou coligadas devem ser divulgados independentemente de ter havido ou não transações entre essas partes relacionadas; que a entidade deve divulgar a remuneração do pessoal-chave da administração no total e para cada uma das seguintes categorias:(a) benefícios de curto prazo a empregados e administradores, (b) benefícios pós-emprego, (c) outros benefícios de longo prazo,(d) benefícios de rescisão de contrato de trabalho, e (e) remuneração baseada em ações; e que se tiver havido transações entre partes relacionadas, a entidade deve divulgar a natureza do relacionamento com as partes relacionadas, assim como informações sobre as transações e saldos existentes necessárias para a compreensão do potencial efeito desse relacionamento nas demonstrações contábeis. No mínimo, as divulgações devem incluir o montante das transações, o montante dos saldos existentes e seus termos e condições, incluindo se estão ou não com cobertura de seguro, a natureza da remuneração a ser paga; informações de quaisquer garantias dadas ou recebidas; provisão para créditos de liquidação duvidosa relacionada com o montante dos saldos existentes; e despesa reconhecida durante o período a respeito de dívidas incobráveis ou de liquidação duvidosa de partes relacionadas Transações com partes relacionadas que, segundo as normas contábeis, devam ser divulgadas nas demonstrações financeiras individuais ou consolidadas da Companhia e que tenham sido celebradas nos 3 últimos exercícios sociais ou estejam em vigor no exercício social corrente Compras de Energia AES Uruguaiana As operações com a AES Uruguaiana são provenientes do contrato de compra de energia celebrado entre AES Sul e AES Uruguaiana no ano de No curso regular de seus negócios, a Companhia compra energia da AES Uruguaiana de acordo com um contrato de compra bilateral, datado de 30 de Setembro de 1998, sendo o preço reajustado em abril de cada ano com base nos valores estabelecidos pela ANEEL A partir de janeiro de 2010, este contrato foi rescindido conforme Termo Aditivo ao Contrato, assinado entre as partes e devidamente homologado pelo regulador. a) Nome das Partes Relacionadas: AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda. e AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. b) Relação das partes com o emissor: AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda. e a Companhia são sociedades pertencentes ao mesmo grupo econômico, sendo ambas subsidiárias da AES Corporation. c) Data da Transação: 30 de setembro de 1998 d) Objeto do Contrato: compra bilateral de energia, consistindo em um contrato de compra e venda de energia em que a AES Uruguaiana compromete-se a fornecer energia à AES Sul; e) Montante envolvido no negócio: Foram desembolsados R$189,9 milhões, R$169,6 milhões e R$27,9 milhões, em 2007, 2008 e 2009, respectivamente; f) Saldo existente de: R$19,1 milhões, R$7,3 milhões e R$2,4 milhões em 2007, 2008 e 2009, respectivamente. g) Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio se for possível auferir: Indeterminado; h) Garantias e Seguros relacionados: A AES Sul forneceu carta de fiança bancária com vigência de 01/02/2009 à 31/01/2010 i) Condições de rescisão ou extinção: Não aplicável; 134

135 j) Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda, (I) a natureza e as razões para a operação; e (II) a taxa de juros cobrada: Não aplicável. Compras de Energia AES Infoenergy As operações com a AES Infoenergy são provenientes comercialização de energia elétrica de acordo com um contrato de compra bilateral, datado 30/04/2003 sendo o preço reajustado em abril de cada ano com base no IGP-M. a) Nome das Partes Relacionadas: AES Infoenergy Ltda e AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. b) Relação das partes com o emissor: AES Infoenergy e a Companhia são sociedades pertencentes ao mesmo grupo econômico, sendo ambas subsidiárias da AES Corporation. c) Data da Transação: 30 de abril de 2003 d) Objeto do Contrato: compra de energia, consistindo em um contrato de compra e venda de energia em que a AES Infoenergy compromete-se a fornecer energia a AES Sul; e) Montante envolvido no negócio: Foram desembolsados R$ 8,6 milhões, R$9,3 milhões e em 2007 e 2008 respectivamente; f) Saldo existente de: zero, R$ 0,8 milhões, e zero em 2007, 2008 e 2009, respectivamente. g) Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio, se for possível auferir: Indeterminado; h) Garantias e Seguros relacionados: Não aplicável i) Duração: de 04/2003 a 12/2008; j) Condições de rescisão ou extinção: Não aplicável; k) Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda, (I) a natureza e as razões para a operação; e (II) a taxa de juros cobrada: Não aplicável. Crédito e Débitos Com a AES Uruguaiana As partes firmaram Termo de Acordo em 25/11/2008, com objetivo eliminar todas as Controvérsias, além de buscar prevenir e evitar a ocorrência de litígios futuros relativos direta ou indiretamente ao contrato de Comercialização de Energia Elétrica no CEEE/07:83/ ( Contrato ). O referido acordo foi homologado pela ANEEL através do despacho 1210/10. a) Nome das Partes Relacionadas: AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda. e AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. b) Relação das partes com o emissor: AES Uruguaiana Empreendimentos Ltda. e a Companhia são sociedades pertencentes ao mesmo grupo econômico, sendo ambas subsidiárias da AES Corporation. c) Data da Transação: 25/11/2008 d) Objeto do Contrato Original: compra bilateral de energia, consistindo em um contrato de compra e venda de energia em que a AES Uruguaiana compromete-se a fornecer energia à AES Sul; e) A AES SUL reconheceu, exclusivamente para fins de acordo, que deve à AES Uruguaiana os valores relativos: a) Às glosas anteriores à celebração do Quarto Termo Aditivo ao Contrato Consolidado ( ), que totalizam o valor de R$16,6 milhões; e b) Às glosas realizadas no período compreendido entre a celebração do Quarto Termo Aditivo e o início do Período de Transição, tal como definido no Quinto Termo Aditivo ao Contrato Consolidado ( ), que totalizam o valor de R$ 95,5 milhões; f) A AES Uruguaiana reconheceu, unicamente para fins de acordo, crédito decorrente da cláusula do Contrato Consolidado, calculado com base nos Contratos Bilaterais e nas compras do mercado de curto prazo efetuadas pela AES Uruguaiana esse crédito no valor de R$ 14,0 milhões, relativamente ao período posterior à entrada da UTE Uruguaiana no PPT e até , atualizado pelo IGP-M e acrescidos de juros de 1% ao mês até ; g) A AES Uruguaiana, em virtude do acordo, passou a ser devedora da AES Sul no valor de R$ 22,5 milhões, relativamente ao ESS antes da entrada da UTE Uruguaiana no PPT e no valor de R$ 3,1 milhões após a entrada da UTE Uruguaiana no PPT e até , todos os valores atualizados pelo IGP-M e acrescidos de juros de 1% ao mês até ; e h) A AES Uruguaiana também reconheceu, unicamente para fins de acordo, ser devido à AES SUL, a título de multa por atraso na entrada em operação comercial somente em dezembro de 2000, o valor de R$ 2,2 milhões, atualizados pelo IGP-M e acrescidos de juros de 1% ao mês até ; i) A AES Uruguaiana também reconheceu, unicamente para fins de acordo, ser devido à AES SUL, a título de potência assegurada referente aos períodos em que a Usina ficou paralisada ou operando de forma deficitária em virtude do incêndio (novembro e dezembro de 2000), a titulo de indenização, pelas perdas ocorridas em função da exposição da AES Sul aos preços de curto prazo, os quais eram superiores aos valores contratados com a AES Uruguaiana, o valor de R$ 19,5 milhões atualizado pelo IGP-M e acrescido de juros de 0,5% ao mês até ; e j) A AES Uruguaiana também declara e reconhece, unicamente para fins deste acordo, ser devido à AES SUL, a titulo de indenização, pelas perdas ocorridas em função da exposição da AES Sul aos preços de curto prazo, os quais eram superiores aos valores contratados com a AES Uruguaiana, o valor de R$ 36,2 milhões, atualizado pelo IGP-M e acrescido de juros de 0,5% ao mês até , referente à energia não entregue no período do racionamento maio a junho de k) O valor de R$ 14,4 milhões será utilizado para indenizar a AES SUL pelos efeitos da substituição do lastro do Contrato Consolidado e, consequentemente, da redução do prazo e dos volumes contratados e dos demais termos constantes do 5º e 6º Aditivos, bem como pelas demais concessões objeto do Acordo l) Sendo ao mesmo tempo credora e devedora, as partes declararam e reconheceram, unicamente para fins de acordo, nos termos dos artigos 368 e 369 do Código Civil Brasileiro, a compensação de parcela do crédito da AES Uruguaiana com a totalidade do crédito da AES SUL. m) Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio se for possível: Indeterminado; n) Garantias e Seguros relacionados: Não aplicável; o) Duração: Não aplicável; p) Condições de rescisão ou extinção: Não aprovação da ANEEL ou do BNDES; e 135

136 q) Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda: (I) a natureza e as razões para a operação; e (II) a taxa de juros cobrada: Não aplicável. Compartilhamento de Plataforma de Tecnologia da Informação (TI) e licença de uso do software SAP A AES Sul celebrou um Contrato com a AES Big Sky LLC ( ABS ), em 27 de dezembro de 2005, que tem por objeto a aquisição de licenças de uso do software SAP ERP R/3 limitadas a 420 usuários. Este contrato tem prazo de 3 anos, com renovação anual automática e prevê pagamento de taxa de manutenção anual das referidas licenças contratadas de US$ 13,9 mil. Este contrato foi aprovado pela ANEEL através do Despacho 1877 de 11/08/2006. A AES Sul celebrou um Contrato de Prestação de Serviços com a AES Big Sky LLC ( ABS ), em 3 de outubro de 2007, que tem por objeto a prestação de serviços de gerenciamento e administração da plataforma SAP, incluindo hospedagem no data center, suporte, gerenciamento de rede e determinadas tarefas correlacionadas on demand. Este contrato tem prazo de 5 anos e será automaticamente renovado por períodos sucessivos de 1 ano. Os gastos mensais médios com o referido contrato são de aproximadamente US$ 36,3 mil. Este contrato foi aprovado pela ANEEL através do Despacho 1334 de 02/04/ a) Nome das Partes Relacionadas: AES Big Sky LLC e AES Sul; b) Relação das partes com o emissor: A AES Big Sky LLC e a Companhia são sociedades pertencentes ao mesmo grupo econômico, sendo ambas subsidiárias da AES Corporation; c) Data da Transação: 27 de dezembro de 2005 e 3 de outubro de 2007; d) Objeto do Contrato: prestação de serviços na área de hospedagem do data center, suporte, gerenciamento e administração da Plataforma da SAP e gerenciamento de rede, manutenção e software, entre outros, bem como desempenho de determinadas tarefas, conforme solicitado pela Companhia; e) Montante envolvido no negócio: R$ 0,9 milhões, R$ 0,8 milhões e R$0,3 milhões em 2007, 2008 e 2009, respectivamente; f) Saldo existente de: R$ 0,9 milhões e R$ 0,6 milhões em 2008 e 2009, respectivamente; g) Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio, se for possível auferir: Indeterminado; h) Garantias e Seguros relacionados: Não aplicável; i) Duração: 5 anos, com renovação automática por períodos sucessivos de 1 (um) ano; j) Condições de rescisão ou extinção: o contrato pode ser rescindido (A) pela Companhia, a seu exclusivo critério, mediante notificação por escrito à AES Big Sky LLC: (i) em caso de falência, recuperação judicial ou extrajudicial da contratada; (ii) em caso de encerramento das atividades da contratante; (iii) em caso de ocorrência evento de força maior que persista por mais de 120 dias; e (iv) se a contratante não mais precisar dos serviços contratados; e (B) pela AES Big Sky LLC, a seu exclusivo critério, mediante notificação por escrito à Companhia: (i) em caso de não pagamento do valor contratado por período superior a três meses, exceto se tal valor estiver sendo contestado; (ii) se a Companhia não cumprir com suas obrigações legais e/ou contratuais; (iii) em caso de ocorrência evento de força maior que persista por mais de 120 dias; (iv) em caso de falência, recuperação judicial ou extrajudicial da contratante; e (v) em caso de alienação de controle da Companhia. k) Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda, (I) a natureza e as razões para a operação; e (II) a taxa de juros cobrada: Não aplicável. Débitos com a AES Uruguaiana Através do termo de promessa de aquisição de crédito tributário, a AES Sul recebeu em transferências, da AES Uruguaiana, créditos de Impostos de Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS, no valor de R$ 8,2 milhões. A Companhia possui em seu passivo o valor do principal, atualizado pelo IGP-M até 31 de dezembro de 2009, o montante de R$10,1 milhões. a) Nome das Partes Relacionadas: AES Sul e AES Uruguaiana ; b) Relação das partes com o emissor: a Companhia e a AES Uruguaiana são sociedades pertencentes ao mesmo grupo econômico, sendo ambas subsidiárias da AES Corporation; c) Data da Transação: 14 de maio de 1998 d) Objeto do Contrato: O objeto do presente instrumento é a promessa de aquisição, pela AES SUL, dos créditos de ICMS pertencentes à AES Uruguaiana; e) Montante envolvido no negócio: R$8,2 milhões; f) Saldo existente de: R$ 8,2milhões, R$10,2 milhões e R$ 10,1 milhões em 2007, 2008 e 2009, respectivamente; g) Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio, se for possível auferir: Indeterminado; h) Garantias e Seguros relacionados: Não aplicável; i) Duração: prazo indeterminado j) Condições de rescisão ou extinção: Não aplicável; e k) Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda, (I) a natureza e as razões para a operação; e (II) a taxa de juros cobrada: Não aplicável. Garantias Em garantia do pagamento dos valores devidos pela AES Sul em razão do empréstimo obtido junto ao Unibanco no valor total de R$ 650,0 milhões, através da emissão de 26 Cédulas de Crédito Bancário (CCB), foram penhoradas as ações de emissão da AES Sul detidas pela AES Guaíba II Empreendimentos Ltda, que representam 99,7% das ações da Companhia. a) Nome das Partes Relacionadas: AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia SA e AES Guaíba II Empreendimentos Ltda.; b) Relação das partes com o emissor: a AES Guaíba II Empreendimentos Ltda é controladora direta da Companhia; c) Data da Transação: 28 de junho de 2006; d) Objeto do Contrato: penhor de ações da Companhia em garantia da emissão de 26 Cédulas de Crédito Bancário (CCB) junto ao Unibanco, atual Itaí-Unibanco. e) Montante envolvido no negócio: R$ 650 milhões, não havendo como aferir o valor da garantia, pois é variável de acordo com o valor de mercado das ações, bem como de acordo com os rendimentos/dividendos recebidos; 136

137 f) Saldo existente de: R$ 642,7 milhões, R$ 628,5 milhões e R$ 597,5 milhões em 2007, 2008 e 2009, respectivamente. Estes valores referem-se aos saldos que a AES Sul possuía com os detentores das Cédulas Seriadas, que estão garantidas por ações da Companhia; g) Montante correspondente ao interesse de tal parte relacionada no negócio, se for possível auferir: Indeterminado; h) Garantias e Seguros relacionados: em garantia do pagamento dos valores devidos pela AES Sul em razão de emissão das Cédulas de Crédito Bancário, foram penhoradas 99,7% das ações de emissão da Companhia detidas pela AES Guaíba II Empreendimentos Ltda. i) Duração: até o integral cumprimento das obrigações assumidas pela AES Sul no âmbito da emissão das Cédulas de Crédito Bancário com vencimento previsto em 30 de março de 2015; j) Condições de rescisão ou extinção: o contrato será extinto e as ações penhoradas serão totalmente liberadas no momento do pagamento integral das obrigações assumidas pela AES Sul no âmbito da emissão das Cédulas de Crédito Bancário; e k) Quando tal relação for um empréstimo ou outro tipo de dívida, informar ainda, (I) a natureza e as razões para a operação; e (II) a taxa de juros cobrada: Em 28 de junho de 2006, a Companhia obteve empréstimo junto ao Unibanco no valor total de R$ 650,0 milhões, através da emissão de 26 Cédulas de Crédito Bancário cujos recursos foram destinados para o pagamento de parcela do saldo de juros das FRN e para o resgate antecipado da totalidade de suas Debêntures em circulação. O encargo cobrado é a variação do CDI, acrescido do spread de 3% ao ano, capitalizados diariamente Em relação a cada uma das transações ou conjunto de transações mencionados no item 16.2 acima ocorridas no último exercício social: (a) identificar as medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses; e (b) demonstrar o caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou o pagamento compensatório adequado a. identificar as medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses A Companhia adota práticas de governança corporativa e aquelas recomendadas e/ou exigidas por legislação e regulamentação. Em conformidade com a Lei das Sociedades por Ações, qualquer acionista ou membro do Conselho de Administração está proibido de votar em deliberação acerca de matéria em que tenha interesses conflitantes com os da Companhia. As operações celebradas pela Companhia com partes relacionadas seguem os padrões de mercado e são amparadas pelas devidas avaliações prévias de seus termos e condições e do estrito interesse da Companhia em sua realização. b. demonstrar o caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou o pagamento compensatório adequado As operações da Companhia observam caráter estritamente comutativo, pois são realizadas dentro dos parâmetros de contratação estabelecidos pela ANEEL, que visam à modicidade tarifária, a estimular a expansão da oferta, a zelar pela compra eficiente e a definir mecanismos de proteção ao consumidor de energia elétrica. As operações da Companhia são submetidas à aprovação dessa autarquia. No passado, essas operações foram realizadas dentro dos limites do indicador VN (valor nominativo) e foram devidamente aprovadas pela ANEEL, confirmando assim o caráter comutativo do contrato de compra de energia firmado com a AES Uruguaiana. Para os dois contratos assinados com a AES Big Sky LLC, ambos devidamente aprovados pela ANEEL, foram observados também o caráter estritamente comutativo. O primeiro contrato, assinado em 27/12/2005 e aprovado pela ANEEL em 11/08/2006, através do Despacho número 1877, trata da aquisição das licenças de uso do sistema SAP R/3 num total de 420 licenças. A contratação corporativa mundial por parte da AES Corporation permitiu ganhos de escala que não seriam possíveis obter se a negociação fosse conduzida individualmente para cada um dos negócios do grupo. Anteriormente a essa contratação corporativa, tomando-se por base uma taxa cambial de R$ 1,80/US$ 1.00, o custo médio anual por licença de uso do SAP R/3 era da ordem de R$ 1,2 mil, enquanto, atualmente, em função desse contrato corporativo, o custo por licença é da ordem de R$ 0,06 mil. Este contrato tem prazo de 3 anos e renovação automática por períodos sucessivos de um ano, com um custo anual da ordem US$ 13,9 mil. A rescisão contratual pode ser efetuada mediante aviso formal com 30 dias de antecedência. O segundo contrato assinado com a AES Big Sky LLC, em 03/10/2007 e aprovado pela ANEEL em 02/04/2008 através do Despacho 1.334, tem como objeto os serviços de gerenciamento e administração da plataforma SAP, incluindo hospedagem no data center, suporte, gerenciamento de rede e determinadas tarefas correlacionadas on demand. A efetiva contratação foi precedida de estudos de mercado e cotação de preços, concluindo-se que entre as ofertas recebidas, a proposta recebida da AES Big Sky era tecnicamente superior para os serviços demandados, estrategicamente mais adequada e financeiramente mais atraente, representando uma diferença a menor de 28% em relação a melhor proposta recebida do mercado. Este contrato é de 5 anos com renovação automática em períodos anuais sucessivos, com custo mensal da ordem de US$ 36.3 mil. A rescisão do contrato pode ser efetuada mediante aviso formal com 30 dias de antecedência. 137

138 17. Capital Social Capital social Aumentos de capital da Companhia Nos últimos 3 exercícios sociais, o capital da Companhia não teve aumento de capital Desdobramentos, grupamentos e bonificações Não aplicável Reduções de capital da Companhia Através da Assembléia Geral Extraordinária, realizada em 28 de dezembro de 2007, o capital social foi reduzido em R$30.0 milhões, mediante a absorção do prejuízo acumulado apurado nas demonstrações contábeis levantadas em 31 de dezembro de A ANEEL anuiu com a redução do capital conforme despacho n de 27 de dezembro de Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes Todas as informações relevantes pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. 138