Conforme Anexo 24 à Instrução da Comissão de Valores Mobiliários ( CVM ) nº 480 de 7 de dezembro de 2009 ( Instrução CVM 480 )

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1 FORMULÁRIO DE REFERÊNCIA Data base: 31 de dezembro de 2009 Data de preenchimento: 15 de abril de 2010 Conforme Anexo 24 à Instrução da Comissão de Valores Mobiliários ( CVM ) nº 480 de 7 de dezembro de 2009 ( Instrução CVM 480 ) AES TIETÊ S.A. Identificação AES Tietê S.A., sociedade por ações, inscrita no CNPJ/MF sob o nº / , com seus atos constitutivos arquivados na Junta Comercial do Estado de São Paulo ( JUCESP ) sob o NIRE , registrada como companhia aberta perante a CVM sob o n ( Companhia ou AES Tietê ). Sede Data de registro da Companhia na CVM como companhia aberta Diretoria de Relações com Investidores Auditores Independentes da Companhia Acionista Controlador A sede da Companhia está localizada na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, na Rua Lourenço Marques, 158, 2 andar, CEP de julho de A Diretoria de Relações com Investidores da Companhia está localizada na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, na Rua Lourenço Marques, 158, 14 andar, CEP O responsável por esta diretoria é o Sr. Rinaldo Pecchio Junior. O telefone do Departamento de Relações com Investidores é (55**11) , o fax é (55**11) e o é Ernst & Young Auditores Independentes S. S., localizada na Avenida Presidente Juscelino Kubitschek, Torre I 8º andar Itaim Bibi CEP: São Paulo - SP. Companhia Brasiliana de Energia. ( Brasiliana ) Títulos e Valores Mobiliários Emitidos nos Mercados Doméstico e Internacional Ações ordinárias e preferenciais listadas na BM&FBovespa S.A. Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros ( BM&FBovespa ) sob os símbolos GETI3 e GETI4, respectivamente. A Companhia também possui ADRs Nível I negociadas no mercado de balcão norte-americano sob os códigos AESAY (ordinárias) e AESYY (preferenciais). Para informações adicionais ver a seção 18 - Valores Mobiliários deste Formulário de Referência. Jornais nos quais a Companhia realiza publicação de informações Website Atendimento aos Acionistas Informações Adicionais 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 de São Paulo e no jornal Valor Econômico. O website da Companhia é As informações constantes da página na rede mundial de computadores (website na Internet) da Companhia não são parte integrante deste Formulário de Referência. O atendimento aos acionistas da Companhia é efetuado nas seguintes agências do Banco Itaú S.A. e com os seguintes responsáveis: Belo Horizonte - MG (Avenida João Pinheiro, 195, térreo; Sra. Jussara M. F. Souza; tel: (55**31) /3534); Brasília DF (SCS Quadra 3, Edifício Dona Ângela, Sobreloja; Sra. Constância M. S. Oliveira; tel: (55**61) /4850); Curitiba PR (Rua João Negrão, 65, Sra. Márcia N. Machado; tel: (55**41) /4129); Porto Alegre RS (Rua Sete de Setembro, 746, Térreo; Sra. Sandra Ferreira da Silva/ Neiva Rosani Birkhan; tel: (55**51) /9151); Rio de Janeiro (Rua Sete de Setembro, 99, Subsolo, Sr. Paulo Tranchez; tel: (55**21) ); Salvador BA (Avenida Estados Unidos, 50, 2 andar, Edifício Sesquicentenário; Sr. Watson Carlos P. Barreto; tel: (55**71) /8067); e São Paulo SP (Rua Boa Vista, 180, 1 Subsolo, Centro; Sra. Aparecida Procópio; tel: (55**11) /3139). Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a Companhia poderão ser obtidos com a Companhia, em sua sede social ou através do site (

2 ÍNDICE 1. 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 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 Eventos Subseqüentes Política de Destinação dos Resultados dos 3 últimos exercícios sociais 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 Informações Consolidadas 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 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 29 2

3 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 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 Outras informações relevantes 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 Produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2. acima 40 3

4 7.4. 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 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 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 desenvolvimento das atividades da Companhia Outras informações relevantes COMENTÁRIOS DOS DIRETORES Comentários dos Diretores sobre Comentários dos diretores sobre 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 Comentários dos diretores sobre 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, 4

5 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 Comentários dos diretores sobre aspectos referentes a eventuais ofertas públicas de distribuição de valores mobiliários Descrição dos itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras 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 Comentário dos diretores sobre principais elementos do plano de negócios da Companhia 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 a ao exercício social corrente Se a Companhia divulgou projeções sobre a evolução de seus indicadores durante os 3 últimos exercícios sociais ASSEMBLÉIA GERAL E ADMINISTRAÇÃO Estrutura administrativa da Companhia, conforme estabelecido no seu estatuto social e regimento interno Regras, políticas e práticas relativas às assembléias gerais Datas e jornais de publicação Regras, políticas e práticas relativas ao conselho de administração 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, comitês de auditoria, de risco, financeiro e de remuneração Administradores e membros do conselho fiscal 115 5

6 12.9. Informação sobre existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau entre Informação sobre relações de subordinação, prestação de serviço ou controle mantidas, nos 3 últimos exercícios sociais, entre administradores da Companhia 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 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 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) 6

7 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 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 conseqüências 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 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 Alterações relevantes ocorridas com relação aos números divulgados no item 14.1 acima Políticas de remuneração dos empregados da Companhia, informando 136 7

8 14.4. Relações entre a Companhia e sindicatos CONTROLE Acionista ou grupo de acionistas controladores 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 transferência 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 Descrever as 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 CAPITAL SOCIAL Capital social Aumentos de capital da Companhia Desdobramentos, grupamentos e bonificações Reduções de capital da Companhia Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes VALORES MOBILIÁRIOS Descrever os direitos de cada classe e espécie de ação emitida 146 8

9 18.2. Descrever, se existirem, as regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que os obriguem a realizar oferta pública Descrever exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no estatuto Em forma de tabela, informar 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 Descrever 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 da Companhia, 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 à Companhia 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 Indicar os 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 Descrever as ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor Descrever as 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 152 9

10 19.2. Em relação à movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria, em forma de tabela, segregando por tipo, classe e espécie, indicar a quantidade, valor total e preço médio ponderado de aquisição Valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social 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 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 Indicar a aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos negócios do emissor Indicar 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

11 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 CVM nº 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 nº 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. 11

12 2. Auditores 2.1. Em relação aos auditores independentes a) nome empresarial b) responsáveis, CPF e dados para contato c) data da contratação dos serviços d) descrição dos serviços contratados Ernst & Young Auditores Independentes S. S. José Antonio de A. Navarrete CPF: Tel: (55**19) com Ernst & Young Auditores Independentes S. S. José Antonio de A. Navarrete CPF: Tel: (55**19) m Ernst & Young Auditores Independentes S. S. 06/02/ /04/ /03/2007 Auditoria das demonstrações financeiras anuais e revisões das informações trimestrais (ITRs), preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e auditoria para fins de consolidação pela controladora indireta, The AES Corporation ( AES Corporation ), sediada nos Estados Unidos da América. Auditoria das demonstrações financeiras anuais e revisões das informações trimestrais (ITRs), preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e auditoria para fins de consolidação pela controladora indireta, AES Corporation, sediada nos Estados Unidos da América. Marcos Antônio Quintanilha CPF: Tel: (55**47) Auditoria das demonstrações financeiras anuais e r revisões das informações trimestrais (ITRs), preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. e) substituição do Não Aplicável Não Aplicável Não Aplicável auditor i) Não Aplicável Não Aplicável Não Aplicável justificativa da substituição ii) razões do Não Aplicável Não Aplicável Não Aplicável auditor Os serviços mencionados no item 2.1 (d) acima abrangem todos e quaisquer serviços prestados pelos auditores independentes à Companhia e suas controladas. A contratação dos serviços de auditoria para o exercício social a findar-se em 31 de dezembro de 2009 encerrar-se-á em 30 de abril de 2010, data esta de realização da Assembléia Geral Ordinária da Companhia. A contratação dos serviços de auditoria para o exercício social a findar-se em 31 de dezembro de 2010 e respectivos trimestres está em processo de conclusão e deverá ser submetido para devidas aprovações no âmbito do Acordo de Acionistas celebrado em 22 de dezembro de 2003 por e entre AES Holdings Brasil Ltda. ( AES Brasil ) e BNDES Participações S.A. ( BNDESPAR ) ( Acordo de Acionista ) e conselho de administração da Companhia ( Conselho de Administração ). A data de contratação de respectivos serviços de auditoria está prevista para 14 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$1,0 milhão e refere-se somente aos serviços de auditoria prestados descritos no item 2.1.d acima. Não foram prestados serviços de outra natureza Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. 12

13 3. Informações Financeiras Consolidadas Selecionadas 3.1. Informações Contábeis a) patrimônio líquido (em R$ milhões) b) ativo total (em R$ milhões) c) receita líquida (em R$ milhões) d) resultado bruto (em R$ milhões) e) resultado líquido (em R$ milhões) f) número de ações, ex-tesouraria g) valor patrimonial da ação (em R$) h) lucro liquido por ação (em R$) i) outras informações contábeis selecionadas ,0 501,0 501, , , , , , , , , ,2 780,2 692,5 609, ,31 1,31 1,31 2,05 1,82 1,60 2 N/A N/A N/A 3.2. 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 O EBITDA é calculado utilizando-se o lucro antes do imposto de renda e contribuição social, e adicionando ao mesmo as receitas (despesas) financeiras líquidas, depreciação e amortização. O EBITDA não é uma medida de acordo com princípios e práticas contábeis adotadas no Brasil, bem como 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. A Administração da Companhia entende que o EBITDA é o melhor indicador para analisar o desempenho econômico operacional da Companhia em função de não ser afetado por (i) flutuações nas taxas de juros, (ii) alterações da carga tributária do imposto de renda e da contribuição social, bem como (iii) pelos níveis de depreciação e amortização, sendo normalmente utilizado por investidores e analistas de mercado. 1 Em cumprimento às determinações do Despacho ANEEL No , de 28 de dezembro de 2006, os gastos com Programa de Pesquisa e Desenvolvimento P&D, antes classificados como Custos e despesas operacionais, passaram, a partir de 1 de janeiro de 2008, a serem classificados como deduções da Receita bruta, sendo assim, o saldo da Receita líquida divulgado nas demonstrações financeiras de 2007, no montante de R$1.463,9 milhões, foi ajustado no quadro acima com o objetivo de permitir a comparabilidade, totalizando R$1.448,8 milhões. 2 Conforme nota 16 das demonstrações financeiras de 2008, em 31 de dezembro de 2007, o capital social da Companhia estava representado por mil ações Em 26 de fevereiro de 2008, foi aprovado, através de Assembléia Geral Extraordinária, o grupamento das ações da ordem de 250 ações para 1 ação, resultando em um total de ações. Para manter a comparabilidade, informamos, no quadro acima, a quantidade de ações após esse grupamento, bem como o lucro liquido por ação em 31 de dezembro de

14 O EBITDA, no entanto, apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como medida da lucratividade da Companhia em razão de não considerar determinados custos decorrentes dos negócios da Companhia, que poderiam afetar de maneira significativa os lucros da Companhia, tais como (i) resultado financeiro, (ii) impostos, (iii) depreciação e amortização e (iv) despesas de capital. Exercício encerrado em 31 de dezembro de Informações Consolidadas (em R$ milhões) Lucro antes do imposto de renda e contribuição social 1.167, ,9 913,7 (+) Despesas (receitas) financeiras (líquidas) 3 27,6 159,4 119,9 (+) Depreciação e amortização 4 65,5 65,1 65,2 EBITDA 1.260, , ,8 Margem EBITDA (EBITDA / Receita Liquida de Vendas) 75,5% 78,1% 75,8% 3.3. Eventos Subseqüentes Distribuição de Dividendos A administração da Companhia propôs ao seu conselho de administração ( Conselho de Administração ) em 11 de março de 2010, a distribuição de dividendos complementares somando R$113,7 milhões e de juros sobre capital somando R$30,7 milhões, totalizando R$144,4 milhões, referentes aos resultados do 4º trimestre de Após aprovação do Conselho de Administração, os proventos serão deliberados através da Assembléia Geral Ordinária prevista para 30 de abril de Despesas (receitas) financeiras (líquidas): refere-se ao valor total líquido das receitas financeiras (-) despesas financeiras (+) ou (-) variações monetárias e cambiais líquidas (vide também a rubrica Financeiras nas demonstrações financeiras padronizadas) 4 O valor referente a depreciação e amortização engloba a parcela classificada no custo do serviço de energia elétrica no montante de R$65,5 milhões em 2009, R$64,5 milhões em 2008 e R$64,8 milhões em 2007, e aquela classificada como despesas gerais e administrativas, no montante de R$0 em 2009, R$0,6 milhão em 2008 e R$0,4 milhão em 2007, respectivamente. 14

15 3.4. Política de Destinação dos Resultados dos 3 últimos exercícios sociais Período Regras sobre retenção de lucros Exercício Social Encerrado em Cabe ao conselho de administração da Companhia deliberar sobre retenção de lucros. Neste exercício não houve deliberação de retenção dos lucros da Companhia. Exercício Social Encerrado em Cabe ao conselho de administração da Companhia deliberar sobre retenção de lucros. Neste exercício não houve deliberação de retenção dos lucros da Companhia. Exercício Social Encerrado em Cabe ao conselho de administração da Companhia deliberar sobre retenção de lucros. Neste exercício não houve deliberação de retenção dos lucros da Companhia. Regras sobre distribuição de dividendos 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, e (iii) 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 preferencialistas terão direito a dividendos prioritários, não cumulativos, 10% maiores do que os atribuídos aos acionistas ordinários. O saldo remanescente do lucro terá a sua destinação integral proposta nas demonstrações financeiras, no pressuposto de sua aprovação pela Assembléia Geral. 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, e (iii) 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 preferencialistas terão direito a dividendos prioritários, não cumulativos, 10% maiores do que os atribuídos aos acionistas ordinários. O saldo remanescente do lucro terá a sua destinação integral proposta nas demonstrações financeiras, no pressuposto de sua aprovação pela Assembléia Geral. 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, e (iii) 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 preferencialistas terão direito a dividendos prioritários, não cumulativos, 10% maiores do que os atribuídos aos acionistas ordinários. O saldo remanescente do lucro terá a sua destinação integral proposta nas demonstrações financeiras, no pressuposto de sua aprovação pela Assembléia Geral. Periodicida de das distribuiçõe s de dividendos A política de distribuição de dividendos da Companhia segue a regra da Lei das S.A.s, ou seja, de distribuição de pelo menos 25% do Lucro Líquido uma vez ao ano. Porém, a prática tem sido a antecipação trimestral de dividendos. A política de distribuição de dividendos da Companhia segue a regra da Lei das S.A.s, ou seja, de distribuição de pelo menos 25% do Lucro Líquido uma vez ao ano. Porém, a prática tem sido a antecipação trimestral de dividendos. A política de distribuição de dividendos da Companhia segue a regra da Lei das S.A.s, ou seja, de distribuição de pelo menos 25% do Lucro Líquido uma vez ao ano. Porém, a prática tem sido a antecipação trimestral de dividendos. Restrições à distribuição de dividendos Não há restrição na distribuição de dividendos Não há restrição na distribuição de dividendos Não há restrição na distribuição de dividendos 15

16 3.5. Lucro líquido ajustado, distribuições de dividendos e retenções de lucros Exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2009 Exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2008 Exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2007 a. Lucro Líquido Ajustado para Fins de Dividendos (R$ milhões) 780,2 692,5 609,4 b. Dividendos Distribuídos ou Propostos (Total R$ milhões) 780,2 692,5 609,4 Juros Sobre Capital Próprio R$ milhões 30,7 31,3 30,3 Dividendos R$ milhões 749,6 661,2 579,1 c. Percentual de Dividendo Distribuído em relação ao Lucro Líquido Ajustado 100,0% 100,0% 100,0% d. Dividendos Distribuídos Ações Ordinárias Juros Sobre Capital Próprio R$ 0,08 / Ação ON 0,08 / Ação ON 0,08 / Ação ON Dividendos R$ 1,88 / Ação ON 1,65 / Ação ON 1,45 / Ação ON Dividendos Distribuídos Ações Preferenciais Juros Sobre Capital Próprio R$ 0,08 / Ação PN 0,09 / Ação PN 0,08 / Ação PN Dividendos R$ 2,06 / Ação PN 1,82 / Ação PN 1,59 / Ação PN e. Data de Pagamento de Dividendos Dividendos Intermediários - 1º tri Dividendos Intermediários - 2º tri Dividendos Intermediários - 3º tri Juros sobre Capital Próprio Dividendos Complementares f. Taxa de Retorno em relação ao Patrimônio Líquido (Dividendos/Patrimônio Líquido) a ser definido em AGO a ser definido em AGO 155,7% 138,2% 121,6% g. Lucro Líquido Retido N/A N/A N/A h. Data da Aprovação da Retenção N/A N/A N/A Os valores referentes ao item d da tabela acima para o exercício social de 2007 consideram o número de ações ordinárias e preferenciais após o grupamento de ações, que foi aprovado em Assembléia Geral Extraordinária em 26 de fevereiro de Dividendos Declarados a Conta de Lucros Retidos e Reservas Constituídas em exercícios sociais anteriores Lucros retidos (em R$ mil) Reservas constituídas (em R$ mil) N/A N/A N/A N/A N/A N/A 16

17 3.7. Nível de Endividamento da Companhia Informações Consolidadas Exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2009 Exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2008 Exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2007 a. Montante total de dívida, de qualquer natureza (em R$ milhões) , , ,4 b. Índice de endividamento 6 349,2% 401,9% 399,7% c.1. Outro índice de endividamento Não aplicável Não aplicável Não aplicável 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 R$ milhões a. inferior a 1 ano Com garantia real Com garantia flutuante Quirografárias TOTAL R$248,7 Não aplicável Não aplicável R$248,7 b. superior a 1 ano e inferior a 3 anos R$580,2 Não aplicável Não aplicável R$580,2 c. superior a 3 anos e inferior a 5 anos R$136,1 Não aplicável Não aplicável R$136,1 d. superior a 5 anos - Não aplicável Não aplicável - TOTAL R$965,0 - - R$965,0 Notas: (i) Valores acima são apresentados de maneira consolidada e refletem somente principal, encargos não estão inclusos; (ii) Garantia real de recebíveis da Companhia Outras Informações Relevantes Quando da sua privatização, a Companhia assumiu a cobertura do déficit atuarial do plano de previdência privada vigente até aquele momento, referente aos benefícios de aposentados e pensionistas e a garantia aos empregados ativos de um benefício, na data de sua aposentadoria, proporcional ao serviço passado. Para financiar esse déficit atuarial, em 25 de novembro de 1997, a Companhia firmou um contrato de confissão de dívida com a Fundação CESP. O vencimento desse contrato seria em setembro de As parcelas deste contrato incluíam juros anuais de 6,0%, e eram ajustadas mensalmente pelo IGP-DI. No final de cada exercício era feita uma avaliação atuarial e eventuais déficits ou superávits do plano eram acrescidos ou subtraídos do saldo do contrato, promovendo um recálculo das parcelas remanescentes. Ao longo dos anos, os superávits foram reduzindo o saldo do contrato, de modo que em 31 de dezembro de 2009 e 2008, o saldo da dívida estava integralmente compensado com o ganho atuarial no mesmo montante. No entanto, caso eventuais déficits referentes ao antigo plano de previdência privada venham a ocorrer no futuro, um novo contrato de dívida deverá ser firmado com a Fundação CESP. 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 e operação das usinas hidrelétricas e equipamentos de geração de energia, bem como a construção, expansão e funcionamento das instalações e equipamentos de geração de energia, envolvem riscos significativos que podem levar à perda das receitas da Companhia ou aumento de suas despesas. A construção, expansão e operação de instalações e equipamentos para a geração de energia envolvem vários riscos, incluindo: 5 Montante total de dívida corresponde à soma do Passivo Circulante e Passivo Não Circulante 6 Índice de Endividamento é Passivo Circulante mais Passivo Não Circulante dividido pelo Patrimônio Líquido. 17

18 incapacidade de obter permissões e aprovações governamentais obrigatórias; indisponibilidade de equipamentos; indisponibilidade dos sistemas de geração e/ou transmissão; interrupção do fornecimento; interrupções no trabalho; greves e outras disputas trabalhistas; agitações sociais; interferências meteorológicas e hidrológicas; problemas inesperados de engenharia e de natureza ambiental; atrasos na construção e na operação, ou custos excedentes não previstos; e indisponibilidade de financiamentos adequados. A Companhia não contrata seguro contra alguns destes riscos, incluindo determinados riscos hidrológicos e terremotos. A ocorrência destes ou outros problemas poderá afetar adversamente sua capacidade de gerar energia em quantidade compatível com suas projeções ou com suas obrigações perante a Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. ( AES Eletropaulo ) e seus demais clientes, o que pode ter um efeito relevante adverso em sua situação financeira e no seu resultado operacional. Se a Companhia enfrentar quaisquer desses problemas, poderá não conseguir gerar energia para atender à demanda exigida, e isso poderá causar um efeito adverso na sua condição financeira e em seus resultados operacionais. Para riscos inerentes à concentração de fonte de receitas, vide 4.1(f) Fatores de risco que podem influenciar a decisão de investimento em valores mobiliários de emissão da Companhia - Relacionados a seus clientes - abaixo. A ocorrência de fatos que interfiram no bom funcionamento da Usina Hidroelétrica Água Vermelha pode vir a afetar adversamente a capacidade da Companhia de gerar energia. A usina hidrelétrica de Água Vermelha, localizada no Rio Grande, é a maior usina hidrelétrica da Companhia, representando individualmente mais de 50% da energia gerada por ela e aproximadamente 53% da sua capacidade instalada. A ocorrência de dificuldades com a operação e manutenção da usina hidrelétrica de Água Vermelha poderá afetar adversamente a capacidade da Companhia de gerar energia em quantidade compatível com suas projeções ou com suas obrigações perante a AES Eletropaulo, o que pode ter um efeito relevante e adverso em sua situação financeira e seu resultado operacional. A Companhia é responsável por quaisquer perdas e danos causados a terceiros em decorrência de falhas na geração de energia oriunda de suas usinas ou interrupções ou distúrbios que não possam ser atribuídas a nenhum agente identificado do setor elétrico e os seguros contratados podem ser insuficientes para cobrir estas perdas e danos. De acordo com a legislação brasileira, a Companhia, na qualidade de prestadora de serviços públicos, tem responsabilidade objetiva por quaisquer prejuízos diretos e indiretos resultantes da inadequada prestação de serviços, tais como (i) perdas e danos causados a terceiros em decorrência de falhas na operação de suas usinas, que acarretem indisponibilidade forçada, interrupções ou distúrbios aos sistemas de distribuição e/ou transmissão ou (ii) interrupções ou distúrbios que não possam ser atribuídos a qualquer agente identificado do setor elétrico. O valor das indenizações no caso do item (ii) acima deverá ser rateado na seguinte proporção: 60% para os agentes de distribuição, 20% para os agentes de geração e 20% para os agentes de transmissão e tal fato poderá acarretar efeito substancial e adverso na condução dos negócios, nos resultados operacionais e na condição financeira da Companhia. A Companhia não contrata seguro para cobrir integralmente quaisquer responsabilidades relacionadas às falhas de fornecimento de energia incorridas de fato no curso de seus negócios nem é possível assegurar que o seguro de responsabilidade civil por ela contratado em decorrência das suas atividades será suficiente ou que esse seguro continuará disponível no futuro, o que pode causar um efeito adverso em sua situação financeira e em seus resultados operacionais. Existem riscos adicionais relacionados à integridade dos empreendimentos. Em caso de eventual falha nesses empreendimentos podem ser causados danos às comunidades a jusante. Um risco inerente à operação da Companhia, considerando suas instalações, é a possibilidade de rompimento ou galgamento das barragens, o que pode causar, no caso das instalações que tem construções e habitantes em suas proximidades, inundações nas propriedades vizinhas e até mesmo acidentes (fatais ou não). Nessas hipóteses, a Companhia pode ser acionada judicialmente com pedidos de indenização e, consequentemente, sua situação financeira poderá ser adversamente afetada. Além disso, a imagem da Companhia pode ser prejudicada na eventualidade de uma dessas ocorrências. Os acionistas controladores da Companhia possuem responsabilidades que, caso não sejam cumpridas, podem acarretar a extinção antecipada do Contrato de Concessão. Dispõe a cláusula décima segunda do contrato de concessão da AES Tietê que o acionista controlador obriga-se a introduzir no Estatuto Social da Concessionária disposição no sentido de não transferir, ceder ou, de qualquer outra forma alienar, direta ou indiretamente, gratuita ou onerosamente, as ações que fazem parte do controle acionário da Companhia sem a prévia concordância da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL ( ANEEL ). Neste sentido, caso seja descumprida alguma obrigação contratual, como a supracitada, o poder concedente poderá aplicar as penalidades previstas no contrato, bem como intervir na concessão e se, depois de instaurado o processo administrativo, for constatado que o descumprimento persiste, poderá ser declarada a caducidade. Em caso de descumprimento contratual, nos termos do Contrato de Concessão e regulamentação do setor, poderão ser aplicadas as seguintes penalidades: (i) Advertência; 18

19 (ii) (iii) (iv) (v) (vi) (vii) Multa; Embargo de obras; Interdição de instalações; Suspensão temporária de participação em licitações para obtenção de novas concessões, permissões ou autorizações, bem como de impedimento de contratar com a ANEEL e de receber autorização para serviços e instalações de energia elétrica; Intervenção administrativa; e Caducidade. Com exceção do item (i) acima, nas demais hipóteses, a Companhia poderá sofrer impacto em seu resultado e fluxo de caixa. A Companhia possui uma obrigação, prevista em seu Edital e Contrato de Compra e Venda de Ações, de expandir sua capacidade de geração dentro do Estado de São Paulo em pelo menos 15% da capacidade instalada nos 8 anos seguintes à celebração do Contrato de Concessão, que caso não seja cumprida poderá acarretar em advertência, impedimentos e ação judicial por parte do Governo do Estado de São Paulo A Companhia assumiu, quando da aquisição de seu bloco de controle no processo de privatização, a obrigação de expandir sua capacidade de geração dentro do Estado de São Paulo em pelo menos 15% da capacidade instalada nos 8 anos seguintes à celebração do Contrato de Concessão, encerrados em 20 de dezembro de 2007, ou adquirir o equivalente em energia de terceiros, desde que tal energia seja proveniente de novos empreendimentos localizados no Estado de São Paulo. Entretanto, devido às obrigações regulatórias supervenientes à privatização que foram decorrentes da implantação do Novo Modelo do Setor Elétrico, tornou-se praticamente inviável o cumprimento da obrigação de expansão, prevista no edital de privatização. A ANEEL e a Procuradoria Federal manifestaram-se no sentido de não competir à agência reguladora determinar o cumprimento da obrigação de expansão constante do edital de privatização e do contrato de compra e venda de ações estabelecido entre AES Tietê e o Governo do Estado de São Paulo. Por fim, através do Despacho 3168/2008, a ANEEL decidiu que a questão não é objeto do Contrato de Concessão, por se tratar de questão para o Governo do Estado de São Paulo. Existem ainda obstáculos adicionais como o fornecimento restrito de gás natural, restrições ambientais para instalação de usinas térmicas e insuficiência de recursos hídricos disponíveis no Estado de São Paulo. A Secretaria de Energia de São Paulo informou que a Procuradoria Geral do Estado ( PGE ) confirma o entendimento de serem de responsabilidade do Estado as ações referentes ao cumprimento da obrigação contratual não cabendo nenhuma ação da ANEEL sobre o tema. A AES Tietê aguarda a manifestação da Secretaria de Energia do Estado de São Paulo quanto às condições a serem negociadas para o cumprimento de tal obrigação. Quanto às penalidades, não há previsão no Edital ou no Contrato de Compra e Venda de Ações da AES Tietê, porém o Governo do Estado de São Paulo poderia aplicar à AES Tietê as seguintes penalidades previstas na Lei de Licitações: (i) advertência; e/ou (ii) suspensão da participação da AES Tietê em licitações estaduais. O Governo do Estado de São Paulo pode compelir judicialmente a AES Tietê a cumprir com a obrigação de expansão e, em caso de não cumprimento da obrigação, à conversão da obrigação em indenização por perdas e danos que neste momento não temos como estimar. Nesse caso, o Estado teria que comprovar os prejuízos causados pelo suposto não cumprimento da obrigação de expansão pela AES Tietê. Se as perdas e danos forem de valor elevado, poderão afetar negativamente o fluxo de caixa e resultados da Companhia. Adicionalmente, em 15 de janeiro de 2008, foi proposta ação popular no intuito de obter aplicação das penalidades previstas no contrato de concessão, que tratam da rescisão e/ou cancelamento da concessão, às empresas Duke Energy International Geração Paranapanema S.A. e AES Tietê, bem como a aplicação das demais penalidades (multas, intervenção, revogação da concessão, extinção da concessão e reversão dos bens e instalações vinculados), pelo não cumprimento da obrigação de expansão. Até o presente momento, não houve decisão judicial. A classificação de risco da ação, efetuada pelos advogados que representam a AES Tietê é considerada como de perda possível, diante da possibilidade de extinção do processo pelo descabimento da via processual utilizada e, baseado no mérito da ação, devido à existência de fortes argumentos a embasar a legitimidade dos atos praticados em decorrência da nova realidade do setor elétrico. O desenvolvimento de atividades em usinas da Companhia está sujeito a licenciamento imobiliário Além das licenças ambientais, o desenvolvimento de suas atividades nas usinas hidroelétricas está sujeito ao licenciamento imobiliário por autoridades municipais e corpos de bombeiros locais. Algumas das usinas hidroelétricas que a Companhia opera não estão devidamente licenciadas perante referidos órgãos. Caso a Companhia não consiga obter o licenciamento imobiliário para as usinas, o desenvolvimento de suas atividades pode vir a ser suspenso ou interrompido em uma ou mais usinas, afetando sua capacidade de produção de energia. Eventuais déficits referentes ao antigo plano de previdência privada da Companhia Energética de São Paulo ( CESP ) assumidos pela Companhia poderão onerá-la financeiramente Quando da sua privatização, a Companhia assumiu a cobertura do déficit atuarial do plano de previdência privada vigente até aquele momento, referente aos benefícios de aposentados e pensionistas e a garantia aos empregados ativos de um benefício, na data de sua aposentadoria, proporcional ao serviço passado. Para financiar esse déficit atuarial, em 25 de novembro de 1997, a Companhia firmou um contrato de confissão de dívida com a Fundação CESP. O vencimento desse contrato seria em setembro de As parcelas deste contrato incluíam juros anuais de 6,0%, e eram ajustadas mensalmente pelo IGP-DI. No final de cada exercício era feita uma avaliação atuarial e eventuais déficits ou superávits do plano eram acrescidos ou subtraídos do saldo do contrato, promovendo um recálculo das parcelas remanescentes. Ao longo dos anos, os superávits foram reduzindo o saldo do 19

20 contrato, de modo que em 31 de dezembro de 2009 e 2008, o saldo da dívida estava integralmente compensado com o ganho atuarial no mesmo montante. No entanto, caso eventuais déficits referentes ao antigo plano de previdência privada venham a ocorrer no futuro, recursos adicionais poderão ser aportados pela Companhia. b. Relacionados ao seu controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle A Companhia poderá enfrentar conflitos de interesse em negociações com partes relacionadas. The AES Corporation ( AES Corporation ) detém 50% mais uma ação do capital votante da Companhia Brasiliana de Energia ( Brasiliana ) (por meio da AES Brasil), que por sua vez detém direta e indiretamente aproximadamente 76% do capital votante da AES Eletropaulo, sua principal cliente. Atualmente, toda sua garantia física é vendida para a AES Eletropaulo por meio do Contrato de Venda de Energia válido até 31 de dezembro de 2015 ( Contrato de Compra e Venda de Energia ). Tais circunstâncias podem gerar conflitos de interesses na implantação de negócios entre a Companhia e a AES Eletropaulo. A aprovação de certas matérias pelo Conselho de Administração da Companhia e por seus acionistas está sujeita à prévia aprovação por parte da BNDES Participações S.A. ( BNDESPAR ) e da The AES Corporation ( AES Corporation ). Em virtude de acordo de acionistas celebrado por e entre AES Holdings Brasil Ltda. ( AES Brasil ) e BNDESPAR, em 22 de dezembro de 2003, conforme alterado de tempos em tempos, que tem por objeto a definição de regras específicas sobre, entre outras matérias, (i) o exercício de direito de voto na Brasiliana, na Companhia e todas as demais companhias operacionais controladas pela Brasiliana, e (ii) as relações entre a AES Brasil e a BNDESPAR, regulando o controle da Brasiliana, bem como o exercício do controle sobre a Companhia ( Acordo de Acionistas da Brasiliana ) celebrado pela Brasiliana, controladora da Companhia, a aprovação de certas matérias pelo Conselho de Administração e pelos acionistas da Companhia, incluindo, entre outras, a implantação de planos e orçamentos comerciais, a emissão de ações ou de títulos representativos de dívida, incluindo as debêntures, e a aprovação de certos instrumentos de empréstimo ou de financiamento por seu Conselho de Administração e por seus acionistas está sujeita à aprovação prévia da BNDESPAR e da AES Corporation. Além disso, AES Corporation e a BNDESPAR têm poderes para (i) eleger a maioria dos membros do Conselho de Administração da Companhia; (ii) impedir negociações significativas que demandem a aprovação dos acionistas; (iii) impedir uma mudança do controle da Companhia, ainda que a mudança de controle seja de interesse dos demais acionistas; (iv) impedir uma fusão estratégica com outra companhia geradora de energia que poderia criar benefícios significativos para as empresas participantes da fusão; (v) limitar a oportunidade dos demais acionistas de receber um ágio por suas ações em virtude de eventual reorganização societária, incluindo incorporações, fusões, cisões e incorporação de ações; (vi) influenciar a política de dividendos da Companhia; (vii) alienar, nos termos da cláusula 5 do Acordo de Acionistas, suas ações de emissão da Brasiliana. a Companhia não pode assegurar que a BNDESPAR e a AES Corporation aprovarão as propostas que a sua diretoria julga serem necessárias para implantar sua estratégia de negócios, ou se tal aprovação será obtida em tempo hábil, o que poderá causar impacto adverso sobre sua condição financeira e resultados operacionais. Se a Brasiliana, acionista controladora da Companhia, deixar de efetuar qualquer pagamento de suas debêntures, parcialmente garantidas por ações de emissão da Companhia detidas pela Brasiliana, as ações da Companhia dadas em garantia poderão ser transferidas, no todo ou em parte, a terceiros, o que poderá acarretar eventual mudança de controle da Companhia e descontinuidade da sua administração atual. Em 30 de outubro de 2006, a Brasiliana realizou a sua 3ª emissão de debêntures no valor original de R$800,0 milhões, que teve como garantia de pagamento a alienação fiduciária das ações de emissão da Companhia detidas pela Brasiliana, que representam 50,8% das ações da AES Tietê detidas pela Brasiliana, bem como os proventos decorrentes do fluxo de dividendos e juros sobre o capital próprio subjacentes às referidas ações dadas em garantia. Caso a Brasiliana deixe de efetuar o pagamento dessas debêntures, as ações da Companhia dadas em garantia nesta emissão poderão ser transferidas, no todo ou em parte, a terceiros, o que poderá acarretar eventual mudança de controle da Companhia e descontinuidade da sua administração atual. Nesta hipótese, deve-se observar que de acordo com o Contrato de Concessão qualquer alteração do controle acionário da Companhia deverá passar pela prévia aprovação da Agencia Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ) (cláusula décima segunda do Contrato de Concessão da AES Tietê). Caso seja descumprida alguma obrigação contratual, como a supramencionada, o Poder Concedente poderá aplicar as penalidades previstas no contrato, bem como intervir na concessão e se, depois de instaurado o processo administrativo, for constatado que o descumprimento persiste, poderá ser declarada a caducidade. Os interesses dos acionistas controladores da Companhia podem ser conflitantes com os interesses dos investidores. Os acionistas controladores da Companhia têm poderes para, entre outras coisas, eleger a maioria dos membros do seu Conselho de Administração e, exceto por situações específicas previstas na Lei das Sociedades por Ações e observada a disciplina do conflito de interesses no exercício do direito de voto, determinar o resultado de qualquer deliberação que exija aprovação de acionistas, inclusive nas operações com partes relacionadas, reorganizações societárias, alienações, parcerias e a época do pagamento de quaisquer dividendos futuros, observadas as exigências de pagamento do dividendo obrigatório, impostas pela Lei das Sociedades por Ações. Os acionistas controladores da Companhia poderão ter interesse em realizar aquisições, alienações, parcerias, buscar financiamentos ou operações similares que podem entrar em conflito com os interesses dos investidores, e, mesmo em tais casos, o interesse dos acionistas controladores da Companhia poderá prevalecer. Mudança no controle e descontinuidade da administração atual da Companhia A saída dos controladores indiretos da Companhia poderá acarretar uma eventual descontinuidade da sua administração atual. Neste caso, a Companhia não pode garantir que terá sucesso em manter a administração atual ou atrair membros qualificados para integrar sua administração. A saída de qualquer membro chave da administração da Companhia, ou a incapacidade de atrair e manter pessoal qualificado para integrá-la, pode causar um efeito adverso relevante nos negócios, situação financeira e resultados operacionais da Companhia. 20

21 A Companhia faz parte de um grupo econômico em que participam outras entidades operacionais que são e poderão ser parte em processos judiciais nos quais a Companhia pode vir a ter responsabilidade solidária ou subsidiária pelos resultados. A Companhia faz parte de um grupo econômico onde existem outras companhias operacionais. No curso de suas atividades, essas companhias são parte em processos judiciais onde, caso condenadas, o resultado da condenação poderá afetar a Companhia de forma solidária ou subsidiária. Isso inclui processos de diversas naturezas como, por exemplo, questões previdenciárias, trabalhistas e ambientais. Caso alguma das entidades do grupo econômico sofra condenação judicial e a Companhia seja chamada a responder subsidiária ou solidariamente por tal condenação, os resultados operacionais e financeiros da Companhia poderão ser adversamente afetados. c. Relacionados aos seus acionistas A Companhia poderá vir a precisar de capital adicional no futuro, com a emissão de valores mobiliários, o que poderá resultar em uma diluição da participação do investidor em ações da Companhia. É possível que a Companhia tenha interesse em captar recursos no mercado de capitais, por meio de emissão de ações e/ou colocação pública ou privada de títulos conversíveis em ações. A captação de recursos adicionais por meio da emissão pública de ações, que pode não prever direito de preferência aos seus atuais acionistas, poderá acarretar diluição da participação acionária do investidor no capital social da Companhia. Os proprietários das ações da Companhia podem não receber dividendos ou juros sobre o capital próprio. De acordo com seu estatuto social ( Estatuto Social ), a Companhia deve pagar aos acionistas um dividendo anual obrigatório não inferior a 25% de seu lucro líquido anual, calculado e ajustado nos termos da Lei das Sociedades por Ações. Seu Estatuto permite o pagamento de dividendos intermediários, à conta de lucros acumulados ou de reservas de lucros existentes no último balanço anual ou semestral. A Companhia poderá ainda pagar juros sobre o capital próprio, limitados aos termos da lei. Os dividendos intermediários e os juros sobre o capital próprio declarados em cada exercício social poderão ser imputados ao dividendo mínimo obrigatório do resultado do exercício social em que forem distribuídos. O lucro líquido pode ser capitalizado, utilizado para compensar prejuízo ou então retido, conforme previsto na Lei das Sociedades por Ações, podendo não ser disponibilizado para pagamento de dividendos ou juros sobre o capital próprio. A Companhia pode não pagar dividendos aos seus acionistas em qualquer exercício social se seus administradores manifestarem ser tal pagamento desaconselhável diante da situação financeira da Companhia. A volatilidade e falta de liquidez do mercado de valores mobiliários brasileiro poderão limitar a capacidade de venda das ações da Companhia pelo preço e momento desejados. O mercado de valores mobiliários brasileiro é substancialmente menor, menos líquido, mais volátil e mais concentrado do que os principais mercados de valores mobiliários internacionais. Conforme dados da BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros ( BM&FBOVESPA ), as dez maiores companhias, em termos de capitalização de mercado representavam, aproximadamente, 49,16% da capitalização de mercado agregada de todas as companhias listadas na BM&FBOVESPA em 31 de dezembro de Essas características de mercado podem limitar substancialmente a capacidade dos detentores de ações de vendê-las ao preço e na ocasião em que desejarem fazê-lo e, conseqüentemente, poderão vir a afetar negativamente o preço de mercado das ações. d. Relacionados às suas controladas Controlamos a AES Minas PCH Ltda ( AES PCH Minas ), uma empresa detentora de 7 Pequenas Centrais Hidrelétricas ( PCHs ), sendo 1 (uma) desativada em estudo de modernização, no Estado de Minas Gerais. A capacidade instalada de todas as PCHs somadas é de 6,2 MW. Os ativos e as operações da AES Minas PCH estão sujeitos aos mesmos riscos hidrológicos, técnicos e operacionais da AES Tietê, podendo, portanto ter efeitos materiais adversos nos resultados operacionais consolidados da AES Tietê. A Companhia também é controladora da AES Rio PCH Ltda. ( AES PCH Rio ), que não possui operação. e. Relacionados a seus fornecedores Custos de contratação podem variar de acordo com a demanda de mercado devido à limitação do número de fornecedores. As necessidades de manutenção da Companhia e as demandas de construção de novas obras são basicamente atendidas por quatro grandes fornecedores. Sendo assim, a Companhia está vulnerável à oferta e demanda do mercado, principalmente em momentos em que existem grandes investimentos no setor elétrico, o que pode nos fazer pagar preços elevados por esses serviços. A incapacidade ou indisposição desses terceiros em prestar os serviços contratados pela Companhia com a qualidade prevista em contrato, poderá: (i) provocar inadimplemento das obrigações regulatórias da Companhia, (ii) colocar em risco a preservação de suas centrais geradoras, (iii) reduzir temporariamente a disponibilidade/capacidade de geração de energia elétrica das suas centrais hidrogeradoras. Consequentemente, a Companhia poderá obter menor receita de vendas e estará possívelmente sujeita ao pagamento de multas e penalidades em decorrência do descumprimento de suas obrigações conforme previstas em seus contratos de longo prazo de compra e venda de energia elétrica, o que poderá causar um efeito adverso sobre os resultados da Companhia. Ademais, a rescisão desses contratos de construção ou operação e manutenção, ou a incapacidade da Companhia de renová-los ou de negociar novos contratos com outros prestadores de serviço igualmente qualificados, tempestivamente e com preços similares, poderá causar um efeito adverso sobre seus resultados. Alguns problemas com subcontratadas podem afetar a Companhia de forma solidária. 21

22 Durante a execução de manutenções, as empresas contratadas utilizam recursos externos tais como subcontratações. Devido a eventuais alterações das condições previstas, as subcontratadas podem não suportar alterações de cenários e podem pleitear compensações financeiras diretamente da Companhia, impactando adversamente seus resultados. Um pequeno volume de energia de outros geradores é adquirido para cumprimentos das obrigações contratuais da Companhia. Em 2009, a AES Tietê adquiriu de outros agentes aproximadamente 3,7% de sua energia vendida. Tais agentes estão sujeitos a riscos hidrológicos, técnicos, operacionais e financeiros que podem afetar sua capacidade de cumprimento das obrigações contratuais assumidas perante a AES Tietê, podendo assim causar efeitos adversos sobre os resultados operacionais da Companhia. f. Relacionados a seus clientes Em 2009, 95,5% do faturamento da AES Tietê foi proveniente do Contrato de Venda de Energia, válido até 31 de dezembro de Além desse contrato, a parcela remanescente é comercializada no Mecanismo de Realocação de Energia ( MRE ) e mercado spot. A ocorrência de qualquer situação que afete adversamente a capacidade dos clientes da Companhia de honrarem com as obrigações previstas nos seus respectivos contratos, i.e. AES Eletropaulo, poderá ter efeito adverso na condução dos negócios da Companhia, seus resultados operacionais e condição financeira. g. Relacionados aos setores da economia nos quais a Companhia atua Condições hidrológicas desfavoráveis podem afetar adversamente os resultados da Companhia. O desempenho das atividades operacionais da Companhia depende de condições hidrológicas favoráveis. Suas 10 usinas de geração de energia elétrica, nas regiões central e nordeste do Estado de São Paulo, são hidrelétricas. Além disso, de acordo com os dados do Operador Nacional do Sistema Elétrico. ( ONS"), aproximadamente 93,3% do suprimento de energia do Sistema Interligado Nacional ( SIN ), é gerado por usinas hidrelétricas. Como o SIN opera em sistema de despacho otimizado e centralizado pelo ONS, cada usina hidrelétrica, incluindo as usinas hidrelétricas da Companhia, estão sujeitas a variações nas condições hidrológicas verificadas tanto na região geográfica em que a Companhia opera como em outras regiões do país. A região em que suas usinas hidrelétricas operam está sujeita a condições hidrológicas imprevisíveis, com desvios não-cíclicos da média de chuvas. O período mais recente de poucas chuvas foi nos anos anteriores a 2001, quando o Governo Federal da República Federativa do Brasil ( Governo Federal ) instituiu o Programa de Racionamento, um programa destinado a reduzir o consumo de eletricidade, de 1º de junho de 2001 até 28 de fevereiro de Uma nova ocorrência de condições hidrológicas desfavoráveis que resulte em baixo suprimento de eletricidade no mercado brasileiro poderá causar, entre outras coisas, a implementação de programas amplos de conservação de eletricidade, incluindo reduções compulsórias no consumo de eletricidade. É possível que períodos prolongados de chuvas abaixo da média afetem negativamente os resultados financeiros futuros da Companhia. A diminuição na capacidade da Companhia de honrar com as obrigações previstas no Contrato de Venda de Energia pode afetar adversamente seu resultado. Nos termos do Contrato de Venda de Energia, a Companhia vende a totalidade de sua garantia física à Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo SA ( AES Eletropaulo ). A ocorrência de qualquer situação que afete adversamente a capacidade da AES Tietê de honrar com as obrigações previstas neste Contrato de Venda de Energia poderá ter efeito substancial e adverso na condução dos negócios, resultados operacionais e condição financeira da Companhia. O impacto de uma potencial falta de eletricidade e o conseqüente racionamento da eletricidade, como ocorrido em 2001 e 2002, poderá ter um efeito relevante e adverso sobre os negócios e resultados operacionais da Companhia. A energia hidrelétrica é a maior fonte de eletricidade no Brasil, representando aproximadamente 68,0% 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 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 estabeleceu índices de redução de consumo de energia para consumidores industriais, comerciais e residenciais, que variavam de 15% a 25%, e durou de junho de 2001 a fevereiro de Se o Brasil passar por mais um período de potencial ou efetiva escassez de eletricidade, o Governo Federal poderá implementar políticas e medidas que poderão ter efeito substancial e adverso na condução dos negócios da Companhia, seus resultados operacionais e condição financeira. h. Relacionados à regulação dos setores da economia nos quais a Companhia atua A extensa legislação e regulamentação governamental e eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar os negócios e resultados da Companhia. As atividades da Companhia, assim como dos seus concorrentes, são regulamentadas e fiscalizadas pela - Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ), que implementa as diretrizes do - Ministério de Minas e Energia ( MME ), órgão do Governo Federal responsável pela condução das políticas energéticas do país. As instituições do setor elétrico brasileiro têm, historicamente, exercido um grau substancial de influência sobre os seus negócios, incluindo sobre a produção de energia, que segue o despacho centralizado realizado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS. O Governo Federal estabeleceu novas políticas para o setor de energia, através da publicação da Lei , de 15 de março de 2004, que introduziu o Novo Modelo do Setor Elétrico, alterando as diretrizes para os agentes setoriais. Qualquer medida 22

23 regulatória poderá exercer significativo impacto sobre as atividades da Companhia e causar um efeito adverso sobre seus resultados. É possível mencionar o recálculo da garantia física das usinas, previsto para ocorrer em A garantia física - adicionada aos contratos de compra - compõe o montante de energia que um gerador pode vender. Caso ela seja reduzida, a AES Tietê terá que aumentar seus contratos de compra para manter sua capacidade de venda ou terá sua capacidade de venda reduzida. Em ambos os casos, a Companhia poderia ficar sujeita a implicações comerciais negativas. A concessão que nos autoriza a gerar energia elétrica a partir dos aproveitamentos hidrelétricos está sujeita à extinção em alguns casos, o que pode afetar negativamente a Companhia. Nos termos do Contrato de Concessão, foi outorgada à Companhia concessão referente ao aproveitamento hidrelétrico a partir do qual ela gera a energia por ela comercializada. Tal concessão expira em 20 de dezembro de A Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, conforme alterada ( Lei de Concessões ) dispõe que a concessão poderá ser extinta, antes do término de seu prazo inicial de 30 anos, em caso de encampação ou de declaração de caducidade da concessão pelo poder concedente. Nos termos da Lei de Concessões, a encampação depende de lei autorizativa e se fará após o pagamento de prévia indenização. A caducidade poderá ser declarada no caso de descumprimento, por parte da Companhia, das obrigações previstas em seu Contrato de Concessão e na legislação e regulamentação aplicáveis. A Companhia também pode requerer a extinção da concessão em caso de descumprimento pelo poder concedente de suas obrigações, mas para tanto é necessária uma ação judicial específica. O término antecipado do Contrato de Concessão pela Companhia teria efeito substancial e adverso na condução dos seus negócios, resultados operacionais e condição financeira. A ANEEL pode impor penalidades à Companhia ou intervir em suas concessões por descumprimento de obrigações previstas nos seus respectivos contratos de concessão. A ANEEL pode impor penalidades à Companhia por descumprimento de qualquer disposição de seu contrato de concessão. Dependendo da gravidade do inadimplemento, tais penalidades podem incluir o seguinte: advertências; multas aplicadas no valor máximo, por infração incorrida, de 2% (dois por cento) do valor do faturamento anual da Concessionária ou do valor estimado da energia produzida, correspondente aos últimos doze meses anteriores à lavratura do auto de infração, ou estimado para um período de doze meses, caso não esteja em operação, ou operando por um período inferior a doze meses; As penalidades serão aplicadas mediante procedimento administrativo, guardando proporção com a gravidade da infração, assegurando-se à Concessionária direito de defesa e ao contraditório. Nos casos de descumprimento das penalidades impostas por infração, ou descumprimento de notificação ou determinação do Poder Concedente para regularizar a prestação de serviços, poderá ser decretada a caducidade da concessão. A ANEEL pode ainda, e sem prejuízo das penalidades descritas acima, intervir nas concessões para assegurar a adequada exploração dos aproveitamentos hidrelétricos e o cumprimento das leis e regulamentos aplicáveis. Qualquer das penalidades descritas acima, bem como a intervenção da ANEEL nas concessões, poderia ter um efeito relevante e adverso na condução dos negócios da Companhia, resultados operacionais e condição financeira. Novas regras para a venda de energia elétrica e condições de mercado poderão, no futuro, afetar os preços de venda de energia elétrica praticados pela Companhia. Não é possível prever o preço pelo qual a Companhia poderá contratar sua energia e nem se conseguirá contratar toda a sua garantia física no longo prazo após o término do Contrato de Venda de Energia. A legislação em vigor obriga que as distribuidoras de energia elétrica contratem somente no Ambiente de Contratação Regulada através de leilões públicos de energia e que consumidores livres, comercializadores e geradores contratem a Companhia no Ambiente de Contratação Livre, através de contratos bilaterais livremente negociados. Em decorrência de alterações nas condições de mercado, a Companhia poderá não conseguir contratar a totalidade, ou não conseguir contratar com preços adequados, a garantia física da Companhia, e qualquer dessas situações poderá ter efeito substancial e adverso na condução dos seus negócios, resultados operacionais e condição financeira. Os equipamentos, instalações e operações da Companhia estão sujeitos a uma extensa legislação ambiental, segurança do trabalho e de saúde, que pode vir a se tornar mais rigorosa no futuro e pode resultar em aumento de obrigações e de gastos de capital. A atividade de geração de energia está sujeita a extensa legislação e fiscalização ambiental, de segurança do trabalho e de saúde nas esferas federal, estadual e municipal. Os órgãos competentes podem impor sanções por falha no cumprimento ou pelo descumprimento de tal legislação. Estas sanções podem incluir, entre outras, multas substanciais, de até R$50 milhões, a cassação de licenças e até mesmo a paralisação de atividades. Este aumento nos custos ou investimentos necessários poderá ter efeito substancial e adverso na condução dos negócios da Companhia, seus resultados operacionais e condição financeira. Devido ao exposto no Decreto nº do Estado de São Paulo, datado de 4 de dezembro de 2002, que dispõe sobre a prevenção e o controle da poluição no meio ambiente, foram necessárias a obtenção de licenças ambientais para os empreendimentos instalados que anteriormente eram isentos de tais licenças (empreendimentos instalados antes de 1986) e, ainda de acordo com essa regulamentação, solicitação de renovação de licenças até 2007 para os empreendimentos que já possuíam licença ambiental emitida, mas sem prazo de validade estipulado. As licenças ambientais de operação de nove das dez usinas da Companhia que são localizadas no Estado de São Paulo estão em fase derenovação perante o órgão ambiental competente. Todos os pedidos de renovação foram feitos dentro do prazo legal (120 dias antes da expiração da licença anterior), dessa forma, essas usinas podem ser consideradas regulares de acordo com a 23

24 legislação ambiental. A Usina Hidroelétrica Nova Avanhandava, a única que não possui licença ambiental de operação, seguindo a legislação ora vigente, está em processo de regularização junto ao órgão ambiental estadual Companhia Ambiental do Estado de São Paulo ( CETESB ) - desde Apesar de até a presente data a CETESB não ter emitido a licença de operação, manifestou-se formalmente por meio de ofícios, atestando que a AES Tietê havia apresentado todos os documentos e informações necessárias para completar o processo de licenciamento. Para as pequenas centrais hidroelétricas instaladas no Estado de Minas Gerais, os processos de regularização do licenciamento ambiental estão em curso, aguardando os pareceres do Conselho de Política Ambiental, tendo a AES Tietê fornecido todas as informações solicitadas pelas superintendências regionais. Ademais, a CETESB e/ou o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis ( IBAMA ) podem impor encargos financeiros para a concessão das licenças em vigor. Em caso de imposição de encargos mais onerosos, os resultados da Companhia e, conseqüentemente, sua situação financeira poderão ser adversamente afetados. Por fim, não é possível assegurar se ou quando essas licenças serão emitidas ou renovadas pelo órgão ambiental. Não é possível assegurar também se a Companhia será capaz de cumprir com todas as condicionantes impostas nos processos de licenciamento dentro dos prazos estipulados pelos órgãos ambientais. A não renovação ou não obtenção de licença de operação de qualquer uma das dez usinas poderá ter como conseqüência a paralisação da respectiva usina. Além disso, o não cumprimento das condicionantes das licenças dentro do prazo estabelecido pelo órgão ambiental poderá sujeitar a Companhia à imposição de multas ou até mesmo a paralisação da respectiva usina. A paralisação de qualquer uma de suas usinas afetará substancialmente seus negócios, resultados operacionais e condição financeira. i. Relacionados aos países estrangeiros onde o emissor atue Não aplicável, uma vez que a atuação da Companhia é restrita ao Brasil. 4.2 Expectativas de redução ou aumento na exposição da Companhia a riscos relevantes A Companhia monitora constantemente os riscos do seu negócio que possam impactar de forma adversa suas operações e resultados, inclusive mudanças no cenário macroeconômico e setorial que possam influenciar suas atividades, analisando índices de preços e de atividade econômica, assim como a oferta e demanda de energia elétrica. A Companhia administra de forma conservadora sua posição de caixa e seu capital de giro. Atualmente, a Companhia não identifica cenário de aumento ou redução dos riscos mencionados 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) Contingências Cíveis Na data desse documento, a AES Tietê possui aproximadamente 403 (quatrocentos e três) processos judiciais em andamento nos quais é parte, sendo que apenas 07 (sete) 7 deles são considerados relevantes para os interesses da Companhia, conforme abaixo discriminado, cujos valores provisionados possuem a data-base de dezembro de Em 31 de dezembro de 2009, o valor provisionado nas demonstrações financeiras consolidadas da AES Tietê perfazia o montante de R$21,9 milhões para as ações cíveis e o montante de R$6,9 milhões para o processo judicial que discute perdas no repasse de energia de Itaipu. Abaixo, estão detalhados os principais processos nos quais a Companhia está envolvida. Processos Judiciais Relevantes para os interesses da Companhia: I- Discussões judiciais tendo a AES Tietê como Ré: Processo n a) juízo 15ª Vara Federal da Seção Judiciária da Justiça Federal do Distrito Federal b) instância 1ª instância c) data de instauração 22/08/2002 d) partes no processo Autor: AES Sul - Distribuidora Gaúcha de Energia S/A Réus: AES Tietê S/A, AES Uruguaiana Empreendimentos S/A ( Uruguaiana ), ANEEL, dentre outros. e) valores, bens ou direitos R$28,8 milhões envolvidos f) principais fatos Trata-se de discussão sobre Despacho da ANEEL (Despacho 288/02) que regulamentou operação de venda de energia efetuada pela AES Sul. Aguarda-se decisão de Primeira Instância. g) chance de perda Provável h) impacto em caso de perda Desembolso de R$20,9 milhões, uma vez que em cumprimento a decisão liminar o valor de R$7,9 milhões foi retirado da conta da AES Tietê em novembro de i) valor provisionado R$20,9 milhões (dezembro de 2009) 7 Conforme pode ser notado na 3ª planilha abaixo, há 2 processos com objetos idênticos entre as mesmas partes que, no entanto, alternam-se nos pólos passivo e ativo das ações. 24

25 Processo n a) juízo 2ª Vara da Justiça Federal de São Paulo b) instância 1ª Instância c) data de instauração 15/01/2008 d) partes no processo Autor: Wilson Marques de Almeida, Gentil Teixeira de Freitas, Djalma de Oliveira, Rogério da Silva, Sebastião Moreira Arcanjo, Osvaldo Passadore Júnior e Carlos Rogério Araújo. Réu: AES Tietê S/A, União Federal, Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL e Duke Energy International Geração Paranapanema. e) valores, bens ou direitos Valor inestimável. envolvidos f) principais fatos Trata-se de discussão sobre a expansão da capacidade de Geração da AES Tietê prevista no contrato de Concessão. Aguarda-se decisão em Primeira Instância. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há Pedido processual visa a aplicação de multas, intervenção nas empresas-rés e a revogação e/ou extinção da concessão das Rés em razão do suposto descumprimento da cláusula do contrato. Processo n * a) juízo 16ª Vara Federal da Justiça Federal do Distrito Federal. b) instância 2ª Instância c) data de instauração 23/11/2001 d) partes no processo Autor: Eletrobrás Réu: AES Tietê, ANEEL e outros e) valores, bens ou direitos Valor de R$6,9 milhões (dezembro de 09), equivale à receita envolvidos obtida pela AES Tietê com a venda do Excedente de Itaipu. f) principais fatos Trata-se de discussão sobre a obrigatoriedade da AES Tietê em efetuar a compra da energia de Itaipu. O valor de contingência equivalente ao desembolso da AES Tietê para a aquisição de energia de Itaipu. Decisão em Primeira Instância, parcialmente favorável à AES Tietê, em razão de medida liminar que determinou serem devidos os valores pretéritos referentes ao período entre janeiro de 2003 e setembro de Aguarda-se decisão em Segunda Instância. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda Com relação aos pedidos efetuados na ação (i) Declaração do direito da Eletrobrás, como titular no Brasil, para aquisição e comercialização de toda a energia excedente de Itaipu não vinculada à potência contratada pelas distribuidoras de energia; (ii) Determinação para que a ASMAE (Administradora de Serviços do MAE antecessora da atual CCEE) efetive toda a contabilização da energia excedente de Itaipu, desde setembro de 2000 em diante a favor da Eletrobrás, procedendo ao seu faturamento imediato e (iii) Condenação ao ressarcimento da Eletrobrás, solidariamente entre a ANEEL e as Rés distribuidoras de energia, por todas as perdas financeiras sofridas, a serem apuradas em liquidação, face à não contabilização e faturamento da energia excedente de Itaipu a favor da Eletrobrás, o impacto em caso de decisão desfavorável à AES Tietê não pode ser aferido, pois dependerá de recontabilização das operações das energias de curto prazo no âmbito da CCEE (antigo MAE). Desta forma, em caso de perda da ação pela AES Tietê, a CCEE deverá recontabilizar os meses em questão a fim de verificar os impactos à mesma. i) valor provisionado R$6,9 milhões (dezembro de 09) referente ao período pretérito da compra de energia, conforme decisão judicial. * Há processo movido pela AES Tietê, o qual possui objeto idêntico ao presente no qual houve decisão favorável à AES Tietê em Primeira Instância. Aguarda-se decisão judicial em Segunda Instância, tendo risco de perda classificado como remoto. (Processo ª Vara Federal da Justiça Federal do Distrito Federal.) 25

26 II- Discussões judiciais tendo a AES Tietê como Autora 8 Processo n a) juízo 16ª Vara Federal da Justiça Federal do Distrito Federal b) instância 2ª Instância c) data de instauração 05/12/2001 d) partes no processo Autor: AES Tietê Réu: ANEEL e) valores, bens ou direitos R$13,7 milhões (valor histórico pleiteado à época do ajuizamento envolvidos da ação judicial) f) principais fatos Trata-se de discussão sobre revisão contratual para adequação do aumento valor de Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social.( COFINS ) incidente. Decisão em Primeira Instância favorável à AES Tietê. Aguarda-se decisão em Segunda Instância. g) chance de perda Remota h) impacto em caso de Não recebimento dos valores pleiteados. perda i) valor provisionado Não há. Processo n a) juízo 2ª Vara de Falências e Recuperações Judiciais b) instância 1ª Instância c) data de instauração 17/06/2005 d) partes no processo Autor: AES Tietê S.A. como credora quirografária Réu: MASSA FALIDA DO BANCO SANTOS S.A. e) valores, bens ou direitos envolvidos R$39,7 milhões é o crédito da AES Tietê S.A. O montante total dos débitos do Banco Santos S.A. é de R$2,743 milhões, conforme segunda listagem de credores publicada em (valor histórico à época da habilitação na recuperação judicial). f) principais fatos Trata-se de habilitação de créditos da AES Tietê na Massa Falida do Banco Santos. Atualmente, aguarda-se o julgamento das impugnações e habilitações para formação do quadro-geral de credores. g) chance de perda Remota h) impacto em caso de Não recebimento dos valores pleiteados. perda i) valor provisionado Não há. Processo n a) juízo 46ª Vara Cível da Comarca do Rio de Janeiro - Capital b) instância 1ª Instância c) data de instauração 03/08/2004 d) partes no processo Autor: AES Tietê Réu: Furnas Centrais Elétricas S.A e) valores, bens ou direitos R$36,2 milhões (dezembro de 2009) envolvidos f) principais fatos Ação de cobrança contra Furnas Centrais Elétricas S.A pela energia vendida no mercado de curto prazo do MAE, entre Set./1999 e Jul./2000, pela AES Tiete S/A. Decisão favorável transitada em julgado. Iniciada a execução do julgado em 08/01/2010. g) chance de perda Remota h) impacto em caso de Não recebimento dos valores pleiteados. perda i) valor provisionado Não há. 8 As discussões ativas não estão registradas nas demonstrações contábeis da Companhia. 26

27 Contingências Tributárias A AES Tietê possui aproximadamente 21 ações judiciais em andamento nos quais é parte, sendo que em 3 ações a Companhia figura como autora e em 18 ações a empresa figura como ré. Dentro desse número de ações, apenas 05 delas são consideradas relevantes para os interesses da Companhia. Em 31 de dezembro de 2009, o valor provisionado nas demonstrações financeiras da AES Tietê, relacionado às ações fiscais perfazia o valor é de R$ 48,4 milhões 9. Os processos considerados relevantes estão detalhadamente descritos abaixo, cujos valores provisionados possuem a data-base de 31 de dezembro de 2009: Processo n a) juízo 13ª Vara da Justiça Federal em São Paulo b) instância 2 ª instância judicial c) data de instauração 06/09/2000 d) partes no processo Impetrante: AES Tietê S/A. (anteriormente denominada Companhia de Geração de Energia Elétrica Tietê) Impetrado: Delegado da Receita Federal em São Paulo e) valores, bens ou R$2,3 milhões (dezembro de 2009) direitos envolvidos f) principais fatos Concessão de liminar e sentença concessiva de segurança para assegurar o direito líquido e certo da Companhia (i) proceder ao recolhimento da contribuição ao Programa de Integração Social ( PIS ) nos moldes previstos pela Lei Complementar 7/70, afastando se a sistemática prevista na Lei nº 9.718/98, (ii) realizar depósito judicial dos valores em discussão, bem como (iii) efetuar a compensação dos valores indevidamente pagos. Últimos Andamentos: 06/06/2007: proferida decisão dando parcial provimento ao Recurso Extraordinário para reconhecer a inconstitucionalidade da majoração da base de cálculo do PIS, tal como realizado pela Lei nº 9.718/98, mas reconhecendo a incompetência do Supremo Tribunal Federal ( STF ) para apreciação do pedido de compensação dos valores indevidamente pagos da exação. Em 20/06/2007 referida decisão foi publicada. Em 25/06/2007: em face da referida decisão, a Companhia interpôs Agravo Regimental. Aguarda-se julgamento do Agravo Regimental. g) chance de perda Remota h) impacto em caso de perda Em caso de decisão desfavorável, a Companhia será cobrada pela Receita Federal no mesmo montante do valor provisionado. i) valor provisionado R$1,8 milhão (dezembro de 2009) Processo n a) juízo 15ª Vara da Justiça Federal em São Paulo b) instância 1ª instância judicial c) data de instauração 13/ d) partes no processo Impetrante: AES Tietê S/A. (anteriormente denominada Companhia de Geração de Energia Elétrica Tietê) Impetrado: Delegado da Receita Federal em São Paulo e) valores, bens ou R$ 0,1 milhão (agosto de 1999) direitos envolvidos f) principais fatos Concessão de liminar e sentença concessiva de segurança que assegure o direito líquido e certo da Companhia de (i) recolher a COFINS nos termos da Lei Complementar nº 70/91 afastando-se a sistemática prevista na Lei nº 9.718/98, (ii) realizar depósito judicial dos valores controversos (3% sobre a receita financeira e outras receitas, bem como a majoração de 1% sobre o faturamento), bem como (iii) ver suspensa a exigibilidade do crédito tributário dos valores em discussão. 9 O valor de provisão é composto por duas ações: (i) uma ação judicial com prognóstico de perda remoto ( ), mas com o valor contigenciado por decorrência de obrigação legal; e (ii) uma ação judicial com prognóstico de perda provável ( ). 27

28 Último Andamento: Em 23/01/2009 foi publicada decisão intimando a Companhia a se manifestar sobre os cálculos apresentados pela União Federal, o que foi cumprido. Aguarda-se nova manifestação da União Federal. g) chance de perda Provável h) impacto em caso de perda Processo encerrado e atualmente em fase de apuração de valores pelo Perito Contador. i) valor provisionado R$46,7 milhões (dezembro de 2009) Processo n / a) juízo Receita Federal do Brasil b) instância 2ª instância administrativa c) data de instauração 02/12/2008 data da intimação da Companhia do despacho decisório d) partes no processo Autor: Delegado da Receita Federal de Administração Tributária em São Paulo Ré: AES Tietê S.A. e) valores, bens ou direitos envolvidos R$34,4 milhões (dezembro de 2009) f) principais fatos Divergências na compensação de débitos do IRPJ relativo ao ano de 2003 com créditos referentes aos anos de 2001 e Em 02/01/2009, foi apresentada manifestação de inconformidade. Em 10/06/2009, a Companhia foi intimada da decisão que homologou parcialmente as compensações realizadas. Em 10/07/2009, foi interposto recurso voluntário. Atualmente, aguarda-se o julgamento do referido recurso. g) chance de perda Remota relativo a R$10,8 milhões e Possível relativo a R$23,6 milhões h) impacto em caso de Caso sobrevenha uma decisão desfavorável, a Companhia seria perda cobrada no montante de R$34,4 milhões i) valor provisionado Não Há Processo n / a) juízo Receita Federal do Brasil b) instância 2ª instância administrativa c) data de instauração 02/12/2008 data da intimação da Companhia do despacho decisório d) partes no processo Autor: Delegado da Receita Federal de Administração Tributária em São Paulo Ré: AES Tietê S.A. e) valores, bens ou R$18,3 milhões (dezembro de 2009) direitos envolvidos f) principais fatos Divergências na compensação de débitos do IRPJ relativo ao ano de 2004 com créditos referentes aos anos de 2001 e Em 02/01/2009, foi apresentada manifestação de inconformidade. Em 18/06/2009, a Companhia foi intimada da decisão que não homologou as compensações realizadas. Em 20/07/2009, foi interposto recurso voluntário. Atualmente, aguarda-se o julgamento do referido recurso. g) chance de perda Possível relativo a R$6,9 milhões e Remota relativo a R$11,3 milhões h) impacto em caso de Caso sobrevenha uma decisão desfavorável, a Companhia seria perda cobrada no montante de R$18,3 milhões i) valor provisionado Não Há 28

29 Processo n / a) juízo Receita Federal do Brasil b) instância 2ª instância administrativa c) data de instauração 02/12/2008 data da intimação da Companhia do despacho decisório d) partes no processo Autor: Delegado da Receita Federal de Administração Tributária em São Paulo Ré: AES Tietê S.A. e) valores, bens ou R$29,8 milhões direitos envolvidos f) principais fatos Divergências na compensação de débitos da CSLL relativo ao ano de 2003 com créditos referentes aos anos de 2001 e Em 02/01/2009, foi apresentada manifestação de inconformidade. Em 18/06/2009, a Companhia foi intimada da decisão que não homologou as compensações realizadas. Em 20/07/2009, foi interposto recurso voluntário. Atualmente, aguarda-se o julgamento do referido recurso g) chance de perda Possível relativo a R$19,9 milhões e Remoto relativo a R$9,9 milhões h) impacto em caso de Caso sobrevenha uma decisão desfavorável, a Companhia seria perda cobrada no montante de R$29,8 milhões i) valor provisionado Não Há 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 excontroladores ou investidores da Companhia ou de suas controladas A Companhia e suas controladas não são parte em processos judiciais, administrativos ou arbitrais cujas partes contrárias sejam administradores ou ex-administradores, controladores ou ex-controladores ou investidores 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 e suas controladas não são parte em processos sigilosos relevantes 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 Contingências Cíveis Além dos 7 processos discriminados no subitem 4.1 acima, a Companhia possuía em fevereiro de 2010, aproximadamente outros 396 processos que não são considerados individualmente relevantes. Destes, 14 são ações cíveis nas quais a AES Tietê é parte (conforme dito, nenhuma delas individualmente relevante), as quais versam sobre discussões diversas tendo a participação da AES Tietê como Ré, em 12 discussões judiciais que envolvem pedido indenizatório, questionamentos sobre a automatização de Usina bem como sobre o procedimento licitatório e, como Autora, em 2 discussões judiciais que envolvem habilitação em recuperação judicial e cobranças decorrentes de ajustes contratuais. Na data do documento existem, ainda, 158 ações civis públicas que envolvem a AES Tietê como ré, sendo que nenhuma delas é considerada individualmente relevante à Companhia. Nestas ações, que podem ser divididas em três principais grupos, o Ministério Público questiona: (i) a recuperação dos danos ambientais em área de preservação permanente, ocasionados por ocupações irregulares de terceiros no entorno de reservatórios da AES Tietê e o impedimento de novas ocupações, ação essa constante na nota explicativa 16d das demonstrações financeiras consolidadas de 31 de dezembro de 2009 cuja provisão era de R$ 0,3 milhão; (ii) a recuperação de danos ambientais ocasionados pela Construção de Usinas e pelo mau uso do entorno dos reservatórios; e (iii) a elaboração do Plano Diretor para o Uso Múltiplo das Águas em reservatório. Também estão em curso 224 ações com matéria imobiliária, nas quais a AES Tietê é parte, sendo que nenhuma delas individualmente é relevante à Companhia, sendo 190 a AES Tietê como autora e em 34 como ré, todas elas versando basicamente sobre discussões envolvendo (i) desapropriações, (ii) reintegrações de posse, (iii) usucapião, dentre outros temas relacionados à regularização de imóveis. Contingências Trabalhistas 29

30 Individualmente não há nenhum processo como relevante. Com relação aos processos existentes são pleiteadas as seguintes verbas: horas extras, Programa de Demissão Voluntária ( PDV ), adicional de periculosidade, responsabilidade subsidiária (casos de terceiros), dentre outros. Na data do documento há 140 processos trabalhistas em curso contra a Companhia. Para 64 processos classificados com risco de perda provável, provisionamos R$3,8 milhões, cujo valor refere-se à data-base de dezembro de Para os restantes 76 processos, não há provisionamento Outras contingências relevantes Contingência Cível Em 07 de dezembro de 2000, a AES Tietê firmou o Contrato de Venda de Energia com a AES Eletropaulo, o qual foi devidamente homologado pela ANEEL em 24 de janeiro de 2001 (Ofício nº. 052/2001-SFF/ANEEL) e teve sua vigência pactuada até 31 de dezembro de 2015, Em respeito às normas vigentes, AES Tietê e AES Eletropaulo firmaram termo aditivo com vistas à extensão da validade do Contrato até 14 de junho de Visando cumprir com suas obrigações normativas, a AES Eletropaulo apresentou o novo instrumento à ANEEL para homologação. A ANEEL não se manifestou dentro do prazo legal de 45 dias, fazendo com que, nos termos da Resolução ANEEL nº 22/99, ocorresse homologação tácita do pedido apresentado pela AES Eletropaulo. Entretanto, passados 5 anos da solicitação de análise pela ANEEL a mesma emitiu a Nota Técnica n o 284/2005, concluindo que o mencionado aditivo contratual não atendia às disposições legais então vigentes (normas posteriores à assinatura do Termo aditivo passaram a proibir contratos bilaterais) e, por meio do Despacho ANEEL nº /2005, não aprovou o referido aditivo. A AES Eletropaulo apresentou recursos administrativos contra a decisão extemporânea da ANEEL, mas os mesmos foram julgados em desfavor da Companhia. Visando garantir a efetividade do aditivo pactuado com a AES Tietê, e por ser a parte responsável por registrar o aditivo pactuado, a AES Eletropaulo propôs demanda judicial em face da ANEEL para anular o Despacho 1060/05 e reconhecer a validade do aditivo contratual pactuado com a AES Tietê. Atualmente, essa demanda judicial tramita perante a 1ª instância da Justiça Federal do Estado de São Paulo (Processo ª Vara Federal do Distrito Federal). O pedido de tutela antecipada apresentado pela AES Eletropaulo não foi atendido e aguarda-se decisão de mérito. Os valores envolvidos são inestimáveis e conforme opinião legal dos assessores legais da AES Eletropaulo, as chances de perda nesta ação são possíveis. Contudo, uma decisão desfavorável pode ter efeito adverso nos negócios da Companhia. Como estratégia, após 2015, a Companhia continuará monitorando o desenrolar da ação judicial e caso o aditamento não ocorra estará definindo estratégia comercial para a venda da garantia física a clientes livres e distribuidoras. Em função do Novo Modelo do Setor Elétrico, a eventual venda a distribuidoras somente poderá ser feita via Leilões de Energia Existente cuja entrega de energia é feita a partir do ano seguinte ao leilão (A-1). Contingências Tributárias IR e CSLL Em 02 de dezembro de 2008, a Companhia foi intimada nos processos nºs / , / e / (descritos nos quadros abaixo) informando que as compensações administrativas realizadas entre os créditos de saldo negativo de IRPJ relativos aos anos de 2001 e 2002 e os débitos de IRPJ de 2003 e 2004 e de Contribuição Social sobre o Lucro Líquido ( CSLL ) de 2003 não seriam homologadas pela Receita Federal. As razões da Receita Federal estão baseadas na incerteza quanto à existência dos créditos tributários compensados, pois, no entendimento da Receita Federal, a composição dos créditos tributários informados nos pedidos de compensação não correspondem às informações constantes dos documentos fiscais da Companhia ( DIPJ ). Em defesa administrativa, a Companhia sustentou que a aparente divergência das informações contidas na DIPJ decorre de um erro formal no preenchimento das declarações, mas que os números que constam dos pedidos de compensação refletem as informações contábeis da Companhia e que, portanto, devem prevalecer de acordo com o princípio da verdade material. Em meados de 2009, foram proferidas decisões desfavoráveis em 1ª Instância Administrativa, ensejando a apresentação de recursos perante o Conselho Administrativo de Recursos Federais ( CARF ), os quais ainda aguardam julgamento. A soma dos créditos tributários envolvidos nos três pedidos de compensação mencionados acima perfaz o montante de R$82,5 milhões (em 31 de dezembro de 2009). Porém, para que seja avaliado um possível impacto financeiro causado por uma eventual decisão desfavorável, é necessário mencionar que existe uma parcela deste crédito, composta por recolhimentos antecipados de Imposto de Renda Retido na Fonte ( IRRF ), que são facilmente comprovados pelas guias de recolhimento do imposto, reduzindo, portanto, um suposto impacto negativo para aproximadamente R$50,5 milhões. Por esta razão, os assessores legais da Companhia classificam as chances de perda destes processos administrativos como remota, com relação aos créditos tributários compostos pelo IRRF recolhido a maior; e possível, no que se refere aos demais créditos tributários compensados 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. 30

31 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 suas atividades e à regulamentação do setor em que atua, bem como às licenças ambientais necessárias para o desenvolvimento das suas atividades. 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 adversamente a Companhia. 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. A Companhia não tem controle sobre quais medidas ou políticas o governo brasileiro poderá adotar no futuro, e não pode prevê-las. Seus negócios, sua situação financeira, o resultado de suas operações e suas perspectivas poderão ser afetados 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 para 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. 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, aumentando inclusive suas despesas financeiras e os riscos de um refinanciamento futuro. 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 Estados Unidos da América ( EUA ou Estados Unidos ) 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, conforme estabelecido pelo COPOM (Comitê de Política Monetária). 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. Neste contexto, futuros investimentos que, devido ao seu estágio inicial, ainda não tenham tido sua energia futura vendida em contratos de longo prazo poderiam obter preço de venda de sua produção futura inferior ao atualmente esperado reduzindo o retorno esperado de investimentos futuros. A inflação e os esforços do governo brasileiro de combate à inflação podem contribuir significativamente para a incerteza econômica no Brasil, o que pode nos 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, conforme divulgado pela Fundação Getúlio Vargas. ( IGP-M ) caiu de 20,10% em 1999 para 1,7% em 2009, e o índice anual de preços, por sua vez, conforme medido pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo ( IPCA ), calculado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística ( IBGE ) 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 conseqüência, 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 COPOM. 31

32 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, a Companhia pode não ser capaz de reajustar os preços que cobra de seus clientes e pagadores para compensar os efeitos da inflação sobre a sua estrutura de custos, o que poderá resultar em aumento de seus custos e afetar adversamente seus resultados. 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 e os Estados Unidos. Embora a conjuntura econômica desses países seja 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 em 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 o seu acesso ao mercado de capitais e ao financiamento das 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 buscar a implementação de novas políticas. A Companhia não pode prever quais políticas serão adotadas pelo governo brasileiro e se essas políticas afetarão negativamente a economia brasileira, os seus negócios e sua situação financeira. Alterações na legislação tributária do Brasil poderão afetar adversamente os resultados operacionais da Companhia. O Governo Federal regularmente implementa alterações no regime fiscal que afetam a Companhia. Estas alterações incluem mudanças nas alíquotas e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários, cuja arrecadação é associada a determinados propósitos governamentais específicos. Algumas dessas medidas poderão resultar em aumento da carga tributária, o que poderá, por sua vez, influenciar a lucratividade da Companhia e afetar adversamente os seus preços da energia gerada, podendo impactar, consequentemente, o 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. Os principais fatores de risco de mercado que afetam o negócio da Companhia podem ser assim enumerados: Risco de crédito As vendas de energia através de contratos são efetuadas integralmente para sua coligada Eletropaulo Metropolitana - Eletricidade de São Paulo SA ( AES Eletropaulo ) e estão garantidas pelos seus recebíveis, tendo a Companhia o direito de requerer o bloqueio das contas bancárias de seu cliente até a recuperação do valor total a receber. Risco de preço O preço da energia elétrica vendida para a distribuidora está, atualmente, no nível do preço determinado no contrato bilateral (preço médio em R$150,84 por MWh, R$140,71 por MWh e R$132,34 por MWh ), cujos preços estão em torno do valor normativo e têm anuência da ANEEL. A partir de 2006 toda a energia assegurada da Companhia está sendo vendida para a AES Eletropaulo. Eventuais sobras ou faltas de energia em relação às quantidades determinadas nos contratos iniciais e bilaterais terão o seu preço determinado no mercado de curto prazo ( CCEE ). Risco de taxas de juros e indexadores O principal empréstimo da Companhia tem encargos financeiros correspondentes a juros de 10% ao ano mais variação do Índice Geral de Preço Mercado ( IGP-M ). Conseqüentemente, o resultado da Companhia é afetado pela variação desse índice de preços. O impacto causado pela variação do IGP-M sobre os empréstimos é minimizado, em parte, pelo aumento dos preços nos contratos iniciais que também estão indexados à variação desse mesmo índice. 32

33 Risco hidrológico Risco associado à escassez de água destinada à geração de energia. O Sistema Interligado Nacional ( SIN ) é atendido por 85% de geração hidráulica., portanto a falta de água pode gerar um risco sistêmico, ou seja, haverá efetivo risco às empresas que possuem usinas hidroelétricas quando o sistema como um todo estiver em condição hidrológica desfavorável e não apenas a região onde estas usinas estão localizadas 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 buscaria proteção seria uma eventual oscilação do IGP-M, índice de inflação que reajusta o preço da energia vendida via o Contrato de Venda de Energia e a dívida da Companhia com a Eletrobrás. A Companhia pode buscar ainda proteção para o risco de liquidez, risco de crédito e risco cambial referente a eventuais obrigações atreladas à moeda não funcional. Quanto à proteção à sua exposição ao risco de crédito presente em instrumentos financeiros, selecionando 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 e as instituições financeiras devem enquadrar-se em classificação de risco conforme tabela abaixo: Ratings em escala nacional e moeda local Fitch Atlantic Rating Moody s Investor Standard & Poor s AA-, AA, AA+, AAA Aa3, Aa2, Aa1, Aaa AA-, AA, AA+, AAA Ratings em escala global e moeda estrangeira Fitch Atlantic Rating Moody s Investor Standard & Poor s AA-, AA, AA+, AAA Aa3, Aa2, Aa1, Aaa AA-, AA, AA+, AAA Quanto aos valores de exposição máxima por instituições financeiras, a Companhia definiu os seguintes critérios: 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 serem 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; e 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) 33

34 Os instrumentos financeiros a serem utilizados visando a proteção patrimonial podem ser: SWAPs, Juros Máximo (Cap) e Floor Agreements para proteção (Hedge) contra exposição a dívidas de taxa flutuante sem direito a reclamações (non-recourse); SWAPs e Contratos a Termo para proteção (Hedge) contra o risco de moeda estrangeira em certas obrigações atreladas à moeda não funcional; e Instrumentos derivativos de eletricidade e gás, incluindo SWAPs, Opções, Contratos a Termo e Futuros para gestão do risco relacionado a compra e venda de eletricidade e gás. 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. Quando aplicável, 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 transação PTAX - opção 5 (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 Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia não possuía qualquer instrumento de hedge ou qualquer outro visando a eventual proteção da sua receita ou despesas operacionais. f. estrutura organizacional de controle de gerenciamento desses riscos A Companhia possui uma gestão integrada de riscos que através de um portfólio que permite uma visão consolidada de todos os riscos ainda que os mesmos sejam gerenciados nas áreas de origem onde 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. 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. Com a finalidade de verificar a sensibilidade do indexador nas aplicações financeiras as quais 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 extraído a projeção do indexador SELIC 10 / CDI 11 para o ano de 2010 e este definido como o cenário provável; a partir deste calculadas variações de 25% e 50%. 10 Taxa dos financiamentos diários, com lastro em títulos federais, apurados no Sistema Especial de Liquidação e Custódia. 11 Taxa média dos Depósitos Interfinanceiros DI de um dia, over extra grupo, expressa na forma percentual ao ano, base 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias úteis, calculada e divulgada pela CETIP, no Informativo Diário, disponível em sua página na Internet ( e no jornal Valor Econômico, edição nacional, ou, na falta deste, em outro jornal de grande circulação. 34

35 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 31de dezembro de 2009, projetando para um ano e verificando a sensibilidade do CDI em cada cenário. Indexador Cenário I Cenário II Cenário Provável Cenário III Cenário IV Selic / CDI 4,94% 7,41% 9,88% 12,35% 14,82% Posição em R$ Operação Risco Cenário I Cenário II Cenário Provável Cenário III Cenário IV Aplicações Financeiras CDI R$ R$ R$ R$ R$ Com a finalidade de verificar a sensibilidade do indexador nas dívidas ao qual a Companhia e suas controladas estavam expostas 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 do indexador IGP-M e assim definindo-o 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. IGPM 2,25% 3,38% 4,50% 5,63% 6,75% Eletrobrás IGPM+ 10,00%aa IGPDI 2,25% 3,38% 4,50% 5,63% 6,75% Fundacao Cesp IGPDI+ 6,00%aa 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 e no monitoramento de riscos adotados Companhia Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. 6. Histórico da Companhia 6.1. Constituição da Companhia a) data 04 de fevereiro de 1999 b) forma Constituída sob a forma de sociedade por ações c) país de constituição Brasil 6.2. Prazo de duração Indeterminado Breve histórico da Companhia Com a publicação da Lei Estadual nº 9.361, de 05 de Julho de 1996, que criou o Programa Estadual de Desestatização ( PED ) iniciou-se o processo de privatização do setor elétrico no Estado de São Paulo. Em janeiro de 1999, o conselho diretor do PED órgão responsável por recomendar ao Governador do Estado de São Paulo as linhas gerais do processo de desestatização - recomendou a cisão parcial da Companhia Energética de São Paulo ( CESP ) com versão de parcelas de seu patrimônio para 3 novas sociedades dentre as quais a Companhia de Geração de Energia Elétrica Tietê. O Governador do Estado acatou tal recomendação, aprovando a cisão parcial da.cesp. Em 4 de fevereiro de 1999, foi aprovada a constituição da Companhia, integrando então os ativos, as usinas hidrelétricas e eclusas da Bacia do Rio Tietê (exceto a usina hidrelétrica de Três Irmãos), as usinas hidrelétricas Armando de Salles Oliveira, 35

36 Caconde, Euclides da Cunha e Água Vermelha, além das pequenas centrais hidroelétricas ( PCHs ) de Mogi Guaçu e Corumbataí. Em março de 1999, foram assinados a Justificativa de Cisão Parcial da Companhia Energética de São Paulo ( CESP ) e o Protocolo de Cisão Parcial entre a CESP e as empresas sucessoras e a assembléia geral de acionistas da CESP aprovou a sua cisão. Em 27 de outubro de 1999, a The AES Corporation ( AES Corporation ) adquiriu, por meio de empresas controladas diretas e indiretas, a maioria das ações da Companhia em um leilão público realizado na BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros. A AES Corporation, cujas ações são negociadas na Bolsa de Valores de Nova Iorque, é uma das principais empresas do ramo de energia nos Estados Unidos, com atividades de geração e distribuição de energia. Em seguida à privatização, a Companhia celebrou um Contrato de Concessão com a Agencia Nacional Energia Eletrica ( ANEEL ), em dezembro de 1999, para operar várias usinas geradoras de energia elétrica. O Contrato de Concessão tem prazo de 30 anos e poderá ser prorrogado por mais 30 anos, mediante solicitação prévia e desde que determinadas condições sejam atendidas pela AES Tietê. Em 27 de abril de 2001, foi aprovada por unanimidade a alteração da denominação social da Companhia de Companhia de Geração de Energia Elétrica Tietê para AES Tietê S.A., pela Assembleia Geral Extraordinária. Em 22 de dezembro de 2003, a AES Corporation e várias de suas controladas, inclusive a Companhia, e a BNDES participações S.A. ( BNDESPAR ), celebraram diversos contratos pelos quais a AES Corporation transferiu todas as ações que detinha direta e indiretamente na AES Uruguaiana e na AES Tietê para uma nova controladora denominada Brasiliana Energia S.A. (atual Companhia Brasiliana de Energia), em troca de 50,0% mais uma ação das ações ordinárias da Brasiliana. O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social ( BNDES ), por meio da BNDESPAR, adquiriu todas as ações com direito a voto restantes da Brasiliana além de substancialmente todas as ações preferenciais emitidas pela empresa em virtude da renegociação da dívida da AES Elpa e a AES Transgás Ltda. ( AES Transgás ) perante ela e de todas as suas participações diretas e indiretas na AES Uruguaiana e na AES Tietê. Como resultado, 53,8% do capital social total da Brasiliana é atualmente detido pelo BNDES, através da BNDESPAR e 46,2% é detido pela AES Corporation através da holding AES Brasil. Desde 2003, portanto, o BNDES, por meio da BNDESPAR, é sócio da AES Brasil no capital da Companhia, por meio da criação da holding Brasiliana Data de registro da Companhia na CVM como companhia aberta Registro obtido em 14 de julho 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 1. Incorporação da Brasiliana de Energia S.A. pela AES Transgás Empreendimentos S.A. em 30 de setembro de 2006 No âmbito da reorganização societária e financeira envolvendo as sociedades controladas direta ou indiretamente pela Companhia Brasiliana de Energia ( Reorganização ), cujos termos foram divulgados em fato relevante publicado em 30 de maio de 2006, foi aprovada nas assembléias gerais extraordinárias da Brasiliana Energia S.A. ( Brasiliana ) e AES Transgás, realizadas em 30 de setembro de 2006, a incorporação da Brasiliana pela Transgás, sua sociedade controlada. Em decorrência da incorporação da Brasiliana, o capital social da Transgás foi aumentado para R$ 5.583,8 milhões, com a emissão de ações, sendo ações ordinárias e ações preferenciais, todas nominativas e sem valor nominal, sendo que a AES Holdings Brasil Ltda. ( AES Holdings Brasil ) passou a ser titular de ações ordinárias e 6 ações preferenciais e a BNDESPAR passou a ser titular de ações ordinárias e ações preferenciais. Ademais, o estatuto social da Transgás foi reformado de forma que passou a adotar essencialmente a redação do estatuto da Brasiliana. 2. Incorporação da Transgás pela Energia Paulista Participações S.A. em 31 de outubro de 2006 Ainda no âmbito da Reorganização, em 31 de outubro de 2006, foi aprovada em assembléias gerais extraordinárias da Transgás e Energia Paulista Participações S.A. ( Energia Paulista ) a incorporação da Transgás pela Energia Paulista, sociedade controlada pela Transgás. Em conseqüência desta incorporação, o capital social da Energia Paulista foi aumentado para R$3.389,6 milhões com a emissão de ações, sendo ações ordinárias e ações preferenciais. Deste montante, a AES Brasil passou a ser titular de ações ordinárias e 6 ações preferenciais e a BNDESPAR passou a ser titular de ações ordinárias e ações preferenciais. Adicionalmente, o estatuto social da Energia Paulista foi reformulado para adotar o estatuto social da Transgás, com algumas adaptações. Dentre as alterações realizadas, a Energia Paulista passou a ser denominada Companhia Brasiliana de Energia, denominação esta que vigora até a presente data. Nenhuma das companhias envolvidas apresentava acionistas minoritários, de forma que não se aplicaram à incorporação as disposições do art. 264 da Lei das Sociedades por Ações e não houve direito de recesso. O mercado foi devidamente informado sobre a incorporação da Transgás pela Energia Paulista, conforme fatos relevantes publicados em 13 de outubro de 2006 e 01 de novembro de

37 3. Incorporação da AES Tietê Empreendimentos S.A. pela Brasiliana em 28 de dezembro de 2006 Conforme assembléias gerais extraordinárias da AES Tietê Empreendimentos S.A. ( TE ) e da Brasiliana, realizadas em 28 de dezembro de 2006, a TE foi incorporada pela Brasiliana, incorporação essa que passou a ser considerada válida e eficaz a partir de 31 de dezembro de A TE era uma companhia de capital fechado, sendo que 100% das ações de sua emissão eram detidas pela Brasiliana, no momento da incorporação. Por este motivo, a incorporação não ensejou qualquer alteração no capital social da Brasiliana, tampouco no número de ações emitidas e sua distribuição entre os acionistas da Brasiliana. Da mesma forma, não se aplicaram a esta incorporação as disposições do art. 264 da Lei das Sociedades por Ações e não houve direito de recesso. O mercado foi devidamente informado sobre a incorporação da TE pela Brasiliana, conforme fatos relevantes publicados em 13 de dezembro de 2006 e 28 de dezembro de Cisão Parcial da AES Tietê Participações S.A. com incorporação de parcela do acervo cindido pela Brasiliana em 28 de setembro de 2007 Em 28 de setembro de 2007 foi aprovada em assembléias gerais extraordinárias da AES Tietê Participações S.A. ( TP ) e da Brasiliana, a cisão parcial da TP com versão de parcela do acervo cindido da TP à Brasiliana, válida e eficaz a partir de 30 de setembro de Em decorrência da cisão parcial, foram transferidos para a Brasiliana todos os elementos que compunham o ativo da TP, exceto por: (i) ações representativas de 4.98% do capital social da AES Tietê S.A.; (ii) saldo de ágio e da provisão realizada nos moldes da Instrução Normativa CVM nº 319; e (iii) ativo fiscal diferido constituído sobre parcela do ágio já amortizado contabilmente. A TP era uma companhia de capital fechado, sendo que 100% das ações de sua emissão eram detidas pela Brasiliana, no momento da cisão parcial. Por este motivo, a cisão não ensejou qualquer alteração no capital social da Brasiliana, tampouco no número de ações emitidas e sua distribuição entre os acionistas da Brasiliana. O mercado foi devidamente informado sobre a cisão da TP, com incorporação do acervo cindido pela Brasiliana, conforme fatos relevantes publicados em 12 de setembro de 2007 e 28 de setembro de Incorporação da TP pela AES Tietê S.A. em 28 de setembro de 2007 Imediatamente após a aprovação da cisão parcial da TP, foi aprovada em assembléia geral extraordinária da TP e da AES Tietê a incorporação da TP pela AES Tietê, válida e eficaz a partir de 30 de setembro de Em decorrência da incorporação, as ações de emissão da AES Tietê, detidas pela TP foram extintas e foram substituídas por mesmo número de ações de emissão da AES Tietê, atribuídas à Brasiliana. O valor líquido da totalidade do patrimônio da TP foi integralmente destinado à reserva especial de ágio na incorporação, sem alteração, portanto, do montante do capital subscrito da AES Tietê. Dessa forma, não existiu relação de substituição e, portanto, não foram elaborados os laudos de avaliação do patrimônio líquido da TP e da AES Tietê a preços de mercado para o cálculo da relação de substituição das ações de acionistas não controladores. A dispensa da elaboração do laudo de avaliação do patrimônio líquido a preços de mercado foi autorizada pela CVM, conforme Ofício/CVM/SEP/GEA-3/Nº 464/07. O mercado foi devidamente informado sobre a incorporação da TP pela AES Tietê, com incorporação do acervo cindido pela Brasiliana, conforme fatos relevantes publicados em 12 de setembro de 2007 e 28 de setembro de

38 Os organogramas abaixo apresentam a estrutura simplificada do grupo societário da Companhia, antes e depois das referidas reorganizações societárias. Antes: AES Corp. V: 99.99% T: 99.99% AES Holdings BNDES V: 50.01% V: 49.99% P: 0.00% V: 50.01% P: 100.0% V: 49.99% T: 46.15% P: 0.00% T: 53.84% P: 100.0% T: 46.15% Brasiliana Energia S.A. T: 53.84% V ordinária / votante P preferencial / não-votante T Total Acionistas Minoritários V: 1.74% T: 1.74% V: 98.26% T: 98.26% V: 100.0% T: 100.0% Acionistas Minoritários V: 22.19% P: 29.77% T: 26.75% AES Elpa V: 77.81% P: 0.00% T: 30.97% V: 0.00% P:62.85% T: 37.84% AES Transgas Ltda V: 100,0% T: 100,0% Eletropaulo Telecom. Ltda V: 0.00% P: 7.38% T: 4.44% V: 100.0% T: 100.0% AES Uruguaiana Inc V: 100.0% T: 100.0% V: 100.0% T: 100.0% V: 100.0% T: 100.0% AES Tietê Holding T: 99.99% Ltd V: 99.99% V: 100.0% T: 100.0% AES Tietê Holding T: 0.01% II Ltd V: 0.01% V: 0.01% T: 0.01% V: 99.99% T: 99.99% V: 96,76% T: 96,76% Eletropaulo S.A. V: 100,0% T: 100,0% AES Comm. RJ V: 100.0% T: 100.0% S.A. V: 100,0% T:100,0% Uruguaiana S.A. AES Tietê Empr. V: 100.0% V: 61.65% P: 14.08% T: 100.0% T: 38.80% AES Tietê Part. V: 9.62% P: 0.00% T: 5.00% Energia Paulista V: 0.00% P: 18.15% T: 8.72% Acinistas Minoritários V: 28.73% P: 67.77% T: 47.49% AES Sul S.A. Metropolitana Overseas II Ltd. Eletropaulo Comercial Exp. Ltda IHB AES Tietê Depois: AES Corp. T 99,99% AES Holdings Brasil O 50,00% + 1 ação P 0,00% T 46,15% BNDES O 50,00% - 1 ação O Ordinária P Preferencial T Total Cia. Brasiliana de Energia O 98,26% T 98,26% AES Elpa T 99,76% AES Sul O 99,99% T 99,99% AES Infoenergy O 99,00% T 99,00% AES Uruguaiana, Inc T 99,99% AES Com RJ O 77,81% T 30,97% AES Eletropaulo O 71,35% P 32,34% T 52,55% AES Tietê O 99,99 % T 99,99 % AES Eletropaulo Telecom T 99,99% AES Uruguaiana Empreendim. T 99,99% AES Minas PCH T 99,99% AES Rio PCH 38

39 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 A Companhia não tem ciência de nenhum pedido de falência, fundado em valor relevante, ou de recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. 7. Atividades da Companhia 7.1 Descrição sumária das atividades desenvolvidas pela Companhia e suas controladas A Companhia é uma empresa de destaque no ramo de geração de energia elétrica no Brasil, sendo 100% de sua receita proveniente de atividades de geração de energia elétrica. A atividade principal da AES Tietê é a geração de energia elétrica e o seu principal cliente é a Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo SA ( AES Eletropaulo ), que representou 76,9% do volume de energia vendida e 95,5% do faturamento da Companhia em A base de operações da AES Tietê está localizada no Estado de São Paulo e a capacidade instalada é de MW, o que corresponde a 18,25% do parque gerador do Estado de São Paulo, provenientes de 10 usinas localizadas nas regiões centro e nordeste do Estado de São Paulo (Barra Bonita, Bariri, Ibitinga, Promissão, Nova Avanhandava, Caconde, Euclides da Cunha, Limoeiro, Mogi-Guaçu e Água Vermelha). A usina hidrelétrica de Água Vermelha responde por mais da metade da energia gerada e por aproximadamente 53,0% da capacidade instalada da Companhia. Adicionalmente, a Companhia controla a AES Minas PCH Ltda ( AES Minas PCH ), uma empresa detentora de 7 Pequenas Centrais Hidroelétricas ( PCHs ), sendo 1 (uma) desativada em estudo de modernização, no Estado de Minas Gerais. A capacidade instalada de todas essas PCHs somadas é de 6,2 MW. Durante o ano de 2009, a Companhia vendeu um total de 11,1 mil GWh à AES Eletropaulo. Desde janeiro de 2006,, 100% da energia anteriormente contratada nos contratos iniciais da Companhia é vendida nos termos do Contrato de Venda de Energia. A Companhia encerrou o ano de 2009 com uma receita operacional bruta consolidada de R$1.754,6 milhões, sendo que em 2008 e 2007 a receita operacional bruta foi de R$1.690,4 milhões e R$1.530,6 milhões, respectivamente. Aumento de 3,8% em relação a A receita líquida do ano de 2009, de R$1.669,9 milhões, apresentou aumento de 4,0%, superior ao da receita líquida apurada em A evolução da receita é decorrente do aumento de 7,1% no preço médio da energia vendida por meio do contrato bilateral com a AES Eletropaulo, que passou de R$140,71/MWh em 2008 para R$150,84/MWh em Este aumento é reflexo dos dois reajustes ocorridos em julho de 2008 (13,44%) e em julho de 2009 (1,53%), compensando a menor receita auferida com a comercialização de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ( CCEE ) (operações no MRE e mercado spot) e outros contratos bilaterais com terceiros de R$79,0 milhões em 2009 versus R$123,6 milhões em A evolução da receita da Companhia superou o incremento dos custos operacionais, propiciando maior geração operacional de caixa medida pelo EBITDA. O EBITDA totalizou R$1.260,5 milhões em 2009, R$1.254,3 milhões em 2008 e R$1.098,8 milhões em Crescimento de 0,5% em relação com ano de A margem EBITDA ficou em 75,5% em 2009, em comparação a 78,1% no ano anterior e 75,8% em A Companhia fez investimentos em ativos permanentes da ordem de R$54,7 milhões em 2009, R$61,1 milhões em 2008 e R$50,9 milhões em 2007, aplicados principalmente na modernização e manutenção das usinas. 39

40 7.2 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 As receitas da Companhia decorrem da atividade de geração de energia originária de fontes renováveis. b. receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia Obs.: Para a participação na receita liquida no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007disposto no quadro acima, os gastos com Programa de Pesquisa e Desenvolvimento P&D, antes classificados como custos e despesas operacionais, passaram, em cumprimento às determinações do despacho ANEEL No , de 28 de dezembro de 2006,a partir de 1 de janeiro de 2008, a serem classificadas como deduções à receita operacional bruta, sendo assim, o saldo da receita operacional líquida divulgado nas demonstrações financeiras de 2007, no montante de R$1.463,9 milhões foi ajustado com o objetivo de permitir a comparabilidade, totalizando R$1.448,8 milhões. Atualmente, a totalidade das receitas da Companhia decorrem da atividade de geração de energia por meio das suas usinas. A receita operacional líquida da Companhia no exercício de 2009 foi de R$1.669,9 milhões. c. lucro resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia A segregação do lucro não é aplicável, considerando que 100,0% da receita bruta da Companhia é decorrente das suas atividades de geração de energia Produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2. acima a. características do processo de produção Para a implantação de uma usina hidrelétrica, entre os muitos critérios avaliados, podemos citar a localização do empreendimento região que proporciona a maior queda de água média de afluência (quantidade de água que corre na calha do rio) região com subsolo rochoso, área de inundação, etc. Para aproveitar ao máximo as possibilidades de geração de energia a partir de um rio, é construída uma grande parede de concreto e/ou terra, para represar a água, formando uma barragem. Desse reservatório, é possível obter água de forma constante em qualquer época do ano, mesmo durante as estações mais secas. Essa represa também produz um grande desnível, o que possibilita que a água seja levada em queda até as turbinas seguindo os passos: Ao receber a massa de água, as pás da turbina movimentam o eixo, ao qual está acoplado o gerador. É o gerador que converte a energia cinética (decorrente do giro da turbina provocado pela água) em corrente elétrica. Após gerada, a energia elétrica passa por um transformador e é transportada pelas linhas de transmissão conectadas ao Sistema Interligado Nacional e entregues às redes de distribuição chegando ao consumidor final. Vale notar que, assim como a geração, as atividades de transmissão e distribuição são negócios independentes e executados por diversas empresas ao longo do País. A energia produzida nas usinas no Brasil não necessariamente tem um destino preciso. A produção é destinada ao Sistema Interligado Nacional (SIN). Este sistema de produção e transmissão de energia elétrica, coordenado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), permite às diferentes regiões do País permutar energia entre si. Como as usinas hidrelétricas têm altos e baixos em sua produtividade porque dependem do índice pluviométrico para acumulação de água nos reservatórios, o Sistema permite captar toda a energia gerada e distribuí-la da maneira mais adequada ao longo do País. As variações climáticas tendem a ocasionar excedente ou escassez de produção hidrelétrica em determinadas regiões e períodos do ano. A interligação viabiliza a troca de energia entre regiões, obtendo benefícios da diversidade das bacias hidrográficas. 40

41 O SIN é formado pelas empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do País e de parte da região Norte. Apenas 3,4% da capacidade de produção de eletricidade do Brasil se encontram fora do SIN, em pequenos sistemas isolados, localizados principalmente na região amazônica. Localização das usinas da AES Tiete As usinas da AES Tietê estão localizadas nas regiões Central, Nordeste e Noroeste do Estado de São Paulo, envolvendo os rios Tietê, Grande, Pardo e Mogi-Guaçu. Ao todo, as hidrelétricas somam MW (megawatts) de capacidade instalada (quantidade de energia que pode ser gerada a cada hora pelo complexo de usinas) com uma geracao media anual de MW. Suas dez usinas hidrelétricas respondem por cerca de 20% da energia gerada no Estado de São Paulo e por 2% da produção nacional. A energia assegurada pela AES Tietê é suficiente para abastecer 5 milhões de residências por um ano. No Rio Tietê, ficam as usinas de Barra Bonita (Barra Bonita/SP), Bariri (Bariri/SP), Ibitinga (Ibitinga/SP), Promissão (Promissão/SP) e Nova Avanhandava (Buritama/SP). No Rio Grande, no município de Ouroeste, divisa dos Estados de São Paulo e Minas Gerais, está localizada a usina de Água Vermelha, a maior hidrelétrica da companhia, que responde sozinha por 50% da energia assegurada (energia que pode ser gerada continuamente pela empresa, estabelecida de acordo com histórico de afluência das águas). Há, ainda, outras três usinas no Rio Pardo Caconde (Caconde/SP), Euclides da Cunha (São José do Rio Pardo/SP) e Limoeiro (Mococa/SP) e a PCH (Pequena Central Hidrelétrica) de Mogi-Guaçu, localizada no Rio Mogi-Guaçu. Riscos na Geração de Energia em Hidrelétricas: Condições hidrometeorologicas escassez de chuvas na cabeceira dos reservatórios diminuindo, desta forma, o nível dos reservatórios e sua capacidade para produzir energia. Restrições hidráulicas: escassez de chuva pode limitar a vazão da água retida pelos reservatórios e, portanto, a transformação da energia potencial em cinética. Restrições elétricas: poderá ocorrer no sistema elétrico, devido a carregamentos limites de linhas de transmissão, transformadores, e outros. Também poderá ocorrer uma restrição elétrica na própria unidade geradora (conjunto turbina gerador) por defeito elétrico. Falha de Equipamentos Principais (turbina, gerador, transformador): paralisação dos equipamentos por defeito mecânico, elétrico ou hidráulico. Inundação de Usinas: a falha de equipamentos auxiliares, tais como tubulação, poço de drenagem e outros, pode causar inundação nas usinas. Incêndio: pode ser causado por curtos-circuitos, aquecimento em equipamentos principais e auxiliares, descarga atmosférica e outros.. Vandalismo: depredação do empreendimento por terceiros. Manutenções A gestão dos ativos físicos e baseada em uma estratégia de manutenção que leva em consideração as horas de operação de cada unidade geradora e níveis de intervenções, seguindo as seguintes terminologias: MPP1 Manutenção preventiva periódica nível 1 (inspeções e pequenas intervecoes) Hrs MPP2 Manutenção preventiva periódica nível 2 ( Inspeções e intervenções de 40 dias) Hrs MPPG - Manutenção preventiva periódica geral (Intervenções de 8-12 meses) Hrs b. características do processo de distribuição Desde o início de 2006, toda a garantia física da AES Tietê (1.275 MW) está contratada no longo prazo por meio Contrato de Venda de Energia, homologado pela Agencia Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ) em 2000 e válido até 31 de dezembro de Após as exclusões do consumo próprio e perdas técnicas de transmissão, os volumes de geração excedentes da garantia física são direcionados primeiramente ao Mecanismo de Realocação de Energia ( MRE ) e posteriormente vendidos ao mercado spot pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ( CCEE ). 41

42 A tabela abaixo mostra o volume de energia vendida (em GWh) para a AES Eletropaulo, MRE e mercado spot ao longo dos anos de 2007, 2008 e 2009: AES Eletropaulo MRE Mercado Spot Energia Faturada Aspectos Gerais c. características do mercado de atuação O sistema brasileiro de geração de energia elétrica é composto predominantemente por usinas hidrelétricas detidas por diversos proprietários, havendo, atualmente, um aumento significativo da participação das usinas termoelétricas e de biomassa. Estima-se que o Brasil apresente potencial de geração de energia hidrelétrica próxima de MW, dos quais apenas 29,6% (76.368MW) foram aproveitados de acordo com a Empresa de Pesquisa Energética, ou EPE. Atualmente, a Eletrobrás estima que 38% da capacidade de geração instalada e 56% das linhas de transmissão de alta tensão do Brasil são operadas pela Eletrobrás, sociedade controlada pelo Governo Federal. As redes de transmissão de alta tensão restantes são detidas por companhias elétricas estatais ou locais. A atividade de distribuição é conduzida por aproximadamente 60 concessionárias estaduais ou municipais que foram, em sua maioria, privatizadas pelo Governo Federal ou por governos estaduais. Além disso, alguns estados brasileiros controlam empresas envolvidas na geração, transmissão e distribuição de energia. É o caso da CEMIG, da CESP e da COPEL. Em 2009, o Ministério de Minas e Energia ( MME ) aprovou o Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica o PDEE , por meio da Portaria nº 287, na qual se estabeleceram critérios para expansão do sistema de energia elétrica brasileiro para o horizonte de 10 anos, com o objetivo de definir um cenário de referência para implementação de novas instalações de geração e transmissão necessárias para atender ao crescimento projetado do mercado de energia elétrica brasileiro. O PDDE projetou um aumento da capacidade total de geração de energia instalada no Brasil de MW em 2008 para MW até 2017, dos quais MW (71%) está projetada para ser hidrelétrica, MW (20%) para ser termoelétrica e MW (9%) provenientes de fontes alternativas. Matriz Energética Brasileira Segundo informações da ANEEL, em fevereiro de 2010, o País possuía no total empreendimentos em operação, gerando, aproximadamente, MW de potência instalada, sendo aproximadamente 73,49% provenientes de hidrelétricas, 23,98% de termoelétricas, 1,87% energia nuclear e 0,66% a energia eólica. A adição de MW na capacidade de geração do País é esperada para os próximos anos, proveniente dos 65 empreendimentos atualmente em construção e mais 391 empreendimentos com concessão e/ou autorização outorgada. Vale ressaltar que o Brasil sempre ocupou uma posição de destaque no cenário mundial no que diz respeito à hidroeletricidade, estando entre os países com maior capacidade hidrelétrica instalada. Conforme informado no Balanço Energético Nacional ( BEN") de 2008 elaborado pelo MME em conjunto com a Empresa de Pesquisa Energética EPE, somente cerca de 29,6% do potencial hidroelétrico nacional foi explorado, já que sua maior parte se situa na Amazônia. De acordo com a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista, - CTEEP ( CTEEP ), o Brasil é interconectado por mais de 89 mil km de linhas de transmissão de alta voltagem (230 kv ou mais), formando o Sistema Interligado Nacional (SIN) que atende cerca de 98% do consumo de energia do país. Segundo a ANEEL, a capacidade instalada do parque gerador brasileiro conectado ao SIN é de MW, da qual aproximadamente 84% é hidrelétrica. Essa capacidade instalada inclui a metade da capacidade instalada de Itaipu que pertence ao Brasil. A capacidade total de Itaipu é de MW, detida em partes iguais pelo Brasil e pelo Paraguai. Conforme dados da Eletrobrás, a Região Norte (Estados do Amapá, Roraima, Rondônia, Acre, Pará e Amazônia) não está interligada ao SIN, e, em razão disso, tal região é denominada de Sistema Isolado, o qual compreende 45% do território nacional, porém representa somente 2% da demanda total do país. O Sistema Isolado é abastecido principalmente por fontes geração térmica a óleo combustível e a óleo diesel. Para a substituição de tais fontes térmicas no Sistema Isolado por meio da implantação das PCHs, é previsto pela ANEEL o recebimento de incentivo do Fundo formado com recursos da Conta Consumo de Combustíveis Fósseis para financiar tais empreendimentos de energia renovável. 42

43 A matriz energética do Brasil atualmente se apresenta conforme o quadro a seguir: Tipo Capacidade Instalada N. de Usinas (MW) % Hidro ,28 Gás Natural ,37 Processo ,09 Petróleo Óleo Diesel ,35 Óleo Residual ,76 Bagaço de Cana ,02 Licor Negro ,03 Biomassa Madeira ,27 Biogás 9 44,7 0,04 Casca de Arroz 7 31,5 0,03 Nuclear ,74 Carvão Mineral Carvão Mineral ,33 Eólica ,62 Paraguai ,46 Importação Argentina ,17 Venezuela 200 0,19 Uruguai 70 0,07 Total Fonte : Banco de Informações da Geração ANEEL ( em 25 de fevereiro de Dados do MME prevêem uma ligeira alteração na matriz energética brasileira nos próximos anos, conforme gráficos abaixo: Nesta evolução, os projetos já desenvolvidos no Brasil atualmente concentram-se na utilização das fontes hidrelétricas e termoelétricas de geração de energia, com o uso também de fontes eólicas, fotovoltaicas e de maré, em menor escala. 43

44 Segmento de Geração de energia elétrica no Brasil A fonte hidrelétrica possui grande vantagem competitiva no país, por se tratar de um recurso renovável e passível de ser implementada e atendida pelo parque industrial brasileiro com mais de 90% de bens e serviços nacionais. Além do que, ao possuir uma das mais exigentes legislações ambientais do mundo, é possível ao Brasil garantir que as hidrelétricas sejam construídas atendendo aos ditames do desenvolvimento sustentável. Resumo da Situação Atual dos Empreendimentos Fonte de Energia Quantidade de Empreendimentos Situação Potência Associada (MW) Eólica 44 Outorgada 2 Eólica 9 Em construção 200 Eólica 37 Em operação 659 Fotovoltaica 1 Em operação 0 Fotovoltaica 1 Outorgada 5 Hidrelétrica Outorgada Hidrelétrica 1 88 Em construção Hidrelétrica Em operação Termelétrica 2 57 (UTE) Em construção Termelétrica Em operação Fonte : Banco de Informações da Geração ANEEL ( em 10 de fevereiro de CGH, UHE e PCHs. 2 UTE e UTN. As centrais de produção de eletricidade são objeto de concessão, autorização ou registro, segundo o enquadramento realizado em função do tipo de central, da capacidade instalada e do destino da energia. Segundo o destino da energia, as centrais de produção podem ser classificadas como: Produtores cuja outorga de concessão especifica que a energia produzida destina-se ao serviço público de eletricidade; Produtores independentes (assumem o risco da comercialização de eletricidade com distribuidoras ou diretamente com consumidores livres); e Auto-produtores (produção de energia para consumo próprio, podendo o excedente ser comercializado mediante autorização). Usinas Hidrelétricas i) participação em cada um dos mercados A Companhia possui usinas hidrelétricas localizadas nos Estados de São Paulo e Minas Gerais, com capacidades instaladas de MW e 6,2 MW respectivamente. Tais capacidades representam 11,57% e 0,03% da capacidade instalada total dos estados de São Paulo e Minas Gerais. Abaixo, seguem as maiores concessionárias do mercado de geração de energia elétrica do SIN. CAPACIDADE INSTALADA SIN Empresa Participação (%) CHESF 9,9 FURNAS 8,8 ELETRONORTE 8,6 CESP 7,0 ITAIPU 6,5 TRACTEBEL 6,5 CEMIG 6,3 PETROBRÁS 4,7 COPEL 4,2 AES TIETÊ 2,5 Fonte: (atualizado em 26 de fevereiro 2010) ii) condições de competição nos mercados Concorrência Considerando que 100% de garantia física da Companhia está contratada até 31 de dezembro de 2015 por meio do Contrato de Venda de Energia com a AES Eletropaulo, e que, portanto, a Companhia não participará dos leilões de energia, em conformidade com as regras estipuladas pela Lei nº , de 15 de março de 2004, conforme alterada ( Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ), atualmente não há concorrência relevante que possa afetar adversamente os seus resultados operacionais e participação de mercado. Por outro lado, caso não ocorra o aditamento ao Contrato de Venda de Energia, que visa garantir a efetividade do mesmo até 14 de junho de 2028, a Companhia, definirá estratégia comercial para a venda da garantia física a clientes livres e distribuidoras. Este fato pode acarretar o surgimento de uma concorrência relevante para a Companhia a partir de

45 d. sazonalidade A geração efetiva de energia elétrica nas usinas da AES Tietê é definida pelo Operador Nacional do Sistema ONS, a quem cabe executar as atividades de coordenação e controle da operação de geração, visando otimizar a utilização dos recursos energéticos disponíveis ao longo do tempo. Em resposta às condições vigentes e projetadas do sistema elétrico, o ONS define o nível de geração de cada uma das usinas da Companhia, buscando assegurar a segurança, a continuidade e a economicidade do suprimento de energia elétrica no país. Assim, a sazonalidade da geração de energia elétrica em nossas usinas não é gerenciável pela AES Tietê, uma vez que as determinações de despacho são definidas centralizadamente pelo ONS, de acordo com as necessidades do Sistema Interligado Nacional. e. 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 Para a construção de usinas, os principais insumos utilizados em nossas atividades são materiais, equipamentos de geração e transmissão de energia, notadamente turbinas para geração hídrica e subestações de alta / média tensão, além de serviços de engenharia civil para a construção da infra-estrutura das centrais de geração, incluindo barragens. Para estas atividades, a opção de fornecedores dependerá do tamanho do empreendimento. De qualquer forma, não há muitas opções no mercado, o que limita a concorrência, com conseqüente volatilidade de preços. A contratação destes fornecedores não está sujeita a controle ou regulamentação governamental. Para as usinas em operação, os principais insumos e materiais estão relacionados às atividades de reposição e modernização de equipamentos e sistemas hidromecânicos. Para esta, que é nossa principal atividade, existem poucos grandes fornecedores, o que limita a concorrência, com conseqüente volatilidade de preços. A contratação destes fornecedores não está sujeita a controle ou regulamentação governamental 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 Toda a garantia física da Companhia está contratada no longo prazo por meio do Contrato de Venda de Energia com a AES Eletropaulo que foi assinado e homologado pela ANEEL em 2000 e que possui prazo de validade até 31 de dezembro de Esse contrato previa que, a partir de 2003, o volume de energia contratado pelos contratos iniciais seria reduzido na proporção anual de 25%, conforme previsto na Lei do Setor Elétrico (Resolução da ANEEL nº 450/98). Tal volume, excluído dos contratos iniciais, foi contratado automaticamente pela AES Eletropaulo por meio do Contrato de Venda de Energia. Dessa forma, desde 2003, a cada mês de janeiro, 25% da garantia física da Companhia passou a ser comercializada por meio do Contrato de Venda de Energia até que, desde 2006, toda a garantia física da Companhia é vendida sob esse contrato. Cliente R$ (milhões) R$ (milhões) R$ (milhões) AES Eletropaulo (Contrato de Venda de Energia) 1.675, , , 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: (i) 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. Antes dessa alteração, todas as concessões de geração eram detidas por uma pessoa física brasileira, ou por uma sociedade controlada por pessoas físicas brasileiras ou pelo Governo Federal. (ii) 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; 45

46 gradualmente permitiram que certos consumidores de energia com demanda significativa, designados consumidores livres, comprassem energia diretamente de concessionárias, permissionárias ou autorizatárias; estabeleceram a criação de sociedades de geração, ou Produtoras Independentes de Energia Elétrica ( PIEs ), que, por meio de uma concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender por sua própria conta e risco, 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 de custo 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 PCHs (sendo necessária apenas uma autorização). 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, enquanto no mesmo período, alguns governos estaduais venderam também suas participações nas principais empresas de distribuição, inclusive na Companhia. Em 26 de dezembro de 1996, a Lei n.º criou a ANEEL 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 Elétrica MAE (substituído pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 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 ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico, 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 (desverticalização); o estabelecimento de restrições de concentração da titularidade de ativos nas áreas de geração e distribuição; e a nomeação do 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 que estabeleceram metas para reduzir o consumo de energia pelos consumidores residenciais, comerciais e industriais nas regiões afetadas, por meio de regimes tarifários especiais. Em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o racionamento de energia em conseqüência do grande aumento no fornecimento (em virtude de um aumento significativo nos níveis dos reservatórios) e de uma redução moderada na demanda. O Governo Federal promulgou novas medidas em abril de 2002 que, entre outras coisas, determinou um reajuste tarifário extraordinário para compensar as perdas financeiras incorridas pelas fornecedoras de energia como resultado do racionamento obrigatório. 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 que: (a) proibiu as concessionárias de oferecerem bens vinculados à concessão, os direitos dela emergentes e qualquer outro ativo que possa 46

47 comprometer suas respectivas concessões em garantia de operação destinada a atividade distinta 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. 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 fornecimento 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 no item abaixo. 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 desenvolver 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 concessionários de serviços 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. Adicionalmente, todos os contratos, sejam no ACR ou no ACL, devem ser registrados na CCEE, servindo 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 estejam voltadas apenas a seu principal negócio, a fim de assegurar serviços mais eficientes e confiáveis a seus consumidores. Dentre tais restrições, é possível citar a proibição da venda de eletricidade pelas distribuidoras aos consumidores livres a preços não regulados. 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 venderem eletricidade fora do ACR e 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 Ambiente de Contratação Regulada, empresas de distribuição compram energia para consumidores cativos por meio de leilões públicos regulados pela ANEEL. Compras de energia serão feitas por meio de dois tipos de contratos: (i) Contratos de Quantidade de Energia, e (ii) Contratos de Disponibilidade de Energia. De acordo com o Contrato de Quantidade de Energia, a geradora 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. De acordo com o Contrato de Disponibilidade de Energia, a geradora 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 às Distribuidoras. Conjuntamente, estes dois tipos de contratos constituem os Contrato de Compra e Venda de Energia no Ambiente Regulado ( CCEAR ). 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 100,0% de suas necessidades projetadas de energia, e não mais os 95,0% estabelecidos pelo modelo anterior. O não atendimento da totalidade dos seus requisitos pode resultar em penalidades para as Distribuidoras. Ambiente de Contratação Livre - ACL No Ambiente de Contratação Livre, a energia elétrica pode ser comercializada entre agentes de geração, agentes de comercialização, importadores e exportadores de energia elétrica, e consumidores livres. Nesse ambiente há liberdade para se estabelecer volumes de compra e venda de energia e seus respectivos preços, 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 das unidades consumidoras de sua responsabilidade com a distribuidora local, nas mesmas condições reguladas aplicáveis a consumidores cativos, incluindo tarifas e prazos. 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 a ligação da unidade consumidora ocorreu após a edição da Lei de Além disso, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kw ou mais poderão ser servidos por fornecedores, que não sua empresa local de distribuição, contratando energia de empreendimentos de geração por fontes incentivadas, tais como eólica, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas. 47

48 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. Todos os contratos, sejam do ACR ou do ACL, são registrados na CCEE e servem de base para a contabilização e liquidação das diferenças no mercado de curto prazo. Uma vez que um consumidor potencialmente livre tenha optado pelo Ambiente de Contratação Livre, nos termos estabelecidos pela Lei de 1995, somente poderá retornar ao ambiente regulado se notificar seu Distribuidor local com cinco anos de antecedência, ou em menor prazo a critério do Distribuidor. Tal exigência prévia busca garantir que, se necessário, a distribuidora 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 às geradoras, por meio dos CCEARs de energia oriunda de empreendimentos de geração existente, de acordo com o volume de energia que não irão mais distribuir a esses consumidores. Eliminação do self-dealing Uma vez que a compra de energia para consumidores cativos será realizada no Ambiente de Contratação Regulada, a contratação entre partes relacionadas (self-dealing), por meio da qual as Distribuidoras podem atender até 30,0% de suas necessidades de energia por meio da energia adquirida de empresas afiliadas, não será 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 Ambiente de Contratação Regulada e no Ambiente de Contratação Livre, 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) 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, os autoprodutores, distribuidoras, comercializadoras e consumidores livres são obrigados a notificar o MME, até 1º de agosto de cada ano, a respeito de suas necessidades de contratação de energia para cada um dos cinco anos subseqüentes 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 tornarem consumidores livres, mas ainda não exerceram essa opção. O MME estabelece o montante total de energia a ser comercializado no Ambiente de Contratação Regulada e a lista das instalações de geração que terão permissão para participar dos leilões a cada ano. Os Leilões de Energia Os leilões de energia para os novos projetos de geração serão realizados cinco anos antes da data de entrega inicial (chamados de leilões A-5 ), e três anos antes da data de entrega inicial (chamados de leilões A-3 ). Haverá também leilões de energia das instalações de geração existentes realizados um ano antes da data da entrega inicial (chamados de leilões A-1 ), e realizados aproximadamente quatro meses antes da data de entrega (chamados de ajustes de mercado ). Os editais dos leilões são preparados pela CCEE, com observância das diretrizes estabelecidas pelo MME, notadamente utilizando-se do critério de menor tarifa no julgamento. Cada empresa geradora que contrate a venda de energia por meio do leilão firmará um Contrato de Compra e Venda de Energia no Ambiente Regulado (CCEAR) com cada empresa distribuidora, proporcionalmente à demanda estimada da distribuidora. Os CCEARs dos leilões A-5 e A-3 terão um prazo variando de 15 a 30 anos, dependendo do produto ofertado, e os CCEAR dos leilões A-1 terão um prazo variando entre 5 e 15 anos. Contratos decorrentes dos leilões de ajuste de mercado estarão limitados ao prazo de dois anos. Leilões de Energia Existente Os leilões de energia existente complementam os contratos de energia nova para cobrir 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. 48

49 Leilões de Energia Nova Os leilões de energia nova têm como objetivo promover a construção de nova capacidade para atender ao crescimento do consumo das distribuidoras. Nestes leilões, contratos de suprimento de energia de longo prazo (15-30 anos) 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 permitirá que o investidor vencedor do leilão obtenha o project finance, e ofereça 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. Leilões de Ajuste Esse tipo de leilão tem como objetivo fazer um ajuste fino entre a 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 de aquisição desta energia também serão limitados, para efeitos de repasse para os consumidores cativos, pelo Valor de Referência. Leilões de energia alternativa Além dos leilões de energia nova e existente, o MME também pode periodicamente organizar leilões específicos para contratar energia de fontes alternativas (biomassa, PCH, eólica e solar). Contratos padronizados de longo prazo (10-30 anos) são oferecidos e a sistemática do leilão é similar aos dos leilões A-3 e A-5. O primeiro leilão de energia alternativa ocorreu em junho de Leilão de Geração Distribuída (GD) As distribuidoras podem fazer licitações especiais para a contratação de geração distribuída localizada em sua área de concessão (tensões abaixo de 230 KV). Até 10% da demanda da distribuidora pode ser suprida por este tipo de contrato. Para participar do processo, o gerador deve respeitar algumas restrições, tais como mínima eficiência para empreendimentos termoelétricos (com exceção para fonte biomassa ou resíduos de processo) e limite máximo de capacidade de 30MW para hidrelétricas. Leilões Especiais A legislação atual também permite que o governo realize alguns leilões especiais, destinados a atender propósitos específicos de política energética. Estes leilões são realizados para estimular competição entre tecnologias especificas, competição para uma tecnologia especifica ou para um projeto específico. Eles são discutidos a seguir: Leilão de Projeto 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. Leilão de Reserva O governo ainda pode realizar leilões especiais para contratação de energia de reserva. Esses leilões são totalmente definidos pelo governo (desenho, tipo de energia a ser contratada, demanda do leilão, etc.). O primeiro leilão de reserva ocorreu em 30 de Abril de 2008 e contratou exclusivamente energia de biomassa de cana-de-açúcar para entrega em 2009 e O segundo leilão de reserva ocorreu em 14 de Dezembro de 2009 e contratou exclusivamente energia eólica para entrega em Julho de 2012 e por um período de 20 anos. Principais Autoridades do Setor 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, tornouse responsável pela condução das políticas energéticas do país. O MME tem como principais obrigações: (i) a formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes definidas pelo CNPE, (ii) o planejamento do setor energético nacional, (iii) monitoramento da segurança do suprimento de energia elétrica, e (iv) a definição de ações preventivas para restauração da segurança de suprimento no caso de desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda de energia. Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL O Setor de Energia Elétrica brasileiro é também regulado pela ANEEL que, após a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, passou a ser a principal responsável por regular e supervisionar o Setor de Energia Elétrica em linha com a política ditada pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras: 49

50 fiscalizar concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição de energia, inclusive com o controle das tarifas praticadas por referidos agentes; supervisionar a prestação de serviços pelas concessionárias e impor as multas aplicáveis; promulgar normas para o setor elétrico de acordo com a legislação em vigor; implantar e regular a exploração de fontes de energia, inclusive o uso de energia hidrelétrica; promover licitações para novas concessões; resolver disputas administrativas entre os agentes do setor; definir os critérios e a metodologia para determinação de tarifas de transmissão; e supervisionar os critérios e a metodologia para determinação de tarifas de transmissão. Conselho Nacional de Política de Energia - CNPE Em agosto de 1997, o CNPE foi criado para assessorar o Presidente da República no desenvolvimento da política nacional de energia, para otimizar o uso dos recursos de energia do Brasil e para garantir o fornecimento de energia no País. O CNPE é presidido pelo MME, e a maioria de seus membros é formada por ministros do governo. Operador Nacional do Sistema - ONS Criado em 1998, o ONS é uma entidade de direito privado sem fins lucrativos constituída por geradores, transmissores, distribuidores, consumidores livres, importadores e exportadores de energia elétrica, cujo papel básico é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do Sistema Elétrico Interligado Nacional, sujeito à regulamentação e supervisão da ANEEL. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu ao governo poder para indicar três diretores para a Diretoria Executiva do ONS. 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. Mercado Atacadista de Energia (MAE) e a Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE Originalmente instituído como sociedade civil sem fins lucrativos, criado e mantido pelos agentes do setor elétrico, o administrador de serviços do Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) atuava com o objetivo de prover todo o suporte administrativo, jurídico e técnico necessário às atividades do MAE. A partir de 2002, ficou sujeito à autorização, regulamentação e fiscalização da ANEEL. O administrador de serviços do MAE era responsável pela contabilização e pela liquidação das diferenças no mercado de energia de curto-prazo entre seus agentes participantes. Em 12 de agosto de 2004, o Governo Federal editou o Decreto 5.177, dispondo sobre a organização, as atribuições e o funcionamento da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica CCEE. Dessa forma, em 10 de novembro de 2004 o MAE foi sucedido pela CCEE e suas atividades e ativos foram absorvidos por esse novo órgão de mercado. Um dos principais papéis da CCEE é promover leilões de compra e venda de energia elétrica, por delegação da ANEEL, registrar os volumes de Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado CCEARs, bem como dos contratos firmados no âmbito do ACL, promover o registro de medição, apurar o Preço de Liquidação de Diferenças ( PLD ) do Mercado de Curto Prazo por Submercado, efetuar a Contabilização dos montantes de energia elétrica comercializados e a Liquidação Financeira dos valores decorrentes das operações de compra e venda de energia elétrica realizada no Mercado de Curto Prazo. A CCEE é integrada por agentes de geração, distribuição, comercialização e consumidores livres. É constituída pelos seguintes órgãos: Assembléia Geral, Conselho de Administração, Conselho Fiscal e Superintendência, cada qual com as atribuições previstas no Decreto 5.177, em regulação da ANEEL e no estatuto social da Câmara. Empresa de Pesquisa Energética - EPE Criada em agosto de 2004, a Empresa de Pesquisa Energética - EPE é responsável por conduzir pesquisas estratégicas no Setor de Energia Elétrica, inclusive com relação à energia elétrica, petróleo, gás, carvão e fontes energéticas renováveis. As pesquisas realizadas pela EPE são utilizadas para subsidiar o MME em seu papel de elaborador de programas para o setor energético nacional. Comitê de Monitoramento do Setor de Energia - CMSE A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico autorizou a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico- CMSE, que atua sob a direção do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das condições de fornecimento do sistema e pela indicação das providências necessárias para a correção de problemas identificados. 50

51 Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo - ARSESP A Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo ARSESP (originalmente denominada Comissão de Serviços Públicos de Energia CSPE ) é a agência reguladora e fiscalizadora dos serviços de energia, criada pelo Governo do Estado de São Paulo em 1997 para controlar e fiscalizar as concessionárias estaduais de energia elétrica e gás canalizado. Na área de energia elétrica, a ARSESP exerce a fiscalização técnica, comercial e econômico-financeira das 14 concessionárias de distribuição de energia elétrica que atuam no Estado de São Paulo, por meio de convênio de delegação e descentralização firmado com a ANEEL. Outras instituições: ANA, IBAMA, Órgãos Estaduais e Municipais A ANA é responsável pela regulação do uso da água em lagos e rios sob o domínio federal. Seus objetivos incluem a garantia da qualidade e quantidade da água para atender seus usos múltiplos. Adicionalmente, a ANA deve implementar o Plano Nacional de Monitoramento de Recursos Hídricos, uma série de mecanismos que buscam o uso racional dos recursos hídricos do país. No que tange os rios e lagos sob domínio estadual, compete aos órgãos estaduais a implantação dos respectivos Planos Estaduais de Recursos Hídricos, assim como a análise e concessão das outorgas de uso de recursos hídricos. O IBAMA é a agência ambiental ligada ao Ministério do Meio Ambiente e responsável pelo monitoramento e fiscalização ambiental em âmbito federal. O IBAMA é responsável pelo licenciamento ambiental das atividades e empreendimentos que produzam impacto ambiental em âmbito regional ou nacional. Por fim, os órgãos e agências ambientais municipais são responsáveis pelo licenciamento das atividades que impliquem impacto ambiental local, e, nos demais casos, tem-se que os órgãos e agências ambientais estaduais detêm a competência para realizar o licenciamento ambiental. Concessões As empresas ou consórcios que desejem construir e/ou operar instalações para geração com potência acima de 30 MW, transmissão ou distribuição de energia no Brasil devem participar de processos licitatórios. Empresas ou consórcios que desejem atuar em comercialização, geração hidrelétrica com potência superior a 1 MW e igual ou inferior e 30 MW ou geração térmica devem solicitar ao MME ou à ANEEL permissão ou autorização, conforme o caso. As concessões garantem o direito de gerar, transmitir ou distribuir energia em determinada área de concessão por um período determinado. Esse período é limitado a 35 anos para novas concessões de geração, e 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Concessões existentes poderão ser renovadas a critério do poder concedente por um período adicional de 20 anos. A Lei de Concessões estabelece, entre outras coisas, 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. 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 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 concessão retorna à concessionária. A administração da concessão é também devolvida à concessionária se o interventor decidir pela não extinção da concessão e o seu termo contratual 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 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 indicando que a concessionária, entre outras coisas, (i) deixou de prestar serviços adequados ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável; (iii) não tem mais capacidade técnica financeira ou econômica para fornecer serviços adequados; ou (iii) 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 por ela causados. Término por decurso do prazo. Com o advento do termo contratual, todos os ativos relacionados à prestação dos serviços de energia revertem ao governo. Depois do término, a concessionária tem direito de indenização por seus investimentos em ativos revertidos que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados. 51

52 Atualmente, a indefinição sobre o destino das concessões vincendas em 2015 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. Autorizações As PCHs atuam na modalidade de Produtores Independentes de Energia Elétrica, ou PIE ou autoprodutores de Energia Elétrica, estando sujeitas ao regime jurídico da autorização para produção de energia elétrica. Ao contrário das concessões tradicionais de uso de bem público ou do regime de prestação de serviço público de geração de energia elétrica, as autorizações para exploração de PCHs não requerem licitação prévia e são mais flexíveis e menos onerosas que as concessões. Autorizações para exploração de PCHs são outorgadas a título gratuito. As PCHs ainda são dispensadas do pagamento pelo uso do recurso hídrico (conforme 4º do artigo 26 da Lei 9.427/96). As autorizações para exploração de PCHs são válidas por 30 anos, ambas podendo ser prorrogadas à critério da ANEEL. Os direitos decorrentes das autorizações, incluídos aqueles sobre a exploração de potencial hidrelétrico, podem ser cedidos para outra empresa ou consórcio de empresas, desde que mediante prévia autorização da ANEEL. No Brasil, o PIE pode contratar livremente os preços (e não tarifas) de venda de energia elétrica, o que não seria possível se sua atividade econômica fosse regida pelas regras aplicáveis às concessionárias de serviços públicos. As autorizações perdem sua validade quando do término do prazo fixado pelo Poder Concedente. No entanto, o Poder Concedente pode extinguir as autorizações antes do prazo fixado, caso a respectiva autorizada cometa alguma das infrações listadas abaixo, consideradas razões que ensejam a extinção das autorizações antes do prazo: comercializar energia em desacordo com as prescrições da legislação específica e das próprias autorizações; descumprir as obrigações decorrentes das autorizações e da legislação de regência; transferência a terceiros dos bens e instalações sem prévia e expressa autorização da ANEEL; não recolhimento de multa decorrente de penalidade imposta por infração; descumprimento de notificação da ANEEL para regularizar a exploração da central geradora eólica ou das PCHs; solicitação das respectivas autorizadas; ou desativação da central geradora eólica ou das PCHs. 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). Para cada infração, as multas podem chegar a até 2% do faturamento, ou do valor estimado da energia produzida nos casos de auto-produção e produção independente, correspondente aos últimos doze meses anteriores à lavratura do auto de infração, ou estimados para um período de doze meses, caso o infrator não esteja em operação ou esteja operando por um período inferior a doze 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 relacionados a serviços prestados 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. Encargos Regulatórios Os principais encargos do setor elétrico são: CCC Conta de Consumo de Combustíveis: encargo para subsidiar a geração de energia elétrica que utiliza combustíveis fósseis nos sistemas isolados. A CCC é paga por todos os consumidores finais através da tarifa de uso do sistema de transmissão (TUST), caso o consumidor esteja conectado diretamente na rede básica ou através da tarifa de uso do sistema de distribuição (TUSDgeração), caso o consumidor esteja conectado na sua distribuidora local. Consumidores que investem em autoprodução são isentos na parcela de sua geração própria. O montante da CCC a ser recolhido é definido anualmente ex ante pela Eletrobrás. A Lei , originada pela Medida Provisória nº 466/09, alterou a metodologia do cálculo da CCC, passando a reembolsar a diferença entre o custo total de geração no sistema isolado e o custo médio da potência e energia comercializadas no ambiente regulado, desde 30 de julho de

53 CDE Conta de Desenvolvimento Energético: este encargo se destina a promover a geração eólica, PCH, gás e carvão; promover o programa de universalização da eletricidade; e subsidiar a tarifa para consumidores de baixa renda. Este encargo é pago por todos os consumidores através da TUST ou TUSDgeração. Assim como a CCC, consumidores que investirem em autoprodução estão isentos na proporção de sua geração própria. A CDE é definida anualmente pela ANEEL. CFURH Compensação Financeira pelo Uso dos Recursos Hídricos: é uma participação dos Estados, distritos e alguns departamentos da União nas receitas resultantes da exploração dos recursos hídricos. Este encargo é pago pelas hidrelétricas, com exceção das PCHs, como uma função da energia produzida (R$/MWh). ONS É uma taxa destinada a cobrir os custos das atividades do ONS. A taxa da ONS é paga por todos os seus membros, basicamente: geradores, transmissoras e distribuidoras. P&D Pesquisa e Desenvolvimento de Eficiência Energética, encargo do setor a ser investido em programas de eficiência energética e estudos de pesquisa e desenvolvimento. Geradores, transmissoras e distribuidoras devem investir anualmente pelo menos 1% de sua receita operacional líquida. A Lei , originada pela Medida Provisória nº 466/09, estabeleceu o aumento da alíquota de P&D das distribuidoras em 0,3% visando o ressarcimento de Estados e municípios pela eventual perda de arrecadação com Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços ( ICMS ) incidente sobre os combustíveis. PROINFA Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica, como já mencionado, este encargo subsidia o programa de incentivo às fontes alternativas. O encargo é cobrado de todos os consumidores através da TUST e TUSDgeração. Consumidores de baixa renda e aqueles localizados nos sistemas isolados são isentos desta cobrança. RGR Reserva Global de Reversão: encargo setorial para compensar as reversas dos ativos no final do período de concessão assim como promover recursos para expansão dos serviços públicos de eletricidade. É pago por todas as concessionárias de serviço público. TFSEE Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica: encargo setorial para cobrir os custos de atividade da ANEEL, pago por todos os agentes do setor. ESS Encargo de Serviço de Sistema: pago por todos os consumidores para cobrir os custos de restrição de transmissão e serviços ancilares. ESS Energético Encargo de Serviço de Sistema por razão energética: instituído pela Resolução CNPE nº 08/2007 em dezembro de 2007 com vistas à garantia de suprimento, permite o ONS despachar térmicas fora da ordem de mérito por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico CMSE para preservar os níveis dos reservatórios. O encargo é pago por todos os consumidores, exceto pelos autoprodutores na parcela de geração própria. UBP Uso do Bem Público: corresponde a uma taxa pelo direito de concessão pago pelos investidores de hidrelétricas pelo uso do sitio hidrológico para geração de energia. Este pagamento é necessário, pois a concessão de instalação das hidrelétricas pertence à União Federal, e não pode ser cedido sem pagamento. TUSDgeração - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição A TUSDgeração, que é revisada 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 TUSDgeração 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 por 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. TUST Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão A TUST é paga por distribuidoras, geradoras e consumidores livres e especiais pelo uso da Rede Básica e é revisada anualmente de acordo coma inflação e com 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 ao 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. Mecanismo de Realocação de Energia De acordo com as regras de comercialização em vigor, a proteção financeira contra riscos hidrológicos para os geradores é garantida através de um Mecanismo de Realocação de Energia (MRE). O MRE é um mecanismo financeiro desenvolvido por um processo de cinco etapas, que objetiva o compartilhamento dos riscos hidrológicos que afetam os geradores, na busca de garantir a otimização dos recursos hidrelétricos do SIN. Tais etapas são detalhadas abaixo: (i) aferição se a produção total líquida de energia dentro do MRE alcança os níveis totais de garantia física dos membros do MRE como um todo; (ii) aferição se alguma geradora gerou volumes acima ou abaixo de seus volumes de garantia física, conforme determinados pelo ONS; (iii) caso determinadas geradoras, participantes do MRE, tenham produzido acima de seus respectivos níveis de garantia física, o adicional da energia gerada será alocado a outras geradoras do MRE que não tenham atingido seus níveis de garantia física. Esta alocação do adicional da energia gerada, designada energia otimizada, é feita, primeiramente, entre as geradoras 53

54 dentro de uma mesma região e, depois, entre as diferentes regiões, de forma a assegurar que todos os membros do MRE atinjam seus respectivos níveis de garantia física; (iv) se, após a etapa (3) acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de garantia física (ou sua energia contratada, para aqueles membros do MRE que não tiverem contratado 100% de sua garantia física), e houver saldo de energia produzida, o adicional da geração regional líquida, designada energia secundária, deve ser alocado entre as geradoras das diferentes regiões. A energia será negociada pelo preço CCEE prevalecente na região em que tiver sido gerada; e (v) se, após a etapa (3) ou (4) acima, todos os membros do MRE não tenham atingido o nível de garantia física total do MRE, a energia faltante será paga pelos membros do MRE com base no PLD. 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 Legais e Regulatórios Gerais Para o desenvolvimento de atividades potencialmente poluidoras ou que utilizem recursos naturais, tais como a construção e operação de usinas e PCHs, a Política Nacional do Meio Ambiente, instituída pela Lei n.º 6.938, de 31 de agosto de 1981, e regulamentada pelo Decreto Federal n.º , de 06 de junho de 1990, estabelece a obrigação do prévio licenciamento ambiental. Trata-se de um procedimento administrativo pelo qual o órgão ambiental competente analisa a localização, instalação, ampliação e a operação dos empreendimentos, bem como estabelece as condições para o seu desenvolvimento. De acordo com a Resolução CONAMA nº 237, de 19 de dezembro de 1997, o processo de licenciamento ambiental compreende três etapas, nas quais o órgão ambiental competente emite as seguintes licenças: Licença Prévia: solicitada durante a fase preliminar de planejamento do projeto, aprovando sua localização e concepção. Contém requisitos básicos a serem atendidos com relação à localização, instalação e operação do empreendimento, observadas as normas de uso e ocupação do solo. Licença de Instalação: autoriza a instalação do empreendimento, de acordo com as especificações determinadas no projeto das obras a serem executadas e as ações de controle de impactos ambientais. Licença de Operação: solicitada na fase de início da operação do empreendimento, visa autorizar o início do funcionamento da atividade licenciada e dos sistemas de controle ambiental descritos durante o processo de licenciamento. Também é prevista em legislação federal (Resolução Conama 006/87) e nos procedimentos de licenciamento ambiental dos Estados, a: Licença de Operação Corretiva: solicitada com o objetivo de regularizar a operação de um empreendimento que foi construído anteriormente a regulamentação da obrigação de licenciamento ambiental prévio. Para fins de licenciamento de empreendimentos cujos impactos sejam considerados significativos, exige-se a elaboração de EIA/RIMA. Nesses casos, é obrigatória a realização de investimentos em Unidades de Conservação, no valor definido pelo órgão ambiental competente com base no grau de impacto ambiental do empreendimento. Por outro lado, o processo de licenciamento de PCHs possui algumas especificidades definidas pela Resolução CONAMA nº. 279/01. De acordo com essa Resolução, os empreendimentos elétricos de baixo impacto ambiental podem submeter-se ao procedimento simplificado de licenciamento ambiental. Desse modo, em lugar do EIA/RIMA, deve ser elaborado o RAS que, junto com o registro na ANEEL, será apresentado pelo empreendedor ao requerer emissão de Licença Prévia. No âmbito administrativo, as penalidades podem variar de simples advertência até aplicação de multa, que pode variar de R$50,00 a R$50,0 milhões. No âmbito criminal, merece destaque a figura da responsabilidade penal da pessoa jurídica, nos termos da Lei Federal nº 9.605/98, contemplada de forma independente à responsabilização das pessoas físicas que concorrem para a prática do crime ambiental, e que pode sujeitá-la ao pagamento de multa. Conforme dispõe a Política Nacional do Meio Ambiente, desde a publicação da Lei Federal nº /00, além do licenciamento ambiental, os empreendimentos que se dedicam a atividades potencialmente poluidoras ou que utilizem recursos naturais, devem ser registrados no Cadastro Técnico Federal de Atividades Potencialmente Poluidoras, perante o IBAMA. A regularidade desse cadastro depende da apresentação periódica de relatórios sobre as atividades exercidas e, em alguns casos, do pagamento da Taxa de Controle Fiscalização Ambiental ( TCFA ). As atividades da Companhia estão registradas perante o IBAMA, para fins do Cadastro Técnico Federal de Atividades Potencialmente Poluidoras. Proteção da Flora A implantação de determinados empreendimentos, como usinas hidroelétricas e PCHs, pode prescindir de supressão de vegetação em Áreas de Preservação Permanente ( APP ). As APP s compreendem as florestas e demais formas de vegetação que, por determinação legal, não podem ser removidas em razão da sua localização. A proteção das APP s tem por objetivo preservar os recursos hídricos, a paisagem, a estabilidade geológica, a biodiversidade e o fluxo gênico de fauna e flora, e proteger o solo e o bem estar da população humana. A Companhia desenvolve monitoramento e controle das ocupações no entorno dos reservatórios, em áreas consideradas de preservação permanente. Essas medidas visam identificar ocupações irregulares e de regularizar estas ocupações identificadas, observando-se o Contrato de Concessão e a legislação ambiental pertinente, bem como garantir uma melhor convivência entre a necessidade de geração de energia e o desenvolvimento sócio-econômico local. O Código Florestal determina também que as florestas e outras formas de vegetação nativa, apenas são suscetíveis de supressão, se mantida, a título de Reserva Legal, uma porcentagem mínima da vegetação local de cada propriedade rural. 54

55 Os empreendimentos da Companhia já instalados não estão localizados próximos à Unidades de Conservação. Não obstante, o Código Florestal Brasileiro (Lei Federal nº 4.771/65) determina que algumas áreas, como as margens de rios e os topos de morros, são consideradas Áreas de Preservação Permanente, onde as intervenções somente são permitidas em casos especiais, como de utilidade pública, interesse social ou baixo impacto ambiental. Em casos excepcionais, é exigida uma autorização prévia de intervenção por parte da autoridade ambiental, previamente autorizada pelos órgãos ambientais competentes. Uso de Recursos Hídricos A utilização de recursos hídricos para as finalidades de derivação ou captação, extração de aquífero para processo produtivo, lançamento de efluentes líquidos em corpo de água, aproveitamento hidrelétrico, e outra finalidade que altere a quantidade ou qualidade da água em um corpo d água, depende de prévia autorização do órgão ambiental competente, conforme a Política Nacional de Recursos Hídricos (Lei Federal nº 9.433/97). Todas as usinas da Companhia tiveram a outorga de direito de uso de recursos hídricos dispensada, através da Resolução 131/2003, da Agência Nacional de Águas. Reserva de disponibilidade hídrica A reserva de disponibilidade hídrica (reserva da quantidade de água necessária à viabilidade do empreendimento hidrelétrico) é obtida junto às secretarias estaduais de recursos hídricos ou, no caso de lagos e rios sob domínio federal, junto à ANA. No Estado de São Paulo, o órgão competente para emitir a outorga de direito de uso de água é o Departamento de Águas e Energia Elétrica ( DAEE ). A sua obtenção é feita com base em estudos de usos múltiplos da água, de forma a garantir a disponibilidade de água compartilhada, mesmo para empreendimentos que operam a fio d água, como é o caso das PCH. Responsabilidade Ambiental A legislação ambiental estabelece padrões de qualidade e de proteção ambiental que devem ser respeitados pelas fontes poluidoras, e que, se violados, podem sujeitar a Companhia a sanções administrativas, cíveis e criminais. Responsabilidade Administrativa A Lei de Crimes Ambientais (Lei Federal nº 9.605/98) foi regulamentada pelo Decreto 6.514, de 22 de julho de 2008, que dispõe sobre as infrações e sanções administrativas ao meio ambiente, posteriormente alterado pelos Decretos nº de 10 de dezembro de 2008 e n o 7.029, de 11 de dezembro de Toda ação ou omissão que viole as regras jurídicas de uso, gozo, promoção, proteção e recuperação do meio ambiente é considerada infração administrativa, resultando em sanções administrativas, que abrangem: (i) advertência; (ii) multa, que pode variar entre R$50,00 e R$50 milhões; (iii) apreensão de produtos; (iv) destruição ou inutilização de produtos; (v) suspensão de venda e fabricação de produtos; (vi) embargo de obra ou atividade e suas respectivas áreas; (vii) suspensão parcial ou total da atividade; (viii) demolição de obra; e/ou (ix) pena restritiva de direitos. Responsabilidade Civil A responsabilidade civil do poluidor é objetiva, de modo que sua configuração independe da verificação da culpa pelo dano causado, bastando, portanto, a comprovação do dano e a demonstração do nexo de causalidade deste com a atividade desenvolvida pelo eventual poluidor. Ademais, de acordo com a Política Nacional do Meio Ambiente, a responsabilidade civil ambiental é solidária, de modo que poluidor pode ser todo aquele responsável direta ou indiretamente por atividade causadora de degradação ambiental. Isso significa que a obrigação de reparação pode abranger todo aquele que contribuiu direta ou indiretamente para a ocorrência do dano, assegurado o direito de regresso proporcional em face dos demais co-responsáveis. Conseqüentemente, a contratação de terceiros para proceder a qualquer intervenção nas operações, como disposição final de resíduos, não exime o contratante da responsabilidade por eventuais danos ambientais causados pelos contratados. Responsabilidade Criminal Na esfera criminal, tanto as pessoas físicas (incluindo, entre outros, os diretores, administradores e gerentes de pessoas jurídicas no exercício de suas funções) como as pessoas jurídicas podem ser responsabilizadas por crimes ambientais. As penas aplicáveis às pessoas jurídicas são: (i) multa, (ii) restritiva de direitos, e (iii) prestação de serviços à comunidade. As penas restritivas de direitos da pessoa jurídica, por sua vez, podem ser (i) suspensão parcial ou total da atividade, (ii) interdição temporária de estabelecimento, obra ou atividade, e (iii) proibição de contratar com o Poder Público, bem como dele obter subsídios, subvenções ou doações. O diretores e administradores da Companhia, bem como outras pessoas físicas que atuem como seus prepostos ou mandatários e concorrerem para a prática de crimes ambientais atribuídos à Companhia estão também sujeitos, na medida de sua culpabilidade, à penas restritivas de direitos e privativas de liberdade. Geração de Créditos de Carbono O mercado de créditos de carbono consiste na comercialização internacional de permissões de emissão e certificados de redução de emissões de gases de efeito estufa, denominados créditos de carbono. O Decreto Legislativo nº 144, de 20 de junho de 2002, ratificou o texto do Protocolo de Kyoto, que foi aberto à assinatura a partir da terceira sessão da Conferência das Partes (CP) na Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima ( CQNUMC ), na cidade de Quioto, no Japão, em 11 de dezembro de Entrou em vigor em 16 de fevereiro de 2005, após o número mínimo de 55 das Partes da CQNUMC terem formalmente ratificado o protocolo na sede das Nações Unidas, em Nova York. 55

56 Dentre as políticas e programas do Protocolo de Kyoto, merece destaque o mecanismo de flexibilização denominado MDL, descrito em seu artigo 12. Trata-se de um instrumento adotado como alternativa aos países que não tenham condições de promover a necessária redução de gases do efeito estufa. Neste sistema, cada tonelada métrica de carbono equivalente que deixa de ser emitida ou é retirada da atmosfera por um país em desenvolvimento poderá ser negociada com países desenvolvidos que possuem metas de redução a serem alcançadas. Dessa forma, com a introdução do MDL, as empresas que não conseguirem diminuir suas emissões de forma suficiente poderão comprar RCEs em países em desenvolvimento (que tenham gerado projetos redutores de emissão de Gases de Efeito Estufa) e usar esses certificados para cumprir suas obrigações. Os países em desenvolvimento, por sua vez, devem utilizar o MDL para promover seu desenvolvimento sustentável, além de se beneficiar com o ingresso de divisas por conta das vendas de RCEs. Princípios do Equador Os Princípios do Equador são um conjunto de regras e diretrizes estabelecidas em 2003 por um grupo de bancos, juntamente com o IFC (International Finance Corporation), subsidiária do Banco Mundial, por meio das quais se estabeleceu parâmetros sócioambientais para a concessão de crédito. Atualmente, estas regras são adotadas voluntariamente por aproximadamente 40 instituições financeiras, que apenas concedem o crédito caso determinadas imposições sócio-ambientais sejam respeitadas pelo empreendedor. Assim, além das exigências advindas da legislação de cada um dos países em que os empreendimentos estão localizados, as instituições financeiras submetem os projetos aos seus próprios requisitos de controle sócio-ambiental, com vistas a garantir a sustentabilidade do empreendimento. Nesse contexto os Princípios do Equador assumem um importante papel de controle das atividades social ou ambientalmente impactantes. Há forte tendência para que as instituições financeiras cada vez mais analisem detalhadamente cada empreendimento a ser financiado, a fim de evitar o risco potencial de sua co-responsabilização por eventuais danos ao meio ambiente, bem como evitar o próprio risco financeiro do crédito. Inicialmente, tais princípios eram aplicados a projetos de valor igual ou superior a US$50,0 milhões. Em 2006, os princípios sofreram uma revisão e a exigência do seu cumprimento passou a ser aplicada a projetos de valor igual ou superior a US$10,0 milhões. Gerenciamento Ambiental da Companhia As atividades da Companhia estão sujeitas a um conjunto de leis, decretos, regulamentos e resoluções federais, estaduais e municipais relativas à gestão ambiental e à proteção do meio ambiente conforme disposto de maneira sumária acima. A inobservância dessas normas poderá resultar, independentemente da obrigação de reparar danos ambientais que eventualmente sejam causados, na aplicação de sanções de natureza penal e administrativa. A Constituição Federal confere ao Governo Federal, aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios a responsabilidade comum de proteger o meio ambiente. Os entes da federação podem promulgar leis e emitir regulamentações que tratam da proteção ambiental de forma concorrente. A legislação federal aborda questões gerais, de âmbito nacional, enquanto a legislação estadual trata de questões regionais. Os Municípios, por sua vez, têm competência para promulgar leis e emitir regulamentações apenas com relação a assuntos de interesse local. Licenciamento Ambiental O parque gerador da Companhia é composto por 10 usinas nas regiões central e nordeste do Estado de São Paulo, que juntas possuem capacidade instalada de MW. A Companhia também opera e mantém duas pequenas linhas de transmissão, uma de 12,9 Km, com tensão de 22kV, da Usina Hidroelétrica ( UHE ) de Caconde até a Subestação de Itaiquara, e outra de 7,0 Km, com tensão de 11,5kV, da UHE de Euclides da Cunha até a Subestação Limoeiro do Tietê. Adicionalmente, por meio da subsidiária AES Minas PCH, a Companhia opera outras 6 PCHs, no estado de Minas Gerais, com uma capacidade combinada de geração de energia de 5,4 MW. Das 10 usinas localizadas no Estado de São Paulo, duas foram licenciadas pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e encontram-se em processo de renovação de suas licenças de operação. Das outras oito Usinas, todas sob a competência da Companhia Ambiental do Estado de São Paulo, uma está em processo de renovação, uma em regularização e as outras seis obtiveram seu primeiro licenciamento junto ao IBAMA. Estas seis Usinas, durante a fase de renovação da licença de operação, tiveram a competência do licenciamento transferida para o órgão estadual e estão, desde então, em processo de regularização. Para 2010, a Companhia está finalizando o processo de regularização das PCHs no estado de Minas Gerais e trabalhará para obter as licenças de operação das PCHs São José e São Joaquim, em fase final de construção. Desenvolverá também programas ambientais condicionados às licenças, como projetos voltados à contenção de erosão e assoreamento, ao monitoramento e controle de macrófitas e da qualidade da água, e ao manejo pesqueiro, entre outros. Gerenciamento Ambiental A Companhia realiza um constante trabalho de monitoramento ambiental e adota uma série de medidas de prevenção, mitigação e compensação de eventuais impactos ambientais decorrentes de suas atividades. A Companhia assume o compromisso de melhoria contínua de seu desempenho ambiental por meio do atendimento à legislação ambiental aplicável e do estabelecimento de objetivos e metas. Os objetivos e metas ambientais da Companhia são: programas institucionais de educação ambiental; 56

57 prevenção de acidentes e capacitação para combate à situação de emergência; redução de impactos por geração / disposição de resíduos sólidos; redução de impacto / alteração nos corpos hídricos; e redução de impactos de geração e consumo de energia elétrica. Política de Sustentabilidade e Meio-ambiente Nos últimos anos, o desenvolvimento sustentável entrou definitivamente na agenda de discussões globais, tornando-se parte vital dos negócios no mundo e no Brasil. Em 2005 a Bovespa criou o Índice de Sustentabilidade Empresarial, que auxilia investidores do mercado de capitais a incorporarem critérios de avaliação da sustentabilidade de empresas, em suas decisões de investimento. Empresas que efetivamente incorporam tais critérios em seus negócios tendem a ter valores maiores no mercado de capitais. Desenvolvimento sustentável tem sido definido como desenvolvimento que atende às necessidades do presente a partir de recursos naturais existentes, sem comprometer a condição de futuras gerações de também atenderem suas necessidades a partir de recursos naturais preservados e, sempre que possível, regenerados. Incorporando esse conceito na formulação de estratégias para as operações das empresas do Grupo AES Brasil, e particularmente da Companhia, desenvolveu-se uma estratégia de sustentabilidade ambiental que consiste em: (i) posicionar a Companhia no contexto das mudanças climáticas, sistematizar inventários de emissões de gases de efeito estufa (GEE) oriundas de suas operações; (ii) assegurar a adaptação das operações ao ambiente de mais freqüentes e intensos eventos climáticos extremos; (iii) alinhar estratégias e projetos de Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento, e de Sustentabilidade Ambiental; e (iv) gerar valor monetizável e reputacional, a partir de projetos de créditos de carbono e serviços ambientais diversos. Neste sentido, entre as prioridades da Companhia está a implantação de um modelo de desenvolvimento sustentável voltado à preservação do meio ambiente. As usinas hidrelétricas da Companhia estão localizadas em um dos mais importantes depositários da biodiversidade do planeta: a Mata Atlântica. Para contribuir com sua preservação, a Companhia tem atuado em várias frentes, em parceria com a Comissão Interministerial de Mudança do Clima, o Fórum Brasileiro de Mudanças Climáticas, o Fórum Paulista de Mudança do Clima e Biodiversidade, o Banco Mundial, a Fundação SOS Mata Atlântica, entre outras instituições. O Projeto de Reflorestamento Com o projeto de reflorestamento por ela elaborado, a Companhia combate a degradação dos ecossistemas ciliares nas bordas de seus reservatórios. A ação contribui para a mitigação das mudanças climáticas globais, promovendo e estimulando o desenvolvimento sustentável. Após mais de dois anos de estudos e da aprovação da ONU (Organização das Nações Unidas), em 2007, da metodologia para aflorestamento e reflorestamento de áreas protegidas no âmbito do MDL ( Mecanismo de Desenvolvimento Limpo ), a Companhia iniciou um dos projetos mais importantes da AES Corporation, voltados ao meio ambiente. Em 2008, foi lançado o projeto de geração e comercialização de crédito de carbono a partir do reflorestamento das APPs (Áreas de Preservação Permanente) situadas no entorno dos reservatórios das dez usinas hidrelétricas da Companhia. No total será reflorestada uma área de 12 mil hectares de APPs, com 24 milhões de mudas de espécies nativas das regiões da Mata Atlântica e do cerrado do Estado de São Paulo. Com a recuperação da mata ciliar das bordas das usinas, espera-se, ao longo de 20 anos, a remoção de cerca de 5 milhões de toneladas de CO2 da atmosfera. Manejo da Flora Por meio do programa de manejo de flora, a Companhia produz anualmente, no viveiro da Usina Hidrelétrica Promissão, no interior de São Paulo, 1 milhão de mudas de 120 espécies silvestres de árvores da Mata Atlântica. Além de atender ao projeto de reflorestamento da mata ciliar do entorno de suas dez usinas hidrelétricas, o viveiro da Companhia doa o excedente de mudas para prefeituras, Organizações Não-Governamentais ( ONGs ) e proprietários de terrenos próximos às usinas. De 2002 a 2008, foram produzidas mais de 6 milhões de mudas, das quais 3,6 milhões foram usadas no reflorestamento de 1,8 mil hectares no entorno dos reservatórios e 3 milhões em áreas ribeirinhas. Repovoamento dos Reservatórios A Companhia produz, anualmente, 2,5 milhões de alevinos em duas unidades de piscicultura, localizadas em Promissão e Barra Bonita. São sete espécies nativas do Rio Tietê (pacu-guaçu, curimbatá, dourado, pirancajuba, tabarana, piapara e lambari), para o repovoamento dos reservatórios da Companhia. Em paralelo ao repovoamento, a Companhia monitora continuamente a qualidade da água. São duas ações que garantem às comunidades ribeirinhas sua principal fonte de renda: a pesca. Ainda, a Companhia está elaborando o plano ambiental de conservação e uso do solo do entorno de reservatórios artificial, em atendimento a resolução CONAMA no 302/02. O objetivo deste projeto é estabelecer um pacto com a sociedade para regularizar o uso e a ocupação das áreas ao entorno dos reservatórios, procurando estabelecer, com o poder público, sociedade civil e comunidades locais, um acordo sobre o futuro dessas regiões. 57

58 Além da estratégia de sustentabilidade ambiental, a Companhia implementou seu Sistema de Gestão Ambiental (SGA) que tem como premissa a conservação dos recursos naturais dos quais depende a atividade de geração de energia. Foi desenvolvido com base na Política de Meio Ambiente, Saúde e Segurança do Trabalho do Grupo AES Brasil, que define os compromissos a serem seguidos por todos os colaboradores. Esses compromissos envolvem o planejamento e o desenvolvimento de tecnologias e processos que minimizem os impactos ambientais; a operação e manutenção das instalações nos termos da legislação ambiental; a adoção de medidas de conservação e de uso racional de recursos naturais. Faz parte de sua política socioambiental a conscientização de colaboradores e da população, bem como investimentos em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento voltados à preservação do meio ambiente. Nesta linha, faz parte do Sistema de Gestão Ambiental o Programa de Educação Ambiental, desenvolvido para conscientização dos visitantes das Usinas e onde são abordados aspectos de utilização consciente da energia elétrica e do recurso natural água, além de serem informados sobre os vários programas ambientais desenvolvidos pela Companhia, como o programa de manejo da flora e o programa de manejo pesqueiro. Adicionalmente aos projetos relacionados ao meio ambiente, a Companhia lançou em 2008 o projeto de responsabilidade social casa de Cultura e Cidadania beneficiando aproximadamente 3 mil crianças, adolescentes e adultos com atividades culturais, geração de renda e educação quando do uso seguro da energia elétrica e ao uso consciente dos recursos naturais. No ano de 2009, somente na Usina de Promissão, 10 escolas fizeram visitação, com a efetiva participação de 461 crianças. Em todas as Usinas da Companhia houve a visita de alunos. Em reconhecimento de seus esforços, a Companhia faz parte da carteira Índice de Sustentabilidade Empresarial desde dezembro de Adicionalmente, a Companhia foi considerada uma das 20 empresas modelo em sustentabilidade e pela segunda vez consecutiva foi eleita uma das 150 melhores empresas para se trabalhar, ranking promovido pelas revistas Exame e Você S.A. c. dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia No Brasil, a propriedade de uma marca adquire-se somente pelo registro validamente expedido pelo INPI, órgão responsável pelo registro de marcas e patentes, sendo assegurado ao titular seu uso exclusivo em todo o território nacional por um prazo determinado de 10 anos, passível de sucessivas renovações. Durante o processo de registro, o depositante tem apenas uma expectativa de direito para utilização das marcas depositadas aplicadas para a identificação de seus produtos ou serviços. A Companhia é titular, perante o INPI, dos seguintes registros e pedidos de registro de marca: Número de Registro Data de Registro MARCAS Marcas Situação Classe T AES Tietê Energia Limpa Confiável e Segura T AES Tietê Energia Limpa Confiável e Segura T AES Tietê Energia Limpa Confiável e Segura Pedido de marca indeferido; aguardando posicionamento do INPI quanto ao recurso contra o indeferimento apresentado Pedido de marca indeferido; aguardando posicionamento do INPI quanto ao recurso contra o indeferimento apresentado Pedido de marca indeferido; aguardando posicionamento do INPI quanto ao recurso contra o indeferimento apresentado NCL(8) 37 NCL(8) 42 NCL(8 ) AES Rio Grande Aguardando deferimento NCL(8) AES Alto Tietê Aguardando deferimento NCL(8) AES Pardo Aguardando deferimento NCL(8) AES Tietê Registro concedido em NCL(9) AES Tietê Registro concedido em NCL(9) AES Tietê Registro concedido em NCL(9) 42 A Companhia é titular dos nomes de domínio aestiete.com.br e energiapaulista.com.br devidamente registrados no Registro.br Domínios para a Internet no Brasil, entidade responsável pelo registro de nomes de domínio no Brasil. Para informações referentes a concessões vide item Contratos de Concessão. 58

59 7.6. 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 receita líquida proveniente dos clientes da Companhia em 2009 foi de R$1669,9 milhões, que representou 100% da receita líquida de 2009 da Companhia. A Companhia não obtém receitas de outros países que não o Brasil. Suas atividades estão restritas ao território nacional Regulação dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes e influência nos negócios da Companhia Não aplicável Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia que não figurem em outra parte deste Formulário Principais Contratos Contrato de Concessão Nos termos do Contrato de Concessão, firmado entre a Companhia e a União (através da ANEEL), foram outorgadas à Companhia diversas concessões referentes aos aproveitamentos hidrelétricos a partir dos quais ela Tietê gera sua energia comercializada. Tais concessões expiram em 20 de dezembro de 2029, mas poderão ser prorrogadas por mais 30 anos, a critério da ANEEL, desde que a exploração das centrais geradoras esteja nas condições estabelecidas no Contrato de Concessão e na legislação pertinente, bem como a Companhia solicite tal prorrogação com antecedência mínima de 36 (trinta e seis) meses da data de seu vencimento, sendo que o requerimento deverá estar acompanhado dos comprovantes de regularidade e adimplemento das obrigações fiscais, previdenciárias e dos compromissos e encargos assumidos com os órgãos da Administração Pública, referentes à exploração de energia elétrica e de quaisquer outros encargos previstos nas normas legais e regulamentares então vigentes. A ANEEL manifestar-se-á sobre o requerimento de prorrogação até o 18º (décimo oitavo) mês anterior ao término do prazo da concessão. O Contrato de Concessão dispõe que cada concessão poderá ser extinta, antes do término de seu prazo inicial de 30 (trinta) anos em caso de encampação, caducidade, anulação decorrente de vício ou irregularidade constatada no procedimento ou no ato de sua outorga, falência ou extinção da Companhia ou descumprimento das normas contratuais pelo Poder Concedente. A encampação somente pode ocorrer para atender o interesse público e depende de lei específica que a autorize. Ademais, antes da encampação, o Poder Concedente deverá indenizar a Companhia sobre os investimentos não amortizados ou depreciados. No caso de a Companhia descumprir as obrigações previstas no Contrato de Concessão e na legislação e regulamentação aplicáveis, o Poder Concedente poderá declarar a caducidade da concessão ou a aplicação de sanções contratuais. Entretanto, tal declaração deve ser precedida de um processo administrativo no qual seja assegurado à Companhia o direito de ampla defesa e, assim como no caso da encampação, implicará no pagamento de indenização. Contratos de Venda e Compra de Energia A Companhia firmou os seguintes contratos de compra de energia elétrica: Gerador CNAA (Companhia Nacional de Açúcar e Álcool), com período de suprimento de 2009 a 2018, com um montante de 12,6 MWmed em 2009, 17 MWmed em 2010 e 22,8 MWmed de 2011 a 2018; Gerador ENDESA, com período de suprimento de 2010 a 2015, com um montante de 4 MWmed de 2010 a 2011 e 8 MWmed de 2012 a 2015; Gerador Guaira, com período de suprimento de maio/2010 a novembro/2021, com um montante de 6 MWmed no período de maio a novembro de cada ano, o que anualmente representa 3,5 MWmed; Comercializadora Enertrade, com período de suprimento de 2007 a 2011, com um montante de 4 MWmed; Gerador CHESF, com período de suprimento de janeiro a dezembro/2010, com um montante de 4 MWmed. Considerações Sobre o Contrato de Compra e Venda de Energia elétrica com a AES Eletropaulo Em 7 de dezembro de 2000, de forma a garantir as receitas a longo prazo e evitar exposição às flutuações nos preços de mercado locais após a expiração dos contratos iniciais, a Companhia celebrou o Contrato de Venda de Energia com a AES Eletropaulo. O Contrato Bilateral, firmado em dezembro de 2000 e válido até 31 de dezembro de 2015, determina o volume de energia que foi entregue à AES Eletropaulo a partir de 2003, na medida em que a energia entregue nos termos de cada um dos contratos iniciais da Companhia foi reduzida. Foi entregue à AES Eletropaulo um volume de energia de 315 MW médios em 2003, 632 MW médios em 2004, 948 MW médios em 2005 e 1.268MW médios a partir de 2006 e até 2015, correspondente a 25%, 50%, 75% e 100% dos antigos contratos. No período de 2009 até 2015 o valor continuará sendo de 1.268MW médios. Em 30 de outubro de 2003, a Companhia e a AES Eletropaulo firmaram um aditivo ao Contrato de Venda de Energia, submetido à homologação da ANEEL, que prorrogou seu prazo de vigência até 14 de junho de 2028, data do encerramento da concessão da AES Eletropaulo. 59

60 Em 24 de agosto de 2005, a ANEEL publicou um despacho negando a sua aprovação ao aditivo, alegando ser contrário à Lei de 15 de março de 2004 (Novo Modelo do Setor Elétrico), promulgada cinco meses após o aditamento. A AES Eletropaulo, visando preservar seus direitos, entrou com recurso administrativo junto à ANEEL e com uma ação na Justiça em 28 de outubro de Em 21 de agosto de 2007, a ANEEL publicou o despacho nº , indeferindo o recurso interposto pela AES Eletropaulo e mantendo sua decisão anterior de não aprovar o termo de aditamento ao Contrato de Venda de Energia. Com relação à ação na justiça, a AES Eletropaulo continua aguardando o julgamento do mérito em primeira instância. Caso o aditamento não ocorra, a Companhia está definindo a estratégia comercial para a venda da garantia física tanto para clientes livres quanto para distribuidoras. No caso desta última, e em função do Novo Modelo do Setor Elétrico, a venda só poderá ser feita via Leilões de Energia Existente cuja entrega de energia é feita a partir do ano seguinte ao leilão (A-1). Contratos Fundação CESP Quando da sua privatização, a Companhia assumiu a cobertura do déficit atuarial do plano de previdência privada vigente até aquele momento, referente aos benefícios de aposentados e pensionistas e a garantia aos empregados ativos de um benefício, na data de sua aposentadoria, proporcional ao serviço passado. Para financiar esse déficit atuarial, em 25 de novembro de 1997, a Companhia firmou um contrato de confissão de dívida com a Fundação CESP. O vencimento desse contrato seria em setembro de As parcelas deste contrato incluíam juros anuais de 6,0%, e eram ajustadas mensalmente pelo IGP-DI. No final de cada exercício era feita uma avaliação atuarial e eventuais déficits ou superávits do plano eram acrescidos ou subtraídos do saldo do contrato, promovendo um recálculo das parcelas remanescentes. Ao longo dos anos, os superávits foram reduzindo o saldo do contrato, de modo que em 31 de dezembro de 2009 e 2008, o saldo da dívida estava integralmente compensado com o ganho atuarial no mesmo montante. No entanto, caso eventuais déficits referentes ao antigo plano de previdência privada venham a ocorrer no futuro, um novo contrato de dívida deverá ser firmado com a Fundação CESP. Outros Contratos Contratos Terceirizados Não aplicável. Contratos de Seguros A Companhia mantém atualmente apólices de seguro cobrindo riscos variados, incluindo a cobertura de danos de propriedades, nas modalidades All Risks e Quebra de Máquinas. O limite da cobertura sob esta apólice é de R$1.398,6 milhões. Adicionalmente, a Companhia mantém apólices de seguro cobrindo danos contra terceiros até o limite de R$30,0 milhões por sinistro e R$45,0 milhões agregado ao ano, incluindo danos conseqüentes de rompimento de barragem, poluição súbita e danos morais. O seguro contra danos a terceiros cobre responsabilidades legais decorrentes de lesão corporal ou danos à propriedade causados pelas operações comerciais, pela geração industrial de eletricidade e pela operação e manutenção de comportas. A Companhia também mantém apólices de seguro de toda a frota de veículos, com cobertura de até R$1,0 milhão por sinistro para danos a terceiros. O quadro a seguir ilustra a cobertura de seguros da Companhia, em 31 de dezembro de 2009: Risco Data de Vigência Importância Segurada De Até R$ (milhões) Patrimonial 01/04/09 01/04/ ,6 Responsabilidade Civil 01/06/09 01/06/10 30,0 31/08/09 31/08/10 RCF-V*: 1,0 Frota de veículos * RCF-V: Seguro de Responsabilidade Civil Facultativa de veículos para danos causados a terceiros pelos veículos da AES Tietê 7.9. Outras informações relevantes Estratégia da Companhia Excelência operacional é a base sobre a qual a Companhia sustenta sua estratégia para tornar-se cada vez mais competitiva e eficiente e, assim, elevar ao máximo a criação de valor para os seus acionistas. Essa orientação busca manter a qualidade das operações e o reconhecimento de uma prestação de serviço segura e confiável. Excelência operacional. Esta estratégia visa: (i) obter reconhecimento como empresa modelo pela sua gestão moderna e ágil, que lança mão das melhores práticas em suas operações; (ii) alcançar elevados padrões de desempenho e ser reconhecida pelas partes interessadas como referência em práticas de atuação responsável; (iii) tornar disponível uma adequada infra-estrutura de soluções de informação que dêem suporte às operações da Companhia; e (iv) promover o desenvolvimento do potencial humano nas habilidades requeridas para o sucesso da estratégia. Criação de valor. Esta estratégia visa: (i) transformar o valor criado por meio da eficiente operação em aumento da capitalização de mercado; e (ii) construir uma cultura corporativa sólida e única, estreitando continuamente o relacionamento com os agentes do mercado de capitais e adotando padrões elevados de governança corporativa. Segurança dos empregados e clientes. A Companhia considera a segurança dos seus empregados uma parte muito importante dos negócios e a revisão constante das políticas de segurança visa a melhoria das suas regras e procedimentos internos para fortalecer a relação com seus empregados, atingindo assim um alto grau de eficiência. As suas políticas de segurança têm gerado bons efeitos, e um exemplo disso é a usina de Mogi-Guaçu que está há 15 anos sem acidentes. A média de anos sem acidentes para as demais usinas é igual a 8 anos. No ano de 2009 a 60

61 Companhia implementou diversas ações visando aumentar as condições de segurança de suas usinas, tais como: aumento da equipe de segurança do trabalho, criação de grupos focados em implantar melhorias de segurança nas usinas, aperfeiçoamento do programa de treinamento de segurança no trabalho, entre outras. Expansão da capacidade instalada. A Companhia pretende desenvolver e implementar os projetos que compõem seu atual portfólio e originar novos projetos que possuam retornos atrativos, não só para atender suas obrigações advindas do processo de privatização relacionadas à expansão de 15% da capacidade instalada de seu parque gerador, mas também para ampliar sua participação no mercado de energia brasileiro. Obter Benefícios Advindos de Sua Política de Responsabilidade Sócio-Ambiental: A Companhia pretende beneficiar-se da sua forte política de responsabilidade sócio-ambiental para atrair novos investidores e clientes que privilegiem investimentos, serviços e produtos sócioambientalmente responsáveis. A Companhia acredita, também, que os impactos positivos de sua atividade, por meio da criação de emprego e geração de renda, bem como investimentos em infraestrutura e capacitação profissional de mão de obra local, criam uma receptividade favorável à sua atividade pelas comunidades envolvidas e pelo poder público nas suas áreas de atuação. Definição da Estratégia Comercial: Até 31 de dezembro de 2015, toda a garantia física da AES Tiete está contratada através de um contrato bilateral com a AES Eletropaulo firmado dentro das antigas regras que permitiam a contratação bilateral entre geradoras e distribuidoras de energia elétrica. Como estratégia após 2015, a Companhia continuará monitorando o desenrolar da ação judicial movida pela AES Eletropaulo com vistas a garantir a efetividade do aditivo ao Contrato de Venda de Energia de 31 de dezembro de 2015 até 14 de junho de Caso o aditamento não ocorra, a Companhia definirá estratégia comercial para a venda da garantia física a clientes livres e distribuidoras. Em função do Novo Modelo do Setor Elétrico, a eventual venda a distribuidoras somente poderá ser feita via Leilões de Energia Existente cuja entrega de energia é feita a partir do ano seguinte ao leilão (A-1). Destaques Operacionais da Companhia Conforme dados da ANEEL, a Companhia figura como uma das maiores empresas de geração de energia elétrica do Brasil, com base nos resultados operacionais e financeiros obtidos nos últimos anos. Neste sentido, a Companhia possui as seguintes vantagens competitivas: Condições Hidrológicas Favoráveis. As condições hidrológicas da região em que atua e a disponibilidade de seus equipamentos têm permitido a produção de energia 16% superior à sua garantia física, com base na média dos últimos 15 anos. Relacionamento com o Governo e com a Sociedade. A Companhia pauta seu relacionamento com os diferentes órgãos públicos com os quais se relaciona com um único princípio: o da máxima transparência. Como, por força da sua atividade principal, há uma inter-relação intensa e constante com todas as instâncias de governo, empresas e cidadãos, o comportamento ético, claro e dentro do mais rigoroso cumprimento das leis e regulamentos é decisivo para o bom andamento dos negócios. Além disso, a Companhia pratica e exige dos seus empregados a observação de um código de ética que atende a preceitos morais e legais. Qualidade Operacional. A Companhia tem operado nos últimos cinco anos com média de 92,1% em disponibilidade de unidade geradora, índice que mede o tempo médio durante o qual ela esteve disponível para produzir energia elétrica. Outro importante indicador de qualidade das operações, a taxa de falha de unidade geradora, apresentou índice de 1,39 em 2009, o que representa um bom índice quando comparado à meta imposta pela ANEEL de 2 (falha por ano) para o mesmo período. O desempenho é fruto da combinação de três fatores: (i) pessoal treinado, experiente e motivado; (ii) investimento em manutenção dos equipamentos; e (iii) flexibilidade para despacho da energia. Essa flexibilidade é obtida graças ao programa de manutenção preventiva da Companhia, que favorece a disponibilidade e confiabilidade das unidades geradoras. 100% da Garantia Física contratada a Longo Prazo. Desde 2006 e até 2015, 100% da garantia física da Companhia (1.275 MW) é objeto de venda pelo Contrato de Venda de Energia com a AES Eletropaulo, proporcionando estabilidade na geração de caixa. Administração Experiente. Os conselheiros e diretores da Companhia possuem sólida experiência em indústrias de geração e distribuição de energia, nos setores privado e público. Em 31 de dezembro de 2009, a administração da Companhia possuía uma média de 10 anos de experiência no setor elétrico. Acionistas Relevantes. Os acionistas indiretos da Companhia, através da Brasiliana, são AES Corporation e BNDESPAR, subsidiária do BNDES. Em 2009, a AES Corporation detinha e operava mais de US$40 bilhões em ativos em 29 países, incluindo aproximadamente MW de capacidade de geração, e 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 os negócios no Brasil representaram 38%. O BNDES é o maior Banco de Desenvolvimento da América Latina, com mais de R$277 bilhões em ativos no ano de 2008, sendo a principal instituição financeira de execução das políticas de investimento do Governo Federal, auxiliando diretamente ou por meio da BNDESPAR, programas, projetos, trabalhos e serviços relacionados ao desenvolvimento econômico e social do Brasil. O BNDES é também a principal fonte doméstica de financiamento de longo-prazo, com uma ênfase especial no financiamento de projetos de infra-estrutura para os setores privado e público, incluindo a indústria de energia elétrica. A Companhia acredita que o conhecimento técnico e operacional e a importância de seus acionistas proporcionam vantagens significativas na administração de suas operações. Expansão da Capacidade Instalada 61

62 O Edital de Privatização da Companhia estabelece a obrigação de expandir a capacidade instalada do seu sistema de geração (Obrigação de Expansão) em no mínimo 15% (aproximadamente 400 MW), no período de 8 anos, a partir da assinatura do seu Contrato de Concessão, ocorrida em dezembro de Contudo, foram estabelecidas restrições regulatórias desde a privatização, em especial a criação do Novo Modelo do Setor Elétrico, que tornou inviável o cumprimento da obrigação, tal qual originalmente concebida. Existem ainda restrições regionais, como a insuficiência de recursos hídricos no Estado de São Paulo, e restrições ambientais que impedem o atendimento da obrigação de expansão. A Companhia tem mantido entendimentos com o Governo do Estado de São Paulo, com o objetivo de readequar a obrigação de expansão à nova realidade setorial/regulamentar. Visando cumprir com o requerimento de expansão, a Companhia vem estudando a viabilidade de implantação de uma usina termelétrica a gás natural com capacidade de geração de 500 MW e de duas PCHs com potência instalada de 32 MW (PCH Carrapatos: 21,6 MW e PCH São João: 9,6 MW). Também contribuirão para o cumprimento de tal obrigação, a conclusão de projeto de 7 MW de geração hidrelétrica através das PCHs São José e São Joaquim (PCHs Jaguari Mirim), que entrarão em operação em 2010, e 6 MW de co-geração através de biomassa, contratados por 15 anos com início de suprimento a partir de Grupo Econômico da Companhia 8.1. Descrição do grupo econômico da Companhia a. controladores diretos e indiretos Controladores Diretos Abaixo é apresentada tabela contendo a posição acionária dos controladores diretos da Companhia, em 31 de dezembro de 2009: Acionista Companhia Brasiliana de Energia Ações Ordinárias % Part Ações Preferenciais % Part Ações Totais % Total , , ,55 Controladores Indiretos Cadeia Societária Companhia Brasiliana de Energia ( Brasiliana ) A Companhia Brasiliana de Energia tem como acionistas diretos: (i) BNDES Participações S.A. ( BNDESPAR ), a qual detém ações ordinárias (50,00% das ações ordinárias) e ações preferenciais (100,00% das ações preferenciais), perfazendo um total de ações (53,85% do capital social total); e (ii) AES Holdings Brasil Ltda, a qual detém ações ordinárias (50% das ações ordinárias mais 1 ação) e 1 ação preferencial (0,00% das ações preferenciais), perfazendo um total de ações (46,15% do capital social total). Cadeia Societária BNDESPAR A BNDES Participações S.A. é integralmente controlada pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES, que detém 1 ação ordinária representativa de 100% de seu capital social. O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES, por sua vez, é integralmente controlado pela União/Tesouro Nacional, que detém ações representativas de 100% de seu capital social. Cadeia Societária AES Holdings Brasil Ltda. A AES Holding Brasil Ltda. tem como acionista controlador a AES Brazilian Holdings Ltd., uma sociedade constituída nas Ilhas Cayman e inscrita no CNPJ/MF sob o número / A AES Brazilian Holdings Ltd., por sua vez, é uma sociedade controlada pela The AES Corporation ( AES Corporation ), por meio de participações indiretas, conforme ilustrado no organograma do item A AES Corporation é uma companhia listada na New York Stock Exchange NYSE, sendo que, exceto pelo China Investment Corporation, fundo soberano chinês que detém 5,68% do capital votante da Companhia, nenhum de seus acionistas detém participação indireta superior a 5% (cinco por cento) do capital social votante da Companhia. Vide organograma abaixo para melhor visualização. 62

63 ON: 100% PN: 0,00% T: 100% The AES Corporation ON: 100% PN: 0,00% T: 100% AES EDC Funding II, LLC AES Rio Diamante, Inc. ON: 100% PN: 0,00% T: 100% ON: 100% PN: 0,00% T: 100% AES EDC Holding, LLC ON: 50,11% PN: 0,00% T: 50,11% ON: 51,75% PN: 0,00% T: 51,75% AES EDC Holding II, LLC ON: 49,89% PN: 0,00% T: 49,89% ON: 47,76% PN: 0,00% T: 47,76% ON: 100% PN: 0,00% T: 100% ON: 94,14% PN: 0,00% T: 94,15% AES VFL Holdings, LLC Global Energy Investments CV AES Cemig Empreendimentos II, Ltd. AES Brazilian Holdings, Ltd. ON: 95,71% PN: 0,00% T: 95,71% AES Holdings Brasil Ltd. ON: 50,01% PN: 0,01% ON: 49,9% T: 46,15% PN: 100% T: 53,85% Companhia Brasiliana de Energia BNDES Participa ç ões S.A. - BNDESPAR b. controladas e coligadas A Companhia tem 99,9% das seguintes empresas: AES Minas PCH Ltda. e AES Rio PCH Ltda., sendo que esta última foi constituída para viabilizar o projeto de Piabanha. c. participações da Companhia em sociedades do grupo As únicas sociedades nas quais a Companhia detém participação societária são aquelas listadas no item b acima. d. participações de sociedades do grupo na Companhia As únicas sociedades do grupo que detêm participação societária na Companhia são aquelas elencadas no item a acima. 63

64 e. sociedades sob controle comum Informado no item 8.2 abaixo Organograma do grupo econômico O organograma abaixo apresenta a estrutura simplificada do grupo econômico da Companhia em 31 de dezembro de 2009: AES Corp. T 99,99% AES Holdings Brasil O 50,00% + 1 ação P 0,00% T 46,15% BNDES O 50,00% - 1 ação O Ordinária P Preferencial T Total Cia. Brasiliana de Energia O 98,26% T 98,26% AES Elpa T 99,76% AES Sul O 99,99% T 99,99% AES Infoenergy O 99,00% T 99,00% AES Uruguaiana, Inc T 99,99% AES Com RJ O 77,81% T 30,97% AES Eletropaulo O 71,35% P 32,34% T 52,55% AES Tietê O 99,99 % T 99,99 % AES Eletropaulo Telecom T 99,99% AES Uruguaiana Empreendim. T 99,99% AES Minas PCH T 99,99% AES Rio PCH 8.3. Operações de reestruturação ocorridas no grupo nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social corrente Ver seção 6.5 acima para maiores detalhes Outras informações que a Companhia julgue relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. 64

65 9. Ativos Relevantes 9.1. Bens do ativo não-circulante relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia a. ativos imobilizados Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia possuia os seguintes ativos imobilizados: Nos termos do Contrato de Concessão, a Companhia é responsável pela operação de barragens, reservatórios, vertedouros, estruturas de tomada d'água, condutores de energia e usinas de geração de energia, além de linhas de transmissão que integram as usinas de energia. O parque gerador da Companhia é composto, principalmente, por 10 usinas nas regiões central e nordeste do Estado de São Paulo, que juntas possuem capacidade instalada de MW, conforme o mapa abaixo: UHE Bariri UHE Barra Bonita UHE Ibitinga UHE Promissão UHE Nova Avanhandava UHE Água Vermelha UHE Caconde UHE Euclides da Cunha UHE Limoeiro PCH Mogi-Guaçu A tabela a seguir demonstra as principais características das usinas de energia da Companhia: Usinas Barra Bonita BonityaBonitaBonita Garantia Capacidade Ano de Início Capacidade Física Física Total Instalada das Atividades Instalada (MW) Média de MW) (MW) , , , ,19 Unidade n Bariri , , ,70 Ibitinga , , ,83 Promissão , , ,00 Nova Avanhandava , , ,80 Agua Vermelha , , , , , ,70 Caconde , ,20 Euclides da Cunha , , , ,20 Limoeiro , ,10 Mogi Guaçu ,

66 ,60 Total 2,651,

67 (1) A diferença entre energia contratada e garantia física é resultante de perdas na transmissão, consumo de energia para uso interno da usina e energia comprada de ltaipú. As Usinas Hidroelétricas ( UHE ) de Barra Bonita, Bariri, Ibitinga, Promissão e Nova Avanhandava localizam-se no Rio Tietê, que tem Km de extensão e corta o Estado de São Paulo. Tais usinas foram projetadas e construídas visando ao múltiplo aproveitamento das águas, pois além da geração de energia elétrica, permitem controle das cheias, navegação hidroviária, desenvolvimento da piscicultura e atividades de recreação. A UHE de Água Vermelha, localizada no Rio Grande, é a maior hidrelétrica da Companhia, respondendo isoladamente por mais de 50% da sua energia gerada e por, aproximadamente, 53% de sua capacidade instalada. As UHEs de Caconde, Euclides da Cunha e Limoeiro estão localizadas no Rio Pardo e a Pequena Central Hidroelétrica ( PCH ) Mogi Guagu está localizada no Rio Mogi-Guaçu. A Companhia está desenvolvendo as PCHs São José e São Joaquim em 4 MW e 3 MW, com uma capacidade total instalada de 7 MW, bem como respectivas linhas de transmissão. Essas PCHs deverão entrar em operação em Além das usinas de energia, a Companhia também opera e mantém duas pequenas linhas de transmissão, uma de 12,9 Km, com tensão de 22 kv da UHE de Caconde até a Subestação de Itaiquara, e outra de 7,0 Km, com tensão de 11,5 kv da UHE de Euclides da Cunha ate a Subestação Limoeiro do Tiete. Através da subsidiária AES Minas PCH, a Companhia opera 6 PCHs no Estado de Minas Gerais, com uma capacidade instalada de 5,4 MW. As tabelas abaixo demonstram, em GWh, a geração de energia das usinas localizadas no Estado de São Paulo no período de 1997 até 2009, e comparam a geração efetiva com os níveis de garantia física (em media de MW). Esta comparação demonstra que o nível fixado para as garantias físicas tem estado constantemente abaixo do nível de geração média anual das usinas de energia: em GWh Usina Porcentagem Total em 2009 Água Vermelha 7.989, , , , , , , , , , ,8 605, ,3 57,3% Bariri 723,4 775,4 751,4 583,0 629,4 591,6 549,2 646,4 607,7 555,9 590,6 692,4 751,4 5,2% Barra Bonita 594,6 629,7 646,3 463,0 541,6 593,4 473,2 566,1 544,0 502,6 568,8 727,9 599,1 4,1% Caconde 441,2 300,8 301,3 359,7 245,4 321,5 341,0 282,2 402,9 338,2 341, ,0 466,2 3,2% Euclides da Cunha 548,1 400,2 404,4 463,3 313,3 409,9 413,7 565,2 536,6 457,6 493, ,0 601,0 4,1% Ibitinga 770,4 677,1 704,9 717,4 698,7 700,3 605,4 718,7 692,8 657,4 694, ,5 803,5 5,5% Limoeiro 159,2 116,1 119,2 130,7 92,6 120,1 126,1 164,1 155,8 133,2 132,5 414,8 173,5 1,2% Nova Avanhandava 1.690, , , , , , , , , , ,9 516, ,5 10,7% Promissão 1.254, , ,1 995, , ,0 996, , ,7 963, ,6 128, ,2 8,5% Mogi Guaçu (1) 0,3 0,2 18,8 31,4 33,9 22,8 6,5 32,5 35,9 31,4 34,9 35,5 38,4 0,3% TOTAL , , , , , , , , , , , , ,1 Geração Geração - MW Médio 1.617, , , , , , , , , , , , ,9 Garantia Física - MW Médio Geração / Garantia Física 122,7% 119,7% 122,7% 116,9% 79,9% 97,7% 108,4% 106,9% 115,1% 111,7% 121,0% 118,4% 130,3% UHE de Barra Bonita A UHE de Barra Bonita, usina mais a montante (upstream), iniciou suas operações em 1963, e possui uma Capacidade Instalada de 140,8 MW a uma vazão de 712 m²/s. A vazão da usina é regulada no Reservatório de Barra Bonita, no Rio Tietê. UHE de Bariri A UHE de Bariri é uma usina fio d'água (usina com reservatório de baixa capacidade de acumulação) localizada no Rio Tietê, que regula parte da vazão diária do Reservatório de Bariri, e também utiliza a vazão regulada do Reservatório de Barra Bonita, situados na parte alta do Rio Tietê. A UHE de Bariri iniciou suas operações em 1965 e possui uma Capacidade Instalada de 143,1 MW a uma vazão de 690 m²/s. UHE de IbitingaA UHE de Ibitinga é uma usina fio d'água localizada no Rio Tietê, que regula parte da vazão diária do Reservatório de Ibitinga, e também utiliza a vazão regulada do Reservatório de Barra Bonita, situados a montante do Rio Tietê. A UHE de Ibitinga iniciou suas operações em 1969 e possui uma Capacidade Instalada de 131,5 MW a fluxo calculado de 717 m²/s. UHE de Promissão A vazão da UHE de Promissão é regulada a partir dos reservatórios de Barra Bonita e Promissão, no Rio Tietê. A UHE de Promissão está situada abaixo da UHE de Ibitinga. A UHE de Promissão, que iniciou suas operações em 1975, possui uma Capacidade Instalada de 264,0 MW a vazão de m²/s. UHE de Nova Avanhandava A UHE de Nova Avanhandava é uma usina fio d'água localizada no Rio Tietê, que regula parte da vazão diária no Reservatório de Nova Avanhandava, e também utiliza a vazão regulada dos Reservatórios de Barra Bonita e Promissão, situados a montante do Rio Tietê. A UHE de Nova Avanhandava iniciou suas operações em 1982 e possui uma Capacidade Instalada de 347,4 MW a vazão de m²/s.

68 UHE de Água Vermelha Os influxos da UHE de Água Vermelha são regulados a partir do Reservatório de Água Vermelha, no Rio Grande. Ela também se beneficia de regulação adicional de fluxo nos reservatórios da parte alta do Rio Pardo. A UHE de Água Vermelha é a única Usina Hidrelétrica da Companhia situada no Rio Grande. A UHE de Água Vermelha, que foi posta em operação em 1978, tem uma Capacidade Instalada de 1.396,2MW a um fluxo calculado de m²/s. UHE de Caconde A vazão da UHE de Caconde é regulada a partir do Reservatório de Caconde no Rio Pardo, afluente do Rio Grande. É a Usina Hidréletrica mais a montante (upstream) do Rio Pardo, e iniciou suas operações em A UHE de Caconde possui uma Capacidade Instalada de 80,4 MW a vazão de 78 m²/s. UHE de Euclides da Cunha A UHE de Euclides da Cunha é uma usina fio d'água localizada no Rio Pardo, que regula parte da vazão diária do Reservatório de Euclides da Cunha, e também utiliza a vazão regulada do Reservatório de Caconde, localizado a montante do Rio Pardo. A Usina Hidrelétrica de Euclides da Cunha iniciou suas operações em 1960, e possui uma Capacidade Instalada de 108,8 MW a uma vazão de 142 m²/s. UHE de Limoeiro A UHE de Limoeiro é uma usina fio d'água localizada no Rio Pardo, que regula parte da vazão diária do Reservatório de Euclides da Cunha, e também utiliza a vazão regulada do Reservatório de Caconde, localizado a montante do Rio Pardo. A Usina Hidrelétrica de Limoeiro iniciou suas operações em 1958, e possui uma Capacidade Instalada de 32,0 MW a uma vazão de 157 m²/s. PCH de Mogi Guaçu A PCH de Mogi Guaçu é uma usina fio d'água localizada no Rio Mogi Guaçu. A usina iniciou suas operações em 1997, e possui uma Capacidade Instalada de 7,2 MW a uma vazão de 70,3 m²/s. b. patentes, marcas, licenças concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia A Companhia é concessionária de geração de energia cujo sucesso independe de patentes, marcas, franquias e contratos de transferência de tecnologia. 68

69 c. sociedades em que a Companhia tenha participação Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia possuía participações societárias nas seguintes entidades: Denominação Social Sede Atividades Desenvolvidas Participação da Valor Contábil Companhia da Dividendos Sociedade Registro Participação Valorização / CVM Desvalorização (em R$ milhões) Razão para manutenção de tal participação AES Minas PCH Ltda. Caxambu (i) geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, seja de origem hidráulica, térmica ou orgânica; (ii) elaboração e execução de projetos de produção independente de energia; (iii) operação e manutenção de usinas de pequeno e grande porte; e (iv) execução de serviços de engenharia, construção e suprimentos de usinas hidrelétricas, termelétricas e edificações correlatas. 99,9% 99,9% 99,9% Sociedade por quotas de responsabilidade social limitada Não aplicável. R$12,6 Não aplicável Não há Não há Não há A Companhia deve manter participação na AES Minas PCH em decorrência das melhorias realizadas, automação, e novos planos de melhorias futuras buscando melhoras da rentabilidade e confiabilidade nos processos de geração, além da oportunidade de comercialização de energia incentivada.

70 Denominação Social Sede Atividades Desenvolvidas Participação da Valor Contábil Companhia da Dividendos Sociedade Registro Participação Valorização / CVM Desvalorização (em R$ milhões) Razão para manutenção de tal participação AES Rio PCH Ltda. São Paulo Não Aplicável 99,9% 99,9% 99,9% Sociedade por quotas de responsabilidade social limitada Não aplicável. R$5,6 Não há Não existe (i) valor de mercado da participação conforme a cotação das ações na data de encerramento do exercício social, quando tais ações forem negociadas em mercados organizados de valores mobiliários; (ii) valorização ou desvalorização de tal participação, nos últimos 3 exercícios sociais, de acordo com o valor contábil. Não há Não há A AES Rio PCH Ltda. foi constituída de forma a viabilizar o projeto de Piabanha. Após realizar uma criteriosa reavaliação de todos os aspectos do projeto através de análises de viabilidade e estudos de sensibilidade a riscos envolvidos na execução do projeto, foi constatada a baixa probabilidade de retorno do referido projeto. Conseqüentemente, o projeto será descontinuado. Os valores remanescentes no ativo imobilizado da Companhia, referem-se às terras aonde seriam construídas as PCHs.Para maiores informações, vide item a) (i) 70

71 9.2. Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. 10. Comentários dos Diretores Os comentários às análises e as opiniões expressas nas análises deste item 10 são de autoria dos diretores da Companhia. As informações financeiras apresentadas nesta seção foram extraídas das demonstrações financeiras consolidadas da Companhia Comentários dos Diretores sobre a. condições financeiras e patrimoniais gerais Os diretores entendem que apresentou atualmente (e também apresentou nos três últimos exercícios), condições financeiras e patrimoniais suficientes para desenvolver as atividades do negócio da Companhia, assim como cumprir suas obrigações de curto, médio e longo prazo. 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 Os diretores entendem que a atual estrutura de capital, mensurada principalmente pela relação dívida liquida sobre patrimônio líquido, apresenta hoje níveis conservadores de alavancagem. O patrimônio líquido da Companhia não sofreu alteração nos últimos 3 exercícios sociais, apresentando R$501,0 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 na forma de dividendos e juros sobre capital próprio. A dívida líquida da Companhia ao final dos exercícios de 2007, 2008 e 2009 era de R$660,9 milhões, R$375,4 milhões e R$354,4 milhões respectivamente. Na comparação 2008 versus 2007, a variação é explicada principalmente pelo aumento das disponibilidades em 2008 em R$201,8 milhões, enquanto que a variação de 2009 versus 2008, é explicada, principalmente, pela combinação da (i) redução da dívida bruta em R$246,5 milhões, e (ii) da redução das disponibilidades em R$225,5 milhões. A Companhia possuia uma relação entre dívida líquida e EBITDA de 0,3 vezes em 31 de dezembro de Com relação à possibilidade de resgate de ações, a Companhia afirma não existir intenção para realização de tal evento e, mesmo que houvesse, deveria ser devidamente aprovada pela ANEEL. c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos Em 31 de dezembro de 2009, o EBITDA da Companhia, acumulado nos últimos 12 meses em base consolidada, foi de R$1.260,5 milhões e as despesas de juros com os empréstimos foi de R$107,5 milhões. Dessa forma, o EBITDA apresentou índice de cobertura de 11,7 vezes em relação às despesas de juros com empréstimos no período. O saldo da dívida financeira em 31 de dezembro de 2009 era de R$969,0 milhões e as disponibilidades eram de R$614,6 milhões, logo a dívida líquida da Companhia nesta data era 0,3 vezes seu EBITDA. O EBITDA da Companhia em base consolidada, no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2008, foi de R$1.254,3 milhões e as despesas de juros com os empréstimos no mesmo período foi de R$120,2 milhões. Dessa forma, o EBITDA de 2008 apresentou índice de cobertura de 10,4 vezes em relação às despesas de juros com empréstimos no exercício. O saldo da dívida financeira em 31 de dezembro de 2008, era de R$1.215,5 milhões, e as disponibilidades eram de R$840,1 milhões, logo a dívida líquida nesta data era 0,3 vezes o EBITDA. O EBITDA da Companhia em base consolidada, no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2007, foi de R$1.098,8 milhões, e as despesas de juros com os empréstimos no serviço da dívida da Companhia, considerando-se pagamento de juros e comissões, no mesmo período foi de R$127,3 milhões. Dessa forma, o EBITDA de 2007 apresentou índice de cobertura de 8,6 vezes em relação às despesas de juros com os empréstimos no exercício. O saldo da dívida financeira, em 31 de dezembro de 2007, era de R$1.299,2 milhões, e as disponibilidades eram de R$638,3 milhões, logo a dívida líquida nesta data era 0,6 vezes o EBITDA. Estes índices foram calculados de acordo com critérios presentes nos contratos de dívidas da Companhia. A Companhia apresentava, em base consolidada, em 31 de dezembro de 2009, 26,1% da dívida financeira no curto prazo e 73,9% no longo prazo. Não obstante, esse perfil de endividamento não representa uma pressão significativa sobre seu fluxo de caixa em razão da expressiva geração de caixa operacional, possibilitando o atendimento das necessidades de amortização da dívida.

72 A tabela abaixo indica a evolução de alguns índices financeiros da Companhia, nos três últimos exercícios sociais, e a estrutura de capital nos mesmos períodos: R$ Milhões (*) EBITDA (acumulado nos últimos 12 meses) 1.260, , ,8 Dívida Financeira , , ,2 Disponibilidades 614,6 840,1 638,3 Dívida Líquida ,4 375,4 660,9 Dívida Líquida / EBITDA 0,3 0,3 0,6 Passivo Circulante 892,6 960,8 797,8 Passivo Não Circulante 856, , ,6 Patrimônio Líquido 501,0 501,0 501,0 Dívida Líquida / (Dívida Líquida + Patrimônio Líquido) 41,4% 42,8% 56,9% Passivo Circulante + Passivo Não Circulante / (Passivo 77,7% 80,1% 80,0% Total) (*) Dados financeiros apresentados de forma consolidada. d. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes utilizadas Os diretores entendem que a Companhia não necessita de financiamento de capital de giro, pois vem mantendo um saldo em disponibilidades financeiras, sendo seu saldo em 31 de dezembro de 2009 de R$614,6 milhões. Além disso, não apresenta investimentos relevantes em ativos não circulantes, não havendo necessidade de capital de giro para tal finalidade. e. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes que pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez Os diretores entendem que não há necessidade de a Companhia captar recursos para capital de giro no momento. Para investimentos em ativos não-circulantes, como os projetos citados no item (a), a AES Tietê buscará financiamentos através do BNDES bem como outros instrumentos de longo prazo disponíveis no mercado, tais como debêntures e cédulas de crédito bancário. 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 2009, a dívida financeira da Companhia era de R$969,0 milhões, em comparação com a dívida financeira de 2008, houve uma redução no saldo da dívida de R$246,5 milhões. Isso se deve pelo pagamento mensal de principal que a Companhia efetuou junto à Eletrobrás e da variação negativa do IGP-M. Em 31 de dezembro de 2008, a dívida financeira da Companhia era de R$1.215,5 milhões, que em comparação com o saldo em 31 de dezembro de 2007, que foi de R$1.299,2 milhões, significa uma redução de R$83,7 milhões. Essa redução foi mais significativa comparando os anos de 2009 e 2008, pois em 2008 o IGP-M, índice de correção do saldo, foi de 9,81% a.a., valor este superior ao IGP-M de 2009, que foi de -1,71%a.a. A tabela a seguir demonstra a evolução da dívida financeira consolidada da Companhia nas respectivas datas: R$ Milhões Vencimento Indexador Juros 12 Dívida Financeira corresponde as linhas de Empréstimos, Financiamentos, Encargos de Dívida e Dívida com a Fundação Cesp do Passivo Circulante e Não Circulante do Balanço Patrimonial de cada período contábil. 13 Dívida Líquida - corresponde à Dívida Financeira descontando as Disponibilidades. 72

73 Eletrobrás , , ,8 mai/13 IGP-M 10% Dívidas com - - 2,4 Set/27 IGP-DI 6% Fundação CESP 15 Total 969, , ,2 Eletrobrás Em junho de 1999 houve a privatização e a Companhia herdou da Cesp parte da dívida com a Eletrobrás, dívida referente ao repasse de energia de Itaipu. A dívida possui um custo de 10% a.a. e correção anual por IGP-M. Com pagamento mensal que é efetuado pelo sistema de tabela price, cujo vencimento final é em maio de Fundação Cesp Para maiores informações a respeito das obrigações pecuniárias da Companhia junto à Fundação Cesp, vide item Principais contratos Contratos Fundação Cesp. g. limites de utilização dos financiamentos já contratados A Companhia não possui limites de financiamento já contratados. h. alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras As demonstrações contábeis consolidadas auditadas estão apresentadas em milhares de reais, exceto quando indicadas de outra forma. Essas demonstrações contábeis foram elaboradas e são apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, de acordo com a Legislação Societária Brasileira, Leis nos 6.404/76, 9.457/97, /01, /07 e /09, normas da Comissão de Valores Mobiliários ( CVM ), vigentes em 31 de dezembro de 2009, e normas aplicáveis às concessionárias de serviço público de energia elétrica estabelecidas pelo poder concedente. Note-se que as orientações contidas nos pronunciamentos técnicos - CPC 15 ao 43, que foram aprovados por deliberações emitidas pela CVM em 2009, não impactaram as demonstrações contábeis da Companhia relativas aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2009, 2008 e 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. Em cumprimento às determinações do Despacho ANEEL nº , de 28 de dezembro de 2006, os gastos com o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento P&D, antes classificados como Custos e Despesas Operacionais, passaram a partir de 1º. de janeiro de 2009 a serem classificadas como Deduções à Receita. Adicionalmente, a partir de 2009, passou a ser classificado na rubrica Tributos e contribuições sociais diferidos o valor de R$6,7 milhões, anteriormente classificado na rubrica Tributos a recuperar. Também os valores de aplicações financeiras passaram a ser classificas em rubrica específica, enquanto, em 2008, eram classificadas como Disponibilidades. Face às alterações acima mencionadas, as referidas rubricas tiveram seus valores, relativos ao exercício findo em 31 de dezembro de 2008, reclassificados em relação às informações originalmente divulgadas, propiciando a comparabilidade das informações. Práticas contábeis específicas do setor Custos indiretos de obras em andamento: parte dos gastos da administração central é apropriada às imobilizações em curso. Essa apropriação é feita mensalmente, com base nos gastos com pessoal e mão-de-obra de terceiros, relacionados às obras em curso. Registro das operações de compra e venda de energia na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE: as compras (custo de energia comprada) e as vendas (receitas de suprimento) no mercado de curto prazo são registradas pelo regime de competência, de acordo com informações divulgadas pela CCEE. Nos meses em que essas informações não são disponibilizadas em tempo hábil pela CCEE, os valores são estimados pela Administração da Companhia, utilizando as informações disponíveis no mercado. ENCARGOS DE CONEXÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA Até 01 de julho de 2004, o uso das Demais Instalações de Transmissão era cobrado das geradoras, por meio dos encargos de conexão, diretamente pela transmissora detentora da propriedade destes ativos. A ANEEL estabeleceu 14 Valores compostos pelas rubricas Empréstimos, Financiamentos e Encargos de dívidas de curto e longo prazos conforme demonstrações financeiras consolidadas 15 Em 31 de dezembro de 2008 e 2009, o saldo da dívida estava integralmente compensado com o ganho atuarial no mesmo montante. 73

74 que o gerador conectado às Demais Instalações de Transmissão ( DITs ) deveria pagá-las por meio da Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição. Dessa maneira, as distribuidoras de energia passariam a intermediar o pagamento das geradoras para as transmissoras. A Agencia Nacional Energia Elétrica ( ANEEL ) foi questionada pelas geradoras, pois a metodologia de cálculo da TUSDgeração não guardava relação entre o uso que as geradoras faziam deste sistema e os respectivos custos entre elas e a respectiva concessionária de distribuição. A ANEEL, de 2004 até 2007, em função de discussões internas e com agentes, não publicou as tarifas para remuneração do uso das DITs e nem a sua metodologia. Em 26 de junho de 2007, a ANEEL estabeleceu, entre outros assuntos, o valor das tarifas de uso do sistema de distribuição aplicáveis às geradoras. A resolução fixou a tarifa da TUSDgeração para as geradoras conectadas aos barramentos integrantes da Rede Básica de Fronteira ou às DITs compartilhadas entre concessionárias de distribuição, para o período de 01 de julho de 2004 a 30 de junho de Como foi verificado que as tarifas seguiam a metodologia antiga, as geradoras entraram com recursos na ANEEL. Esses foram negados, mas a Companhia obteve medida liminar na Justiça Federal, para rediscutir a questão com o órgão regulador. Apesar da discussão judicial, a Companhia decidiu provisionar a obrigação com base nos valores determinados na Resolução nº. 497, de junho de Buscando o restabelecimento da normalidade nas relações do setor, as discussões foram reiniciadas entre os agentes e o órgão regulador. Como resultado dessas discussões entre geradoras (incluindo a AES Tietê), ANEEL e distribuidoras, foram acordados, em janeiro de 2009, o pagamento de R$177,3 milhões em 36 parcelas mensais referentes à TUSDgeração de julho de 2004 a dezembro de 2008, que iniciou-se em 30 de janeiro de Em 31 de dezembro de 2008, o valor provisionado relativo à discussão supracitada era de R$190,1 milhões. Desta forma, o resultado da reversão da provisão é de R$12,8 milhões em Adicionalmente, a ANEEL publicou, em 13 de janeiro de 2009, a Resolução Normativa nº. 349, que incentiva a localização de unidades geradoras próximas aos centros de consumo, estabelecendo novos critérios, como o aspecto locacional, para o cálculo da TUSDgeração de geradoras conectadas no nível de tensão de 88 ou 138 kv, entre outras providências. Abaixo, um breve descritivo dos encargos de conexão e transmissão de energia discriminados por ciclos, considerando a nova metodologia de cálculo imposta pelas resoluções acima citadas que estabeleceram, entre outros, novos valores dos encargos de conexão, Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão Componentes da Rede Básica (TUSTrb) e TUSDgeração para o ciclo tarifário 2009/2010: (em milhões Ciclo Ciclo Variação de reais) Anual Trimestral Anual Trimestral Anual Trimestral TUSDgeração 53,0 13,3 27,3 6,8 (25,7) (6,4) TUSTrb 94,5 23,6 0,9 0,2 (93,6) (23,4) Encargos de Conexão 0,8 0,2 62,8 15,7 62,0 15,5 Total 148,3 37,1 91,0 22,8 (57,3) (14,3) Considerando nova metodologia de cálculo pelas Resoluções no 843, 844 e 845 de 2009 Dentre os aspectos mais importantes desta resolução, estão: (i) a nova metodologia de cálculo da TUSDgeração, a qual provocou redução nos custos tarifários globais de transmissão para as centrais geradoras da AES Tietê; e (ii) a unificação do pagamento dos geradores conectados diretamente aos sistemas de âmbito próprio da distribuição no nível de tensão de 88 ou 138 kv, que pagarão apenas TUSDgeração pelo uso das instalações de distribuidoras e de transmissoras. 74

75 DEMONSTRAÇÕES DE RESULTADO A tabela abaixo mostra informações extraídas das demonstrações de resultados consolidadas da Companhia, para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2009, 2008 e 2007, com análise horizontal e vertical. COMPARAÇÃO DAS INFORMAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS DOS EXERCÍCIOS SOCIAIS ENCERRADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 E 31 DE DEZEMBRO DE 2008 Demonstração do Resultado Consolidado (em R$ milhões) Nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de R$ AV % R$ AV % 2009 x 2008 RECEITA OPERACIONAL BRUTA 1.754,6 105,1% 1.690,4 105,3% 3,8% DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL (84,7) -5,1% (85,2) -5,3% -0,6% RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 1.669,9 100,0% 1.605,2 100,0% 4,0% CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA, DESPESAS GERAIS E ADMINISTRATIVAS E OUTRAS DESPESAS OPERACIONAIS Pessoal 16 (61,4) -3,7% (49,2) -3,1% 24,7% Material e serviços de terceiros 17 (49,3) -3,0% (39,6) -2,5% 24,7% Compensação financeira para utilização de recursos hídricos (60,6) -3,6% (53,5) -3,3% 13,3% Energia elétrica comprada para revenda (46,5) -2,8% (46,9) -2,9% -0,9% Encargos de transmissão e conexão de energia (106,8) -6,4% (138,8) -8,6% -23,1% Provisões operacionais (54,8) -3,3% (3,0) -0,2% 1.746,2% Depreciação, amortização, seguros e outras despesas 18 (95,6) -5,7% (85,1) -5,3% 12,3% Total do Custo de Serviços de Energia Elétrica, Despesas gerais e administrativas e Outras despesas Operacionais (474,9) -28,4% (416,0) -25,9% 14,2% RESULTADO DO SERVIÇO 1.195,0 71,6% 1.189,2 74,1% 0,5% RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS Receita 77,6 4,6% 94,9 5,9% -18,2% Despesas (114,2) -6,8% (124,8) -7,8% -8,5% Variações monetárias/cambiais líquidas 9,0 0,5% (129,4) -8,1% -107,9% TOTAL RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS (27,6) -1,7% (159,4) -9,9% -82,7% RESULTADO ANTES DOS TRIBUTOS 1.167,4 69,9% 1.029,9 64,2% 13,4% Imposto de Renda e Contribuição Social (387,2) -23,2% (337,4) -21,0% 14,7% LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 780,2 46,7% 692,5 43,1% 12,7% Lucro por ação 2,0 1,8 16 O valor referente a pessoal engloba a parcela classificada como custo do serviço de energia elétrica no montante de R$41,0 milhões em 2009 e R$28,4 milhões em 2008, e a parcela classificada como despesas gerais e administrativas no montante de R$20,4 milhões em 2009 e R$20,8 milhões em O valor referente a material e serviços de terceiros engloba a parcela classificada como custo do serviço de energia elétrica no montante de R$32,4 milhões em 2009 e R$24,8 milhões em 2008, e a parcela classificada como despesas gerais e administrativas no montante de R$16,9 milhões em 2009 e R$14,8 milhões em O valor referente a depreciação, amortização, seguros e outras despesas engloba a parcela classificada como custo do serviço de energia elétrica no montante de R$78,1 milhões em 2009 e R$70,5 milhões em 2008, e a parcela classificada como despesas gerais e administrativas no montante de R$17,4 milhões em 2009 e R$14,6 milhões em

76 RECEITAS OPERACIONAIS Receita Operacional Bruta A receita operacional bruta relativa ao suprimento e transporte de energia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foi de R$1.754,6 milhões, representando um aumento de 3,8% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve receita operacional bruta relativa ao suprimento e transporte de energia de R$1.690,4 milhões. Esta variação se deu pelo aumento de 7,1% no preço médio da energia vendida por meio do contrato bilateral com a AES Eletropaulo, que passou de R$140,71/MWh em 2008 para R$150,84/MWh em Este aumento é reflexo dos dois reajustes ocorridos em julho de 2008 (13,44%) e em julho de 2009 (1,53%), compensando a menor receita auferida com a comercialização de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ( CCEE ) (operações no Mecanismo de Realocação de Energia ( MRE ) e mercado spot) de R$79,0 milhões em 2009 versus R$123,6 milhões em DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL Deduções As deduções da receita operacional bruta relativa ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de R$84,7 milhões, representando um redução de 0,6% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve deduções da receita operacional líquida de R$85,2 milhões. A variação entre os períodos não acompanhou o aumento da receita bruta devido ao fato de o aumento da base tributada pelo regime cumulativo de PIS/COFINS (alíquota de 3,65%) composta pelas receitas com o contrato bilateral com a AES Eletropaulo ter sido mais do que compensada pela queda da base tributada pelo regime não cumulativo de PIS/COFINS (alíquota de 9,25%) constituída pelas receitas das operações na CCEE. Receita Operacional Líquida A receita operacional líquida da Companhia relativa ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foi de R$1.669,9 milhões, representando um aumento de 4,0% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve receita operacional líquida de R$1.605,2 milhões. Esta variação ocorreu devido aos reajustes do preço da energia vendida através do contrato bilateral com a AES Eletropaulo ocorridos em julho de 2008 e julho de CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA, DESPESAS GERAIS E ADMINISTRATIVAS E OUTRAS DESPESAS OPERACIONAIS Pessoal As despesas com pagamento de pessoal para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de R$61,4 milhões representando um aumento de 24,7% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve uma despesa de R$49,2 milhões. Esta variação ocorreu devido ao aumento relacionado a custos e despesas com remuneração, benefícios e encargos, incluindo o Programa de Cargos e Carreira implementado em 2009 que visa hierarquizar os cargos, dar valor relativo a eles e oferecer a todos a possibilidade de evolução de carreira. Esses valores sofreram o impacto do dissídio coletivo (6,35%) de 2009/2010, válido a partir de julho de Material e Serviços de Terceiros As despesas com pagamento de material e serviços de terceiros para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de R$49,3 milhões representando um aumento de 24,7% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve uma despesa de R$39,6 milhões. Esta variação ocorreu devido ao aumento em: (i) manutenção de equipamentos de geração (R$2,6 milhões); (ii) advogados e consultorias (R$2,4 milhões); (iii) telecomunicações (R$1,6 milhão) e (iv) meio ambiente (R$1,5 milhão). Compensação Financeira para Utilização de Recursos Hídricos As despesas com pagamento de compensação financeira para utilização de recursos hídricos para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de R$60,6 milhões representando um aumento de 13,3% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve uma despesa de R$53,5 milhões. Esta variação se deu pelo aumento de 3,8% da Tarifa de Referência ( TAR ), que passou de R$60,04 em 2008 para R$62,33 em 2009 e pela elevação em 9,8% no volume de energia gerada em 2009 ( MWh em 2009 comparados a MWh em 2008). 76

77 Energia Elétrica Comprada para Revenda As despesas com pagamento de energia elétrica comprada para revenda para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de R$46,5 milhões representando uma redução de 0,9% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve uma despesa de R$46,9 milhões. Esta variação ocorreu devido à menor tarifa de compra de energia entre os períodos, compensada pelo maior volume de energia comprada em 2009 em comparação a 2008 ( MWh ante MWh). Encargos de Transmissão e Conexão de Energia As despesas com pagamento de encargos de transmissão para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de R$106,8 milhões representando uma redução de 23,1% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve uma despesa de R$138,8 milhões. Esta variação ocorreu devido à combinação (i) da reversão de provisão (R$12,8 milhões) registrada no primeiro trimestre de 2009 em função do acordo firmado entre geradoras (incluindo a AES Tietê), ANEEL e distribuidoras referente à Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição do período julho de 2004 a dezembro de 2008 e (ii) da redução de R$28,7 milhões no segundo semestre de 2009, comparado ao segundo semestre de 2008 devido à nova metodologia de cálculo anunciada pela ANEEL em junho de 2009 através das Resoluções nº 843, 844 e 845/2009. Provisões Operacionais As despesas com provisões operacionais para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de R$54,8 milhões representando um aumento de R$51,8 milhões em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve uma despesa de R$3,0 milhões. As principais causas desta variação decorrem dos seguintes eventos não recorrentes ocorridos em 2009: (i) baixa parcial do projeto de reflorestamento / MDL (Mecanismo de Desenvolvimento Limpo) no montante de R$14,4 milhões em decorrência da revisão do critério de contabilização dos valores relacionados a esse projeto (ii) baixa de R$18,6 milhões referente ao valor integral do ativo intangível relacionado ao projeto de 3 pequenas centrais hidrelétricas localizadas no estado do Rio de Janeiro (Projeto Piabanha); e (iii) provisão de R$20,9 milhões relativa à parcela da AES Tietê na discussão judicial entre a AES Sul e algumas empresas do setor elétrico. Esta questão teve início na época do racionamento, quando os preços no Sudeste atingiram valores muito altos comparados com os praticados no Sul. A AES Sul então optou por vender sua cota de Itaipu no mercado Sudeste, ficando exposta no mercado Sul, onde a energia no PLD (preço de liquidação das diferenças) apresentava preços muito baixos. A ANEEL considerou a operação irregular e, em maio de 2002, através do Despacho 288/02, anulou retroativamente os ganhos da AES Sul frente a agentes do setor. Após a publicação do Despacho 288/02 da ANEEL, a AES Sul entrou com uma ação judicial visando a anulação da decisão e a conseqüente validação da operação por ela praticada em Em liminar, o Juízo atendeu ao pedido da AES Sul e determinou à CCEE a recontabilização das operações praticadas envolvendo 30 empresas do setor elétrico, dentre elas a AES Tietê. Nesta recontabilização, em atendimento à determinação judicial, a AES Tietê tornou-se devedora da quantia de R$28,8 milhões à AES Sul. A AES Tietê utilizou das medidas judiciais cabíveis no sentido de revogar tal decisão e evitar o repasse de valores, porém, em novembro de 2008, houve o repasse do montante de R$7,9 milhões do caixa da AES Tietê. Posteriormente, foi obtida medida liminar que impediu o repasse de demais valores até que o mérito da ação fosse julgado. Em dezembro de 2009, após o aprofundamento da análise do mérito para a apresentação da defesa da AES Tietê, o prognóstico de perda da ação foi alterado de possível para provável. A alteração do risco de perda da ação para provável acarretou o provisionamento do montante de R$20,9 milhões em dezembro de Depreciação, Amortização e Outras Despesas As despesas com depreciação, amortização e outras despesas para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de R$95,6 milhões representando um aumento de 12,3% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve uma despesa de R$85,1 milhões. Esta variação ocorreu devido ao (i) ao aumento de R$2,0 milhões com o projeto Casa de Cultura e Cidadania e com outros projetos de responsabilidade socioambiental enquadrados sob a Lei Rouanet, Fundo da Criança e Lei de Incentivo ao Esporte, que após reconhecimento do benefício fiscal como dedução integral do imposto de renda a pagar, apresenta efeito neutro no resultado da Companhia; (ii) elevação de R$2,0 milhões na conta de seguros, decorrente da reavaliação dos ativos da Companhia; e (iii) aumento de R$1,3 milhão em tributos. As despesas com depreciação e amortização em 2009 foram de R$65,5 milhões, em linha com 2008 (R$65,1 milhões). RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS Receitas Financeiras As receitas financeiras para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de R$77,6 milhões, representando uma diminuição de 18,2% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a 77

78 Companhia teve receitas financeiras de R$94,9 milhões. Esta variação ocorreu devido à queda de 1,64 ponto percentual da taxa Selic, que remunera as aplicações financeiras da Companhia. Despesas Financeiras As despesas financeiras para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de R$114,2 milhões, representando uma diminuição de 8,5% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve despesas financeiras de R$124,8 milhões. Esta variação ocorreu principalmente devido à redução da dívida financeira média em 6,4% entre os períodos comparados.. Variações Monetárias/Cambiais Líquidas As receitas com variações monetárias/cambiais líquidas para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram positivo de R$9,0 milhões, representando uma redução do resultado negativo de R$138,4 milhões em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve uma despesa de R$129,4 milhões. Esta variação ocorreu devido à redução de 13,47 pontos percentuais do Índice Geral de Preços Mercado ( IGP-M ), os encargos financeiros da dívida financeira da Companhia com a Eletrobrás. Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido A despesa total com tributos para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foi de R$387,2 milhões, representando um aumento de 14,7% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve uma despesa de R$337,4 milhões. Esta variação ocorreu principalmente devido ao aumento de 13,4% do resultado antes dos tributos. Lucro Líquido do Exercício O lucro líquido para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foi de R$780,2 milhões, representando um aumento de 12,7% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve um lucro líquido de R$692,5 milhões. Esta variação ocorreu pelas razões apresentadas acima. 78

79 COMPARAÇÃO DAS INFORMAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS DOS EXERCÍCIOS SOCIAIS ENCERRADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2008 E 31 DE DEZEMBRO DE 2007 Demonstração do Resultado Consolidado (em milhões de reais) Nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de R$ AV % R$ AV % 2008 x 2007 RECEITA OPERACIONAL BRUTA 1.690,4 105,3% 1.530,6 105,6% 10,4% DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL (85,2) -5,3% (81,8) -5,6% 4,2% RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA ,2 100,0% 1.448,8 100,0% 10,8% CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA, DESPESAS GERAIS ADMINSITRATIVAS E OUTRAS DEPESAS OPERACIONAIS Pessoal 20 (49,2) -3,1% (41,2) -2,8% 19,5% Material e serviços de terceiros 21 (39,6) -2,5% (38,7) -2,6% 2,3% Compensação financeira para utilização de recursos hídricos (53,5) -3,3% (52,5) -3,6% 2,0% Energia elétrica comprada para revenda (46,9) -2,9% (30,3) -2,1% 54,4% Encargos de transmissão e conexão de energia (138,8) -8,6% (198,6) -13,7% -30,1% Provisões operacionais (3,0) -0,2% 28,0 1,9% -110,6% Depreciação, amortização, seguros e outras despesas 22 (85,1) -5,3% (82,0) -5,7% 3,7% Total do Custo de Serviços de Energia Elétrica, Despesas Gerais Administrativas e outras despesas operacionais (416,0) -25,9% (415,3) -28,7% 0,2% RESULTADO DO SERVIÇO 1.189,2 74,1% 1.033,6 71,3% 15,1% RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS Receita 94,9 5,9% 72,3 5,0% 31,2% Despesas (124,8) -7,8% (147,7) -10,2% -15,5% Variações monetárias/cambiais líquidas (129,4) -8,1% (44,5) -3,1% 190,7% TOTAL RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS (159,4) -9,9% (119,9) -8,3% 32,9% RESULTADO ANTES DOS TRIBUTOS 1.029,9 64,2% 913,7 63,1% 12,7% Imposto de renda e Contribuição social sobre o lucro líquido (337,4) -21,0% (304,6) -21,0% 10,8% 19 Em cumprimento às determinações do despacho ANEEL No , de 28 de dezembro de 2006, os gastos com Programa de Pesquisa e Desenvolvimento P&D, antes classificados como custos e despesas operacionais, passaram, a partir de 1 de janeiro de 2008, a serem classificadas como deduções à receita operacional bruta, sendo assim, o saldo da receita operacional líquida divulgado nas demonstrações financeiras de 2007, no montante de R$1.463,9 milhões foi ajustado com o objetivo de permitir a comparabilidade, totalizando R$1.448,8 milhões. 20 O valor referente a pessoal engloba a parcela classificada como custo do serviço de energia elétrica no montante de R$28,4 milhões em 2008 e R$19,6 milhões em 2007, e a parcela classificada como despesas gerais e administrativas no montante de R$20,8 milhões em 2008 e R$21,6 milhões em O valor referente a material e serviços de terceiros engloba a parcela classificada como custo do serviço de energia elétrica no montante de R$24,8 milhões em 2008 e R$18,2 milhões em 2007, e a parcela classificada como despesas gerais e administrativas no montante de R$14,8 milhões em 2008 e R$20,5 milhões em O valor referente a Depreciação, amortização, seguros e outras despesas engloba a parcela classificada como custo do serviço de energia elétrica no montante de R$70,5 milhões em 2008 e R$74,5 milhões em 2007, e parcela classificada como despesas gerais e administrativas no montante de R$14,6 milhões em 2008 e R$7,4 milhões em

80 Demonstração do Resultado Consolidado (em milhões de reais) Nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de R$ AV % R$ AV % 2008 x 2007 LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 692,5 43,1% 609,1 42,0% 13,7% Lucro por ação 23 1,8 1,6 13,7% RECEITAS OPERACIONAIS Receita Operacional Bruta A receita operacional bruta relativa ao suprimento e transporte de energia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foi de R$1.690,4 milhões, representando um aumento de 10,4% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve receita operacional bruta relativa ao suprimento e transporte de energia de R$1.530,6 milhões. Esta variação se deu (i) pelo aumento de 5,9% no preço médio da energia vendida por meio do contrato bilateral com a AES Eletropaulo, que passou de R$132,34/MWh em 2007 para R$140,71/MWh em 2008, decorrente dos dois reajustes ocorridos em julho de 2007 (3,9%) e em julho de 2008 (13,4%); e (ii) pela maior receita auferida com a comercialização de energia elétrica na CCEE (operações no MRE e mercado spot),de R$123,6 milhões em 2008 versus R$92,3 milhões em DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL Deduções As deduções da receita operacional bruta relativa ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de R$85,2 milhões, representando um aumento de 4,2% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve deduções da receita operacional líquida de R$81,8 milhões. Esta variação ocorreu principalmente devido ao aumento da receita bruta tributável entre os períodos comparados. Receita Operacional Líquida A receita operacional líquida da Companhia relativa ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foi de R$1.605,2 milhões, representando um aumento de 10,8% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve receita operacional líquida de R$1.448,8 milhões. Esta variação se deu (i) pelo aumento de 5,9% no preço médio da energia vendida por meio do contrato bilateral com a AES Eletropaulo, que passou de R$132,93/MWh em 2007 para R$140,71/MWh em 2008, decorrente dos dois reajustes ocorridos em julho de 2007 (3,9%) e em julho de 2008 (13,4%); e (ii) pela maior receita auferida com a comercialização de energia elétrica na CCEE (operações no MRE e mercado spot) de R$123,6 milhões em 2008 versus R$92,3 milhões em CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA, DEPESAS GERAIS ADMINISTRATIVAS E OUTRAS DEPESAS OPERACIONAIS Pessoal Os custos e despesas com pagamento de pessoal para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de R$49,2 milhões representando um aumento de 19,5% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve custos e despesas de R$41,2 milhões. Esta variação ocorreu devido ao (i) aumento R$7,3 milhões nos custos e despesas com remuneração e encargos, impactados pelo dissídio de 6,8%, em julho de 2008; e (ii) ao aumento dos desembolsos para o Plano de Previdência Privada da Fundação Companhia Energética de São Paulo ( CESP ) no valor de R$1,6 milhão. Material e Serviços de Terceiros Os custos e despesas com pagamento de material e serviços de terceiros para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de R$39,6 milhões representando um aumento de 2,3% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve custos e despesas de R$38,7 milhões. Esta variação ocorreu devido ao aumento nos gastos com meio ambiente na ordem de R$1,9 milhão, compensado pela redução de R$1,0 milhão em gastos com consultoria e advogados. 23 Para manter a comparabilidade, o valor do lucro por ação para o exercício social de 2007 considera o número de ações ordinárias e preferenciais após o grupamento de ações, que foi aprovado em Assembléia Geral Extraordinária em 26 de fevereiro de

81 Compensação Financeira para Utilização de Recursos Hídricos As despesas com pagamento de compensação financeira para utilização de recursos hídricos para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de R$53,5 milhões representando um aumento de 2,0% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve uma despesa de R$52,5 milhões. Esta variação ocorreu devido à combinação entre (i) a Tarifa de Referência (TAR) vigente em 2008 (R$60,04), que foi 4,2% superior à tarifa de 2007 (R$57,63); e (ii) a menor energia gerada na comparação entre os períodos ( MWh em 2008 comparados a MWh em 2007). Energia Elétrica Comprada para Revenda As despesas com pagamento de energia elétrica comprada para revenda para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de R$46,9 milhões representando um aumento de 54,4% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve uma despesa de R$30,3 milhões. Esta variação ocorreu, principalmente, em razão (i) da decisão judicial referente à discussão entre a AES Sul e algumas empresas do setor elétrico (conforme já mencionada no item provisões operacionais da comparação das informações financeiras referentes a 2009 e 2008), que obrigou a ANEEL, no quarto trimestre de 2008, a reverter os efeitos do Despacho nº. 288, gerando uma despesa extraordinária de R$7,9 milhões; e (ii) da elevação da tarifa média, que passou de R$95,72 MWh em 2007, para R$113,43 MWh em Encargos de Transmissão e Conexão de Energia As despesas com pagamento de encargos de transmissão para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de R$138,8 milhões representando uma redução de 30,1% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve uma despesa de R$198,6 milhões. Esta variação ocorreu devido ao provisionamento de TUSDgeração relacionado aos valores estabelecidos na Resolução Homologatória nº. 497/07 da ANEEL, no valor de R$92,5 milhões no segundo trimestre de Tal Resolução Homologatória determinou o pagamento retroativo dos encargos de TUSDgeração referentes ao período de junho de 2007 até julho de 2004, ocasionando uma despesa extraordinária de R$92,5 milhões em Provisões Operacionais As despesas com provisões operacionais para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de R$3,0 milhões, representando um aumento de R$31,0 milhões em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve um efeito positivo de R$28,0 milhões. Esta variação é explicada basicamente pela reversão de provisão de R$ 26,3 milhões em 2007 decorrente da mudança do regime de tributação de PIS/COFINS do não cumulativo para o cumulativo. Depreciação, Amortização, Seguros e Outras Despesas Os custos e despesas com depreciação, amortização, seguros e outras despesas para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de R$85,1 milhões representando um aumento de 3,7% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve custos e despesas de R$82,0 milhões. Esta variação ocorreu devido ao aumento de R$5,9 milhões em projetos de responsabilidade socioambiental, referente ao aporte à Casa de Cidadania e Cultura, bem como ao Patrocínio Núcleo do Esporte e Cidadania, ambos enquadrados sob a Lei Rouanet e Lei de Incentivo ao Esporte. Este aumento apresenta efeito neutro no resultado da Companhia em função do reconhecimento do benefício fiscal como dedução integral do imposto de renda a pagar. RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS Receitas Financeiras As receitas financeiras para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de R$94,9 milhões, representando um aumento de 31,2% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve receitas financeiras de R$72,3 milhões. Esta variação ocorreu devido ao maior saldo médio de aplicações financeiras em 2008 (R$773,4 milhões), comparado à 2007 (R$669,8 milhões) parcialmente compensado pela queda da Selic média em 0,02 ponto percentual. Despesas Financeiras As despesas financeiras para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de R$124,8 milhões, representando uma diminuição de 15,5% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve despesas financeiras de R$147,7 milhões. Esta variação ocorreu principalmente devido à (i) redução da dívida financeira em 6,4% entre os períodos comparados; e (ii) a extinção do imposto de CPMF em 2008, uma vez que em 2007 o montante pago com o referido imposto foi da ordem de R$8,2 milhões. Variações Monetárias/Cambiais Líquidas As variações monetárias/cambiais líquidas para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram negativas em R$129,4 milhões, representando uma redução do resultado em 190,7% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve uma despesa de R$44,5 milhões. Esta variação ocorreu devido ao incremento de 5,66 pontos percentuais do IGP-M, indexador da principal dívida da AES Tietê. Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro Líquido 81

82 A despesa total com imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foi de R$337,4 milhões, representando um aumento de 10,8% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve uma despesa com imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido de R$304,6 milhões. Esta variação ocorreu devido, principalmente, ao aumento de 12,7% do resultado antes dos tributos. Lucro Líquido do Exercício O lucro líquido para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foi de R$692,5 milhões, representando um aumento de 13,7% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve um lucro líquido de R$609,1 milhões. Esta variação ocorreu pelos motivos citados acima. COMPARAÇÃO DAS INFORMAÇÕES FINANCEIRAS DOS EXERCÍCIOS SOCIAIS ENCERRADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 E 31 DE DEZEMBRO DE 2008 em milhões de reais DEMOSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA CONSOLIDADOS Exercício Findo em 31 de dezembro de Caixa Líquido Gerado nas Atividades Operacionais 882, ,3 Caixa Líquido Usado nas Atividades de Investimentos (54,7) (61,1) Caixa Líquido Usado nas Atividades de Financiamento (1.052,8) (854,4) Dividendos e Juros sobre Capital Próprio (828,8) (664,2) Pagamento de Empréstimos (224,0) (190,2) Variação no Caixa Líquido da Companhia (225,5) 201,8 FLUXO DE CAIXA A variação no caixa líquido (disponibilidades e aplicações financeiras) para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foi negativo (caixa líquido utilizado) em R$ 225,5 milhões, representando uma utilização de caixa de R$ 427,3 milhões em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando a Companhia teve variação no caixa líquido positivo (caixa líquido gerado) de R$ 201,8 milhões. Esta variação é basicamente explicada: (i) pela redução do caixa gerado na atividade operacional, ajustada pelos resultados financeiros, em R$235,3 milhões devido, fundamentalmente, à despesa financeira (variação monetária e cambial), em 2008 de R$ 129,4 milhões comparada com a receita de R$9,0 milhões em 2009, devido principalmente à queda de 13,5 pontos percentuais no índice de IGP- M em relação a 2008; e (ii) pela maior utilização de caixa de R$ 198,3 milhões nas atividades de financiamento da Companhia, explicada principalmente pelo dividendos e juros sobre capital próprio pagos em 2009 no montante de R$ 828,8 milhões (R$ 664,2 milhões em 2008). COMPARAÇÃO DAS INFORMAÇÕES FINANCEIRAS DOS EXERCÍCIOS SOCIAIS ENCERRADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2008 E 31 DE DEZEMBRO DE 2007 FLUXO DE CAIXA DEMOSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA CONSOLIDADOS Exercício Findo em 31 de dezembro de em milhões de reais Caixa Líquido Gerado nas Atividades Operacionais 1.117,3 769,7 Caixa Líquido Usado nas Atividades de Investimentos (61,1) (50,9) Caixa Líquido Usado nas Atividades de Financiamento (854,4) (770,8) Dividendos e Juros sobre Capital Próprio (664,2) (609,5) Pagamento de Empréstimos (190,2) (161,3) Variação no Caixa Líquido da Companhia 201,8 (52,0) A variação no caixa líquido (disponibilidades e aplicações financeiras) para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foi positivo (caixa líquido gerado) em R$ 201,8 milhões, representando uma geração de caixa de R$ 253,8 milhões em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando a Companhia teve variação no caixa líquido negativo (caixa líquido utilizado) de R$ 52,0 milhões. Esta variação é basicamente explicada pelo aumento do caixa gerado na atividade operacional, ajustada pelos resultados financeiros, em R$347,6 milhões devido, principalmente: (i) à redução de R$ 174,9 milhões em 2008 em tributos e contribuições sociais ocorrida principalmente em função da constituição de créditos tributários em 2007 gerados pela mudança do regime de incidência do 82

83 PIS/COFINS (Cumulativo / Não Cumulativo), (ii) pela despesa financeira (variação monetária e cambial), em 2008 de R$129,4 milhões, devido, principalmente, ao aumento de 5,7 pontos percentuais no índice de IGP-M, em relação a 2007 e (iii) pelo aumento no lucro líquido do exercício em R$ 83,4 milhões devido principalmente à maior receita líquida do exercício (R$ 1.605,2 milhões em 2008 e R$ 1.448,8 milhões em 2007). O efeito positivo (caixa líquido gerado) foi compensado pela maior utilização de caixa de R$83,6 milhões nas atividades de financiamento da Empresa, explicada, principalmente, pelos dividendos e juros sobre capital próprio, pagos em 2008, no montante de R$664,2 milhões (R$609,5 milhões em 2007). 83

84 PRINCIPAIS VARIAÇÕES NAS CONTAS PATRIMONIAIS CONSOLIDADAS A tabela abaixo indica as principais variações nas contas patrimoniais para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2009, 2008 e As contas não apresentadas nesta seção são irrelevantes para o investidor compreender a condição financeira da Companhia. Balanço Patrimonial (consolidado) Nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de ATIVO (em milhões de Reais) R$ AV % R$ AV % R$ AV % CIRCULANTE Disponibilidades 0,2-0,3-10,0 0,4 Aplicações financeiras 614,4 27,3 839,8 33,4 628,3 25,1 Revendedores 15,1 0,7 11,3 0,5 29,2 1,2 Contas a receber de partes relacionadas 186,5 8,3 188,5 7,5 162,4 6,5 Tributos e contribuições sociais compensáveis 25,3 1,1 24,4 1,0 187,0 7,5 Tributos e contribuições sociais diferidos 5,7 0,3 4,4 0,2 19,1 0,8 Tributos a recuperar 11,7 0,5 12,7 0,5 13,2 0,5 Outros créditos 8,5 0,4 5,1 0,2 10,7 0,4 Total do circulante 867,4 38, ,4 43, ,8 42,3 NÃO CIRCULANTE Revendedores - - 1,5 0,1 2,9 0,1 Tributos e contribuições sociais diferidos 20,3 0,9 9,0 0,4 9,4 0,4 Tributos a recuperar 119,4 5,3 130,7 5,2 143,1 5,7 Cauções e depósitos vinculados 58,7 2,6 55,5 2,2 53,4 2,1 Outros créditos 0,6 0,0 1,4 0,1 0,4 0,0 Total do realizável a longo prazo 199,0 8,8 198,1 7,9 209,3 8,4 Investimentos 2,1 0,1 2,1 0,1 2,1 0,1 Imobilizado líquido 1.181,4 52, ,3 48, ,2 49,2 Intangíveis 0,7 0,0 0,7 0,0 1,0 0,0 Total do não circulante 1.383,2 61, ,2 56, ,6 57,7 TOTAL DO ATIVO 2.250,6 100, ,6 100, ,4 100,0 PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores 103,6 4,6 202,9 8,1 95,6 3,8 Empréstimos, financiamentos e debêntures 248,7 11,1 228,0 9,1 187,5 7,5 Encargos de dívidas 4,0 0,2 4,8 0,2 5,1 0,2 Dívidas com a Fundação CESP ,6 0,0 Contas a pagar a partes relacionadas ,4 3,9 Tributos e contribuições sociais a recolher 330,0 14,7 254,8 10,1 184,2 7,4 Dividendos propostos e declarados 146,8 6,5 195,4 7,8 167,1 6,7 Provisão para pesquisas e desenvolvimento 32,1 1,4 35,0 1,4 29,2 1,2 Provisões para litígios e contingências 2,1 0,1 17,8 0,7 11,1 0,4 Outras contas a pagar 25,2 1,1 22,1 0,9 21,0 0,8 TOTAL CIRCULANTE 892,6 39,7 960,8 38,2 797,8 31,9 NÃO CIRCULANTE Fornecedores 61,2 2,7 22,4 0,9 54,0 2,2 Empréstimos e financiamento 716,3 31,8 982,7 39, ,2 44,1 Dívidas com a Fundação CESP ,8 0,1 Provisões para litígio e contingências 79,4 3,5 47,7 1,9 44,6 1,8 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 856,9 38, ,8 41, ,6 48,1 84

85 Balanço Patrimonial (consolidado) Nos exercícios encerrados em 31 de dezembro de ATIVO (em milhões de Reais) R$ AV % R$ AV % R$ AV % PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social 207,2 9,2 207,2 8,2 207,2 8,3 Reserva de capital 252,4 11,2 252,4 10,0 252,4 10,1 Reserva de lucro-legal 41,4 1,8 41,4 1,6 41,4 1,7 TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 501,0 22,3 501,0 19,9 501,0 20,0 TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 2.250,6 100, ,6 100, ,4 100,0 Nota: Para permitir a comparabilidade do balanço patrimonial, foram efetuadas as seguintes reclassificações em relação às demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2007 originalmente emitidas: (i) o montante de R$628,3 milhões, anteriormente classificado como Disponibilidades, foi reclassificado para a rubrica Aplicações Financeiras; (ii) o valor de R$6,7 milhões, anteriormente classificado como Tributos a Recuperar, no ativo não circulante, foi reclassificado para a rubrica Tributos e Contribuições Sociais Diferidos. COMPARAÇÃO DAS INFORMAÇÕES FINANCEIRAS DOS EXERCÍCIOS SOCIAIS ENCERRADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 E 31 DE DEZEMBRO DE 2008 ATIVO ATIVO CIRCULANTE Aplicações Financeiras O saldo desta conta passou de R$839,8 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$614,4 milhões, na mesma data de 2009, representando uma redução de 26,8%, principalmente devido ao maior volume de dividendos pagos no ano de Revendedores O saldo desta conta passou de R$11,3 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$15,1 milhões, na mesma data de 2009, representando um aumento de 33,2%, principalmente devido ao maior faturamento de energia no mercado de curto prazo no ano de Contas a Receber de Partes Relacionadas O saldo desta conta passou de R$188,5 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$186,5 milhões, na mesma data de 2009, representando uma redução de 1,0%, não apresentando, portanto uma variação significativa. Tributos e Contribuições Sociais Compensáveis O saldo desta conta passou de R$24,4 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$25,3 milhões, na mesma data de 2009, representando um aumento de 3,9%, principalmente devido ao aumento no imposto de renda e contribuição social a compensar. Tributos e Contribuições Sociais Diferidos Vide análise em Tributos e Contribuições Sociais Diferidos no ativo não circulante. Tributos a Recuperar Vide análise em Tributos a Recuperar no ativo não circulante. Outros Créditos Outros créditos incluem principalmente adiantamento a fornecedores, cauções e depósitos vinculados e despesas pagas antecipadamente. O saldo desta conta passou de R$5,1 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$8,5 milhões, na mesma data de 2009, representando um aumento de 65,4%, em virtude do aumento no valor do depósito em garantia da compra de energia no mercado de curto prazo CCEE. ATIVO NÃO CIRCULANTE Revendedores O saldo desta conta R$1,5 milhões, em 31 de dezembro de 2008, foi transferido para o ativo circulante em Tributos e Contribuições Diferidos O saldo desta conta passou de R$13,4 milhões (circulante R$4,4 milhões e não circulante R$9,0 milhões), em 31 de dezembro de 2008, para R$26,0 milhões (circulante R$5,7 milhões e não circulante R$20,3 milhões), na mesma data 85

86 de 2009, representando um aumento de 95,1%, principalmente devido ao aumento nas provisões temporariamente não dedutíveis no exercício de Tributos a Recuperar O saldo desta conta passou de R$143,4 milhões (circulante R$12,7 milhões e não circulante R$130,7 milhões), em 31 de dezembro de 2008, para R$131,1 milhões (circulante R$11,7 milhões e não circulante R$119,4 milhões), na mesma data de 2009, representando uma redução de 8,6%, principalmente devido à realização do benefício fiscal gerado pela incorporação do ágio. Esses Tributos a Recuperar referem-se a ágios originalmente pagos pela empresa AES Gás Ltda. e AES Tietê Participações S.A., quando da aquisição de participações na AES Tietê e que têm por fundamento econômico a expectativa de resultados futuros da AES Tietê. Em 2000 e 2007, respectivamente, as companhias implementaram reestruturações societárias, de forma que a AES Gás Ltda. e a AES Tietê Participações S.A. foram incorporadas pela AES Tietê. Nesse processo, os valores desses ágios, líquidos da provisão para proteção dos acionistas minoritários, foram incorporados pela AES Tietê, passando-se a ser classificados na rubrica Tributos a Recuperar, uma vez que esses valores líquidos referem-se ao benefício fiscal futuro que será auferido pela AES Tietê, quando da amortização dos valores brutos dos ágios (dedutível) e de suas respectivas provisões (não tributável). Cauções e Depósitos Vinculados O saldo desta conta passou de R$55,5 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$58,7 milhões, na mesma data de 2009, representando um aumento de 5,7%, principalmente devido ao registro de atualização monetária dos depósitos de PIS e COFINS. Imobilizado Custo Líquido da Depreciação O saldo desta conta passou de R$1.227,3 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$1.181,4 milhares, na mesma data de 2009, representando uma redução de 3,7%, em decorrência da depreciação de R$65,5 milhões, aquisições de R$54,7 milhões e provisões e baixas de R$35,1 milhões no período. PASSIVO PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores O saldo desta conta passou de R$202,9 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$103,6 milhões, na mesma data de 2009, representando uma redução de 48,9%, principalmente devido à transferência parcial dos encargos de instalações de transmissão TUSD-G, no montante de R$103,0 milhões, para o não circulante em razão do acordo firmado em janeiro de Empréstimos e Financiamentos Vide análise em Empréstimos e Financiamentos no ativo não circulante. Tributos e Contribuições Sociais a Recolher O saldo desta conta passou de R$254,8 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$330,0 milhões, na mesma data de 2009, representando um aumento de 29,5%, principalmente devido ao aumento na provisão de IRPJ e CSLL, em razão, principalmente, do aumento no lucro tributável (vide resultado do exercício). Dividendos Propostos e Declarados O saldo desta conta passou de R$195,4 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$146,8 milhões, na mesma data de 2009, representando uma redução de 24,8%, principalmente devido ao pagamento integral dos dividendos de 2008 (vide redução nas aplicações financeiras e fluxo de caixa). Provisões para Pesquisa e Desenvolvimento O saldo desta conta passou de R$35,0 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$32,1 milhões, na mesma data de 2009, representando uma redução de 8,1%, principalmente devido aos gastos de pesquisa e desenvolvimento efetuados no exercício. Provisões para Litígio e Contingências O saldo desta conta passou de R$17,8 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$2,1 milhões, na mesma data de 2009, representando uma redução de 88,2%, principalmente devido à transferência para o não circulante da provisão relacionada à compra de energia de Itaipu, conforme previsão de pagamentos futuros. Outras Contas a Pagar O saldo desta conta passou de R$22,1 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$25,2 milhões, na mesma data de 2009, representando um aumento de 13,8%, principalmente devido ao aumento no contas a pagar referente à compensação financeira pela utilização de recursos hídricos. 86

87 PASSIVO NÃO CIRCULANTE Fornecedores O saldo desta conta passou de R$22,4 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$61,2 milhões, na mesma data de 2009, representando um aumento de 173,6%, principalmente devido à transferência do passivo circulante dos encargos de instalações de transmissão TUSD-G (vide passivo circulante) em razão do acordo firmado com as ANEEL e as distribuidoras, além dos pagamentos efetivados durante o ano. Empréstimos e Financiamentos O saldo desta conta passou de R$1.215,5 milhões (encargo de R$4,8 milhões, circulante R$228,0 milhões e não circulante R$982,7 milhões), em 31 de dezembro de 2008, para R$969,0 milhões (encargos de R$4,0 milhões, circulante R$248,7 milhões e não circulante R$716,3 milhões), na mesma data de 2009, representando uma redução de 20,3%, principalmente devido às amortizações efetuadas no período. Provisões para Litígios e Contingências O saldo desta conta passou de R$47,7 milhões, em 31 de dezembro de 2008, para R$79,4 milhões, na mesma data de 2009, representando um aumento de 66,4%, principalmente devido à provisão referente ao despacho ANEEL 288 referente à disputa judicial com a AES Sul. COMPARAÇÃO DAS INFORMAÇÕES FINANCEIRAS DOS EXERCÍCIOS SOCIAIS ENCERRADOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2008 E 31 DE DEZEMBRO DE 2007 ATIVO ATIVO CIRCULANTE Aplicações Financeiras O saldo desta conta passou de R$628,3 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$839,8 milhões, na mesma data de 2008, representando um aumento de 33,7%, principalmente devido à utilização de créditos tributários gerados em 2007 para a liquidação de impostos em Revendedores O saldo desta conta passou de R$29,2 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$11,3 milhões, na mesma data de 2008, representando uma redução de 61,1%, principalmente devido a recebimento de valores devidos pela Companhia Força e Luz e Companhia Paulista de Força e Luz, em Contas a Receber de Partes Relacionadas O saldo desta conta passou de R$162,4 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$188,5 milhões, na mesma data de 2008, representando um aumento de 16,0%, principalmente devido ao aumento do preço do Contrato de Venda de Energia, de R$131,98/MWh para R$149,72/MWh. Tributos e Contribuições Sociais Compensáveis O saldo desta conta passou de R$187,0 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$24,4 milhões, na mesma data de 2008, representando uma redução de 87,0%, em razão da compensação dos créditos tributários de PIS e COFINS, com outros tributos federais, em 2008, resultando em sobra de caixa. Tributos e Contribuições Sociais Diferidos Vide análise em Tributos e Contribuições Sociais Diferidos no ativo não circulante. Tributos a Recuperar Vide análise em Tributos a Recuperar no ativo não circulante. Outros Créditos Outros créditos consistem principalmente em adiantamento a fornecedores, cauções e depósitos vinculados e despesas pagas antecipadamente. O saldo desta conta passou de R$10,7 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$5,1 milhões, na mesma data de 2008, representando uma redução de 52,0%, principalmente devido à redução da garantia da CCEE. 87

88 ATIVO NÃO CIRCULANTE Revendedores O saldo desta conta passou de R$2,9 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$1,5 milhões, na mesma data de 2008, representando uma redução de 47,4%, principalmente devido à transferência para o circulante de energia livre. Tributos e Contribuições Diferidos O saldo desta conta passou de R$28,5 milhões (circulante R$19,1 milhões e não circulante R$9,4 milhões), em 31 de dezembro de 2007, para R$13,4 milhões (circulante R$4,4 milhões e não circulante R$9,0 milhões), na mesma data de 2008, representando uma redução de 53,1%, principalmente devido à redução nas provisões temporariamente indedutíveis constituídas sobre o contas a receber. Tributos a Recuperar O saldo desta conta passou de R$156,3 milhões (circulante R$13,2 milhões e não circulante R$143,1 milhões), em 31 de dezembro de 2007, para R$143,4 milhões (circulante R$12,7 milhões e não circulante R$130,7 milhões), na mesma data de 2008, representando uma redução de 8,3%, principalmente devido à realização do benefício fiscal gerado pela incorporação do ágio. A natureza deste ágio está descrita acima na Comparação das Informações Financeiras dos Exercícios Sociais Encerrados em 31 de dezembro de 2009 e 31 de dezembro de Cauções e Depósitos Vinculados O saldo desta conta passou de R$53,4 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$55,5 milhões, na mesma data de 2008, representando um aumento de 3,9%, principalmente devido à atualização monetária. Imobilizado Custo Líquido da Depreciação O saldo desta conta passou de R$1.231,2 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$1.227,3 milhões, na mesma data de 2008, representando uma redução de 0,3%, em decorrência da depreciação de R$65,1 milhões, aquisições de R$61,1 milhões. PASSIVO PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores O saldo desta conta passou de R$95,6 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$202,9 milhões, na mesma data de 2008, representando um aumento de 112,2%, principalmente devido à transferência do não circulante dos encargos de instalações de transmissão TUSD-G, os quais estavam sendo provisionados e não estavam sendo pagos por estarem em negociação com as distribuidoras e a ANEEL. Empréstimos e Financiamentos Vide análise em Empréstimos e Financiamentos no passivo não circulante. Contas a pagar com Partes Relacionadas O saldo desta conta passou de R$96,4 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para zero, na mesma data de 2008, esta variação é explicada pelo reembolso de PIS e COFINS para a AES Eletropaulo devido a mudança do regime de tributação do PIS e COFINS, que foi integralmente pago em Tributos e Contribuições Sociais a Recolher O saldo desta conta passou de R$184,2 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$254,8 milhões, na mesma data de 2008, representando um aumento de 38,3%, principalmente devido ao aumento na provisão de IRPJ e CSLL em razão principalmente do aumento de lucro da Companhia. Dividendos Propostos e Declarados O saldo desta conta passou de R$167,1 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$195,4 milhões, na mesma data de 2008, representando um aumento de 16,9%, principalmente devido a aumento no lucro da Companhia. Provisões para Pesquisa e Desenvolvimento O saldo desta conta passou de R$29,2 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$35,0 milhões, na mesma data de 2008, representando um aumento de 19,7%, principalmente devido ao aumento na receita operacional líquida, que é a base para cálculo dessa provisão. Provisões para Litígio e Contingências 88

89 O saldo desta conta passou de R$11,1 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$17,8 milhões, na mesma data de 2008, representando um aumento de 60,7%, principalmente devido à variação cambial sobre o provisionamento referente à discussão judicial da redistribuição das cotas de Itaipu. Outras Contas a Pagar O saldo desta conta passou de R$21,0 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$22,1 milhões, na mesma data de 2008, representando um aumento de 5,5%, principalmente devido ao aumento da provisão sobre lucros e resultados. PASSIVO NÃO CIRCULANTE Fornecedores O saldo desta conta passou de R$54,0 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$22,4 milhões, na mesma data de 2008, representando uma redução de 58,6%, principalmente devido à transferência para o circulante. Empréstimos e Financiamentos O saldo desta conta passou de R$1.296,8 milhões (encargos de R$5,1 milhões, circulante R$187,5 milhões e não circulante R$1.104,2 milhões), em 31 de dezembro de 2007, para R$1.215,5 milhões (encargos de R$4,8 milhões, circulante R$228,0 milhões e não circulante R$982,7 milhões), na mesma data de 2008, representando uma redução de 6,3%, principalmente devido à amortização da dívida em R$224,0 milhões. Provisões para Litígios e Contingências O saldo desta conta passou de R$44,6 milhões, em 31 de dezembro de 2007, para R$47,7 milhões, na mesma data de 2008, representando um aumento de 7,1%, principalmente devido à atualização monetária 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) descrição de quaisquer componentes importantes da receita Ao longo dos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2007, 2008 e 2009, as receitas da Companhia decorreram do suprimento de energia elétrica. Desde o início de 2006, toda a garantia física da Companhia está contratada no longo prazo por meio de um contrato bilateral de compra e venda de energia elétrica assinado com a AES Eletropaulo, cujas receitas equivalem a 95,5% de toda a receita bruta, em Após as exclusões do consumo próprio e perdas técnicas de transmissão, os volumes excedentes são direcionados de acordo com as determinações do ONS: primeiramente ao MRE e posteriormente vendidos ao mercado spot pela CCEE. Em 2009, as receitas com as operações realizadas no CCEE equivalem a 4,5% de toda a receita bruta da Companhia. 89

90 ii) fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais Os diretores entendem que não houve fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais da Companhia nos últimos três exercícios sociais que não tenham sido mencionados no item 10.1 (h) Comentários dos Diretores - alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras. b. variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio, inflação, alterações de volumes e introdução de novos produtos e serviços O preço praticado pelo contrato bilateral com a AES Eletropaulo foi fixado em 2000, na data de sua assinatura, com base na regulamentação vigente que estabelecia o Valor Normativo (VN) como parâmetro de preço para contratações bilaterais. Desde então, esse preço é reajustado anualmente, no mês de julho, pela variação acumulada do IGP-M nos últimos 12 meses, conforme previsto no contrato. As receitas com o contrato bilateral representavam em 31 de dezembro de 2009 a participação de 95,5% da receita bruta da Companhia. A tabela abaixo mostra os principais fatores que impactam a receita bruta da Companhia: Exercício Findo em 31 de Dezembro de Variação x x 2007 Receita Operacional Bruta (em R$ milhões) 1.530, , ,6 3,8% 10,4% Preço Médio Contrato Bilateral com a AES Eletropaulo (R$/MW/h) 132,3 140,7 150,8 7,2% 6,3% Energia Faturada Contrato Bilateral com a AES Eletropaulo (GW/h) , , ,7-0,3% 0,3% Faturamento Contrato Bilateral com a AES Eletropaulo (em R$ milhões) 1.438, , ,5 6,9% 9,0% Contribuição do Contrato Bilateral com a AES Eletropaulo para a Receita Operacional Bruta 93,9% 92,7% 95,5% 6,4% 8,4% Preço Médio na CCEE e outros contratos bilaterais com terceiros (R$/MW/h) 39,9 61,5 23,7-61,4% 54,2% Energia Faturada na CCEE e outros contratos bilaterais com terceiros (GW/h) 2.314, , ,0 65,6% -13,1% Faturamento na CCEE e outros contratos bilaterais com terceiros (em R$ milhões) 92,2 123,6 79,0-36,1% 33,9% Contribuição das Vendas na CCEE e outros contratos bilaterais com terceiros para a Receita Operacional Bruta 6,0% 7,3% 4,5% -2,6% 2,0% Faturamento Outras Receitas (em R$ milhões) 0,4 0,1 0,1 0,0% -75,0% Contribuição Outras Receitas para a Receita Operacional Bruta 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% A tabela acima mostra que a variação do preço médio do contrato bilateral com a AES Eletropaulo foi de 7,2% na comparação do ano de 2009 com o ano de 2008 e de 6,3% na comparação entre os anos de 2008 e Essas variações colaboraram com um aumento de 6,4% entre os anos 2009 e 2008 e 8,4% entre os anos 2008 e 2007 para contribuição do Contrato Bilateral com a AES Eletropaulo para a receita operacional bruta. O volume anual de energia contratada pelo contrato bilateral com a AES Eletropaulo é fixado em MW médio variando, apenas com o número de horas no ano. A diferença do volume faturado através do contrato bilateral no ano de 2008, se deu por conta deste ano ter sido um ano bissexto. Adicionalmente, a receita advinda da comercialização de energia com a CCEE (operações no MRE e no mercado spot) e outros contratos bilaterais com terceiros, responsável por 4,5% da receita operacional bruta da Companhia em 2009, pode variar de acordo com as condições de mercado. Em 2009, em função do excesso de oferta de energia devido aos confortáveis níveis dos reservatórios brasileiros, o preço no mercado spot na região sudeste apresentou redução de 71,4%, passando de um valor médio de R$135,3 MW/h em 2008 para um valor médio de R$38,7 MW/h em Os confortáveis níveis de reservatórios brasileiros contribuíram para a (i) redução do preço médio faturado para a CCEE e outros contratos bilaterais com terceiros em 61,4% e (ii) aumento de 65,6% da energia faturada para a CCEE e outros contratos bilaterais com terceiros em função do maior despacho de energia pela Companhia. Com isso, o faturamento da Companhia através da CCEE e outros contratos bilaterais com terceiros reduziu em 36,1%, gerando uma contribuição negativa de 2,6% para a receita operacional bruta da Companhia. 90

91 Quando comparados os períodos entre 2008 e 2007, devido a escassez da oferta de energia em função dos baixos níveis dos reservatórios brasileiros, o preço no mercado spot na região sudeste aumentou de forma significativa, passando de R$97,0 MW/h em 2007 para R$135,3 MW/h em Assim, os baixos níveis de reservatórios brasileiros contribuíram para (i) o aumento do preço médio faturado para a CCEE e outros contratos bilaterais com terceiros em 54,2% e (ii) redução de 13,1% da energia faturada para a CCEE e outros contratos bilaterais com terceiros em função do menor despacho de energia pela Companhia. Com isso, o faturamento da Companhia através da CCEE e outros contratos bilaterais com terceiros aumentou em 33,9%, gerando uma contribuição positiva de 2,0% para a receita operacional bruta da Companhia. Vale ressaltar que todas as receitas da Companhia são denominadas em moeda local. 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 Os custos e despesas operacionais e os resultados financeiros da Companhia são principalmente influenciados pelo IGP-M e CDI, conforme explicado nos parágrafos abaixo: Inflação (IGP-M e IPCA): a maior parte dos custos e despesas operacionais da Companhia está atrelada principalmente a indicadores de inflação, tais como IGP-M e IPCA. As rubricas com maior correlação com estes índices de inflação são (i) pessoal, (ii) compensação financeira pelo uso de recursos hídricos e (iii) encargos de conexão e transmissão de energia. A soma destas linhas representa 55,9% do total de custos e despesas operacionais desconsiderando depreciação e amortização. Com isso, partindo destas três rubricas, um aumento de um ponto percentual no IGP-M e IPCA no ano de 2009, poderia aumentar em aproximadamente R$2,3 milhões os custos e despesas operacionais da Companhia. Ademais, conforme mencionado no Item 10.1 (f), a empresa possui uma única dívida com a Eletrobrás cujos juros são de 10% a.a. e correção monetária pela variação do IGP-M. No exercício findo em 31 de dezembro de 2009, o montante dessa dívida era de R$969,0 milhões, e um aumento de um ponto percentual no IGP-M em maio de 2009, período de atualização do saldo, resultaria em um acréscimo de aproximadamente R$0,6 milhão nas despesas financeiras da Companhia no ano de CDI: A variação da taxa Selic afeta diretamente as receitas financeiras da Companhia, visto que suas disponibilidades são representadas por operações de curto prazo, com rentabilidade média em torno de 100,0%, 103,4% e 101,8% do CDI em 2007, 2008 e 2009 respectivamente. O decréscimo de um ponto percentual sobre a taxa média do CDI em 2009 acarretaria em uma diminuição do resultado financeiro da Companhia em R$7,8 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Taxa de Câmbio: Como os custos e despesas operacionais da Companhia, bem como a totalidade das suas receitas, são denominados em Reais, ela não está significativamente exposta à variação da taxa de câmbio. A variação do dólar norte-americano frente ao real afeta somente o resultado financeiro da Companhia, visto que a única obrigação denominada em moeda estrangeira é um provisionamento referente à discussão judicial da redistribuição das cotas de Itaipu cujo valor é corrigido pela variação cambial. Ao final dos exercícios sociais de 2007, 2008 e 2009 os montantes provisionados eram de R$7,3milhões, R$14,8 milhões e R$6,9 milhões, respectivamente 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 Não houve introdução ou alienação de segmentos operacionais da Companhia. 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 Durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2007, não houve mudanças significativas nas práticas contábeis da Companhia. Durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2008, as demonstrações contábeis consolidadas da Companhia 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 nº /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, trouxeram alterações à legislação societária que resultaram em novos métodos e critérios contábeis que estão 91

92 sendo adotados pela primeira vez pela Companhia. Em função disso, a Companhia registrou e apresentou os impactos da adoção inicial da Lei nº , em 31 de dezembro de 2008, diretamente na conta de lucros acumulados no Patrimônio Líquido, conforme opção contida na Deliberação CVM nº. 565, de 17 de dezembro de Durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2009, as demonstrações contábeis consolidadas da Companhia foram elaboradas e apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, de acordo com a Legislação Societária Brasileira, Leis n s 6.404/1976, 9.457/1997, /2001, /2007 e /2009, normas da Comissão de Valores Mobiliários - CVM, vigentes em 31 de dezembro de 2009, e normas aplicáveis às concessionárias de serviço público de energia elétrica estabelecidas pelo poder concedente. Ressaltamos que as orientações contidas nos pronunciamentos técnicos do CPC 15 ao 43, aprovados por deliberações emitidas pela CVM em 2009, não foram incluídas na elaboração nas demonstrações contábeis da Companhia referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 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. A Companhia a seguir apresenta um resumo dos principais pronunciamentos emitidos pelo CPC, durante o exercício de 2009, com vigência a partir do exercício de 2010, e que de acordo com as avaliações preliminares poderão, eventualmente, ser aplicáveis à Companhia e suas controladas. 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 subseqüente 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 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 21 - Demonstração Intermediária: este pronunciamento 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; e (f) notas explicativas selecionadas. De acordo com esse pronunciamento, a frequência de reporte da entidade (anual, semestral ou trimestral) não deverá afetar a mensuração de seus resultados anuais, ou seja, as mensurações dos períodos intermediários deverão 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 devem 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: este pronunciamento 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. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IFRS 8. Este pronunciamento 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. CPC 27 - Ativo Imobilizado: este pronunciamento tem por objetivo estabelecer o tratamento contábil para o ativo imobilizado, principalmente quanto ao (a) reconhecimento dos ativos; (b) a determinação de seus valores contábeis; (c) os valores de sua depreciação; e (d) 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 de maneira confiável. Define que o custo de um 92

93 item do ativo imobilizado inclui: (s) seu preço de aquisição; (b) custos diretos para colocar o ativo em condições de funcionamento; e (c) 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. 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 efetuadas pela Companhia, a Companhia entende que poderá haver impacto significativo decorrente da aplicação desse pronunciamento (vide comentário sobre o ICPC 10). CPC 23 - Políticas Contábeis, Mudanças de Estimativa e Retificação de Erro: este pronunciamento 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 implementação relevantes emitidos 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 deste pronunciamento fornecer orientação sobre a seleção de políticas contábeis e tratar de mudanças de estimativas e retificação de erros, a Companhia julga com base em avaliações preliminares que não deverá haver impactos decorrentes da aplicação desse pronunciamento. CPC 24 - Eventos Subsequentes: a definição de 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 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 refere-se 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 de pronunciamento refere-se à contabilização de dividendos. De acordo com essa norma, ao final do exercício a entidade deverá reconhecer como passivo o dividendo mínimo obrigatório. Dividendos adicionais ao mínimo, propostos pela administração, serão registrados como passivo à medida em que forem aprovados pelos órgãos competentes da Companhia. Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia contabilizou como um passivo, de acordo o determinado no parágrafo 3º; do artigo 176 da Lei 6.404/76 (prática contábil vigente em 31 de dezembro de 2009), a proposta da Administração para distribuição de dividendos. Essa proposta de distribuição de dividendos é superior ao dividendo mínimo obrigatório e até, 31 de dezembro de 2009, não havia sido aprovada pelo órgão competente. 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. 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. 93

94 Esse pronunciamento define provável como maior probabilidade de ocorrer do que não ocorrer. Em decorrência dessa interpretação de provável, a Companhia revisou, em 31 de dezembro de 2009, a classificação da probabilidade de perda de seus passivos contingentes, e concluiu com base nesta avaliação preliminar que não deverá ter impactos decorrentes da aplicação desse pronunciamento. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 37. CPC 26 - Apresentação das Demonstrações Contábeis: esse pronunciamento 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) realize 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, a Companhia julga com base em avaliações preliminares que não deverá haver impactos decorrentes da aplicação desse pronunciamento, contudo a Companhia efetuará a reclassificação da parcela dos tributos e contribuições diferidos ativos, registrados no ativo circulante (R$5,7 milhões) em 31 de dezembro de CPC 30 - Receitas: esse pronunciamento 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 for 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 possam ser confiavelmente mensuradas. 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, dessa forma, 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 32 - Tributos sobre o Lucro: o objetivo desse pronunciamento 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 e outros do período atual que são reconhecidos nas demonstrações contábeis da entidade. 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. Com base em avaliações preliminares, a aplicação desse pronunciamento não deverá trazer impactos significativos, exceto pelos efeitos decorrentes de sua aplicação para os períodos intermediários e a reclassificação do saldo integral no longo prazo, conforme mencionando na análise sobre o CPC 21. CPC 33 - Benefícios a Empregados: este pronunciamento tem por objetivo estabelecer os critérios para a contabilização e a divulgação de benefícios concedidos aos empregados, sendo requerido o registro de (a) um passivo, quando o empregado prestou o serviço em troca de benefícios a serem pagos no futuro; e (b) uma despesa quando a entidade utilizou o benefício econômico proveniente do serviço recebido do empregado. Os benefícios a empregados são definidos da seguinte forma: 94

95 (a) (b) (c) (d) benefícios de curto prazo, que incluem salários, licenças remuneradas, benefícios não monetários (como assistência médica, automóveis, etc.); benefícios pós-emprego, tais como pensões, seguro de vida pós-emprego, assistência médica pósemprego; benefícios de longo prazo, tais como licenças remuneradas, gratificação por tempo de serviço, etc.; benefícios por desligamento. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 19. Com base em avaliações preliminares, a aplicação desse pronunciamento não deverá trazer impactos significativos. 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 Subseqüentes 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 173, parágrafo 3º da Lei 6.404/76, 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 denominado dividendo adicional proposto. A proposta da administração para destinação do lucro deverá 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$113,7 milhões. Essa proposta é superior ao mínimo obrigatório, portanto deverá, de acordo com esse pronunciamento, ser revertida em 2010 para se adequar às novas normas contábeis. CPC 18 Investimento em Coligada e em Controlada este pronunciamento tem por objetivo especificar como devem ser contabilizados os investimentos em coligadas nas demonstrações contábeis individuais e consolidadas do investidor e em controladas nas demonstrações contábeis da controladora. Este pronunciamento determina que os investimentos em coligadas e em controlada devam ser registrados pelo método de equivalência patrimonial. Este pronunciamento não se aplica aos investimentos em coligadas e controladas que forem mantidos por organizações de capital de risco, fundos mútuos e entidades similares; também não se aplica aos investimentos classificados como instrumentos financeiros mantidos para negociação, de acordo com os requisitos do Pronunciamento Técnico CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 28. Em geral, a aplicação desse pronunciamento não deverá trazer impactos significativos para a Companhia, visto que os investimentos da Companhia em controladas são avaliados pelo método da equivalência patrimonial. CPC 36 - Demonstrações Consolidadas: este pronunciamento tem por objetivo aumentar a relevância, a confiabilidade e a comparabilidade das informações que a controladora fornece em suas demonstrações contábeis, por essas demonstrações integrarem as entidades que estão sob seu controle. Este pronunciamento especifica as circunstâncias em que a entidade deve consolidar as demonstrações contábeis de outra entidade (uma controlada), os efeitos contábeis de mudanças na participação relativa da controladora sobre a controlada e da perda do controle sobre a controlada, e a informação que deve ser evidenciada para permitir que os usuários das demonstrações contábeis avaliem a natureza da relação entre a entidade e suas controladas. Uma entidade controla outra quando tem o poder de governar as políticas financeiras e operacionais da outra entidade, de forma a obter benefício das suas atividades. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IAS 27. A aplicação desse pronunciamento não deverá trazer impactos significativos para a Companhia, visto que a Companhia tem o poder de governar as políticas financeiras e operacionais de suas controladas. Este pronunciamento deverá ser analisado em conjunto com a interpretação ICPC 09. CPC 37 Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade este pronunciamento tem por objetivo garantir que as primeiras demonstrações contábeis consolidadas de uma entidade de acordo com as Normas Internacionais de Contabilidade emitidas pelo IASB International Accounting Standards Board (IFRSs - International Financial Reporting Standards) e as divulgações contábeis intermediárias para os períodos parciais cobertos por essas demonstrações contábeis contenham informações de alta qualidade e apresentem o mesmo resultado líquido e patrimônio líquido, a não ser em situações excepcionalíssimas. Este pronunciamento apresenta um conjunto de isenções na aplicação inicial das normas internacionais de contabilidade. As isenções e os impactos gerados em função da aplicação deste pronunciamento são os seguintes: (a) Ativo imobilizado: A Companhia optou por utilizar um novo laudo de avaliação a valor justo, sendo este novo valor considerado como custo a partir da data de transição ( ); 95

96 O laudo de avaliação para determinar o valor justo do ativo imobilizado na data de transição está em processo de elaboração. Portanto, a avaliação do aumento ou diminuição no valor do ativo imobilizado somente será possível após a finalização desse laudo de avaliação. (b) (c) (d) 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 registrará os ganhos e perdas atuariais e custos dos serviços passado não reconhecidos, em conta específica de transição no patrimônio líquido (lucros e prejuízos acumulados). Esta isenção não trará impactos no patrimônio líquido da Companhia, em função de não haver ganhos e perdas atuarias a serem reconhecidos. Ativos e passivos de controladas, coligadas e empreendimentos conjuntos: Esta isenção determina os critérios de mensuração dos ativos e passivos quando uma controlada e uma controladora adotam as normas internacionais de contabilidade em períodos diferentes. Esta isenção não se aplica para a Companhia, visto que tanto a controladora, quanto as controladas passarão a adotar os pronunciamentos no mesmo período. Instrumentos financeiros compostos: O CPC 39 exige que a entidade divida um instrumento financeiro composto em componentes de passivo e de patrimônio líquido. De acordo com este pronunciamento, os instrumentos financeiros não precisam ser separados em componentes de passivo e de patrimônio líquido, quando o componente de passivo estiver liquidado na data de transição. A Companhia não possui instrumentos compostos para fins de segregação, na data de transição. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade - IFRS 1. CPC 38 Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração este pronunciamento 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: (a) ativo ou passivo financeiro mensurado ao valor justo por meio do resultado, (b) mantido até o vencimento, (c) empréstimos e recebíveis e (d) 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 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 - Este Pronunciamento 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 deverá trazer impactos contábeis significativos para a Companhia, porém, poderá impactar a apresentação das demonstrações contábeis. CPC 40 Instrumentos Financeiros: Evidenciação este pronunciamento 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 definidas 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, 96

97 baixa dos ativos e passivos financeiros, ativos dados em garantia, derivativos embutidos e violação de termos contratuais. (b) (c) Divulgação relacionadas 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 Outras divulgações informações sobre políticas contábeis, contabilização de proteção (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) (b) Divulgações qualitativas sobre exposições a cada classe de risco e como esses riscos são gerenciados; e 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 CPCs 15 a 40 este pronunciamento 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 IASB International Accounting Standards Board, 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, primeiramente, 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 optar, na aplicação do CPC 37, de forma a obter o mesmo patrimônio líquido em ambos os balanços patrimoniais, consolidado e individual. Este pronunciamento está correlacionado com as Normas Internacionais de Contabilidade IFRS 1. A aplicação desse pronunciamento deverá trazer os mesmos impactos descritos no CPC 37. 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:(a) 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 (b) o concedente controle por meio de titularidade, usufruto ou de outra forma qualquer participação residual significativa na infra-estrutura no final do prazo da concessão. Considerando que os preços da Companhia estão estabelecidos em contrato bilateral, esta interpretação não será aplicável 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 baseado em ações, no qual uma controladora concede direitos em 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 Interpretações sobre as Normas Internacionais de Contabilidade IFRIC 11. Com base em avaliações preliminares, a aplicação desta interpretação não deverá 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 deverá trazer os mesmos impactos contábeis trazidos na aplicação do CPC

98 ICPC 10 Interpretação Sobre a Aplicação Inicial ao Ativo Imobilizado e à Propriedade para Investimento dos Pronunciamentos Técnicos CPCs 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 CPCs 15 a 40. Em função da mudança da prática contábil brasileira para plena aderência ao processo de convergência às práticas contábeis internacionais, na adoção inicial dos Pronunciamentos Técnicos CPC 27 e CPC 28, há a opção de proceder aos 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. A aplicação desta interpretação poderá trazer impactos significativos no ativo imobilizado, uma vez que a Companhia optou em utilizar o conceito de custo atribuído (deemed cost). Conforme mencionado para o CPC 37, a Companhia optou por utilizar um novo laudo de avaliação dos ativos imobilizados ao seu valor justo, sendo este valor considerado o novo custo a partir da data de transição ( ). Esse laudo de avaliação está em processo de elaboração. b. efeitos significativos das alterações em práticas contábeis Veja descrição dos impactos no item a citados acima. c. ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor O parecer sobre demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2009 e 31 de dezembro de 2008 (apresentadas para fins de comparação), não contém ressalvas ou parágrafos de ênfase. O parecer sobre demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2008 e 31 de dezembro de 2007 (apresentadas para fins de comparação), não contém ressalvas e possui um parágrafo de ênfase indicando que as práticas contábeis adotadas no Brasil foram alteradas a partir de 1º. de janeiro de 2008 e que as demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2007 que foram apresentadas de forma conjunta 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. 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 ênfase indicando que a divulgação das demonstrações dos fluxos de caixa e do valor adicionado não era requerida, naquele momento, como parte integrante das demonstrações financeiras básicas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil 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 foram efetuadas com base no julgamento da administração sobre as informações disponíveis 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 vidas úteis do ativo imobilizado e de sua recuperabilidade nas operações, análise do risco de crédito para determinação de provisão para créditos de liquidação duvidosa e de outras provisões, inclusive provisões para litígios e contingências, avaliação dos instrumentos financeiros e demais ativos e passivos na data do balanço. Estimativas também foram usadas para divulgação do quadro de análise de sensibilidade dos instrumentos financeiros derivativos, conforme Instrução CVM nº 475/08. 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 de eventuais novos fatos que venham a ocorrer. A Companhia revisa suas estimativas e premissas 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 é reconhecida no resultado quando todos os riscos e benefícios inerentes são transferidos para o comprador. Uma receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa da sua realização. Deterioração e depreciação do ativo imobilizado e intangível 98

99 A Companhia reconhece regularmente as despesas relativas à depreciação de seu imobilizado e à amortização de seus intangíveis. As taxas de depreciação e amortização utilizadas são determinadas pela ANEEL com base nas estimativas de vida útil estimada dos bens. Além disso, a Companhia monitora o uso de seus ativos fixos e intangíveis para determinar a necessidade de contabilização de provisão para perda decorrente de sua deterioração, obsolescência ou realização futura. A Administração revisa anualmente se existem novos fatos ou eventos indicando que o valor contábil dos ativos imobilizado e intangível mantidos e utilizados nas operações da Companhia pode não ser realizável. Caso haja algum indicativo, a Companhia e suas controladas avaliam a recuperabilidade do valor desses ativos e a necessidade de constituição de provisão sobre eles. 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. 371/02, a Companhia, fundamentada na expectativa de geração de lucros tributáveis futuros, determinada em estudo técnico aprovado pela sua Administração, em bases anuais, reconhece créditos tributários sobre a totalidade das diferenças temporárias e prejuízos fiscais, que não possuem prazo prescricional. O valor contábil do ativo diferido é revisado anualmente quanto a sua recuperação pela Companhia, não sendo apurados ajustes em relação à previsão inicial da Administração. Provisão para contingências As provisões para contingências são registradas quando a análise do litígio em andamento, efetuada pelos consultores jurídicos internos e externos da Companhia, indicam que a classificação da probabilidade de perda é provável. A Companhia contabiliza valores considerados suficientes por sua administração e com base no parecer de seus advogados internos e externos para cobrir essas perdas prováveis. Se qualquer dado adicional fizer com que seu julgamento ou o parecer dos advogados externos mude, a Companhia reavalia as obrigações potenciais relacionadas ao litígio em andamento e revê suas estimativas 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 Em sua estrutura, a Companhia conta com a Gerência de 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-los, com definição de prazos e alocação de responsabilidades para colocar em prática a melhoria desses controles de forma efetiva. 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 Diretoria de Auditoria Interna, que atua em dois segmentos: operacional e financeira. A primeira avalia todos os processos e procedimentos ligados à operação da Companhia e a segunda avalia as demonstrações financeiras, ambas em conformidade com a Lei Sarbanes-Oxley, 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 aos Conselhos de Administração e Fiscal, bem como o plano de ação para regularização de potenciais melhorias em base mensal. b. deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório do auditor independente 99

100 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 2009, o relatório de recomendações dos auditores independentes encontra-se em fase elaboração, porém, fomos informados previamente, através de reuniões e correspondências com os auditores da Companhia, 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 na parte de dividas. Não aplicável. Não aplicável. 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 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: Projetos em desenvolvimento pela AES Tietê: TermoSP: projeto termoelétrico a gás natural com capacidade aproximada de 500MW a ser instalado no Estado de São Paulo. O projeto encontra-se em fase de estudos de viabilidade e qualifica-se para o cumprimento da Obrigação de Expansão. O valor total do investimento, assim como o projeto, ainda está em análise. PCH Carrapatos: projeto de pequena central hidrelétrica com capacidade de 21,6MW localizado no Rio Pardo no município de Caconde/SP. O projeto está em fase de renovação da Licença de Instalação e qualifica-se para o cumprimento da Obrigação de Expansão. O valor total do investimento, assim como o projeto, ainda está em análise. PCH São João: projeto de pequena central hidrelétrica com capacidade de 9,6MW localizado no Rio Sorocaba, no município de Cerquilho/SP. O projeto é qualificado para o cumprimento da Obrigação de Expansão e está em fase de avaliação de viabilidade técnica e econômica. O valor total do investimento, assim como o projeto, ainda está em análise. 100

101 Complexo Noroeste de Minas: projeto composto por 3 pequenas centrais hidrelétricas: PCH Costa, com capacidade de 19 MW localizado no Rio Piratinga no município de Formoso/MG, PCH Bebedouro, com capacidade de 16 MW localizado no Rio São Miguel no município de Unaí/MG, e PCH Palmital com capacidade de 15MW localizado no Rio Ponte Grande no município de Formoso/MG. Estes projetos encontram-se em fase de licenciamento: PCH Palmital obteve Licença Prévia em dezembro de 2009 e PCH Costa e PCH Bebedouro deverão obter Licença Prévia no 1º. Trimestre de Complexo Jaguari-Mirim: projeto composto por 2 pequenas centrais hidrelétricas: PCH São José com capacidade de 4,0 MW e PCH São Joaquim com capacidade de 3,0 MW, ambas localizadas no Rio Jaguari Mirim no município de São João da Vista/SP. Este projeto encontra-se em fase de construção e tem previsão de entrada em operação comercial no segundo semestre de O projeto qualifica-se para o cumprimento da Obrigação de Expansão. Os investimentos realizados até 31 de dezembro de 2009 nesse projeto somavam R$28,6 milhões. O valor total previsto para esse projeto é de R$29,7 milhões. ii) fontes de financiamento dos investimentos: Para os projetos da AES Tietê citados acima, os diretores da Companhia afirmam que buscarão financiamentos através do BNDES, bem como outras alternativas disponíveis no mercado. iii) desinvestimentos relevantes em andamento e desinvestimentos previstos O projeto de Piabanha consiste na construção de três PCHs localizadas no Estado do Rio de Janeiro por meio da subsidiária AES Rio PCH Ltda. A capacidade instalada total do projeto é de 52 MW, com energia firme de 28,97 MW médios. Os investimentos realizados até 31 de dezembro de 2009 somam R$24,5 milhões. Em 23 de outubro de 2006, a AES Tietê assinou um Contrato de Compra e Venda de Autorizações para Exploração de Potencial Hidráulico, cujos direitos de implantação e exploração foram aprovados pela ANEEL, em 10 de Abril de 2007, por meio das resoluções 868, 869 e 870. Os projetos contam com Licença de Instalação emitida pela Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente do Estado do Rio de Janeiro FEEMA. A Companhia obteve, em 11 de novembro de 2008, a declaração de utilidade pública para as obras e atividades de infra-estrutura a serem realizadas no âmbito do projeto. Adicionalmente, em 08 de dezembro de 2008, obteve a autorização para supressão de vegetação nativa, necessária à implantação dos empreendimentos. Na mesma data, foi celebrado Termo de Compromisso Ambiental TCA, estabelecendo as medidas ecológicas, de caráter mitigador, compensatório e de adequação ambiental, em razão da realização de obras de construção das PCH's. Após realizar uma criteriosa reavaliação de todos os aspectos do projeto através de análises de viabilidade e estudos de sensibilidade a riscos envolvidos na execução do projeto, os diretores da Companhia entenderam pela baixa probabilidade de retorno do referido projeto. Na opinião dos diretores da Companhia, os principais riscos identificados foram: o alto preço de EPC (Engineering, Procurement and Construction) e risco de sobre-preço associado aos túneis, uma vez que a qualidade da rocha encontrada ao longo do caminho a ser perfurado para construção do túnel pode variar sensivelmente. As 3 PCH s têm túneis de comprimento significativo (Posse 3.5 km, Monte Alegre 2.4 km, São Sebastião 2.4 km), representando risco de sobre preço de EPC, além dos outros riscos de construção de projetos hidroelétricos; o período reduzido de concessão devido aos projetos terem sido transferidos para a AES Tietê quatro anos depois da obtenção das autorizações e das licenças ambientais, em particular a supressão de vegetação, terem apresentado atrasos devido às demandas crescentes do órgão ambiental; e possíveis atrasos decorrentes à realocação de pessoas e de uma escola primária na PCH Posse, além da proximidade de estradas, onde explosões e remoção de solo podem trazer também atrasos e custos adicionais. Conseqüentemente, foi constituída baixa de R$18,6 milhões referente ao valor integral dos ativos intangíveis (licenças, despesas legais, depósitos judiciais e outros) associados ao projeto. Os valores remanescentes no ativo imobilizado da Companhia (R$5,9 milhões) referem-se ao valor contábil das terras aonde seriam construídas as PCHs. Em reunião realizada em 11 de março de 2010 Conselho de Administração da AES Tietê aprovou a descontinuidade dos investimentos associados às PCHs de Piabanha. A Companhia continuará avaliando as oportunidades para a realização desses ativos. Não aplicável. Não aplicável. 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 101

102 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 desta seção Projeções Projeções relativas aos 3 últimos exercícios sociais a ao exercício social corrente a. objeto da projeção A Companhia informa os montantes de investimentos esperados para o ano corrente, divididos em duas parcelas: (i) investimentos (construção civil, suporte operacional, modernização, hidrovia, TI, meio-ambiente e manutenção) (ii) novas projetos de Pequenas Centrais Hidroelétricas ( PCHs ). 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 se baseiam principalmente nas seguintes premissas: Cronograma de manutenções das unidades geradoras; Diagnósticos de equipamentos; Obrigações regulatórias; e Iniciativas estratégicas. A administração pode influenciar todas as premissas, exceto as obrigações regulatórias que escapam ao seu controle. Em caso de alteração relevante nas premissas acima, as projeções podem vir a ser revisadas. 102

103 d. valores dos indicadores que são objeto da previsão Os valores projetados e realizados referentes aos últimos três exercícios sociais e ao exercício social em curso encontram-se nas tabelas abaixo: R$ MM Investimento 2007 Valor Realizado Descrição/Data Divulgação 4º Trimestre º Trimestre º Trimestre º Trimestre Investimentos 53,1 53,1 53,1 52,5 43 Novas PCH's 22,4 22,4 22,4-7,8 Total Investimento 75,5 75,5 75,5 52,5 50,7 R$ MM Investimentos 2008 Valor Realizado Descrição/Data Divulgação 4º Trimestre º Trimestre º Trimestre º Trimestre Investimentos 56,6 56,6 52,3 45,6 38,9 Novas PCH's 167,4 167,4 33, ,4 Total Investimento ,9 65,7 59,3 R$ MM Investimentos 2009 Valor Realizado Descrição 4º Trimestre º Trimestre º Trimestre2009 3º Trimestre Investimentos 67,2 67,2 52,5 49,2 43,3 Novas PCH's 33,2 33,2 26, ,4 Total Investimento 100,5 100,5 78,9 63,2 56,6 R$ MM Valor Previsto Descrição 2010 Investimentos 66,4 Novas PCH's 1,1 Total Investimento 67,6 Nota: Os valores de investimentos informados acima desconsideram os efeitos tributários e outras adições, que são incluídos nos valores contábeis. Os investimentos contábeis nos anos de 2007, 2008 e 2009 foram de R$50,9 milhões, R$61,1 milhões e R$54,7 milhões, respectivamente. 103

104 11.2. Se a Companhia divulgou 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 Os objetos das projeções não foram substituídos. No entanto, os valores previstos substituíram os de exercícios anteriores conforme pode ser notado das tabelas constantes do item 11.1.d. acima. 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 pode ser auferida da visualização das tabelas constantes do item 11.1.d acima, comparando-se os dados da coluna investimento com os da coluna valor realizado. As razões que levaram à revisão dos investimentos foram (i) a postergação e reavaliação da construção das PCHs, e (ii) a postergação de projetos de recapacitação de uma unidade geradora. 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. Entretanto, notese que as projeções contidas no presente formulário são meras estimativas, e de forma alguma constituem promessa de desempenho por parte da Companhia ou de seus administradores. 12. Assembléia 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 por no mínimo 5 e no máximo 11 membros e seus respectivos suplentes, e pela sua Diretoria, que é composta por, no máximo, 7 membros (sendo um Diretor Presidente, um Diretor Vice-Presidente e os demais sem designação específica, dos quais um é o Diretor de Relações com Investidores). 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) fixar a orientação geral dos negócios da Companhia; (b) eleger e destituir os membros da Diretoria da Companhia, fixando-lhes as atribuições; (c) fiscalizar a gestão da Diretoria, examinar, a qualquer tempo, os livros e papéis da Companhia, solicitar informações sobre contratos celebrados ou em vias de celebração e praticar quaisquer outros atos; (d) convocar Assembléia Geral nos casos previstos em lei ou quando julgado conveniente; (e) manifestar-se sobre o relatório da Administração, as demonstrações financeiras e contas da Diretoria; (f) aprovação, no início de cada exercício, dos planos de negócios anual e qüinqüenal, que compreenderão os orçamentos anuais ou plurianuais, todos os planos de investimento de capital, os planos estratégicos e os programas de manutenção das instalações da Companhia, bem como suas revisões; (g) escolher e destituir auditores independentes; (h) submeter à Assembléia Geral proposta de reforma do Estatuto Social; (i) deliberar sobre a emissão, colocação, preço e condições de integralização de ações e bônus de subscrição, bem como fazer as chamadas de capital, nos limites do capital autorizado; (j) deliberar sobre aumento de capital, emissão, compra e cancelamento de ações, em conformidade com os parágrafos 2º, 5º, 6º e 7º do Artigo 4º do Estatuto Social; (k) autorizar a comercialização de energia gerada pela Companhia por meio de agentes autorizados do mercado elétrico; (l) deliberar a emissão de notas promissórias com valor mobiliário (commercial papers), fixando as condições pertinentes a cada operação; (m) deliberar sobre a outorga, mediante autorização da Assembléia 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; (n) deliberar sobre a abertura de subsidiárias da Companhia, no exterior, cujo objeto social não contemple atividades ou negócios estranhos ao objeto da Companhia; (o) deliberar sobre proposta de planos que disponham sobre administração, carreira, acesso, vantagens e regime disciplinar para os empregados da Companhia; (p) deliberar sobre a aquisição de bens do ativo permanente, cujo valor exceda a 5% do valor do mesmo ativo, apurado no balanço referente ao último exercício social encerrado; (q) deliberar sobre os casos omissos do Estatuto Social que lhe forem submetidos pela Diretoria ou determinados pela Assembléia Geral; (r) deliberar sobre a possibilidade de pagamento de juros sobre o patrimônio líquido da Companhia, à taxa de juros de longo prazo TJLP; (s) deliberar sobre a declaração de dividendos intermediários, à conta de lucros acumulados ou de reservas de lucros existentes no último balanço anual ou semestral; (t) deliberar sobre 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 1º do artigo 182 da Lei n.º 6.404/76; (u) deliberar sobre o pagamento de antecipação, a qualquer tempo, de dividendos, à conta de reservas de capital, na forma do artigo 17, 5º e 200, inciso V da Lei das Sociedades por Ações; (v) deliberar sobre a venda de ações em tesouraria; (w) deliberar sobre a celebração de quaisquer acordos, contratos, documentos, títulos, instrumentos ou investimentos de capital, financiamentos, empréstimos, mútuos, 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$ ,00, exceto nos seguintes casos: (i) os contratos de compra e venda de energia celebrados com terceiros que não sejam controladores diretos ou indiretos da 104

105 Companhia e suas afiliadas ou (ii) se estiverem especificados no plano de negócios anual; (x) deliberar sobre a venda, locação, cessão, transferência, alienação, liquidação ou outra disposição, de qualquer ativo ou participação acionária da Companhia por um preço que exceda, conjunta ou separadamente, R$ ,00, exceto nos seguintes casos: (i) se estiverem especificados no plano de negócios anual ou (ii) os contratos de compra e venda de energia celebrados com terceiros que não sejam controladores diretos ou indiretos da Companhia e suas afiliadas; (y) deliberar sobre a liquidação, venda, transferência ou alienação de bens integrantes do ativo permanente da Companhia de valor total anual superior a R$ ,00, bem como a constituição de hipoteca, oneração ou qualquer gravame sobre esses bens desde que não especificados no plano de negócios anual da Companhia; (z) deliberar sobre 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 ou coligadas dessas ou quaisquer outras partes relacionadas, exceto se aprovadas no plano de negócios anual da Companhia; (a ) deliberar sobre a celebração de acordos, transações ou contratos de assistência técnica ou prestação de serviços com sociedades estrangeiras; (b ) aprovar os regimentos internos dos Conselhos de Administração e Fiscal; e (c ) aprovar a emissão de quaisquer documentos, títulos, ações ou outros valores mobiliários pela Companhia, pública ou particular, bem como a celebração de acordos pela Companhia ou a outorga de quaisquer direitos a terceiros (ou qualquer modificação subseqüente dos mesmos), que possa dar direito ao proprietário ou ao beneficiário de subscrever ou adquirir documentos, títulos, ações ou outros valores mobiliários integrantes do patrimônio da Companhia ou de sua própria emissão. 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 estatutárias da Companhia e das resoluções das Assembléias Gerais de Acionistas e do Conselho de Administração. Compete à Diretoria administrar e representar a sociedade, com poderes para contrair obrigações, transigir, ceder e renunciar direitos, doar, onerar e alienar bens sociais, inclusive os integrantes do ativo permanente, sempre observadas as disposições e os limites aplicáveis e os atos de competência exclusiva do Conselho de Administração previstos em lei e no Estatuto Social da Companhia. Conselho Fiscal: O Conselho Fiscal, de funcionamento não permanente, exercerá as atribuições impostas por lei e somente será instalado mediante solicitação de acionistas na forma da legislação pertinente. O Conselho Fiscal é composto por, no mínimo, 3 e, no máximo, 5 membros e seus respectivos suplentes. Comitê de Gestão da Política de Investimentos e Operacional: O Comitê de Gestão da Política de Investimentos e Operacional, que atua junto ao Conselho de Administração e à Diretoria da Companhia, tem como função o assessoramento ao Conselho de Administração, sendo de sua competência (i) analisar as propostas do Plano de Negócios Anual; (ii) analisar as propostas de planos de investimentos na expansão, reposição e melhorias das instalações, programação e orçamento de operação e manutenção da Companhia; (iii) acompanhar a evolução dos índices de desempenho da Companhia; (iv) aferir a adequada prestação de serviços da Companhia, em atendimento aos padrões exigidos pelo órgão regulador; e (v) acompanhar a execução do Plano de Negócios Anual, assim como a análise de todas as questões que envolvam aspectos estratégicos e relevantes de natureza técnico-operacional, jurídica, administrativa, econômico-financeira, ambiental e social. O Comitê de Gestão da Política de Investimentos e Operacional tem funcionamento permanente e é composto por 6 membros, indicados na forma do Acordo de Acionistas da Companhia Brasiliana de Energia. b. data de instalação do conselho fiscal, se este não for permanente, e de criação dos comitês O Conselho Fiscal da Companhia foi instalado pelos acionistas na Assembleia Geral Ordinária que ocorreu em 27 de abril de O Comitê de Gestão foi criado 15 de março de 2004 por deliberação da Assembleia Geral Extraordinária. c. mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê Não existe processo formal de avaliação dos órgãos ou comitês especificamente. O que existe é uma mecanismos de avaliação de desempenho individual dos membros da Diretoria Estatutária e não Estatutária conforme detalhado no item 12.1.e. d. em relação aos membros da diretoria, suas atribuições e poderes individuais Britaldo Pedrosa Soares Diretor Presidente Ao Diretor Presidente da Sociedade compete: (a) presidir todos os negócios realizados em seu âmbito de decisão; (b) superintender a política geral da Sociedade fixada pelo Conselho de Administração; (c) convocar e presidir os trabalhos das reuniões de Diretoria; (d) coordenar as atividades da Diretoria; (e) conceder licença temporária aos membros da Diretoria, indicando substituto para exercer as funções do substituído em sua ausência; (f) aprovar as definições e alterações da estrutura organizacional; (g) orientar a elaboração dos orçamentos da Sociedade quanto a seus limites e condicionantes internos e externos; (h) orientar os planos de atuação setoriais da Diretoria; (i) coordenar as atividades 105

106 jurídicas e de relações com a Sociedade; e (j) coordenar o atendimento e as relações com os órgãos governamentais, o Conselho de Administração e o Conselho Fiscal, quando instalado. O Diretor Presidente é, também, 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. Rinaldo Pecchio Júnior- Diretor Financeiro e Relação com Investidores Ao Diretor de Relações com os Investidores compete: representar a Sociedade nas relações com os mercados de capitais e financeiro, interno e externo, responsabilizando-se pela prestação de informações à CVM e às Bolsas de Valores. O Diretor Financeiro e de Relação com Investidores é responsável pela política e estratégia de captação de recursos financeiros necessários à operação da Companhia, gerenciando o fluxo de caixa e pela Arquitetura Tecnológica de Informações e de Infra-estrutura da Companhia e do Grupo AES. Não há definição ou individualização das responsabilidades dos demais diretores estatutários no estatuto social da Companhia, entretanto, informamos abaixo as atribuições dos demais membros da Diretoria Executiva: Cibele Castro Diretora de Pessoas e Gestão Responsável pelo desenvolvimento, implementação e gestão das Políticas e Programas de Recursos Humanos, Suprimentos de Materiais e Segurança do Trabalho, avaliando constantemente a relação custo/benefício/qualidade e Serviços da Companhia e da AES Brasil que assegurem os objetivos e estratégias de negócios, em conformidade aos planos corporativos da AES Corporation. Arturo Enrique Gris Lindenthaler Diretor Vice Presidente e de Geração Definir estratégias para a área de Geração e Gestão de Energia, alinhadas às da organização, que assegurem a sustentabilidade dos negócios de Distribuição da Companhia, através da obtenção de resultados operacionais, comerciais, financeiros e de responsabilidade social. Sheilly Caden Contente Diretora de Assuntos Regulatórios Coordenar a condução de temas, ações e negócios de cunho regulatório, de relações institucionais bem como de ações especificas junto ao Governo Federal no ambiente do desenvolvimento do modelo do setor elétrico. Responsável pela coordenação geral do Processo de Informações Corporativas e do Processo de Gestão Empresarial, integrados no âmbito da Companhia e das empresas da AES Brasil. Responsável pelo relacionamento com entidades públicas e privadas relacionadas ao Setor Elétrico como a Eletrobrás, ABCE, ABRADEE e o Instituto Acende Brasil. Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Diretor Legal Responsável pela definição da estratégia, planejamento e desenvolvimento de ações no âmbito jurídico no plano nacional e internacional. Assegurar a Ética e Compliance. Italo Tadeu de Carvalho Freitas Filho Diretor de Operação Responder técnica e estrategicamente pela gestão das atividades relacionadas aos serviços operacionais e de manutenção do sistema de geração de energia e o atendimento comercial na área de concessão da Empresa. e. mecanismos de avaliação de desempenho dos membros do conselho de administração, dos comitês e da diretoria O processo de avaliação de desempenho dos diretores estatutários e não estatutários da Companhia está alinhado com suas estratégias, definição de objetivos e indicadores estratégicos (mapa estratégico) e metas de performance. Essas metas são desdobradas para cada diretor (estatutário e não estatutários) e são elaborados contratos de gestão individuais que são validados e acompanhados mensalmente. No final do ano, é feita uma avaliação completa do atingimento dos objetivos (da Companhia e individuais). As avaliações dos diretores estatutários e não estatutários, são revisadas e validadas pela controladora, AES Corporation em dois fóruns distintos: no Comitê da América Latina e, posteriormente, no Comitê Global. Não existe processo formal de avaliação de desempenho para os membros do comitês ou órgãos, nem tampouco para os membros dos conselhos de administração e fiscal. Atrelado a esse processo de avaliação de desempenho dos diretores estatutários e não estatutários, temos 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, a Companhia destaca o acompanhamento do seu resultado 106

107 mensurado pelo fluxo de caixa, segurança e melhoria de perfomance conforme detalhado no subitem 13.1(c). Outra meta que é mensurada é a performance em segurança, considerando o número de acidentes com pessoal próprio, terceiros, com o público e afastamentos Regras, políticas e práticas relativas às assembléias gerais a. prazos de convocação De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, as Assembléias Gerais da Companhia são convocadas mediante anúncio publicado por 3 vezes no Diário Oficial do Estado de São Paulo, bem como em outro jornal de grande circulação. A primeira convocação deve ser feita, no mínimo, 15 dias antes da realização da Assembléia 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 as Assembléias Gerais da Companhia seja feita em até 30 dias antes da realização da respectiva Assembléia Geral. b. competências Compete exclusivamente à Assembléia Geral: (a) reformar o Estatuto Social; (b) eleger ou destituir, a qualquer tempo, os administradores e fiscais da Companhia, ressalvado o disposto no inciso II do art. 142 da Lei No /76; (c) tomar, anualmente, as contas dos administradores e deliberar sobre as demonstrações financeiras por eles apresentadas; (d) autorizar a emissão de debêntures, ressalvado o disposto no 1º do art. 59 da Lei No /76; (e) suspender o exercício dos direitos do acionista; (f) deliberar sobre a avaliação de bens com que o acionista concorrer para a formação do capital social; (g) autorizar os administradores a confessar falência e pedir concordata; (h) deliberar sobre a redução ou aumento de capital, cisão, fusão, transformação ou incorporação da Companhia e suas subsidiárias, bem como dissolução e extinção das mesmas ou qualquer ato de reorganização societária previsto em lei; (i) deliberar sobre a dissolução e liquidação da Companhia, eleger e destituir liquidantes e julgar-lhes as contas; (j) deliberar sobre mudança de objeto da Companhia na forma da lei e mediante prévia e expressa autorização da Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ); (k) a renúncia a direitos de subscrição de ações; (l) deliberar sobre permuta de ações ou outros valores mobiliários de emissão da Companhia ou de empresas suas subsidiárias; (m) deliberar sobre instalação do Conselho Fiscal, na forma do Estatuto Social; e (n) deliberar sobre o cancelamento de registro de companhia aberta.. c. endereços (físico ou eletrônico) nos quais os documentos relativos à assembléia geral estarão à disposição dos acionistas para análise Os documentos estarão disponíveis na sede da Companhia, na Rua Lourenço Marques, 158, 2 andar, CEP , na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo e nos endereços eletrônicos (websites) 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 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 informa que não possui qualquer mecanismo de identificação de conflitos. A Companhia solucionará eventuais conflitos caso a caso,nos termos da lei. 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 De acordo com o Estatuto Social da Companhia, o acionista deverá depositar na Companhia, com antecedência mínima de 72 (setenta e duas) horas, contadas da data da realização da respectiva assembléia, o instrumento de mandato, devidamente regularizado na forma da lei (firma reconhecida e comprovação de poderes dos signatários), na hipótese de representação do acionista. O acionista ou seu representante legal deverá comparecer à Assembléia Geral munido (i) de documentos hábeis à comprovação de sua identidade; e (ii) de comprovante expedido pela instituição financeira depositária das ações escriturais de sua titularidade ou em custódia, na forma do artigo 126 da Lei nº 6.404/76.A Companhia ainda não admite procurações outorgadas por meio eletrônico. 107

108 g. manutenção de fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das assembléias A Companhia não mantém fóruns e páginas na Internet para receber e compartilhar informações e comentários sobre as pautas das assembléias. h. transmissão ao vivo do vídeo e/ou do áudio das assembléias A Companhia ainda 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 Datas e jornais de publicação a) aviso aos acionistas comunicando a disponibilização das demonstrações financeiras b) convocação da Assembléia Geral ordinária que apreciou as demonstrações financeiras c) ata da Assembléia Geral Ordinária que apreciou as demonstrações financeiras d) demonstrações financeiras Data(s) de publicação em jornais Jornal de publicação Data(s) de publicação em jornais Jornal de publicação Data(s) de publicação em jornais Jornal de publicação Data(s) de publicação em jornais Jornal de publicação Não aplicável 27, 28 e 31/03/09 Não aplicável Não aplicável 8, 9 e 10/04/08 Diário Oficial do Estado de São Paulo e Valor Econômico Diário Oficial do Estado de São Paulo e Valor Econômico 9, 10 e 14/04/09 no jornal Diário Oficial do Estado de São Paulo e 09, 10, 11, 12, 13, e 14/04/09 no jornal Valor Econômico Diário Oficial do Estado de São Paulo e Valor Econômico Não aplicável Não aplicável Não aplicável 30/09/08 17/06/09 Não aplicável Diário Oficial do Estado de São Paulo e Valor Econômico Diário Oficial do Estado de São Paulo e Valor Econômico 20/03/08 31/03/09 Diário Oficial do Estado de São Paulo e Valor Econômico Diário Oficial do Estado de São Paulo e Valor Econômico Não aplicável 15/03/10 no Valor Econômico e 16/03/10 no Diário Oficial do Estado de São Paulo Diário Oficial do Estado de São Paulo e Valor Econômico Regras, políticas e práticas relativas ao conselho de administração O Conselho de Administração, eleito pela Assembléia Geral, é composto de, no mínimo 05 (cinco) e, no máximo, 11 (onze) membros efetivos e seus respectivos suplentes, 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 03 (três) anos, sendo permitida a reeleição. Os mandatos dos membros que atualmente compõem o Conselho de Administração da Companhia se encerrarão na Assembléia Geral Ordinária que deliberar sobre as demonstrações contábeis referentes ao exercício social de As decisões do Conselho de Administração serão tomadas pelo voto da maioria dos presentes à reunião, observadas, quando aplicáveis, as condições estabelecidas para o exercício do voto dos Conselheiros previstas no artigo 118, 8º e 9º da Lei das Sociedades por Ações, e no Acordo de Acionistas da Brasiliana, celebrado em 22 de dezembro de 2003 e posteriores aditamentos e arquivado na sede da Companhia. Conforme disposição da Lei das Sociedades por Ações, terão direito de eleger um membro e seu suplente no Conselho de Administração da Companhia, em votação em separado na Assembléia Geral, excluídos os acionistas controladores, os 108

109 acionistas que comprovarem a titularidade ininterrupta de participação acionária na Companhia durante o período de 3 (três) meses, no mínimo, imediatamente anteriores à realização da Assembléia Geral e desde que: (i) detenham, pelo menos, 15% do capital votante da Companhia; (ii) detenham ações preferenciais que representem, pelo menos, 10% do capital social da Companhia; ou (iii) detenham ações preferenciais e ações com direito a voto que não perfaçam o quorum exigido para nomear membro do Conselho de Administração nas hipóteses previstas nos itens i e ii retro mencionados, sendo-lhes facultado, para tanto, agregar sua ações em pelo menos 10% do capital social da Companhia. Caso ocorra o exercício de algum desses direitos de voto via sistema de voto múltiplo, os acionistas controladores da Companhia terão o direito de nomear a maioria dos membros do Conselho de Administração. 109

110 Seguem abaixo os nomes, os cargos e a data de nomeação de cada um dos atuais membros do Conselho de Administração da Companhia: Nome Cargo Data de eleição Andrew Martin Vesey Vice-Presidente do Conselho de Administração Britaldo Pedrosa Soares Presidente do Conselho de Administração Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Conselheiro Suplente Jorge Michel Lepeltier Conselheiro Efetivo Airton Ribeiro de Matos Conselheiro Suplente Francisco Jose Morandi López Conselheiro Efetivo Roberto Mario Di Nardo Conselheiro Suplente Andres Gluski Weilert Conselheiro Efetivo Sergio Ladeira Furquim Werneck Filho Conselheiro Suplente Arminio Francisco Borjas Herrera Conselheiro Efetivo Jorge Luiz Busato Conselheiro Suplente Luis Felipe Alfonso Cerón Cerón Conselheiro Efetivo Antonio Carlos de Oliveira Conselheiro Suplente Carlos Augusto Galvani Marchese Conselheiro Efetivo Marco Aurélio Deboni Conselheiro Suplente Marcelo de Carvalho Lopes Conselheiro Efetivo Lucio da Silva Santos Conselheiro Suplente Pedro Roberto Cauvilla Conselheiro Efetivo Peter Greiner Conselheiro Efetivo Término do mandato Assembleia Geral Ordinária de 2011 a. frequência das reuniões O Conselho de Administração reunir-se-á, ordinariamente, nas datas previstas no calendário anual por ele aprovado na primeira reunião de cada exercício social e, extraordinariamente, sempre que convocado pelo seu Presidente ou pela maioria de seus membros, podendo dita convocação ser solicitada, de forma justificada, por qualquer membro do Conselho. As reuniões do Conselho de Administração somente serão consideradas validamente instaladas se contarem com a presença da maioria dos Conselheiros efetivos ou seus suplentes em exercício. As reuniões do Conselho de Administração serão convocadas por escrito com antecedência mínima de 08 (oito) dias úteis, em primeira convocação, e de 03 (três) dias úteis, em segunda convocação, e 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 meio de conferência telefônica ou outros meios de comunicação por meio dos quais todas as pessoas participantes da reunião possam ouvir as demais, e tal participação será considerada presença pessoal em referida reunião. Neste caso, os membros do Conselho de Administração que participaram da reunião por meio de conferência telefônica deverão assinar a respectiva ata e enviá-la à Companhia via fac-símile, comprometendo-se a assinar o original da ata lavrado em livro próprio dentro de, no máximo, 05 (cinco) dias contados da realização da reunião. As reuniões do Conselho de Administração dos 3 últimos exercícios sociais foram realizadas nas datas e horários abaixo: h h h h h h h h h h h h h h h h h h h h h h h h h h00 110

111 b. disposições do acordo de acionistas que estabeleçam restrição ou vinculação ao exercício do direito de voto de membros do conselho, se aplicável Em 22 de dezembro de 2003, foi celebrado o Acordo de Acionistas da Companhia Brasiliana de Energia ( Brasiliana ), que tem por objeto a definição de regras específicas sobre, entre outras matérias, (i) o exercício de direito de voto na Brasiliana, na Companhia e todas as demais companhias operacionais controladas pela Brasiliana, e (ii) as relações entre a AES Holdings Brasil Ltda ( AES Brasil ) e o Banco Nacional Desenvolvimento Econômico Social ( BNDES ), por meio da BNDES Participações S.A. ( BNDESPAR ), regulando o controle da Brasiliana, bem como o exercício do controle sobre a Companhia. Nos termos da cláusula 3.1 do Acordo de Acionistas da Brasiliana, algumas matérias sujeitas a aprovação do Conselho de Administração da Companhia devem ser previamente aprovadas pela AES Brasil e pelo BNDES, por meio da BNDESPAR, em reunião prévia da Brasiliana ( Reunião Prévia ), incluindo, entre outras: a aprovação de planos estratégicos e de investimento de capital da Companhia; a aprovação de orçamentos da Companhia; alteração nas diretrizes com relação à distribuição de dividendos ou juros sobre o capital próprio pela Companhia, sendo que tais diretrizes tem como escopo a maximização do pagamento de lucros aos acionistas; a celebração de contratos que superem no exercício social de 2010 o valor de aproximadamente R$41 milhões; a emissão de ações, títulos ou outros valores mobiliários pela Companhia; redução ou aumento do capital social da Companhia; fusão, cisão ou incorporação, inclusive de ações, que envolva a Companhia, etc. Nos termos da Cláusula do Acordo de Acionistas da Brasiliana, a aprovação das matérias, pelo Conselho de Administração da Companhia, descritas no item 18.2 abaixo, dependerá do voto favorável da AES Brasil e do BNDES, por meio da BNDESPAR, manifestado expressamente na Reunião Prévia, sem o que tal deliberação será considerada como tendo sido rejeitada. As deliberações tomadas no âmbito da Reunião Prévia vincularão os membros do Conselho de Administração da Companhia nas reuniões desse conselho. A AES Brasil e o BNDES, por meio da BNDESPAR, de acordo com a Cláusula 4.6 do Acordo de Acionistas da Brasiliana, instruirão seus indicados no Conselho de Administração da Companhia a votar em consonância com as Cláusulas 3.2 e 3.3 e com a letra e o espírito do referido acordo, e afastarão e substituirão quaisquer destes indicados que atuarem de forma discrepante das instruções recebidas. Os substitutos deverão providenciar, quando possível, a reversão da decisão adotada em desconformidade com tais instruções, mas estes não serão responsabilizados por suas conseqüências. De acordo com a Cláusula do referido acordo, os representantes da Brasiliana, nas reuniões do Conselho de Administração da Companhia, apenas aprovarão as matérias referidas no item 18.2 abaixo se elas tiverem sido aprovadas, prévia e expressamente, pela AES Brasil e pelo BNDES, por meio da BNDESPAR. A Cláusula do referido acordo ainda determina que a AES Brasil e o BNDES, por meio da BNDESPAR, obrigam-se, em relação às matérias descritas no item 18.2 abaixo, a prover no sentido de que os membros do Conselho de Administração da Companhia por eles indicados votem nas reuniões desse conselho, estritamente de acordo com as deliberações adotadas na Reunião Prévia. Nos termos da Cláusula do Acordo de Acionistas da Brasiliana, os presidentes das reuniões do Conselho de Administração da Companhia deverão abster-se de computar votos contrários aos termos desse acordo. Ainda, conforme disposição das Cláusulas e do Acordo de Acionistas da Brasiliana, caso quaisquer das matérias mencionadas acima não tenham sido aprovadas pela AES Brasil e pelo BNDES, por meio da BNDESPAR em Reunião Prévia ou a AES Brasil e o BNDES, por meio da BNDESPAR, (ou seus respectivos representantes) não tenham conseguido suspender os trabalhos da assembleia geral ou da reunião do Conselho de Administração da Companhia, a AES Brasil e o BNDES, por meio da BNDESPAR, votarão, ou orientarão seus representantes para votarem, na assembleia geral ou na reunião do Conselho de Administração da Companhia no sentido de não aprovar a proposta apresentada. Na hipótese de não ter sido realizada a Reunião Prévia antes da reunião do Conselho de Administração da Companhia, a AES Brasil e o BNDES, por meio da BNDESPAR, e seus respectivos representantes na referida reunião, deverão exercer seus votos com o objetivo de suspender os trabalhos da reunião do Conselho de Administração, da Companhia até que a matéria seja deliberada em Reunião Prévia. Na hipótese de qualquer dos membros do Conselho de Administração da Companhia indicados pela AES Brasil ou pelo BNDES, por meio da BNDESPAR, atuarem em contrariedade com as deliberações da Reunião Prévia, a AES Brasil, o BNDES, por meio da BNDESPAR, e a Brasiliana obrigam-se a adotar providências e votar no sentido de: (i) destituir os membros do Conselho Administração da Companhia que descumprirem a orientação adotada em Reunião Prévia; (ii) eleger, no prazo máximo de 30 (trinta) dias contados da solicitação expressa, novos membros para o Conselho de Administração da Companhia, de forma a restabelecer a composição do Conselho de Administração da Companhia; (iii) instruir seus representantes e os novos representantes, eleitos em substituição, na forma dos itens (i) e (ii) acima, no sentido de que atuem de maneira a, tanto quanto possível, desfazerem-se os atos praticados em razão dos votos proferidos pelo representante substituído. Não estão sujeitas às regras do Acordo de Acionistas todas as demais ações ordinárias ou preferenciais que o BNDES, por meio da BNDESPAR, venha a adquirir nas companhias operacionais controladas pela Brasiliana. 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: 111

112 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 Assembléia 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 Assembléia 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 Assembléia 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 submetidos pelas partes à Câmara de Arbitragem do Mercado CAM. A Companhia não possui procedimentos formais para lhe dar com situações de conflito de interesse e caso essas se apresentem, serão solucionadas caso a caso 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 há qualquer cláusula compromissória para a resolução de conflitos por meio de arbitragem no estatuto social da Companhia. Não obstante, o Acordo de Acionistas da Brasiliana estabelece procedimento arbitral para a resolução dos conflitos entre seus acionistas, incluindo aqueles relacionados às suas atividades. Em síntese, tal acordo determina que a AES Brasil e a BNDESPAR devem submeter à arbitragem todos e quaisquer litígios e controvérsias que possam advir da interpretação e execução do Acordo de Acionistas da Brasiliana e que não possam ser solucionados amigavelmente ou por meio de execução específica. Neste acordo convencionou-se que a arbitragem se processará no âmbito da Câmara de Arbitragem do Novo Mercado da Bolsa de Valores de São Paulo BOVESPA Administradores e membros do conselho fiscal da Companhia Conselho de Administração: Nome Idade Profissão CPF / Passapo rte Cargo Data de eleição Data da posse Prazo do mandato Outros cargos exercidos na Companhia Eleito pelo controlad or Peter Greiner Jorge Michel Lepeltier Francisco José Morandi López Carlos Augusto Galvani Marchese Britaldo Pedrosa Soares 69 anos 62 anos 42anos 39anos 53 anos Engenheiro Civil Economista e Contador Engenheiro Civil Eletricitário Engenheiro Metalúrgico Conselheiro de Administração Independente Efetivo Conselheiro de Administração Efetivo Conselheiro de Administração Efetivo Conselheiro de Administração Efetivo Conselheiro de Administração Efetivo Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 N/A N/A N/A N/A Diretor Presidente Sim Não Sim Não Sim Andrés Ricardo Gluski Weilert Pedro Roberto Cauvilla Armínio Francisco Borjas Herrera 52 anos Executivo 61 anos Economista anos Advogado D Conselheiro de Administração Efetivo Conselheiro de Administração. Independente Efetivo Conselheiro de Administração Efetivo Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 N/A N/A N/A Sim Sim Sim 112

113 Nome Idade Profissão Marcelo de Carvalho Lopes Andrew Martin Vesey Luis Felipe Alfonso Ceron Ceron Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Airton Ribeiro de Matos Roberto Mario Di Nardo Sergio Ladeira Furquim Werneck Filho Jorge Luiz Busato Antonio Carlos de Oliveira Lucio da Silva Santos Marco Aurélio Deboni 39 anos Engenheiro Mecânico CPF / Passapo rte anos Economista anos Engenheiro Civil e Industrial 44 anos Advogado 49 anos Contador 51 anos 44 anos Engenheiro Elétrico Administrador de Empresas 53 anos Engenheiro 55 anos 57 anos Administrador de Empresas Administrador de Empresas 45 anos Eletricitário Cargo Conselheiro de Administração Efetivo Conselheiro de Administração Efetivo Conselheiro de Administração Efetivo Conselheiro de Administração Suplente Conselheiro de Administração Suplente Conselheiro de Administração Suplente Conselheiro de Administração Suplente Conselheiro de Administração Suplente Conselheiro de Administração Suplente Conselheiro de Administração Suplente Conselheiro de Administração Suplente Data de eleição Data da posse Prazo do mandato Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Até AGO de 2011 Outros cargos exercidos na Companhia N/A N/A N/A Diretor Diretor Diretor Diretor N/A N/A N/A N/A Eleito pelo controlad or Não Sim Sim Sim Sim Sim Sim Sim Sim Não Não Diretoria: Nome Idade Profissão CPF / Passaporte Cargo Data de eleição Data da posse Prazo do mandato Outros cargos exercidos Eleito pelo contro lador Britaldo Pedrosa Soares Rinaldo Pecchio Junior Cibele Castro 53 anos 48 anos Engenheir o Metalúrgic o Economist a anos Psicóloga Diretor Presidente Diretor Financeiro e de Relações com Investidores Diretora Até AGO de 2010 Até AGO de 2010 Até AGO de 2011 Membro do Conselho de Administraçã o N/A N/A Sim Sim Sim Sheilly Caden Contente 54 anos Engenheir a Diretora Até AGO de 2010 N/A Sim Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Italo Tadeu de Carvalho Freitas Filho Arturo Enrique Gris Lindenthaler 44 anos Advogado anos 42 anos Engenheir o Mecânico Engenheir o Mecânico Diretor Diretor Diretor Vice- Presidente Até AGO de 2011 Até AGO de 2010 Até AGO de 2010 Membro do Conselho de Administraçã o (suplente) N/A N/A Sim Sim Sim 113

114 Conselho Fiscal: Nome Idade Profissão CPF / Passaporte Ricardo Berer Mauro Thomaz de Oliveira Gomes Kurt Janos Toth 56 anos Engenheir o Eletricista anos Contador anos Economis ta Cargo Presidente do Conselho Fiscal Conselheiro Fiscal Efetivo Conselheiro Fiscal Efetivo Data de eleição Data da posse Prazo do Mand ato Outros cargos exercidos Eleito pelo Controlador ano N/A Sim ano N/A Sim ano N/A Sim Marcello Joaquim Pacheco 41anos Advogado Conselheiro Fiscal Efetivo ano N/A Não Cláudio José de Oliveira Magalhães Luiz Ferreira Xavier Borges Sebastião Bergamini Junior Roberto Lamb Murici dos Santos Paulo Roberto Miguez Bastos da Silva 50 anos Engenheir o Elétrico Eletrônico anos Advogado anos Contador anos Físico anos Advogado anos Advogado Conselheiro Fiscal Efetivo Conselheiro Fiscal Suplente Conselheiro Fiscal Suplente Conselheiro Fiscal Suplente Conselheiro Fiscal Suplente Conselheiro Fiscal Suplente ano N/A Não ano N/A Sim ano N/A Sim ano N/A Sim ano N/A Não ano N/A Não Membros dos comitês estatutários, comitês de auditoria, de risco, financeiro e de remuneração Comitê de Gestão da Política de Investimento e Operacional A Companhia mantém ainda um Comitê de Gestão permanente, que atua junto ao Conselho de Administração e a Diretoria, cuja função é prestar suporte e assessoria técnica ao Conselho de Administração. Esse Comitê pode ser formado por até seis membros, sendo três representantes da AES e três da BNDESPAR. Atualmente, o Comitê de Gestão é composto como segue: Nome Idade Profissão CPF / Passaporte Ricardo Berer Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Airton Ribeiro de Matos Ricardo Diechmann Cunha 56 anos Engenheiro Eletricista anos Advogado anos Contador anos Economista Cargo Membro do Comitê de Gestão Membro do Comitê de Gestão Membro do Comitê de Gestão Membro do Comitê de Gestão Data de eleição Data da posse N/A Prazo do Mandato Indeterminado N/A Indeterminado N/A Indeterminado Outros cargos exercidos Membro do Conselho Fiscal Membro do Conselho de Administração (suplente) / Diretor Membro do Conselho de Administração Eleito pelo Control ador Sim Sim Sim N/A Indeterminado N/A Sim 114

115 12.8. 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 (Efetivo) Andrew Martin Vesey é Membro do Conselho de Administração da AES Tietê desde abril de 2008, Vice Presidente Executivo da AES Corporation desde abril de 2009, Presidente Regional para América Latina desde março de 2008 e 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: AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A., (companhia aberta), AES Eletropaulo (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) e Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta); e (ii) Vice Presidente Executivo e Presidente Regional da America Latina e África da The AES Corporation (companhia aberta). Foi membro do Conselho de Administração da AES Chivor & Cia S.C.A. E.S.P. (companhia aberta). Arminio Francisco Borjas Herrera Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Arminio Franciso Borjas é atualmente Assessor Jurídico da América Latina da The AES Corporation. Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as seguintes funções: vice presidente de assuntos jurídicos da Electricidad de Caracas, uma subsidiária da AES na Venezuela (de abril de 2004 a setembro de 2007); diretor jurídico regional da AES para a América Latina, responsável por Argentina, Brasil, Colômbia, Chile, República Dominicana, El Salvador e Panamá (desde setembro de 2007); associado no escritório de advocacia Mendonza, Palácios, Acedo, Borjas, Páez Pumar & Cia. de setembro de 1970 a março de 2004 (exceto entre os anos de 1975 a 1977 em que esteve em Washington, E.E.U.U para cursar Mestrado na The American University em Estudos Internacionais, com especialização em Política Latinoamericana e Desenvolvimento Econômico Internacional.), professor de análise política e social da América Latina (de setembro de 1979 até julho de 1980) da Universidad Simon Bolívar, de Prática Legal III e de Prática de Direito Comercial (de setembro de 1984 até julho de 2002) da Universidad Católica Andrés Bello, e de Processo Civil (de setembro de 1999 até junho de 2001) da Universidad Central de Venezuela (Caracas). É representante da Venezuela na Associação Internacional de Advogados (de 2001 a 2003). Foi árbitro pela Corte Internacional de Arbitragem de Paris (de 1990 a 2000). É bacharel em Direito pela Universidad Católica Andrés Bello. Arminio Herrera é membro do conselho de administração das seguintes companhias: (i) abertas: AES Gener S.A.; Companhia de Alumbrado Electrica de San Salvador, S.A. de C.V. (empresa atuante no setor de distribuição e comercialização de energia elétrica); e Empresa Electrica de Oriente, S.A. (empresa atuante no setor de distribuição e comercialização de energia elétrica); e (ii) fechadas: C.A. Ron Santa Teresa (empresa atuante no setor de produção, engarrafamento e distribuição de bebidas alcoólicas). Francisco José Morandi López Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Francisco Jose Morandi Lopéz é membro efetivo do Conselho de Administração da AES Tietê desde maio de É atualmente Diretor dos Assessores do Presidente Regional da AES na América Latina e África e exerce tal cargo desde dezembro de De maio de 2007 até novembro de 2008, foi Diretor Vice-Presidente de Implementação de Estratégia da The AES Corporation. De maio de 2006 até abril de 2007, foi Diretor Vice-Presidente de Transformação dos Negócios Mundiais da The AES Corporation. De outubro de 2004 até julho de 2006, cumulou as Diretorias de Transformação dos Negócios Mundiais do Grupo e de Desenvolvimento dos Serviços Integrados do Grupo AES. De janeiro de 1999 até outubro de 2004, trabalhou na AES Electricidad de Caracas (EDC), tendo atuado como: Diretor de Planejamento Estratégico, de setembro de 2003 até setembro de 2004; como Líder Financeiro, Tecnológico e de Serviços Comerciais do Grupo, de julho de 2002 até agosto de 2003; como Líder da equipe de Telecomunicações do Grupo, com foco em Finanças e Estratégia, de junho de 2000 até julho de 2002; Assistente da Gerência do Departamento de Valorização dos Negócios, de janeiro de 1999 até maio de Antes de ingressar no Grupo AES, trabalhou para EISCA (instituição financeira fechada) na Venezuela, tendo atuado como: Diretor Interino, de novembro de 1996 até dezembro de 1998; e como Gerente do Departamento de Consultoria, de agosto de 1995 até outubro de De outubro de 1993 até julho de 1995, trabalhou como consultor na BM-E Interfunding (instituição financeira fechada na Venezuela). De abril de 1991 até outubro de 1993, trabalhou como Gerente de Projeto na CEI Venezolana. É Bacharel em Engenharia Civil, com Pós-Graduação em Finanças Corporativas e Mestre em Administração de Empresas pela Universidad Metropolitana, em Caracas, Venezuela. Francisco Lopéz é membro ou diretor do conselho 115

116 de administração das seguintes empresas: Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A.; Companhia Brasiliana de Energia; AES Chivor & Cia. SCA ESP; e AES Panamá, S.A. Britaldo Pedrosa Soares Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Britaldo Pedrosa Soares é Diretor Presidente da AES Tietê desde junho de 2007 até a presente data. Nos últimos cinco anos exerceu, além desta, 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 da Prisma Energy International (holding de participação em empresas do ramo de energia elétrica e gás) de janeiro de 2004 até agosto de 2005 com atuação no Brasil, Bolívia e Argentina. É bacharel em Engenharia Metalúrgica pela Universidade Federal de Minas Gerais, com pós-graduação em Engenharia Econômica na Fundação Dom Cabral (Minas Gerais). 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 Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (companhia aberta), presidente do conselho de administração da AES Eletropaulo (companhia aberta); é membro do conselho de administração: da Companhia Brasiliana de Energia; AES Elpa S.A.; AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia S.A., 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. e Diretor Financeiro da Companhia Brasiliana de Energia. Luis Felipe Alfonso Cerón Cerón Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Luis Felipe Alfonso Cerón Cerón é presidente (CEO) da AES Gener S.A. desde setembro de 2001 até a presente data, a segunda maior companhia de geração de energia do Chile. Trabalha na AES Gener desde junho de 1993, tendo ocupado cargos de diretoria em operações e desenvolvimento no Chile e na Argentina. Antes disso, trabalhou para a Chilean National Energy Commission (de setembro de 1983 até abril de 1987) e para uma importante companhia Chilena de mineração, SQM Sociedad Química y Minera de Chile, de março de 1989 até maio de É bacharel em engenharia elétrica e industrial pela Universidade Católica do Chile. Também possui título de Mestre em Accounting and Finance da London School of Economics. Além da AES Tietê, é membro do conselho de administração AES Eletropaulo. Pedro Roberto Cauvilla Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Pedro Cauvilla atua há 40 anos no setor energético, tendo iniciado a sua carreira profissional na Companhia Energética de São Paulo - CESP em 1968, companhia focada na produção, geração e venda de energia elétrica), atuando na área de planejamento de mercado e tarifas. Em 1982 participou do núcleo de estruturação da Light São Paulo (companhia focada na geração e distribuição de energia elétrica), na época recém adquirida pelo Estado do Governo de São Paulo, também nas áreas de mercado e tarifas e na assessoria da Diretoria de Planejamento e Expansão do Sistema. Em 1992 representava a CESP no Centro de Excelência em Distribuição, na Universidade de São Paulo, desenvolvendo sistemas integrados de informações para decisão. De 1995 a 1998 integrou a Secretaria de Estado de Energia, como Secretário-Adjunto e Secretário-Interino, participando do processo de desestatização das empresas de energia do Estado de São Paulo, até a privatização e desmembramento da AES Eletropaulo, em Foi executivo da Diretoria de Infra-Estrutura da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo FIESP, no período 1999 a 2006, coordenando as áreas de energia, telecomunicações e transportes; durante o racionamento de , montou a Operação Energia naquela instituição, visando minorar os efeitos da redução do fornecimento de eletricidade para o setor industrial paulista. Desde maio de 2006 dedica-se a estudos e pesquisas voltadas para a gestão dos conselhos de administração e governança corporativa nas empresas. Faz parte também do conselho de administração da AES Eletropaulo (companhia aberta) desde março de Não exerceu atividade profissional de janeiro 2005 a março Peter Greiner Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Peter Greiner é Consultor Autônomo desde abril de 1999 até a presente data e foi Associado ao Centro de Pesquisa de Energia de Cambridge/USA. Ingressou em 1965 nas Usinas Elétricas do Paranapanema (companhia focada no aproveitamento hidrelétrico do rio Paranapanema), depois incorporada na CESP (companhia focada na produção, geração e venda de energia elétrica), onde trabalhou na área de construção de usinas e sistemas elétricos até Neste período cumulou outras funções, tais como membro da Comissão de Integração de Eletricidade da América Latina, organizador e Presidente da Fundação dos Empregados CESP, representante da CESP no Convênio das obras de Paraibuna e Paraitinga, obras que passou a dirigir. Foi ainda Fundador Presidente da Associação dos Engenheiros da CESP e Vice-Presidente do Instituto de Engenharia. De 1975 a 1978 assessorou a Presidência da Camargo Corrêa (companhia focada no mercado imobiliário) na área internacional. Em 1979, novamente na CESP, chefiou a Assessoria Técnica da Presidência. Em 1981 foi convidado a organizar e conduzir, como diretor adjunto, a área de Planejamento Empresarial da AES Eletropaulo, ocasião em que liderou, em âmbito nacional, a REVISE - Revisão Institucional do Setor Elétrico. Em 1988 e 1989 integrou a equipe do PNUD/ONU na assistência ao setor elétrico da República Dominicana, reassumindo, a partir de 1989, seu cargo de Assistente à Diretor na CESP. De março de 1994 a março de 1999 foi Secretário Nacional do Ministério de Minas e Energia onde concebeu e conduziu a RESEB - Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro. É engenheiro Civil Hidráulico pela Politécnica de São Paulo com Mestrado e Doutorado em Administração de Empresas pela Faculdade Getúlio Vargas. Além da AES Tietê, faz parte do conselho de administração da AES Eletropaulo. 116

117 Carlos Augusto Galvani Marchese Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Carlos Augusto Galvani Marchese é Operador de Instalações e Sistema Pleno - UHE Euclides da Cunha desde fevereiro de Atualmente ocupa as seguintes posições: Técnico de Operação III desde janeiro 2009; Diretor do SINERGIA - CUT/STIEEC Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias de Energia Elétrica de Campinas desde março de 2002; e Membro Titular do Comitê da Bacia Hidrográfica do Rio Pardo (CBH-Pardo) desde março de Possui ensino superior completo de licenciatura em História e Pós Graduação (Especialização) em Metodologia do Ensino Superior e Gestão Ambiental (2004). Além da AES Tietê, não atuou em outras empresas de capital aberto. Marcelo de Carvalho Lopes Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Marcelo de Carvalho Lopes é atualmente Diretor-Superintendente do Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas do Estado do Rio Grande do Sul desde janeiro de Nos últimos cinco anos, além desta, exerceu as seguintes funções: Diretor-Geral do CENSIPAM Casa Civil do Paraná de junho de 2006 até dezembro de 2008; Assessor Especial da Ministra Casa Civil/PR de dezembro de 2005 até junho de 2006; Secretário de Política de Informática Ministério da Ciência e Tecnologia de março de 2005 até dezembro de É bacharel em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul e Mestre em Engenharia de Produção pela Universidade Federal de Santa Catarina. Além da AES Tietê, é membro do conselho de administração nas seguintes empresas de capital aberto: AES Eletropaulo e Companhia Brasiliana de Energia. Andrés Ricardo Gluski Weilert Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Andrés Ricardo Gluski é vice presidente executivo e diretor de operações da AES Corporation desde março de Antes de exercer essa função, ele foi vice presidente executivo e presidente regional para a América Latina da AES Corporation desde fevereiro de 2005 até fevereiro de É graduado pela Wake Forest University. Foi Vice- Presidente das Concessionárias Integradas do Caribe e América Central da The AES Corporation (de janeiro de 1998 a dezembro de 2000) e Presidente da La Electricidad de Caracas (de janeiro de 2002 até dezembro de 2003) (companhia aberta que atua na geração, distribuição e transmissão de energia elétrica). Ele também faz parte do conselho de administração da AES Gener e Indianapolis Power & Light Company (desde julho de 2006) (companhia fechada atuante na geração, distribuição, transmissão e venda de energia elétrica). Foi vice presidente da câmara de Comércio venezuelano-americano (de 1991 a 1994). Foi presidente da AES Gener no Chile em 2001, e vice-presidente Executivo da AES Electricidad de Caracas (EDC) de 1998 a Foi vice-presidente Executivo da Corporação e do Setor de Investimentos do Banco da Venezuela - Grupo Santander (instituição financeira) (de 1997 a 1998). Seguindo a privatização e compra da CANTV (companhia fechada focada na prestação de serviços de telefonia e banda larga) pelo consórcio GTE-led, foi vice-presidente Executivo de Finanças daquela companhia de 1995 a Ele também trabalhou para o Fundo Monetário Internacional no Ministério da Fazenda (de abril de 1993 até julho de 1994). Antes de ocupar estes cargos, ele foi Diretor Geral de Finanças Públicas e Principal Aconselhador Econômico do Ministério de Planejamento Venezuelano (de maio de 1990 até março de 1993). Foi Gerente de Produto da Procter & Gamble (companhia aberta que atua no setor de bens de consumo) (de julho de 1979 até junho de 1981) e Gerente do Grupo de Novos Produtos da Johnson & Johnson (companhia aberta que atua no setor de pesquisa, desenvolvimento, produção e venda de produtos relacionados à saúde) (de julho de 1981 até agosto de 1983). Andres Gluski é membro do conselho de administração das seguintes companhias abertas: AES Eletropaulo; Companhia Brasiliana de Energia. Jorge Michel Lepeltier Membro do Conselho de Administração (Efetivo) Jorge Michel Lepeltier é graduado em Economia e Ciências contábeis pela Pontifícia Universidade Católica de São Paulo, respectivamente em 1974 e 1972, com curso de Gerenciamento Ambiental pela ESALQ Escola de Ensino Superior Luiz de Queiroz em Piracicaba. Especializou-se em Mercado de Capitais e Finanças e Planejamento Estratégico pela New York University e em Controladoria e Finanças através do convívio profissional com a Whirlpool Corporation nos Estados Unidos - USA. Com uma carreira que ultrapassa 40 anos, adquiriu experiência nas áreas de compras, vendas, fusões e incorporações de empresas de grande porte, em complemento com as áreas de contabilidade, controladoria, tesouraria e a de controles internos e governança corporativa, mercê de suas experiências profissionais junto a empresas da linha branca e ao Grupo Whirlpool (USA) (grupo que atua na indústria de bens de uso doméstico e sistemas de refrigeração, Estados Unidos, companhia aberta), no qual trabalhou de maio de 1978 até agosto de Desde 1993 até a presente data é consultor autônomo, prestando serviços nas áreas administrativa, financeira, societária, tributária auditoria e atuação em Conselhos de Administração e Fiscais como sócio da Solução Governança Corporativa Consultoria S/C Ltda. (companhia fechada de consultoria especializada, Brasil, companhia fechada). Foi membro do Conselho de Administração e/ou Fiscal das seguintes empresas: Telebahia S/A (empresa de prestação de serviços de telefonia, Brasil, companhia aberta), Telemig S/A (empresa de prestação de serviços de telefonia, Brasil, companhia aberta), Recrusul S/A (indústria de sistemas de refrigeração, Brasil, companhia aberta), Telepar S/A (empresa de prestação de serviços de telefonia, Brasil, companhia aberta), Telesc S/A (empresa de prestação de serviços de telefonia, Brasil, companhia aberta), Casa Anglo Brasileira S/A (rede de lojas de departamento, Brasil, companhia fechada), Indústrias de Chocolates Lacta S/A (empresa que atua na produção de chocolate, Brasil, companhia fechada) e é conselheiro das seguintes empresas: Drogasil S.A., São Paulo Alpargatas S.A., Triunfo Participações S.A. e Companhia Paranaense de Energia - COPEL. Roberto Mario Di Nardo Membro do Conselho de Administração (Suplente) Roberto Mario Di Nardo é Diretor Executivo de Operações da AES Eletropaulo desde janeiro de 2007, 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, 117

118 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 aberta que atua na distribuição de energia elétrica no Brasil) e do Mato Grosso do Sul (Enersul) (companhia aberta que atua na distribuição de energia elétrica no Brasil). Em 1998 atuou como Consultor Técnico da Presidência na VBC Energia (holding aberta de participação em empresas de distribuição, geração e comercialização de energia elétrica no Brasil). Em 1996 foi Assistente da Presidência na AES Eletropaulo. É 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; e (iii) mestrado em Marketing de Serviços, pela USP. Além da AES Tietê, atuou nas seguintes empresas de capital aberto: EDP - Energias Do Brasil S.A. (de junho de 1999 até agosto de 2003); e VBC Energia S.A. (de setembro de 1998 até maio de 1999). Atualmente é membro do conselho de administração da AES Eletropaulo. Airton Ribeiro de Matos Membro do Conselho de Administração (Suplente) Airton Ribeiro de Matos é Diretor de Controladoria Corporativa do Grupo AES no Brasil, desde outubro de 2006 até a presente data. Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as funções de Controller, da Elektro Eletricidade e Serviços S.A. (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de energia), de abril de 2003 até setembro de É bacharel em Ciências Contábeis pela FAE e possui MBA em Finanças Corporativas pelo IBMEC de São Paulo. Airton Matos é membro do conselho de administração das seguintes companhias abertas: AES Elpa S.A. e Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. e foi conselheiro de administração da Companhia Brasiliana de Energia. Sergio Ladeira Furquim Werneck Filho Membro do Conselho de Administração (Suplente) Sergio Ladeira é Diretor de Suprimentos e Serviços de Suporte responsável pelas empresas do Grupo AES no Brasil desde dezembro de No período de dezembro de 2007 a outubro de 2008 foi Diretor de Estratégia e Gestão do Grupo AES no Brasil, onde também foi Diretor de Planejamento Estratégico de dezembro de 2006 até novembro de 2007 e Diretor de Controles Internos de julho a novembro de De janeiro de 2004 a julho de 2006 foi Gerente Sênior de Projetos da Bain & Company (companhia de consultoria e gerenciamento), empresa na qual também foi Gerente Sênior de Projetos, Gerente de Projetos, Líder de Caso e consultor, no período de maio de 1998 a julho de Foi Diretor da Itasonda S.A., empresa prestadora de serviços de fundação, entre abril de 1989 e dezembro de 1991 e entre agosto de 1995 e março de De agosto de 1994 a julho de 1995 atuou como Consultor da McKinsey & Company (companhia de consultoria e gerenciamento). Antes disso, foi Sócio Gerente da Floramar S.A. de fevereiro de 1986 a É Bacharel em Administração de Empresas pela Fundação Mineira de Educação e Cultura (FUMEC) com MBA em estratégia e finanças pela MIT Sloan School of Management. Sérgio Filho é diretor ou membro do conselho de administração das seguintes companhias abertas: AES Eletropaulo; AES Uruguaiana S.A. e AES Elpa S.A. Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Membro do Conselho de Administração (Suplente) Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira é Diretor de Assuntos Legais da AES Tietê desde maio de 2009 e Diretor Vice- Presidente de Assuntos Legais do Grupo AES Brasil desde maio de É Diretor de Ética e Compliance da AES Eletropaulo desde junho de Nos últimos cinco anos exerceu, além desta, as seguintes funções: Diretor Jurídico da Tetra Pack 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 (companhia aberta que atua no setor de bebidas) de março de 1999 a agosto de 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: AES Tietê S.A.; Companhia Brasiliana de Energia; AES Elpa S.A e AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A; e (ii) diretor da AES Elpa S.A., AES Eletropaulo, Companhia Brasiliana de Energia e membro suplente do conselho de administração da AES Eletropaulo. Marco Aurélio Deboni Membro do Conselho de Administração (Suplente) Marco Aurélio Deboni possui terceiro grau completo, sendo formado em Técnico em Eletricidade em 1985 e Bacharelado em Sistemas de Informação em Atua na área de Sistema de Medição para Faturamento desde janeiro de 2004, onde exerceu os cargos de Técnico de Operação Junior (de novembro de 2003 até dezembro de 2005), Técnico de Operação Pleno (de janeiro de 2006 até julho de 2007), Técnico de Operação Sênior (de agosto de 2007 até maio de 2009), exercendo a função de Técnico do Centro de Operações III desde junho de 2009 até a presente data. Além da AES Tietê, não atuou em outras empresas de capital aberto. Lucio da Silva Santos Membro do Conselho de Administração (Suplente) Lucio da Silva Santos é analista judiciário no Tribunal de Justiça do Estado do Rio de Janeiro desde maio de 2000 até a presente data e secretário-executivo adjunto no Ministério da Previdência Social desde agosto de 2005 até a presente data, responsável pela gestão administrativa, financeira e orçamentária. Bacharel em Administração de Empresas pela UGF / RJ. Lucio Santos atualmente é membro do conselho de administração das seguintes companhias abertas: AES Eletropaulo e Companhia Brasiliana de Energia. Antônio Carlos de Oliveira 118

119 Membro do Conselho de Administração (Suplente) Antônio Carlos de Oliveira é Diretor Geral da AES Sul Distribuidora Gaucha de Energia S.A desde 25 de outubro de De agosto de 2003 até outubro de 2007, foi Diretor Administrativo e Comercial da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. De março de 2003 a agosto de 2003 foi Diretor da AES Eletropaulo. De fevereiro de 2000 até abril de 2004 foi Membro do Conselho de Administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. De março de 2001 até fevereiro de 2003 foi Diretor na AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. De novembro de 1997 até março 2001 foi Líder Sênior nesta mesma empresa. De 1996 a 1997 foi Superintendente Geral de Comercialização da Direção de Metalurgia na Companhia Siderúrgica Nacional CSN (companhia aberta que atua no setor siderúrgico, Brasil, Aberta). De 1993 a 1996 atuou como Superintendente de Contratação de Serviços e Transportes na Companhia Siderúrgica Nacional CSN. De 1984 a 1993 foi Gerente de Compras de Materiais na Companhia Siderúrgica Nacional CSN. Bacharel em Administração de Empresas pela Faculdade de Ciências Administrativas de Barra Mansa, Rio de Janeiro, em dezembro Pós-graduação em Gestão Empresarial Fundação Getúlio Vargas FGV, incompleto. Além da AES Tietê, é membro do Conselho de Administração da AES Elpa S.A. e diretor vice presidente da AES Eletropaulo. Jorge Luiz Busato Membro do Conselho de Administração (Suplente) Jorge Luiz Busato é Engenheiro Eletricista formado 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. É atualmente 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, e Diretor da Infoenergy (comercialização de energia, Brasil, companhia fechada), também no período de agosto de 2008 a março 2009 foi Diretor-Presidente da AES Uruguaiana Empreendimentos S.A., e de fevereiro 2005 a janeiro de 2008 foi Vice Presidente de Operações da AES El Salvador. Jorge Busato é membro do conselho de administração da AES Elpa S.A., AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A., AES Eletropaulo; foi conselheiro de administração da AES Eletropaulo. Diretoria: Britaldo Pedrosa Soares Diretor Presidente Vide seção acima, contendo o currículo dos membros do Conselho de Administração da Companhia. Rinaldo Pecchio Junior Diretor Financeiro e de Relações com Investidores Rinaldo Pecchio Junior 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. Foi Diretor Executivo de Finanças e Business Transformation para o Cluster América Central e do Sul da Tetra Pak Ltda. (companhia fechada que atua no setor de embalagens para líquidos e alimentos processados, Brasil) 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), no período de abril de 1999 a novembro de É Diretor Vice-Presidente e de Relações com Investidores da AES Eletropaulo desde dezembro de Ítalo Tadeu de Carvalho Freitas Filho Diretor Ítalo Tadeu Carvalho Freitas Filho é Bacharel em Engenharia Mecânica pela Universidade de Pernambuco. Possui Mestrado em Planejamento Energético pela UNICAMP. MBA em Finanças pela Universidade Católica de Murcia, Espanha. Participou do Programa de aperfeiçoamento de executivos em Darden (Virginia University). É Diretor de Operações e Métodos da AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. desde janeiro de De agosto de 2004 à dezembro de 2006 trabalhou como Gerente de Engenharia e Performance na AES Cartagena, Espanha. De agosto de 2001 a agosto de 2004 foi Superintendente de Engenharia/Performance da AES Tiete e da AES Uruguaiana S.A. De dezembro de 1998 à 2000 foi Supervisor de Ativos físicos na Alumar (Alcoa) (companhia aberta que atua na indústria de alumínio, Brasil). De 1995 a 1998 foi Gerente Geral da filial de Recife da Remoel Reparações e Montagens de Equipamentos Electromecânicos Lda. (companhia fechada que atua na produção de equipamentos de transmissão de força mecânica, Brasil, companhia fechada). Arturo Enrique Gris Lindenthaler Diretor Vice-Presidente Arturo liderou o escritório regional de Engenharia e Construção (E&C) da AES para a América Latina desde julho de 2007 até dezembro de De fevereiro a junho de 2007, atuou interinamente como gerente nacional da AES Panamá e da AES Changuinola. De fevereiro de 2006 até janeiro de 2007, exerceu o cargo de Diretor Financeiro da AES Panamá e AES Changuinola. De março de 2004 até fevereiro de 2006, foi Diretor Operacional da AES Panamá. De julho de 2000 até março de 2004, foi Gerente de Desenvolvimento da AES Panamá. De julho de 1997 até junho de 2000, foi Diretor e Consultor Financeiro Associado do IPC Group (companhia de proteção anti-corrosiva), Estados 119

120 Unidos, em Chicago. De junho de 1991 até junho de 1996, foi supervisor e engenheiro da General Electric Medical Systems. (companhia que atua na produção de aparelhos médicos de diagnóstico e correlatos). É bacharel em engenharia mecânica pela Texas A&M University, com mestrado pela Universidade de Berkeley e MBA em finanças e negócios internacionais pela Universidade de Chicago. Além da AES Tietê, não atuou em outras empresas de capital aberto. Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Diretor Vide seção acima, contendo o currículo dos membros do Conselho de Administração da Companhia. Sheilly Caden Contente Diretora Sheilly Caden Contente é graduada em engenharia elétrica pela Universidade Federal da Bahia UFBA e pósgraduada em Sistemas de Potência pela Escola Federal 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 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 membro do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. É ainda Diretora Vice-Presidente da AES Eletropaulo desde janeiro de Cibele Castro Diretora Cibele Castro é formada em Psicologia pela Universidade Católica de Santos, 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 as seguintes funções: Diretora de Desenvolvimento Executivo e Organizacional da América Latina da General Electric, de janeiro de 2007 a janeiro de 2008, e Diretora de Recursos Humanos do Cone Sul da América Latina da General Electric, de outubro de 2004 a dezembro de Cibele Castro é Diretora da AES Eletropaulo.; membro do conselho de administração das seguintes companhias abertas: AES Elpa S.A., AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A.; e foi membro do conselho de administração da Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta). Conselho Fiscal: Ricardo Berer Membro do Conselho Fiscal (Efetivo) Ricardo Berer foi Assessor da Presidência do BNDES (de abril de 2003 a agosto de 2007) e é atualmente Assessor de Mercado de Capitais do BNDES (desde setembro de 2007). Atuou na Diretoria de Planejamento, Engenharia e Construção da FURNAS Centrais Elétricas S.A. (companhia focada na geração e distribuição de energia elétrica) (de maio de 1989 até setembro de 2001). Participou no Projeto de Reforma do Setor Elétrico Nacional (RESEB) de fevereiro de 1995 até dezembro de É engenheiro eletricista formado pelo IME - Instituto Militar de Engenharia e pós graduado em Sistemas de Potência e mestre em Engenharia de Produção, ambos pela COPPE/URFJ. Possui MBA em Desenvolvimento Econômico e Social pelo Instituto de Economia da UFRJ. Ricardo Berer é membro do conselho fiscal da AES Eletropaulo. e da AES Elpa S.A. e membro do Comitê Técnico da Vale Soluções de Energia S.A. (companhia voltada para o desenvolvimento de soluções de geração e consumo de energia). Foi conselheiro de administração da AES Eletropaulo e da AES Tietê. Kurt Janos Toth Membro do Conselho Fiscal (Efetivo) Kurt Janos Toth atualmente não exerce atividade profissional, à exceção de sua participação como membro titular do Conselho Fiscal da AES Tietê S.A. No período entre julho de 1971 até março de 2008, trabalhou no BNDES, onde exerceu as seguintes funções: Departamento de Controle Interno - Economista; Departamento de Crédito Chefe de Departamento; Área de Projetos Industriais Chefe de Departamento de Bens de Capital e de Indústrias Tradicionais. Toth foi membro do conselho fiscal das seguintes companhias abertas: Vale S.A. (companhia que atua no setor de mineração) e Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás (companhia focada na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica). Toth é graduado em Ciências Econômicas pela Universidade Federal Fluminense (1973), e pós graduado em Finanças pela Pontifícia Universidade Católica/RJ em Toth participou de treinamentos nas áreas de projetos, gestão e finanças, tais como, Environmental Management Workshop, promovido pela International Finance Corporation (IFC), e Corporate Credit Risk Analysis, promovido pela Standard & Poor s, ambos em Mauro Thomaz de Oliveira Gomes Membro do Conselho Fiscal (Efetivo) Mauro Thomaz de Oliveira Gomes é membro suplente do Conselho Fiscal da AES Eletropaulo desde maio de e Conselheiro Fiscal Suplente da AES Elpa S.A. desde abril de Não exerceu atividade profissional no período entre 2004 e 2008, por estar aposentado. Trabalhou durante 29 anos no BNDES, entre janeiro de 1974 e fevereiro de 2003, período em que atuou como: (i) Assessor da Superintendência da Área Social (de julho de 2000 a fevereiro de 2003); (ii) Assessor da Diretoria (de agosto de 1997 a abril de 2000); (iii) Gerente Setorial da Área Industrial (de fevereiro de 1995 a agosto de 1997); (iv) Gerente no Departamento de Desenvolvimento de Recursos Humanos (de julho de 1989 a outubro de 1990); e (v) Técnico na avaliação e acompanhamento de projetos nos setores de celulose e papel, petroquímica, agroindústria e setores sociais (de janeiro de 1974 a julho de 1989 e nos intervalos entre as funções 120

121 acima mencionadas). Foi membro do Conselho Fiscal da Aracruz Celulose S.A. (companhia aberta que atua no setor de papel e celulose) de abril de 1976 a abril de É contador formado na Faculdade de Ciências Contábeis Moraes Junior em1972. Cláudio José de Oliveira Magalhães Membro do Conselho Fiscal (Efetivo) Cláudio José de Oliveira Magalhães graduou-se em Engenharia Elétrica - Eletrônica pela Universidade Nuno Lisboa RJ, em dezembro de Possui pós-graduação em Energia pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (1999) e em Finanças Corporativas pela Fundação Getúlio Vargas do Rio de Janeiro (1997). Desde agosto de 2008 é assistente da Coordenação Geral da presidência da Centrais Elétricas Brasileiras S.A - Eletrobrás (Companhia focada na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, Brasil, companhia aberta). De agosto de 1999 a agosto de 2008, foi Chefe da Divisão de Sistemas de Informação da Eletrobrás, destacando-se no exercício dessa função sua gestão em projetos nas áreas (i) financeira e empresarial; (ii) comercial de energia elétrica, atuando fortemente na definição de processos e mecanismos de gestão; e (iii) de controles internos (Sarbanes-Oxley). De julho de 1987 a julho de 1999, sem ocupar cargo gerencial, atuou na Diretoria de Gestão Corporativa e Financeira da Eletrobrás com foco nas áreas de Gestão de Empréstimos e Financiamentos, Planejamento Estratégico e Tecnologia da Informação. Além da Centrais Elétricas Brasileiras S.A Eletrobrás, atua no Conselho Fiscal da AES Tietê desde maio de 2009, ambas empresas de capital aberto. Marcello Joaquim Pacheco Membro do Conselho Fiscal (Efetivo) Marcello Joaquim Pacheco formado em Direito na Universidade São Francisco - USF em 1995, com pós-graduação em direito societário pela Fundação Getúlio Vargas FGV concluída em Trabalhou como consultor autônomo e assessor jurídico autônomo nas áreas administrativa, societária, financeira, tributária e auditoria entre 2004 e 2009, nas seguintes empresas: (i) Assessor na Consultoria Jurídicas da Azevedo & Travassos S.A. (companhia que atua no setor de engenharia civil, Brasil, companhia fechada), entre 2006 e 2008); (ii) Consultor Jurídico (áreas tributária e ambiental) e Fiscal da Arautos do Evangelho - Associação Internacional de Direito Pontifício, entre 2004 e 2009); e (iii) Consultor Jurídico (áreas tributária e ambiental) e Fiscal da Associação Católica Nossa Senhora de Fátima, entre 2004 e 2009). Além disso, foi (i) Sócio da BKMP & Advogados Associados São Paulo, entre março de 2008 e março de 2009; (ii) Assessor Jurídico da Câmara Municipal de Mairiporã, entre 2006 e 2008); (iii) Secretário do Conselho Fiscal da M&G Poliéster S.A. (companhia aberta que atua na produção, distribuição e exportação de resinas e fibras, Brasil), entre 2007 e 2009; (iv) Chefe de Gabinete da Presidência da Câmara Municipal de Mairiporã. entre 2005 e 2006;; (v) Assessor Técnico de Gabinete Prefeitura Municipal de Mairiporã, entre 2001 e 2004; (vi) Sócio da Advocacia Pacheco Ramos, entre 1997 e 2000; e (vii) Coordenador do Departamento de Direito Público da Faculdade de Direito da Universidade São Francisco, entre 1993 e Outras Atividades: (i) Presidente da Comissão de Defesa do Consumidor OAB Seccional Mairiporã/SP, entre 2004 e 2006; (ii) Presidente da Comissão da Cidadania OAB Seccional Mairiporã/SP, entre 2007 e 2008); (iii) Presidente da Comissão de Licitações da Câmara Municipal de Mairiporã, entre 2005 e 2006; (iv) Membro da Comissão de Cadastro de Empresas da Prefeitura Municipal de Mairiporã, entre 2001 e 2004; (v) Membro do Fórum Metropolitano de Segurança Pública SP, entre 2001 e 2004; (vi) Vice-Presidente da Sociedade Beneficente e Filantrópica Nossa Senhora do Desterro, mantenedora do Hospital e Maternidade Mairiporã SP, entre 2003 e Além da AES Tietê, que atua desde maio de 2009, atuou como membro efetivo do Conselho Fiscal do Banco Pine S.A. (instituição financeira, companhia aberta, Brasil), de setembro de 2008 a abril de Murici dos Santos Membro do Conselho Fiscal (Suplente) Murici dos Santos é formado em História - Licenciatura Plena Universidade Guarulhos em É bacharel em Direito pela Universidade Guarulhos em Atua na administração de escritório de consultoria em Governança Corporativa desde julho de 2001, também como consultor autônomo prestando serviços de consultoria e assessoria empresarial nas áreas administrativa, financeira, societária, tributária, auditoria e atuação em Conselhos de Administração e Fiscais, desde julho de Outros Conselhos Fiscais de companhias abertas dos quais fez parte: Tafibrás Participações S.A. (titular) (companhia que atua na fabricação de painéis de madeira, Brasil, Fechada), Banco Nossa Caixa S.A. (suplente) (instituição financeira), Drogasil S/A (suplente) (companhia que atua no setor farmacêutico, Brasil, Aberta), M&G Poliéster S.A. (suplente) (companhia que atua na produção, distribuição e exportação de resinas e fibras, Brasil, Aberta), Santos Brasil S.A. (suplente) (companhia que atua no setor portuário, Brasil, Aberta), Medial Saúde S.A. (suplente) (companhia que atua no setor de saúde privada, Brasil, Aberta) e Bicicletas Monark S.A. (suplente) (companhia que atua no setor de produção e comercialização de bicicletas Brasil, companhia fechada). Luiz Ferreira Xavier Borges Membro do Conselho Fiscal (Suplente) Luiz Ferreira Xavier Borges é conselheiro de Administração da Fundação de Assistência e Previdência Social do BNDES (FAPES), cujas funções foram exercidas no período entre setembro de 2003 e julho de 2005 e foram retomadas desde julho de É membro do Conselho Deliberativo da Associação dos Funcionários do BNDES (AF BNDES) desde julho de Trabalhou no BNDES entre 1974 e 2009, onde exerceu a função de advogado entre 1976 e 2009 e de Assistente Técnico entre 1974 e Borges é doutor em Engenharia da Produção pela COPPE/UFRJ. Graduação e Mestrado em Direito Econômico, pela UFRJ. Professor de Projetos e Direito Econômico no Rio de Janeiro em Pós-Graduação (FGV, IBMEC e COPPE) desde março de 1982, até a presente data, com especialização nos EUA (American University, Washington, D.C.) em International Project Finance, com publicações técnicas sobre operações estruturadas. É, também, membro suplente do Conselho Fiscal da AES Eletropaulo desde maio de

122 Paulo Roberto Migues Basto da Silva Membro do Conselho Fiscal (Suplente) Paulo Roberto Migues Basto da Silva é Bacharel em Direito pela Universidade Candido Mendes em dezembro de 2007 e inscrito na OAB em 14 de outubro de Bacharel em Ciências Econômicas pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro - UFRJ em julho de Assistente do Coordenador Geral da presidência da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. Eletrobrás (companhia aberta que atua na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, Brasil) desde agosto de Entre outubro de 2000 até julho de 2008, foi assessor do Diretor de Administração e Finanças da Eletrobrás Termonuclear S.A. Eletronuclear (companhia aberta que atua no setor de operação e construção de usinas termonucleares, Brasil). Foi membro do Conselheiro Fiscal da CELESC Centrais Elétricas de Santa Catarina entre 2000 e 2001 (companhia aberta que atua no setor de geração e distribuição de energia elétrica, Brasil). Anteriormente exerceu a função de Chefe de Divisão de Estudos Econômicos, vinculado ao Departamento de Estudo Econômicos e Orçamento de Centrais Elétricas Brasileiras S.A. entre 1996e Roberto Lamb Membro do Conselho Fiscal (Suplente) Roberto Lamb é Professor de Administração Financeira na Universidade Federal do Rio Grande do Sul desde 1998 até a presente data. No período entre dezembro de 1969 e novembro de 1997 trabalhou no Banco do Brasil S.A. (instituição financeira), onde atuou nas áreas de Licitação e Gestão de Contratos e Construção de Imobilizado, Câmbio, Comércio Exterior, Negociação de Dívidas, Reestruturação de Empresas. Robert Lamb foi membro do conselho fiscal das seguintes companhias: (i) abertas: Seara Alimentos S.A. (companhia focada na indústria de alimentos Brasil, Aberta), Marcopolo S.A. (companhia que atua na indústria de carrocerias de ônibus e vans, Brasil, Aberta), Gerdau S.A. (companhia que atua no setor siderúrgico, Brasil, Aberta), Rio Grande Energia S.A. (companhia que atua na distribuição de energia elétrica, Brasil, Aberta). É conselheiro fiscal na AES Eletropaulo e AES Elpa S.A. Lamb é licenciado em Física pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul (1972), pós-graduado em Economia Monetária pela FRE/RS (1987) e mestre em Administração (Finanças) pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul (1993). Lamb é pós-graduado em Economia Monetária pela FRE/RS (1987) e mestre em Administração (Finanças) pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul (1993). Sebastião Bergamini Júnior Membro do Conselho Fiscal (Suplente) Sebastião Bergamini Júnior é formado em contabilidade pela Faculdade Moraes Junior em 1975 e pós-graduado em finanças corporativas pela Fundação Getúlio Vargas - FGV em Nos últimos cinco anos exerceu as seguintes funções: foi Sócio Consultor da ASCOT Assessoria, Consultoria e Treinamento S/C Ltda. (companhia que presta serviços de assessoria, consultoria e treinamento para empresas) (de maio de 2008 até julho de 2009), e trabalhou no BNDES, no período entre novembro de 1977 e abril de 2008, atuando como Subchefe da Auditoria Interna do BNDES (4 anos), gerente do departamento de avaliação de risco de crédito de empresas não-financeiras (13 anos), gerente de análise de projetos de investimentos na área de infra-estrutura (1 ano), gerente de carteira de investimento, acompanhamento e venda de produtos de renda variável (2 anos) e analista de projetos industriais (10 anos). O Sr. Sebastião Júnior é membro do conselho fiscal da AES Eletropaulo e da AES Elpa S.A. É Diretor de Administração e Finanças da Companhia de Desenvolvimento Industrial do Estado do Rio de Janeiro (sociedade de economia mista focada no setor de desenvolvimento industrial) desde agosto de É membro do conselho deliberativo da Fundação de Assistência e Previdência Social do BNDES (FAPES) desde abril de 2007 com mandato até março de Foi membro do conselho fiscal das seguintes companhias: (i) abertas: e Companhia Vale do Rio Doce; e (ii) fechadas: Fundação de Assistência e Previdência Social do BNDES (FAPES). 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 esteve sujeito aos efeitos de nenhuma condenação criminal, nenhuma condenação ou aplicação de pena em processo administrativo perante a CVM, e nenhuma condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tivesse ocasionado a suspensão ou inabilitação para a prática de qualquer atividade profissional ou comercial. Todos os administradores da Companhia estão devidamente habilitados para a prática de suas respectivas atividades profissionais. 122

123 12.9. Informação sobre existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau entre Não aplicável. a. administradores da Companhia Não aplicável. Não aplicável. Não aplicável. 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 Os Srs. Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira, membro do Conselho de Administração e da Diretoria da Companhia, e Airton Ribeiro de Matos, membro do Conselho de Administração da Companhia, são também administradores das sociedades controladas da Companhia. b. controlador direto ou indireto da Companhia Alguns dos administradores da Companhia, os Srs. Andrew Martin Vesey, Britaldo Pedrosa Soares, Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira, Andres Ricardo Gluski Weilert, Roberto Mario Di Nardo, Francisco José Morandi Lopéz, Lucio da Silva Santos, Marcelo de Carvalho Lopes, Cibele Castro e Jorge Luiz Busato, são também administradores da AES Corporation e/ou de suas sociedades controladas. O Sr. Armínio Francisco Borjas Herrera, membro do Conselho de Administração da Companhia, é empregado da AES Corporation. Não aplicável. 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 Em linha com a sua política de contratação de seguros, a Companhia contratou 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 da Companhia, de D&O está vigente até 15 de fevereiro de 2011 e tem limite máximo de indenização de R$50,0 milhões. A referida apólice de seguro, contratada em nome da Brasiliana e que abrange, também, os executivos da AES Tietê, 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. 123

124 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 do Conselho de Administração e Fiscal é constituída em sua totalidade de remuneração fixa (Salário / Pró-labore) 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 de poderem monitorar, resultados, aconselhar na condução dos negócios e contribuir com sugestões de melhores práticas de mercado, garantindo as boas práticas de governança corporativa. Diretoria Estatutária e Não Estatutária A remuneração de 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, seus planos de negócio e objetivos da organização; Alinhar a remuneração dos executivos com os interesses dos acionistas da Companhia; Otimizar o investimento da Companhia em Recursos Humanos visando atrair e reter profissionais capacitados e considerados chave para a sustentabilidade dos negócios da Companhia, tendo práticas competitivas em relação às empresas do mercado em que atua. Comitê de Gestão da Política de Investimentos e Operacional Os integrantes do Comitê de Gestão não são remunerados. 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 /Pró-labore: remunerar com base no nível e complexidade do cargo internamente (empresa) e externamente (mercado); Bônus: reconhecer o alcance/superação de metas empresariais e individuais; Benefícios diretos e indiretos: oferecer benefícios alinhados as práticas de mercado no nível executivo: - Veículo designado, Plano de Saúde, Plano Odontológico, Previdência Privada, Seguro de Vida, Check up anual; Outros - 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 pelo seguinte: 1. Plano de Remuneração baseado em Ações da AES Corporation (a AES Tietê não possui um plano local de ações), definido e pago pela controladora sem ônus para a AES Tietê. Representa 50% do ILP de cada Diretor: Existem 3 tipos de remuneração por Ações: a. Stock Options: o Diretor estatutário recebe o direito de comprar ações da AES Corporation, por um determinado valor após um período de 3 anos; b. 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; e c. Restricted Stock Units: o Diretor recebe as ações da AES Corporation (e não da AES Tietê) para, caso deseje, aliená-las no mercado secundário após um período de carência. Plano Performance Units (PU): definido pela controladora, 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 Tietê. O indicador de referência é o CVA (Cash Value Added), que mede a geração de caixa. O critério de pagamento prevê valores diferenciados para atingimento parcial, total ou superação de metas. Os valores atribuídos passam a ser disponíveis da seguinte 124

125 . 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 (salário / pró-labore); Conselho Fiscal: 100 % remuneração Fixa (salário / pró-labore); Diretores Estatutários e Não-Estatutários (Média Geral de todos os diretores): Prazo) 45 % remuneração fixa (salário / pró-labore);, 38 % bônus 6 % incentivos de longo prazo (Outros Incentivo de Longo 11 % benefícios diretos e indiretos (iii) metodologia de cálculo e de reajuste de cada um dos elementos da remuneração: Em Assembléia Geral Ordinária de acionistas é aprovado o montante que será empregado na remuneração global dos administradores da Companhia, com relação ao exercício social. Como premissa básica de aprovação, a remuneração dos administradores da Companhia deverá tratar-se de um custo sustentável e que não comprometa outros investimentos do negócio. Os reajustes são baseados no crescimento das remunerações praticadas pelo mercado, ajustes de inflação, recomposição do poder de compra e aumentos de mérito/enquadramento baseados na avaliação de desempenho. 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 Tietê. (iv) razões que justificam a composição da remuneração: Contribuir para a atração e retenção dos profissionais; Assegurar o reconhecimento meritocrático dos profissionais de alto desempenho; Garantir remuneração competitiva e alinhada às práticas do mercado em troca do cumprimento total das expectativas e a possibilidade de bonificações adicionais quando as expectativas forem excedidas; Praticar uma remuneração justa, equitativa e clara para os administradores; e 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/Pro labore e Benefícios diretos e indiretos Utiliza-se como indicadores as práticas de mercado da localidade de trabalho do administrador. Remuneração variável (Bônus e Incentivo de Longo Prazo) - Os principais indicadores de desempenho da Companhia considerados para efeito de remuneração variável são: Peso de Cada Resultado na avaliação de desempenho Segurança AES Tietê Fluxo de Caixa Melhoria de Performance AES Mundial AES Corporation AES América Latina e África Individual 10% 30% 20% 10% 15% 15% AES Tietê Segurança - Número de fatalidades de empregados contratados e consumidores. LTA (Lost Time Accidents Tempo de Afastamento devido a Acidentes). Este componente da remuneração variável refere-se (i) a preocupação da manutenção do principal valor da Companhia Segurança, e consequentemente a perenidade de suas atividades e (ii) atrelar parcela da remuneração ao comprometimento dos administradores com este valor. 125

126 Fluxo de Caixa - Lucro antes dos impostos ajustado para a participação do acionista majoritário (AES Corporation; Dividendos Distribuídos para a AES Corp; Lucro Líquido (BRGAAP); EBITDA (-) Capex (Manutenção e Meio-ambiente). Este componente da remuneração variável refere-se ao sucesso econômico das atividades desenvolvidas pela Companhia. Melhoria de Performance: Cada um dos itens elencados abaixo, fa\zem parte da busca permanente da Companhia pela eficiência na condução dos seus negócios, contribuindo, desta forma, para a manutenção e aprimoramento da Segurança e Fluxo de Caixa. a. Pesquisa de Clima; b. Qualidade da Gestão; c. Fator de disponibilidade equivalente; d. Fator Equivalente de Paradas Forçadas; e. Fator de capacidade líquida/utilizada; f. Custo de Operação e Manutenção/kW; g. Disponibilidade Comercial. AES Corporation e Individual Vinte e cinco por cento da composição da remuneração variável está atrelada ao sucesso das operações da AES Mundial (15%) e AES América Latina e África (10%) e 15% está atrelada a performance individual de cada um dos administradores sujeitos a referida política de remuneração. 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 subseqüente 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 Corporation. 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, é possível destacar o acompanhamento do seu resultado mensurado pelo fluxo de caixa, EBITDA, Lucro líquido, dentre outros, além de resultados de desempenho operacional como EFOR (Paradas Forçadas), NCF (Fator de Capacidade Líquida), Disponibilidade Comercial, etc. Essas práticas são sustentadas pelos valores da Companhia, a saber: Segurança em primeiro lugar Agir com integridade Honrar compromissos Buscar excelência Realizar-se no trabalho f. existência de remuneração suportada por subsidiárias, controladas ou controladores diretos ou indiretos Possuímos programa de ILP (Incentivo de Longo Prazo) 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 CVM, a Companhia está aguardando o resultado da consulta feita a CVM para esclarecer dúvidas sobre como 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 pagamentos baseados em ações pelas Companhias. Essa Deliberação teve sua vigência a partir dos exercícios iniciados em 1º de janeiro de Considerando as questões de ordem societária envolvendo a contabilização dos pagamentos baseados em ações efetuados por sua Controladora em favor de seus empregados, em 7 de dezembro de 2009 a AES Tietê protocolou consulta à CVM visando dirimir dúvidas em relação à referida contabilização. 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 126

127 transações de ações do Grupo e em Tesouraria. Essa interpretação recomenda que a contabilização de pagamentos em ações efetuados pela Controladora a empregados da Companhia, sejam contabilizados pela Companhia como uma despesa em contrapartida a um aumento no patrimônio líquido em favor dessa Controladora. A Deliberação nº. 615 tem sua vigência a partir dos exercícios encerrados em dezembro de A administração da AES Tietê aguarda a resposta da CVM a sua consulta dirimindo suas dúvidas quanto às aprovações societárias necessárias a 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 diretos e indiretos vinculados a ocorrência de eventos societários. 127

128 13.2. 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 2010: A remuneração prevista para 2010 ainda será objeto de aprovação em AGO a ser realizada no dia 30 de abril de Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Número de membros Total Remuneração fixa anual (em R$) R$ R$ R$ R$ Salário / pró-labore R$ R$ R$ R$ Benefícios diretos e indiretos 0 R$ R$ Participação em comitês R$ 0 Outros R$ 0 Remuneração variável 0 R$ R$ Bônus 0 R$ R$ Participação nos resultados R$ 0 Participação em reuniões R$ 0 Comissões R$ 0 Outros (ILP) 0 R$ R$ Encargos R$ R$ R$ R$ Benefícios pós-emprego R$ 0 Benefícios pela cessação do exercício do cargo R$ 0 Remuneração baseada em ações R$ 0 Total Geral R$ R$ R$ R$ Observação: Não existe previsão de valores para cessação do exercício do cargo. 128

129 2009 Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Número de membros 3 5,17 4,67 12,84 Total Remuneração fixa anual (em R$) R$ R$ R$ R$ Salário / pró-labore R$ R$ R$ R$ Benefícios diretos e indiretos -- R$ R$ Participação em comitês Outros Remuneração variável -- R$ R$ Bônus -- R$ R$ Participação nos resultados Participação em reuniões Comissões Outros (ILP) -- R$ R$ Encargos R$ R$ R$ R$ Benefícios pós-emprego Benefícios pela cessação do exercício do cargo -- R$ R$ Remuneração baseada em ações Total Geral R$ R$ R$ R$ Notas (i) Diretoria Estatutária total de valores pagos a diretores estatutários desligados referente a Incentivo de Longo Prazo (PU) em 2009 R$ (não incluso nos valores do quadro acima) (ii) Número de membros apresentados no quadro acima corresponde à média anual do número de membros de cada órgão apurado mensalmente 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 A Companhia não possui plano de remuneração variável para o Conselho de Administração nem para o Conselho Fiscal. Em relação aos diretores estatutários, a política e valores são demonstrados no quadro abaixo: Dados Gerais Diretoria Estatutária Número de Membros que receberam remuneração variável no exercício 5 8 Remuneração Variável - Bônus + ILP (PU) Valor mínimo previsto no plano de remuneração 0 0 Valor máximo previsto no plano de remuneração R$ R$ Valor previsto no plano de remuneração caso as metas fossem atingidas R$ R$ Valor efetivamente reconhecido (em R$) R$ Nota: Na tabela acima, o valor efetivamente reconhecido é o valor real calculado, que será pago em Março de Em 31 de dezembro de 2009, o valor provisionado era de R$1,4 milhão. A Companhia informa que a remuneração dos administradores e do Conselho Fiscal para o exercício corrente será estabelecida na AGO prevista para ocorrer no dia 30 de abril de A política de remuneração dos membros mencionados acima permanecerá inalterada. 129

130 13.4. 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 e diretores não estatutários, não atingindo conselho de administração e fiscal. O plano de remuneração baseado em ações previsto para o exercício social corrente é idêntico àquele em vigor no último exercício social. Segue abaixo detalhes do plano: Diretores Estatutários a) Termos e condições gerais O Plano de Remuneração baseado em Ações é estabelecido, administrado e custeado pela AES Corporation, condicionado ao alcance de metas corporativas globais e individuais, composto por três tipos de ações: - Stock Options - Performance Stock Units - Restricted Stock Units O Diretor Presidente recebe até 15% de seu pró-labore anual em ações, sendo até 7,5% sob a forma de Stock Options e 7,5% sob a forma de Performance Stock Units (ações da AES Corporation). Os demais Diretores (estatutários e não estatutários) recebem até 12,5% do pró-labore ou salário anual em Restricted Stocks Units. b) Principais objetivos do plano Visa reforçar a retenção dos profissionais e alinhar interesses com acionistas na criação de valor para o negócio de forma sustentável e de longo prazo, além de contribuir para a retenção dos executivos chave. c) Forma como o plano contribui para esses objetivos d) Como o plano se insere na política de remuneração da Companhia e) Como o plano alinha os interesses dos administradores e da Companhia a curto, médio e longo prazo Seu desembolso efetivo ocorre somente se os resultados globais (financeiros e performance) forem atingidos, refletidos também na variação positiva do preço da ação da AES Corporation. Conforme descritos itens 13.1.b este plano complementa a remuneração total do executivo, contribuindo para a formação de visão de sustentabilidade do negócio e retenção dos executivos a longo prazo. O plano alinha os interesses dos Administradores, Companhia e Acionistas por meio de benefícios aos administradores de acordo com a performance das ações e resultado financeiro da Companhia em médio e longo prazo. Está desenhado também para encorajar a busca de alta performance operacional e financeira a longo prazo nos negócios da Companhia em nível mundial. f) Número máximo de ações abrangidas O número máximo de ações varia de acordo com o valor de mercado das ações na da AES Corporation na data da concessão e com a remuneração do Diretor. O salário ou pró-labore é usado como base de cálculo de sua remuneração em ações. g) Número máximo de opções a serem outorgadas O número máximo de opções a serem outorgadas é definido pela AES Corporation e leva em conta todas as operações da AES Corporation no mundo e o número de executivos elegíveis a esse tipo de remuneração. h) Condições de aquisição de ações Stock options: 1/3 das opções da AES Corporation outorgadas fica exercível a cada ano em que o Diretor permanece na Companhia. Restricted Stock Units: após o recebimento das ações da AES Corporation, sua alienação só poderá ocorrer após 5 anos da data de concessão. Além disso, o Diretor só adquire de fato as ações a ele atribuídas, na proporção de 1/3 ao final de cada período de um ano de sua permanência na Companhia, e mais 2 anos de carência para exercer. Performance Stock Units: após o recebimento das ações da AES Corporation sua alienação só poderá ocorrer após 5 anos da data de concessão. Além disso, o Diretor só adquire de fato as ações a ele atribuídas, na proporção de 1/3 ao final de cada período de um ano de sua permanência na Companhia, e mais 2 anos de carência para exercer. 130

131 Diretores Estatutários. i) Critérios para fixação do preço de aquisição ou exercício Baseado no preço de Mercado das ações da AES Corporation na bolsa de Nova Iorque na época da concessão j) Critérios para fixação do prazo de exercício Stock Options: foco no longo prazo (3 anos) e atrelado aos interesses dos acionistas (valorização do preço da ação da AES Corporation). Restricted Stocks Units/Performance Stock Units: foco no longo prazo (5 anos) atrelado aos resultados do negócio. k) Forma de liquidação Exercício das opções de ações e posterior alienação, no caso das Stock Options e alienação das ações no caso das Restricted Stock Units e Performance Stock Units. l) Restrições à transferência das ações Após o cumprimento das carências, fica a critério do executivo exercer suas opções ou negociar suas ações restritas. m) Critérios e eventos que, quando verificados, ocasionarão a suspensão, alteração ou extinção do plano n) Efeitos da saída do administrador dos órgãos da Companhia sobre seus direitos previstos no plano de remuneração baseado em ações A AES Corporation poderá, a qualquer tempo, alterar ou extinguir o plano ou ainda estabelecer regulamentação aos casos omissos. Stock Options: O ex-administrador mantém o direito sobre as opções exercíveis. As opções passam a ser exercíveis na proporção de 1/3 a cada ano após a outorga. O ex-diretor terá até 180 dias a partir da data de sua saída para exercê-las; do contrário, serão automaticamente canceladas. Restricted Stocks/Performance Stock Units O ex-diretor mantém o direito sobre as ações por ele já possuídas e poderá negociá-las após o período de carência. As ações a ele atribuídas, mas ainda não possuídas pelo fato de não ter decorrido o tempo de permanência na Companhia serão automaticamente canceladas. 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 Companhia Conselheiro de Administração Conselheiro Fiscal Diretoria AES Tietê (ON) AES Tietê (PN) AES Eletropaulo (ON) AES Eletropaulo (PNA) AES Eletropaulo (PNB) AES ELPA (ON) Brasiliana AES Com Rio AES Uruguaiana 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. 131

132 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 Tietê não possui programa de opções relacionados às ações de sua emissão. O beneficio é oferecido pela sua controladora, a 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 preço 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 Tietê não possui programa de opções relacionados às ações de sua emissão. O beneficio é oferecido pelo controlador AES Corporation apenas aos diretores estatutários. Não houve exercícios de opções de ações no ano de Ações entregues: Número de membros Número de ações Preço médio ponderado de aquisição valor total da diferença entre o valor de aquisição e o valor de mercado das ações adquiridas US$ 6,71 Não há diferença 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 132

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