Formulário de Referência ELETROPAULO METROPOLITANA EL.S.PAULO S.A Versão : Declaração e Identificação dos responsáveis 1

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1 Índice 1. Responsáveis pelo formulário Declaração e Identificação dos responsáveis 1 2. Auditores independentes 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Outras informações relevantes 9 3. Informações financ. selecionadas Informações Financeiras Medições não contábeis Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras Política de destinação dos resultados Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas Nível de endividamento Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Outras informações relevantes Fatores de risco Descrição dos fatores de risco Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores Processos sigilosos relevantes Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Outras contingências relevantes Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados Risco de mercado Descrição dos principais riscos de mercado 58

2 Índice Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Alterações significativas nos principais riscos de mercado Outras informações relevantes Histórico do emissor 6.1 / 6.2 / Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM Breve histórico Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial Outras informações relevantes Atividades do emissor Descrição das atividades do emissor e suas controladas Informações sobre segmentos operacionais Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Receitas relevantes provenientes do exterior Efeitos da regulação estrangeira nas atividades Relações de longo prazo relevantes Outras informações relevantes Grupo econômico Descrição do Grupo Econômico Organograma do Grupo Econômico Operações de reestruturação Outras informações relevantes Ativos relevantes Bens do ativo não-circulante relevantes - outros Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.a - Ativos imobilizados 129

3 Índice Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades Outras informações relevantes Comentários dos diretores Condições financeiras e patrimoniais gerais Resultado operacional e financeiro Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor Políticas contábeis críticas Controles internos relativos à elaboração das demonstrações financeiras - Grau de eficiência e deficiência e recomendações presentes no relatório do auditor Destinação de recursos de ofertas públicas de distribuição e eventuais desvios Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras Plano de negócios Outros fatores com influência relevante Projeções Projeções divulgadas e premissas Acompanhamento e alterações das projeções divulgadas Assembleia e administração Descrição da estrutura administrativa Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais Datas e jornais de publicação das informações exigidas pela Lei nº6.404/ Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração Descrição da cláusula compromissória para resolução de conflitos por meio de arbitragem / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal Composição dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, financeiro e de remuneração Existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o 2º grau relacionadas a administradores do emissor, controladas e controladores 203

4 Índice Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Acordos, inclusive apólices de seguros, para pagamento ou reembolso de despesas suportadas pelos administradores Outras informações relevantes Remuneração dos administradores Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária Remuneração total do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária Participações em ações, cotas e outros valores mobiliários conversíveis, detidas por administradores e conselheiros fiscais - por órgão Remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária Informações sobre as opções em aberto detidas pelo conselho de administração e pela diretoria estatutária Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária Informações necessárias para a compreensão dos dados divulgados nos itens 13.6 a Método de precificação do valor das ações e das opções Informações sobre planos de previdência conferidos aos membros do conselho de administração e aos diretores estatutários Remuneração individual máxima, mínima e média do conselho de administração, da diretoria estatutária e do conselho fiscal Mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria Percentual na remuneração total detido por administradores e membros do conselho fiscal que sejam partes relacionadas aos controladores Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal, agrupados por órgão, recebida por qualquer razão que não a função que ocupam Remuneração de administradores e membros do conselho fiscal reconhecida no resultado de controladores, diretos ou indiretos, de sociedades sob controle comum e de controladas do emissor Outras informações relevantes Recursos humanos Descrição dos recursos humanos Alterações relevantes - Recursos humanos Descrição da política de remuneração dos empregados 250

5 Índice Descrição das relações entre o emissor e sindicatos Controle 15.1 / Posição acionária Distribuição de capital Organograma dos acionistas Acordo de acionistas arquivado na sede do emissor ou do qual o controlador seja parte Alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores do emissor Outras informações relevantes Transações partes relacionadas Descrição das regras, políticas e práticas do emissor quanto à realização de transações com partes relacionadas Informações sobre as transações com partes relacionadas Identificação das medidas tomadas para tratar de conflitos de interesses e demonstração do caráter estritamente comutativo das condições pactuadas ou do pagamento compensatório adequado Capital social Informações sobre o capital social Aumentos do capital social Informações sobre desdobramentos, grupamentos e bonificações de ações Informações sobre reduções do capital social Outras informações relevantes Valores mobiliários Direitos das ações Descrição de eventuais regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos ou que os obriguem a realizar oferta pública Descrição de exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais ou políticos previstos no estatuto Volume de negociações e maiores e menores cotações dos valores mobiliários negociados Descrição dos outros valores mobiliários emitidos Mercados brasileiros em que valores mobiliários são admitidos à negociação 307

6 Índice Informação sobre classe e espécie de valor mobiliário admitida à negociação em mercados estrangeiros Ofertas públicas de distribuição efetuadas pelo emissor ou por terceiros, incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas a valores mobiliários do emissor Descrição das ofertas públicas de aquisição feitas pelo emissor relativas a ações de emissão de terceiros Outras informações relevantes Planos de recompra/tesouraria Informações sobre planos de recompra de ações do emissor Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria Informações sobre valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento do último exercício social Outras informações relevantes Política de negociação Informações sobre a política de negociação de valores mobiliários Outras informações relevantes Política de divulgação Descrição das normas, regimentos ou procedimentos internos relativos à divulgação de informações Descrição da política de divulgação de ato ou fato relevante e dos procedimentos relativos à manutenção de sigilo sobre informações relevantes não divulgadas Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de divulgação de informações Outras informações relevantes Negócios extraordinários Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como operação normal nos negócios do emissor Alterações significativas na forma de condução dos negócios do emissor Contratos relevantes celebrados pelo emissor e suas controladas não diretamente relacionados com suas atividades operacionais Outras informações relevantes 332

7 1.1 - Declaração e Identificação dos responsáveis Nome do responsável pelo conteúdo do formulário Cargo do responsável Rinaldo Pecchio Junior Diretor de Relações com Investidores Nome do responsável pelo conteúdo do formulário Cargo do responsável Britaldo Pedrosa Soares Diretor Presidente Os diretores acima qualificados, declaram que: a. reviram o formulário de referência b. todas as informações contidas no formulário atendem ao disposto na Instrução CVM nº 480, em especial aos arts. 14 a 19 c. o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação econômico-financeira do emissor e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ele emitidos PÁGINA: 1 de 332

8 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Possui auditor? SIM Código CVM Tipo auditor Nacional PÁGINA: 2 de 332

9 Nome/Razão social Ernst & Young Terco Auditores Independentes S. S. PÁGINA: 3 de 332

10 CPF/CNPJ / Período de prestação de serviço 06/02/2009 a 15/04/2012 Descrição do serviço contratado Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço Justificativa da substituição Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor Nome responsável técnico José Antonio de A. Navarrete 06/02/2009 a 15/04/ Em 2009: Auditoria das demonstrações financeiras preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, incluindo revisões trimestrais (ITRs) e auditoria para fins de consolidação pela controladora indireta The AES Corporation ( AES Corporation ) sediada nos Estados Unidos da América e auditoria de Custos Variáveis da Parcela A ( CVA ). Em 2010: 1) Auditoria das demonstrações financeiras anuais preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), 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. 2) Asseguração limitada do balanço social da Companhia. 3) Auditoria de procedimentos acordados dos Custos Variáveis da Parcela A ( CVA ) 4) Emissão de carta conforto sobre emissão de debêntures. Em 2011: 1) Auditoria das demonstrações financeiras anuais preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), 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. 2) Trabalho de asseguração, diferente de auditoria e revisão, conforme previsto na NBC TO 01, 3) Auditoria de procedimentos acordados dos Custos Variáveis da Parcela A ( CVA ) e auditoria contábil e financeira de Pesquisa & Desenvolvimento e Eficiência Energética de acordo com os critérios definidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ). Ao longo do exercício de 2011, a Companhia utilizou os serviços de auditoria independente da Ernst & Young Terco Auditores Independentes S.S. ("EYT") para a realização de outros trabalhos de auditoria, em adição à auditoria das demonstrações contábeis e revisão especial das Informações Trimestrais (ITRs) daquele mesmo exercício (conjuntamente denominados serviços de auditoria externa). Os detalhes dos contratos dos serviços são (i) serviços de auditoria (R$ 713,4 mil); (ii) trabalho de asseguração de dados financeiros relativos às despesas operacionais, diferente de auditoria e revisão, conforme previsto na NBC TO 01 (R$ 25,0 mil); (iii) auditoria de procedimentos acordados dos Custos Variáveis da Parcela A ( CVA ) (R$84,7 mil); (iv) auditoria contábil e financeira de Pesquisa & Desenvolvimento e Eficiência Energética (R$ 88,0 mil) ambas de acordo com os critérios definidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ) e NBC TSC 4400; e (v) auditoria para fins de consolidação pela controladora indireta sediada nos Estados Unidos da América (R$1.478,9 mil). O valor total dos serviços descritos acima soma R$2.371,6 mil, sendo a parcela relativa a outros trabalhos de auditoria equivalente a 9% do total dos honorários relativos aos serviços de auditoria externa. Todos os serviços descritos acima possuem prazo de contratação inferior a um ano. A administração da Companhia, assim como seus auditores independentes entendem que estes serviços são caracterizados como serviços relacionados à auditoria e, por consequência, não afetam a independência e objetividade da EYT, necessárias ao desempenho dos serviços de auditoria de acordo com as regras vigentes no Brasil. Substituição devido ao rodízio de auditores independentes determinado pelo artigo 31 da Instrução da Comissão de Valores Mobiliários nº 308, de 14 de maio de Não aplicável Período de prestação de serviço CPF Endereço Av. Juscelino Kubtichek, 1830, Torre I - 6o andar, Torre I - 6o anda, Itaim Bibi, São Paulo, SP, Brasil, CEP , Telefone (019) , PÁGINA: 4 de 332

11 Possui auditor? SIM PÁGINA: 5 de 332

12 Código CVM PÁGINA: 6 de 332

13 Tipo auditor Nome/Razão social Nacional KPMG Auditores Independentes CPF/CNPJ / Período de prestação de serviço 16/04/2012 Descrição do serviço contratado Montante total da remuneração dos auditores independentes segregado por serviço Justificativa da substituição 1) Auditoria das demonstrações contábeis anuais preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e normas internacionais de contabilidade (IFRS) e revisões das informações trimestrais (ITRs), preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. 2) Auditoria de procedimentos acordados dos Custos Variáveis da Parcela A ( CVA ). 3) Auditoria das Demonstrações Regulatórias. 4) Auditoria da Mutação do Ativo Imobilizado. 5) Prestação de serviços profissionais para emissão de carta conforto referente à oferta publica de debentures (15ª emissão). 6) Asseguração limitada (verificação independente) sobre as informações de sustentabilidade referentes ao ano calendário de Ao longo do exercício de 2012, a AES Eletropaulo utilizou os serviços de auditoria independente da KPMG Auditores Independentes ("KPMG") para a realização de outros trabalhos de auditoria, em adição à auditoria das demonstrações contábeis e revisão especial das Informações Trimestrais (ITRs) relativas a 31 de março, 30 de junho e 30 de setembro daquele mesmo exercício (conjuntamente denominados serviços de auditoria externa). Os detalhes dos contratos desses serviços encontram-se abaixo: (i) Serviços de auditoria externa (R$ 448,5 mil). (ii) Natureza do serviço: Auditoria de procedimentos previamente acordados dos Custos Variáveis da Parcela A (CVA) de acordo com a NBC-TSC Trabalhos de Procedimentos Previamente Acordados sobre Informações Contábeis e procedimentos estabelecidos pela ANEEL (R$ 42,6 mil); (iii) Natureza do serviço: Auditoria de procedimentos previamente acordados das Demonstrações Contábeis Regulatórias (DCR) de acordo com a NBC- TSC Trabalhos de Procedimentos Previamente Acordados sobre Informações Contábeis e procedimentos estabelecidos pela ANEEL (R$ 34,1 mil); (iv) Natureza do serviço: Auditoria de procedimentos previamente acordados do relatório de controle patrimonial (RCP) de acordo com a NBC-TSC Trabalhos de Procedimentos Previamente Acordados sobre Informações Contábeis e procedimentos estabelecidos pela ANEEL (R$ 25,6 mil); (v) Natureza do serviço: Prestação de serviços profissionais para emissão de carta de conforto referente à oferta pública de debêntures (15ª Emissão) (R$ 215,0 mil). Data da contratação: 24 de agosto de 2012; (vi) Natureza do serviço: asseguração limitada (verificação independente) sobre as informações de sustentabilidade da Companhia, referentes ao ano calendário de 2012, segundo as diretrizes para elaboração de relatórios de sustentabilidade da Global Reporting Initiative ( GRI ) (R$ 36,0 mil). Data da contratação: 13 de agosto de O valor total dos serviços descritos acima soma R$801,9 mil, sendo a parcela relativa a outros trabalhos de auditoria equivalente a 55,9% do total dos honorários relativos aos serviços de auditoria externa. Todos os serviços descritos acima possuem prazo de contratação de até um ano. A administração da Companhia, assim como seus auditores independentes entendem que estes serviços são caracterizados como serviços relacionados à auditoria e, por consequência, não afetam a independência e objetividade da KPMG, necessárias ao desempenho dos serviços de auditoria de acordo com as regras vigentes no Brasil. Não Aplicável. Razão apresentada pelo auditor em caso da discordância da justificativa do emissor Nome responsável técnico Não Aplicável. Jose Luiz Ribeiro de Carvalho 16/04/ Período de prestação de serviço CPF Endereço Rua Dr. Renato Paes de Barros, 33, Itaim, São Paulo, SP, Brasil, CEP , Telefone (5511) , PÁGINA: 7 de 332

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15 2.3 - Outras informações relevantes 2.3. Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. PÁGINA: 9 de 332

16 3.1 - Informações Financeiras - Individual Rec. Liq./Rec. Intermed. Fin./Prem. Seg. Ganhos (Reais) Exercício social (31/12/2012) Exercício social (31/12/2011) Exercício social (31/12/2010) Patrimônio Líquido , , ,83 Ativo Total , , ,22 Resultado Bruto , , ,42 Resultado Líquido , , ,16 Número de Ações, Ex-Tesouraria (Unidades) Valor Patrimonial de Ação (Reais Unidade) , , , , , , Resultado Líquido por Ação 0, , , PÁGINA: 10 de 332

17 3.2 - Medições não contábeis 3.2. Informações Não Contábeis a) medições não contábeis que a Companhia tenha divulgado no último exercício social EBITDA e EBITDA Ajustado O EBITDA é o somatório dos últimos doze meses (i) do resultado operacional conforme apresentado nas demonstrações contábeis da Companhia na linha Resultado Operacional (excluindo as receitas e despesas financeiras), e (ii) todos os montantes de depreciação e amortização. O EBITDA é calculado utilizando-se o lucro antes do imposto de renda e contribuição social e adicionando o resultado financeiro, a depreciação e amortização. O EBITDA não é uma medida de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e normas internacionais de contabilidade (IFRS), 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 geração de caixa. O EBITDA não possui significado padronizado e a definição de EBITDA utilizada pela Companhia pode não ser comparável àquelas utilizadas por outras empresas. O EBITDA Ajustado, utilizado pela AES Eletropaulo para efeito de covenants, corresponde ao Ebitda ajustado pelos efeitos do Fundo de Pensão (Fundação CESP) e consiste no EBITDA acrescido de todos os montantes relativos a despesas com entidade de previdência privada classificado na conta de custo de operação. R$ milhões Ebitda 2.847, ,8 Ajustes Desp. Passivo - FCESP 1 105,6 161,6 Ebitda ajustado pelos efeitos da FCESP 2.953, ,3 1- não inclui despesas como patrocinadora do plano de previdência Ao final de 2012, a Companhia renegociou a alteração dos limites de covenants de forma a adequá-los ao problema de liquidez causado pelo aumento significativo nas despesas com Parcela A, em razão do maior despacho de energia térmica. Assim, o EBITDA Ajustado passou a incluir o impacto dos ativos e passivos regulatórios (de acordo com as regras regulatórias determinadas pela Aneel). R$ milhões 2012 Ebitda 655,6 Ajustes Desp. Passivo - FCESP 1 158,4 Ebitda ajustado pelos efeitos da FCESP 814,0 Ativos e Passivos Regulatórios (179,4) Ebitda Ajustado Novos Covenants 634,6 1- não inclui despesas como patrocinadora do plano de previdência Como as receitas e despesas financeiras, depreciação e amortização não são incorporadas ao cálculo do EBITDA, este se apresenta como um indicador do desempenho econômico operacional obtido pela Companhia e que, portanto não é afetado por (i) flutuações nas taxas de juros, (ii) alterações da carga tributária do imposto de renda e da contribuição social, bem como (iii) pelos níveis de depreciação e amortização. O EBITDA, no entanto, apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como medida da lucratividade em razão de não considerar determinados custos decorrentes dos negócios da Companhia, que poderiam afetar de maneira significativa os lucros, tais como (i) resultado financeiro, (ii) impostos, (iii) depreciação e amortização e (iv) gastos de capital. b) conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas; PÁGINA: 11 de 332

18 3.2 - Medições não contábeis R$ milhões Lucro antes do IRPJ e CSSL 153, , ,6 (+/-) Receitas / Despesas financeiras (51,6) 21,3 (103,0) (+) Depreciação e Amortização (450,9) 503,3 499,7 Ebitda 655, , ,8 Ajustes Desp. Passivo - FCESP 1 158,4 105,6 161,6 Ebitda ajustado pelos efeitos da FCESP 814, , ,3 Ativos e Passivos Regulatórios (179,4) Ebitda Ajustado Novos Covenants 634,6 1- não inclui despesas como patrocinadora do plano de previdência c) explicar o motivo pelo qual entende que tal medição é a mais apropriada para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações. A Companhia entende que o EBITDA é o indicador extraído das demonstrações de resultado que melhor reflete a geração de caixa advinda dos resultados operacionais das Companhias, sendo um dos indicadores mais utilizados entre os investidores e analistas. Ainda, a administração entende que ajustar o EBITDA aos ativos e passivos regulatórios e às despesas referentes ao passivo com entidade de previdência privada Fundação CESP é a forma correta para melhor refletir sua geração de caixa operacional, uma vez que, para fins de análise, a Companhia inclui a obrigação com a Fundação CESP como uma obrigação financeira, fazendo parte do montante total de seu endividamento. PÁGINA: 12 de 332

19 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras 3.3. Eventos Subsequentes a) Resolução Homologatória nº 1.436/13 Conforme Resolução Homologatória nº 1.436/13 da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) a partir de 24 de janeiro de 2013, as tarifas de energia elétrica praticadas pela Companhia foram reajustadas. A tarifa da concessionária foi reduzida 20% em média. Esse índice refere-se à diminuição do custo com a compra de energia, despesas de transmissão, redução de encargos setoriais e retirada de subsídios da estrutura tarifária que anteriormente eram pagos pelos consumidores através de suas tarifas. Os clientes perceberam benefícios parciais de redução na tarifa a partir do dia 24 de janeiro e completos somente a partir do dia 26 de fevereiro. b) Eletrobrás - Contrato de Financiamento ECF-1.046/1986 Em 21 de fevereiro de 2013, foi publicada decisão do TJRJ favorável à Companhia, que anulou integralmente a decisão de 1ª instância que havia sido desfavorável para a companhia. Dessa forma, o processo deverá ser reiniciado em 1ª instância para que se prossiga com a análise das questões técnicas e jurídicas, incluindo a realização de perícia contábil. Ao término de tal procedimento, deverá ser proferida nova decisão, que indicará o responsável e o valor devido à Eletrobrás. A estimativa é que os trabalhos periciais não se encerrem em um prazo inferior a 6 meses a ser contado do início dos trabalhos periciais ainda não iniciados. Ao final dos trabalhos, caberá ao perito apontar o montante da dívida e o responsável pelo pagamento, informação essa que será utilizada pelo juiz na determinação do responsável pelo pagamento para a Eletrobrás. PÁGINA: 13 de 332

20 3.4 - Política de destinação dos resultados 3.4. Política de Destinação dos Resultados dos 3 últimos exercícios sociais Período a) Regras sobre retenção de lucros b) Regras sobre distribuição de dividendos Exercício Social Encerrado em Cabe à assembleia geral da Companhia deliberar sobre retenção de lucros nos termos da legislação aplicável e do estatuto social da Companhia. O estatuto social da Companhia prevê a possibilidade de destinação de até 75% (setenta e cinco por cento) do lucro líquido ajustado a uma reserva especial para reforço de capital de giro e financiamento da manutenção, expansão e do desenvolvimento das atividades que compõem o objeto social da Companhia, cujo saldo, em conjunto com as demais reservas de lucros, exceto as para contingências, de incentivos fiscais e lucros a realizar, não poderá ultrapassar o capital social. Em Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária realizada em 04 de abril de 2013, foi aprovada retenção de R$ mil, destinados à formação da reserva estatutária referida acima. 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 efetivadas as deduções previstas em lei, destinando-se: (i) 5% (cinco por cento) para a constituição de reserva legal, até o máximo previsto em lei; (ii) 25% (vinte e cinco por cento) para o pagamento do dividendo obrigatório nos termos do Artigo 202 da Lei n.º 6.404/76; (iii) a Administração da Companhia pode propor à Assembleia Geral a destinação de até 75% (setenta e cinco por cento) do lucro líquido ajustado a uma reserva especial para reforço de capital de giro e financiamento da manutenção, expansão e do desenvolvimento das atividades que compõem o objeto social da Companhia, cujo saldo, em conjunto com as demais reservas de lucros, exceto as para contingências, de incentivos fiscais e lucros a realizar, não poderá ultrapassar o capital social; (iv) o conselho de administração pode, ainda, deliberar o pagamento de juros sobre o capital próprio, previstos no artigo 9º da Lei Exercício Social Encerrado em Cabe à assembleia geral da Companhia deliberar sobre retenção de lucros nos termos da legislação aplicável e do estatuto social da Companhia. O estatuto social da Companhia prevê a possibilidade de destinação de até 75% (setenta e cinco por cento) do lucro líquido ajustado a uma reserva especial para reforço de capital de giro e financiamento da manutenção, expansão e do desenvolvimento das atividades que compõem o objeto social da Companhia, cujo saldo, em conjunto com as demais reservas de lucros, exceto as para contingências, de incentivos fiscais e lucros a realizar, não poderá ultrapassar o capital social. Em Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária realizada em 16 de abril de 2012, foi aprovada retenção de R$ mil, destinados à formação da reserva estatutária referida acima. 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 efetivadas as deduções previstas em lei, destinando-se: (i) 5% (cinco por cento) para a constituição de reserva legal, até o máximo previsto em lei; (ii) 25% (vinte e cinco por cento) para o pagamento do dividendo obrigatório nos termos do Artigo 202 da Lei n.º 6.404/76; (iii) a Administração da Companhia pode propor à Assembleia Geral a destinação de até 75% (setenta e cinco por cento) do lucro líquido ajustado a uma reserva especial para reforço de capital de giro e financiamento da manutenção, expansão e do desenvolvimento das atividades que compõem o objeto social da Companhia, cujo saldo, em conjunto com as demais reservas de lucros, exceto as para contingências, de incentivos fiscais e lucros a realizar, não poderá ultrapassar o capital social; (iv) o conselho de administração pode, ainda, deliberar o pagamento de juros sobre o capital próprio, previstos no Exercício Social Encerrado em Cabe à assembleia geral da Companhia deliberar sobre retenção de lucros nos termos da legislação aplicável e do estatuto social da Companhia. Exceto pela constituição de reserva legal, neste exercício não houve deliberação de retenção dos lucros da Companhia. 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 6.404/76, (iii) Poderá ainda, o conselho de administração, deliberar o pagamento de juros sobre o capital próprio, previstos no artigo 9º da Lei 9.249/95, alterado pelo artigo 78 da Lei 9.430/96, e na respectiva regulamentação, em substituição total ou parcial dos dividendos intermediários, ou, ainda, em adição aos mesmos, e (iv) mediante proposta da diretoria, ouvido o conselho de administração e o conselho fiscal, será distribuído o saldo remanescente aos acionistas conforme aprovado pela PÁGINA: 14 de 332

21 3.4 - Política de destinação dos resultados 9.249/95, alterado pelo artigo 78 da Lei 9.430/96, e na respectiva regulamentação, em substituição total ou parcial dos dividendos intermediários, ou, ainda, em adição aos mesmos, e (v) mediante proposta da diretoria, ouvido o conselho de administração e o conselho fiscal, será distribuído o saldo remanescente aos acionistas conforme aprovado pela assembleia geral de acionistas. Os acionistas titulares de ações preferenciais terão direito a dividendos prioritários, nãocumulativos, 10% maiores do que os atribuídos aos acionistas detentores das ações ordinárias. O saldo remanescente do lucro terá a sua destinação integral proposta nas demonstrações financeiras, no pressuposto de sua aprovação pela assembleia geral. Vale ressaltar que, nos termos do 6º do art. 202, da Lei n.º 6.404/76, o saldo remanescente do lucro líquido ajustado que não for destinado às reservas previstas na legislação e no estatuto social ou retidos para execução e implemento de orçamento de capital ou projeto de investimento (conforme artigo 196 da Lei n.º 6.404/76) deve ser integralmente distribuído aos acionistas como dividendo. artigo 9º da Lei 9.249/95, alterado pelo artigo 78 da Lei 9.430/96, e na respectiva regulamentação, em substituição total ou parcial dos dividendos intermediários, ou, ainda, em adição aos mesmos, e (v) mediante proposta da diretoria, ouvido o conselho de administração e o conselho fiscal, será distribuído o saldo remanescente aos acionistas conforme aprovado pela assembleia geral de acionistas. Os acionistas titulares de ações preferenciais terão direito a dividendos prioritários, nãocumulativos, 10% maiores do que os atribuídos aos acionistas detentores das ações ordinárias. O saldo remanescente do lucro terá a sua destinação integral proposta nas demonstrações financeiras, no pressuposto de sua aprovação pela assembleia geral. Vale ressaltar que, nos termos do 6º do art. 202, da Lei n.º 6.404/76, o saldo remanescente do lucro líquido ajustado que não for destinado às reservas previstas na legislação e no estatuto social ou retidos para execução e implemento de orçamento de capital ou projeto de investimento (conforme artigo 196 da Lei n.º 6.404/76) deve ser integralmente distribuído aos acionistas como dividendo. assembleia geral de acionistas. Os acionistas titulares de ações preferenciais terão direito a dividendos prioritários, nãocumulativos, 10% maiores do que os atribuídos aos acionistas detentores das ações ordinárias. O saldo remanescente do lucro terá a sua destinação integral proposta nas demonstrações financeiras, no pressuposto de sua aprovação pela assembleia geral. Vale ressaltar que, nos termos do 6º do art. 202, da Lei n 6.404/76, o saldo remanescente do lucro líquido ajustado que não for destinado às reservas previstas na legislação ou retidos para execução e implemento de orçamento de capital ou projeto de investimento (conforme artigo 196 da Lei n 6.404/76) deve ser integralmente distribuído aos acionistas como dividendo. c) Periodicidade das distribuições de dividendos d) Restrições à distribuição de dividendos A política de distribuição de dividendos da Companhia segue a regra da Lei n 6.404/76, ou seja, de distribuição do lucro líquido uma vez no ano. De acordo com as debêntures e as cédulas de crédito bancário ( CCBs ) emitidas em favor do Bradesco S.A., a Companhia não poderá efetuar declaração de dividendos acima do mínimo obrigatório sempre que estiver em descumprimento com qualquer obrigação pecuniária prevista na escritura de emissão, no contrato de distribuição e/ou nos demais documentos da oferta. A política de distribuição de dividendos da Companhia segue a regra da Lei n 6.404/76, ou seja, de distribuição de lucro líquido uma vez no ano. Porém, a prática tem sido a distribuição semestral de dividendos. De acordo com as debêntures e as cédulas de crédito bancário ( CCBs ) emitidas em favor do Bradesco S.A., a Companhia não poderá efetuar declaração de dividendos acima do mínimo obrigatório sempre que estiver em descumprimento com qualquer obrigação pecuniária prevista na escritura de emissão, no contrato de distribuição e/ou nos demais documentos da oferta. Adicionalmente, de acordo com as CCBs emitidas em favor do Banco Citibank S.A., a Companhia não poderá distribuir dividendos em montante superior ao mínimo obrigatório durante a ocorrência A política de distribuição de dividendos da Companhia segue a regra da Lei n 6.404/76, ou seja, de distribuição de lucro líquido uma vez no ano. Porém, a prática tem sido a distribuição semestral de dividendos. De acordo com as debêntures emitidas, a Companhia não poderá efetuar declaração de dividendos acima do mínimo obrigatório sempre que estiver em descumprimento com qualquer obrigação pecuniária prevista na escritura de emissão, no contrato de distribuição e/ou nos demais documentos da oferta. Adicionalmente, de acordo com as CCBs emitidas em favor do Banco Citibank S.A., a Companhia não poderá distribuir dividendos em montante superior ao mínimo obrigatório durante a ocorrência e enquanto perdurar um evento de PÁGINA: 15 de 332

22 3.4 - Política de destinação dos resultados e enquanto perdurar um evento de inadimplemento relacionado às CCBs. inadimplemento relacionado às CCBs. PÁGINA: 16 de 332

23 3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido (Reais) Exercício social 31/12/2012 Exercício social 31/12/2011 Exercício social 31/12/2010 Lucro líquido ajustado , , ,24 Dividendo distribuído em relação ao lucro líquido ajustado 100, , , Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido do emissor 3, , , Dividendo distribuído total , , ,29 Lucro líquido retido , , ,89 Data da aprovação da retenção 04/04/ /04/ /04/2011 Lucro líquido retido Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Dividendo Obrigatório Preferencial 336, ,16 15/05/ ,87 07/12/2010 Ordinária 202, ,14 15/05/ ,70 07/12/2010 Juros Sobre Capital Próprio Ordinária , ,18 15/05/ ,56 17/05/2011 Preferencial , ,85 15/05/ ,71 17/05/2011 Outros Ordinária ,14 15/05/ ,54 17/05/2012 Preferencial ,16 15/05/ ,91 17/05/2012 PÁGINA: 17 de 332

24 3.6 - Declaração de dividendos à conta de lucros retidos ou reservas 3.6. Dividendos Declarados à Conta de Lucros Retidos e Reservas Constituídas em exercícios sociais anteriores A Companhia, nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010 não declarou dividendos em contrapartida às contas de lucros retidos ou reservas de lucros constituídas em exercícios sociais anteriores. PÁGINA: 18 de 332

25 3.7 - Nível de endividamento Exercício Social Montante total da dívida, de qualquer natureza Tipo de índice Índice de endividamento 31/12/ ,00 Índice de Endividamento 193, Descrição e motivo da utilização de outro índice PÁGINA: 19 de 332

26 3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Exercício social (31/12/2012) Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total Garantia Flutuante , , , , ,00 Quirografárias , , , , ,00 Total , , , , ,00 Observação PÁGINA: 20 de 332

27 3.9 - Outras informações relevantes 3.9. Outras Informações Relevantes Reclassificações nas informações financeiras para fins de comparabilidade Ativo e passivo não circulante A partir de 2011, a Companhia passou a apresentar saldo de impostos de renda e contribuição social diferidos líquido no passivo não circulante e efetuou a reclassificação dos saldos apresentados nas demonstrações financeiras do exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010 para fins de comparabilidade. Demonstrações do resultado e dos fluxos de caixa Em 2011, a Companhia apresentou as suas demonstrações do resultado de acordo com o formato estabelecido pelo Despacho No da ANEEL, emitido em dezembro de 2011, o que ocasionou alterações/reclassificações nas demonstrações do resultado e dos fluxos de caixa. Para fins de comparação, as demonstrações do resultado e dos fluxos de caixas do exercício findo em 31 de dezembro de 2010 foram reclassificadas neste Formulário de Referência, e diferem em relação às demonstrações dos resultados e dos fluxos de caixa apresentadas nas demonstrações contábeis do exercício encerrado em 31 de dezembro de Outras informações relevantes relativas ao item 3.5 Devido à adoção das normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), as quais determinaram ajustes na conta de lucros acumulados, a Companhia distribuiu dividendos no montante de R$ mil contra a totalidade do saldo na conta de lucros acumulados no exercício findo em 31 de dezembro de Desta forma, o montante de dividendos distribuídos no ano de 2010 foi superior ao lucro líquido ajustado apurado. Outras informações relevantes relativas ao item 3.7 Ao final de 2012 a CVM emitiu a Deliberação n.º 695, que aprovou o pronunciamento técnico CPC 33 que trata de benefícios a empregados. As mudanças impostas por tal deliberação são aplicáveis ao plano de pensão da Companhia a partir de 2013 e consistem em: (i) taxa de retorno esperado dos ativos passou a corresponder à taxa de desconto das obrigações atuariais, correspondente a 3,75% em 2013; (ii) os ganhos e perdas atuariais passam a ser reconhecidos no passivo da Companhia, com contrapartida no Patrimônio Liquido Outros resultados abrangentes ; (iii) reconhecimento do corredor passa a ser feito no balanço da Companhia ao invés de ser feito no resultado da Companhia. Portanto, a partir de 2013, o endividamento da Companhia apresentará um aumento R$ 1.551,5 milhões decorrente do corredor contábil da Fundação Cesp devido à perda atuarial gerada, principalmente, pela menor taxa de desconto utilizada no cálculo do valor presente das obrigações atuariais. PÁGINA: 21 de 332

28 4.1 - Descrição dos 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 Companhia pode ser afetada de forma adversa por decisões desfavoráveis em processos judiciais ou administrativos em andamento. Em 31 de dezembro de 2012, a Companhia estava envolvida em vários processos judiciais e administrativos de natureza cível, tributária e trabalhista. Alguns dos referidos processos envolvem montantes significativos. Não se pode assegurar que essas ações e processos administrativos serão resolvidos totalmente a favor da Companhia. Exceto nos casos em que as regras contábeis determinem de forma diversa, a Companhia somente constitui provisões para os processos em que a possibilidade de perda seja avaliada pelos assessores jurídicos externos como provável, ou seja, cuja probabilidade de perda seja superior à possibilidade de êxito. A Companhia não constitui provisões para os processos em que a possibilidade de perda é avaliada pelos assessores jurídicos externos como possível ou remota, exceto nos casos em que as regras contábeis em vigor determinam expressamente o provisionamento de perda possível. As provisões constituídas pela Companhia para tais contingências podem ser insuficientes para fazer face ao custo total decorrente de decisões adversas em tais demandas. Se o total ou uma parcela significativa dessas ações e processos administrativos for decidido de forma desfavorável para a Companhia, isso pode ter um impacto adverso relevante nos seus negócios, condição financeira, resultados operacionais e na imagem da Companhia. Por fim, além dos custos com honorários advocatícios para o patrocínio dessas causas, a Companhia poderá se ver obrigada a oferecer garantias em juízo relacionadas a tais processos, o que poderia afetar a sua capacidade financeira. Para uma discussão detalhada dos processos judiciais e administrativos relevantes, vide item 4.3. do Formulário de Referência. A construção, expansão, manutenção e funcionamento de instalações e equipamentos de distribuição de energia da Companhia envolvem riscos significativos que poderão causar perda de receitas ou aumento de despesas. A construção, expansão e funcionamento das instalações e equipamentos do sistema elétrico de distribuição e o fornecimento de energia da Companhia envolvem diversos riscos, inclusive: a incapacidade de obter alvarás e licenças do governo; problemas ambientais e de engenharia imprevistos; interrupção do fornecimento; falha de equipamentos; sobrecarga em equipamentos; explosões e incêndios; incapacidade de contratação de empreiteiras; greves e outras disputas trabalhistas; agitações sociais; vandalismo e furtos; insolvência de empreiteiras e terceirizados; atraso ou impossibilidade de compra de materiais e equipamentos; interferências meteorológicas e hidrológicas; aumentos das perdas de energia, incluindo perdas técnicas e comerciais; aumento da inadimplência; atrasos operacionais e de construção ou custos excedentes não previstos; falhas do sistema comercial e de operação; e sabotagem. Se a Companhia enfrentar quaisquer desses problemas poderá não conseguir distribuir energia em montante consistente com o plano de negócios, e isso poderá causar um efeito adverso em sua condição financeira, em seus resultados operacionais e em penalizações pelo descumprimento de obrigações vinculadas ao contrato de concessão. PÁGINA: 22 de 332

29 4.1 - Descrição dos fatores de risco Uma vez que parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais. Uma parte significativa dos bens da Companhia, inclusive a sua rede de distribuição de energia elétrica, está vinculada à prestação de serviços públicos. Esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência ou penhora para garantir a execução de decisões judiciais, uma vez que devem ser revertidos ao poder concedente, de acordo com os termos da sua concessão e com a legislação vigente. A Companhia tem direito de receber indenização do poder concedente em caso de extinção antecipada de sua concessão, porém o valor a ser indenizado pode ser menor do que o valor de mercado dos bens revertidos. Essas limitações podem reduzir significativamente os valores disponíveis aos seus credores em caso de liquidação, além de poderem ter um efeito negativo em sua capacidade de obter financiamentos. O grau de endividamento da Companhia, bem como as disposições restritivas de seus contratos financeiros (covenants) poderão afetar adversamente sua capacidade de operar seus negócios e de efetuar o pagamento de sua dívida. Em 31 de dezembro de 2012, o saldo contábil da dívida bruta de curto e longo prazos da Companhia somava R$3.939,4 milhões, das quais apenas R$30,9 mil em moeda estrangeira. A geração de caixa da Companhia pode não ser suficiente para pagar o principal, juros ou outros montantes devidos em relação às suas dívidas. A Companhia poderá necessitar de financiamentos adicionais para pagar parte das suas dívidas, quando se tornarem devidas, conforme sua estratégia de financiamento. Adicionalmente, a Companhia poderá contrair outros empréstimos para financiar investimentos ou para outras finalidades, sujeitos a restrições aplicáveis de suas dívidas atuais. Se a Companhia vier a contrair novos empréstimos, os riscos associados ao seu endividamento, incluindo o risco de não ser capaz de pagar suas dívidas, poderão aumentar. Os contratos que regem a dívida da Companhia contêm disposições que poderão limitar a maneira como ela opera seus negócios. Por exemplo, a Companhia é obrigada a observar diversos índices financeiros que restringem a capacidade da Companhia de contratar novas dívidas ou de obter linhas de crédito. Esses índices financeiros baseiam-se no EBITDA da Companhia, despesas com juros e endividamento liquido total. Em vista disso, tais limitações e impedimentos poderão afetar adversamente as estratégias de negócios e os resultados financeiros da Companhia. Para mais informações, veja o item 10.1 deste Formulário de Referência. A perda da concessão da Companhia pode gerar prejuízos em seus resultados Nos termos da Lei nº 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 ( Lei de Concessões ), uma concessão está sujeita à extinção antecipada em determinadas circunstâncias, quais sejam: encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial, anulação do contrato de concessão, falência ou extinção da concessionária, existindo ainda a previsão de indenização e intervenção em determinadas situações descritas no contrato de concessão. Em quaisquer dos casos descritos, os ativos vinculados à concessão serão revertidos ao Poder Concedente. No caso de perda da concessão, o contrato prevê a indenização dos ativos reversíveis ainda não depreciados ou amortizados, porém, essa indenização poderá não ser compatível com o valor residual desses ativos. A extinção antecipada do contrato de concessão, assim como a imposição de penalidades à Companhia associadas a tal extinção, poderá gerar significativos impactos nos resultados da Companhia e afetar sua capacidade de pagamento e cumprimento de obrigações financeiras. Para informações sobre a concessão, ver os itens 7.5.a e 7.5.c deste Formulário de Referência. Se a Companhia não conseguir controlar com sucesso as perdas de energia, os resultados de suas operações e sua condição financeira poderão ser adversamente afetados. Há dois tipos de perdas de energia: perdas técnicas e perdas não técnicas. Essa última se divide ainda em outras duas: as perdas administrativas e as perdas comerciais. As perdas totais são calculadas com base no Critério de Perdas Físicas, que considera o total de suprimento de energia medido na fronteira da rede elétrica da Companhia com a da rede de transmissão nacional, ou seja, no ponto de medição entre a transmissora e a distribuidora de energia, nos últimos 12 meses ( GWh em 31 de dezembro de ). O total de perdas é um percentual desse montante, deduzindo-se energias retroativas faturadas relativas à recuperação de fraudes. Com base nessa metodologia, a perda total física apurada em 2012 foi de 10,20%, comparada a 10,51% em 2011 e 10,92% em 2010, mostrando uma trajetória consistente de redução de perdas de energia elétrica. O montante de perdas reconhecido regulatóriamente na tarifa de energia elétrica para o ano de 2012 foi de 10,54%. A Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ) atribui a cada distribuidora um percentual de perdas, incluído na tarifa, para cada ciclo tarifário. O ciclo tarifário da AES Eletropaulo compreende o período entre julho e junho de cada ano. Assim, a melhor forma de comparar o nível de perdas da Companhia com o referencial regulatório é utilizando as perdas totais no último ciclo tarifário como métrica. O nível de perdas totais nos últimos 12 meses findos em 30 de junho de 2012 foi de 10,55%, enquanto que o referencial regulatório foi de 10,70% (valor obtido pela soma das metas regulatórias traduzidas em volume de energia). Traduzindo os referenciais regulatórios definidos pela ANEEL para as perdas totais, a Companhia estima os seguintes valores para os próximos anos tarifários: 10,30% para 2012/2013, 9,83% para 2013/2014 e 9,39% para 2014/2015. Caso a Companhia venha a apresentar perdas superiores aos limites regulatórios, o referido montante não poderá ser repassado por meio de aumento das tarifas, o que afetaria a condição financeira e o resultado operacional da Companhia. O compromisso da Companhia de atender às obrigações com o plano de pensão de seus funcionários, administrado pela Fundação CESP, poderá ser superior ao atualmente previsto e, consequentemente, a Companhia poderá ser obrigada a realizar aportes de recursos adicionais ao referido plano de pensão ou a registrar passivo no balanço e despesa no resultado superiores aos atualmente reconhecidos. 1 O total de energia medida na fronteira entre os sistemas de transmissão e distribuição inclui a energia para os clientes livres conectados à rede elétrica da Companhia. Esse montante não pode ser comparado com a energia vendida pela AES Eletropaulo que reflete apenas a energia faturada aos seus clientes cativos. PÁGINA: 23 de 332

30 4.1 - Descrição dos fatores de risco Em setembro de 1997, a Companhia firmou um contrato de ajuste de reserva matemática e um contrato de confissão de dívida com a Fundação CESP, assumindo a cobertura do déficit atuarial do plano de previdência privada vigente até aquele momento, o que garante os benefícios de aposentados e pensionistas e os futuros benefícios dos empregados ativos, na data de sua aposentadoria, proporcionais aos serviços prestados até a mencionada data. Em 31 de dezembro de 2012, o saldo relativo a esse contrato de ajuste de reserva matemática era de R$1.801,8 milhões a ser pago, em parcelas mensais consecutivas que incluem juros anuais de 6,0% e ajuste mensal das parcelas por IGP-DI, até abril de No final de cada exercício é feita uma avaliação atuarial e eventuais déficits ou superávits do plano vigente até 1997 são acrescidos ou subtraídos ao saldo do contrato, promovendo um recálculo das parcelas remanescentes até o ano de Portanto, podem ocorrer eventuais déficits resultantes dessas avaliações atuariais, e nesse caso, o valor será repassado ao saldo do contrato acima mencionado, sendo amortizado mensalmente até 2028, ano em que o referido contrato se encerrará, o que pode afetar adversamente os resultados financeiros da Companhia. Ademais, há ainda um saldo contábil a pagar em 31 de dezembro de 2012 de R$603,5 milhões, referente a 2 (dois) contratos de confissão de dívida, em que não há qualquer tipo de reavaliação atuarial do valor a pagar. Em 31 de dezembro de 2012, o passivo atuarial reconhecido nas demonstrações financeiras da Companhia, totalizava R$1.133,7 milhão, o qual é calculado conforme Deliberação CVM n º 600/2009. De acordo com as normas contábeis vigentes no país em 31 de dezembro de 2012, a Companhia não considerava em seu passivo o valor acumulado líquido dos ganhos ou perdas atuariais não reconhecidos (em outras palavras, a Companhia adotava a política contábil de uso do método do corredor), que totalizava R$ 2.830,1 milhões. As contribuições, os custos e o passivo atuarial são determinados anualmente, com base em avaliações realizadas por atuários independentes, sendo as últimas efetuadas para a data base 31 de dezembro de Vale ressaltar que existem duas formas de apuração de resultados desse plano: a que a Companhia calcula para atendimento às normas da CVM e a calculada pelo administrador do plano para fins de atendimento às normas do Conselho Nacional de Previdência Complementar. Os números são diferentes, pois os cálculos seguem metodologias e premissas diferentes. A Deliberação CVM n.º 600/2009, foi revogada pela Deliberação CVM n. 695/2012 em dezembro de 2012, a qual aprovou o documento revisado pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC relativo ao Pronunciamento Técnico PC 33 (R1) Benefícios a empregados ( Pronunciamento ). A Deliberação CVM n. 695/2012 entrou em vigor em 1 de janeiro de 2013 e seus principais impactos são: (i) a eliminação do uso do método do corredor e (ii) o cálculo do rendimento esperado dos ativos utilizando uma taxa de retorno dos investimentos equivalente à taxa de desconto utilizada para calcular o passivo atuarial. A aplicação da Deliberação CVM n. 695/2012 determina a descontinuação do uso do método do corredor e o registro contábil dos ganhos e perdas atuarias nas contas do Passivo e Patrimônio Líquido do Balanço Patrimonial da Companhia. Eventuais alterações das normas contábeis brasileiras para incorporar as novas deliberações do International Accounting Standards Board (IASB) sobre o tema poderão aumentar e impactar os resultados assim como o passivo a ser reconhecido no balanço da Companhia. Eventuais alterações das normas do Conselho Nacional de Previdência Complementar sobre o tema poderão aumentar e impactar o desembolso de caixa por parte da Companhia. Para maiores informações, veja a descrição dos contratos com a Fundação CESP no item 10.1.f deste Formulário de Referência. Qualquer dificuldade na obtenção de novos financiamentos poderá ter um efeito adverso nas operações da Companhia e no desenvolvimento de seu negócio. O programa de investimento da Companhia foi de R$2.252 milhões no período de 2010 a 2012, sendo o valor estimado para 2013 de aproximadamente R$646,8 milhões. A Companhia investiu R$831,1 milhões no ano de 2012 e planeja financiar os próximos investimentos e outras necessidades de liquidez com os recursos gerados por suas operações e eventuais empréstimos, se necessário. A Companhia não poderá assegurar que será capaz de obter recursos suficientes para completar seu programa de investimento ou para satisfazer suas demais obrigações de liquidez e recursos de capital. A dificuldade na obtenção de recursos necessários poderá adiar ou impedir que complete seu programa de investimento e outros projetos, o que poderá ter um efeito adverso em suas operações e no desenvolvimento de seu negócio. A Companhia é parte em diversos processos judiciais e administrativos. Decisões adversas em um ou mais dos processos judiciais e administrativos poderão afetar negativamente os negócios e resultados operacionais. A Companhia está atualmente envolvida em processos judiciais e administrativos sobre diversas questões legais, regulatórias e administrativas, inclusive processos relacionados a aumentos de tarifa, responsabilidade civil, responsabilidade fiscal, obrigações trabalhistas, previdenciárias, e questões ambientais, sendo que a maioria destes processos originou-se do curso regular dos negócios da Companhia. Decisões contrárias aos interesses da Companhia envolvendo valores substanciais podem ter um efeito adverso para a Companhia. Para mais informações sobre processos relevantes, ver item 4.3 deste Formulário de Referência. A Companhia é demandada atualmente e poderá ser demandada no futuro pelo sindicato que representa seus empregados, sendo que uma condenação nestes processos poderá afetar adversamente os resultados da Companhia A Companhia foi processada, e poderá vir a ser processada novamente no futuro, pelo sindicato que representa seus empregados, atualmente o Sindicato das Indústrias de Energia Elétrica do Estado de São Paulo SIEESP. As demandas apresentadas envolvem diversas questões de natureza trabalhista. O sindicato pode mover processos contra a Companhia como representante dos empregados da mesma e, portanto, a amplitude dessas demandas poderá alcançar todos os empregados da Companhia. A Companhia não tem como prever quais demandas serão feitas pelo sindicato no futuro e quais serão os montantes envolvidos em uma eventual condenação nestes processos. Uma condenação a pagamentos ou obrigações de fazer PÁGINA: 24 de 332

31 4.1 - Descrição dos fatores de risco (que envolvam um investimento adicional por parte da Companhia para atendê-las) poderão impactar adversamente as atividades e resultados da Companhia. A publicação dessa condenação poderá afetar negativamente a imagem da Companhia. b. Relacionados ao seu controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle A aprovação de certas matérias pelo conselho de administração e pelos acionistas está sujeita à prévia aprovação por parte do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES ( BNDES ), por meio da BNDES Participações S.A. BNDESPAR ( BNDESPAR ), e da The AES Corporation, por meio da AES Holdings Brasil Ltda. ( AES Holdings Brasil ). Em virtude de acordo de acionistas da Companhia Brasiliana de Energia ( Brasiliana ), celebrado entre a AES Holdings Brasil e a 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) as relações entre a The AES Corporation, por meio da AES Holdings Brasil, e o BNDES, por meio da BNDESPAR, regulando o exercício do controle sobre a Companhia, e (ii) o exercício do direito de voto na 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 debêntures, e a aprovação de certos instrumentos de empréstimo ou de financiamento pelo conselho de administração e pelos acionistas da Companhia está sujeita à aprovação prévia da AES Holdings Brasil e da BNDESPAR. Além disso, a AES Holdings Brasil e a BNDESPAR têm poderes para (i) eleger o maior número de membros do Conselho de Administração possível de acordo com a legislação aplicável, sendo que a AES Holdings Brasil designará o número de membros do Conselho de Administração da Companhia que represente, de forma independente, o quorum necessário para a deliberação de todas as matérias de competência do Conselho de Administração; (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 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; e (vi) influenciar a política de dividendos da Companhia. O interesse da AES Holdings Brasil e da BNDESPAR poderá diferir dos interesses de nossos demais acionistas. O acordo de acionistas acima mencionado está disponível na página de Relações com Investidores da AES Eletropaulo na internet A Companhia poderá enfrentar conflitos de interesse em negociações com partes relacionadas. The AES Corporation detém, por meio da AES Holdings Brasil, 50% mais uma ação do capital votante da Brasiliana, que, por sua vez, detém diretamente aproximadamente 71,35% do capital votante da AES Tietê, principal vendedora da AES Eletropaulo. Atualmente, quase a totalidade da garantia física da AES Tietê é vendida para a AES Eletropaulo por meio do Contrato de Compra e Venda de Energia válido até 31 de dezembro de Tais circunstâncias podem gerar conflitos de interesses na implantação de negócios entre a AES Eletropaulo e a AES Tietê. 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 societário e descontinuidade da administração atual da Companhia. A saída do controlador direto 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, resultados operacionais e na imagem da Companhia. 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 bem como a sua imagem poderão ser adversamente afetados. c. Relacionados aos seus acionistas PÁGINA: 25 de 332

32 4.1 - Descrição dos fatores de risco A Companhia pode vir a precisar de capital adicional no futuro, que poderá ser captado com a emissão de valores mobiliários, o que poderá resultar em uma diluição da participação do investidor em suas ações. A Companhia poderá vir a precisar de capital adicional no futuro e esta captação de capital poderá ser feita por meio da emissão de valores mobiliários, que poderão constituir participação acionária ou dívida. Caso a Companhia emita valores mobiliários que constituam participação acionária ou opção para sua aquisição, a participação societária dos investidores já existente em seu capital social poderá ser diluída. Os proprietários das ações da Companhia podem não receber dividendos ou juros sobre o capital próprio. De acordo com seu 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 nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada ( Lei das Sociedades por Ações ). Seu estatuto social 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. Entretanto, 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. Nesse caso, conforme previsto na Lei das Sociedades por Ações, o lucro líquido pode ser (i) capitalizado; (ii) utilizado para compensar prejuízo; ou (iii) destinado a uma reserva especial, podendo não ser disponibilizado para pagamento de dividendos ou juros sobre o capital próprio. Para maiores informações sobre as regras de distribuição de dividendos e de pagamento de juros sobre capital próprio da Companhia, vide item 3.4 deste Formulário de Referência. A volatilidade e falta de liquidez do mercado de valores mobiliários brasileiro poderão limitar a capacidade de venda dos valores mobiliários da Companhia pelo preço e no momento desejado. Não há garantias de que haverá um mercado de negócios ativo e líquido para os valores mobiliários da Companhia. Mercados de negócios ativos e líquidos, normalmente, resultam em menor volatilidade de preço e maior eficácia em efetuar as ordens de compra e venda dos investidores. O preço de mercado dos valores mobiliários da Companhia poderá variar significativamente em decorrência de inúmeros fatores, alguns dos quais estão fora de seu controle, como eventual falta de atividade e de liquidez. Em caso de queda do preço de mercado dos valores mobiliários da Companhia, o investidor poderá perder grande parte ou todo o seu investimento. d. Relacionados a suas controladas e coligadas A Companhia não possui sociedades controladas e entende não existir riscos relacionados a suas coligadas. e. Relacionados a seus fornecedores A Companhia está sujeita a eventuais contingências decorrentes da contratação de prestadores de serviços, que poderão ter um efeito adverso sobre os seus negócios, sua situação financeira e seus resultados operacionais. A Companhia está exposta a eventuais contingências decorrentes da estrutura de contratação de terceiros prestadores de serviços. Essas contingências podem envolver reivindicações por empregados de prestadores de serviços terceirizados diretamente contra a Companhia, como se esta fosse o empregador direto de tais empregados, bem como reivindicações contra a Companhia por responsabilidade secundária, inclusive, acidente ocupacional, equidade salarial, pagamento de horas extras, caso tais prestadores de serviços terceirizados deixem de cumprir com suas obrigações de empregador. Se parcela significativa dessa contingência se materializar e as empreiteiras não puderem arcar com referidas contingências, a Companhia terá um passivo para o qual não constituiu provisões e que pode causar um efeito adverso em seus negócios, na sua condição financeira e nos resultados de suas operações. De forma a mitigar tais riscos, a Companhia inclui clausulas contratuais especificas que exigem garantias financeiras de seus parceiros. Além disso, cada contrato exige um processo de avaliação de especificações técnicas e análise sobre os riscos associados ao objeto do contrato e necessidade de seguros. f. Relacionados a seus clientes A Companhia é responsável por quaisquer perdas e danos causados a terceiros em decorrência de falhas na geração de energia oriunda de suas subestações 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 e o critério de identificação do agente causador é realizado em conformidade com o disposto nos procedimentos de rede estabelecidos pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico ( ONS ) e homologados pela ANEEL. PÁGINA: 26 de 332

33 4.1 - Descrição dos fatores de risco A Companhia não contrata seguro para cobrir 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. Há um volume de contas vencidas e não pagas e, se tais contas não forem recuperadas, o resultado financeiro poderá ser negativamente afetado. Em 31 de dezembro de 2012, o saldo das contas a receber (valores a receber de consumidores, concessionárias, e permissionárias, acordos e outros) foi de R$16.979,3 milhões (circulante e não circulante), conforme demonstrado no quadro abaixo: CIRCULANTE Saldos Saldos vencidos vincendos até 90 dias mais de 90 dias Total PCLD (*) Saldo líquido Consumidores - Fornecimento: Residencial 278,8 245,4 35,0 559,2 (47,7) 511,5 Industrial 65,8 34,1 25,0 124,9 (21,9) 103,0 Comercial 188,2 66,1 21,1 275,4 (12,3) 263,1 Rural 0,1 0,1 0,0 0,2 (0,0) 0,2 Poder público 28,3 8,1 8,8 45,2 (7,1) 38,1 Iluminação pública 15,0 3,5 1,3 19,8 (0,4) 19,4 Serviço público 11,0 12,3 2,4 25,7 (2,3) 23,4 Total - Faturado 587,3 369,5 93, ,4 (91,8) 958,6 Não Faturado 528, ,6-528,6 Total 1.115,9 369,5 93, ,0 (91,8) 1.487,2 Concessionárias e permissionárias: Energia no curto prazo - CCEE 12, , ,0 Encargos de Uso da Rede 0, ,0-140,0 Outros 2, , ,0 Total 15, , ,0 Contas a receber - Acordos Termo de confissão de dívida 97,4 22,7 114,2 234,3 (194,4) 39,9 Total 97,4 22,7 114,2 234,3 (194,4) 39,9 Outros: Outras contas a receber - - 4,5 4,5 (3,5) 1,0 Total - - 4,5 4,5 (3,5) 1,0 TOTAL - CIRCULANTE 1.228,3 392,2 212, ,8 (289,7) ,1 NÃO CIRCULANTE Contas a receber - Acordos Termo de confissão de dívida 79, ,7 (64,6) 15,2 Total 79, ,7 (64,6) 15,2 TOTAL - NÃO CIRCULANTE 79, ,7 (64,6) 15,2 *PCLD Provisão pra créditos de liquidação duvidosa O tempo médio que foi aplicado para conversão de créditos vencidos, para provisão para créditos de liquidação duvidosa ( PCLD ) é de 90, 180 e 360 dias para clientes residenciais, comerciais e outros, respectivamente, após o vencimento do pagamento. Se esses débitos vencidos e sem PCLD não forem recuperados, poderão ser registrados valores adicionais na PCLD, o que afetará adversamente o resultado da Companhia. Para mais informações, vide item 10.1.h. Comentários dos Diretores Análise das Contas Patrimoniais deste Formulário de Referência. A provisão para devedores duvidosos, relativa a consumidores, concessionárias e permissionárias, acordos e outras contas a receber, em 31 de dezembro de 2012 era de R$354,3 milhões. g. Relacionados aos setores da economia nos quais a Companhia atua PÁGINA: 27 de 332

34 4.1 - Descrição dos fatores de risco O impacto de uma potencial falta de energia elétrica e o consequente racionamento da energia elétrica, como ocorrido em 2001 e 2002, bem como um problema no sistema interligado de transmissão da energia gerada, poderão ter um efeito relevante e adverso sobre os negócios e resultados operacionais da Companhia. A energia hidrelétrica é a maior fonte de energia elétrica no Brasil, representando aproximadamente 68% da capacidade de geração instalada no Brasil em 2012 e aproximadamente 86% da energia efetivamente gerada, de acordo com dados da ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico ( 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 Sistema Interligado Nacional (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 Mais recentemente, no final de 2012, houve um período de baixa hidrologia, que impactou no nível dos reservatórios das usinas que integram o SIN. Com o objetivo de mitigar o risco de racionamento, o Governo Federal, por meio do ONS, determinou o despacho de usinas térmicas. Se o Brasil passar por mais um período de potencial ou efetiva escassez de energia elétrica ou por um problema no sistema de interligação e transmissão de energia, o Governo Federal poderá implementar políticas e medidas que poderão ter efeito substancial e adverso na condução dos negócios, resultados operacionais e condição financeira da Companhia. Previsões equivocadas sobre a necessidade de energia elétrica na área de concessão poderão afetar adversamente a Companhia. De acordo com a Lei , de 15 de março de 2004 ( Lei do Modelo do Setor Elétrico ), as distribuidoras de energia elétrica são obrigadas a contratar previamente, por meio de leilões públicos, 100% de sua necessidade futura de suprimento. As distribuidoras de energia elétrica enfrentam o risco de serem proibidas de repassar os custos de aquisição de energia elétrica aos seus clientes caso contratem previamente menos de 100% ou mais de 105% da demanda total de seu suprimento de sua área de concessão. Os leilões públicos ocorrem 5 anos, 3 anos e 1 ano antes da data de entrega da energia elétrica. As distribuidoras também têm a opção de reduzir a energia contratada mediante leilão público implementado pela referida lei. Considerando os vários fatores que afetam a necessidade da Companhia de suprir a sua demanda, incluindo crescimento da economia e da população, além da migração de consumidores cativos para o Ambiente de Contratação Livre, não é possível assegurar que esta demanda contratada de energia elétrica seja precisa. Nos termos do Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004, o Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits ( MCSD ) implica em verificar as distribuidoras que estão com sobras contratuais de energia e aquelas que estão com insuficiências contratuais, promovendo a cessão de direitos contratuais de compra de energia, sendo rateada proporcionalmente entre todos os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado ( CCEARs ) dos agentes de distribuição. Mesmo após a aplicação do MCSD, a compra de energia poderá manter-se abaixo de 100% ou acima de 105% do total da demanda contratada. Caso isso ocorra, a Companhia poderá não conseguir repassar aos consumidores a totalidade dos custos de aquisição de energia elétrica podendo resultar também na imposição de multas, o que poderá afetar os seus negócios, resultados e condição financeira. O processo de alocação de cotas estabelecido pela Lei nº /13 levou a Companhia a ficar com o nível de contratação abaixo de 100%. Entretanto, esta exposição é reconhecida como involuntária pela ANEEL. Sendo assim, a Companhia não está sujeita a penalidade por subcontratação. h. Relacionados à regulação dos setores da economia nos quais a Companhia atua O governo pode alterar a legislação tributária vigente, o que poderá acarretar aumento da carga tributária para as empresas brasileiras. O Governo Federal já implementou e pode voltar a implementar alterações no regime fiscal que afetem os participantes do setor elétrico em particular. Caso o governo implemente mudanças na legislação fiscal, essas modificações poderão acarretar aumento nas alíquotas de alguns tributos incidentes sobre as empresas brasileiras. Com relação às empresas do setor elétrico, aumentos de carga tributária são usualmente repassados aos consumidores mediante aumento das tarifas cobradas, e no caso do ICMS (Imposto Sobre Circulação de Mercadorias) o aumento se dá diretamente no montante do imposto cobrado aos consumidores. Caso o aumento das tarifas em virtude desse repasse seja considerável, poderá haver uma retratação no consumo de energia elétrica o que afetaria negativamente as receitas das empresas do setor, inclusive da Companhia. Caso esse aumento não possa, por qualquer motivo, ser repassado aos consumidores de energia elétrica, os resultados e a condição financeira da Companhia poderão ser afetados negativamente. As tarifas cobradas pela Companhia são determinadas pela ANEEL, conforme seu contrato de concessão. A ANEEL estabelece as tarifas que são cobradas dos consumidores da Companhia, de acordo com uma fórmula já estabelecida no contrato de concessão e, eventualmente, alterada por novas metodologias de cálculo implementadas por leis e/ou resoluções homologadas pelo referido órgão regulador. O contrato de concessão e a legislação brasileira estabelecem um mecanismo de limite de preço que permite três tipos de ajustes tarifários: Reajuste tarifário anual. Com o objetivo de restabelecer anualmente o poder de compra da receita obtida pela concessionária, a ANEEL aplica, para os anos compreendidos entre as revisões tarifárias periódicas, o procedimento de reajuste tarifário anual, com base na fórmula paramétrica estabelecida no contrato de concessão. Esta fórmula define o Índice de Reajuste Tarifário (IRT). Para maiores informações, veja a Seção 7.3.b. Atividades da Companhia Procedimentos de Faturamento deste Formulário de Referência. Revisão tarifária periódica (RTP). O processo de Revisão tarifária periódica tem como principal objetivo analisar, após um período previamente definido no contrato de concessão (4 em 4 anos no caso da Companhia), o equilíbrio econômico-financeiro da concessão. PÁGINA: 28 de 332

35 4.1 - Descrição dos fatores de risco Destaca-se que enquanto nos reajustes tarifários anuais a Parcela B da Receita é atualizada monetariamente pelo Índice Geral de Preços do Mercado, conforme divulgado pela Fundação Getúlio Vargas (IGP-M) ajustado do Fator X, no momento da revisão tarifária periódica é calculada a receita necessária para cobertura dos custos operacionais eficientes e a remuneração adequada sobre os investimentos realizados com prudência. Para maiores informações, veja a Seção 7.3.b. Atividades da Companhia Características do processo de produção - Tarifas deste Formulário de Referência. Revisão extraordinária. Além dos processos de Reajuste Tarifário Anual (IRT) e Revisão Tarifária Periódica (RTP), o contrato de concessão estabelece também o mecanismo da Revisão Tarifária Extraordinária, por meio do qual a ANEEL poderá, a qualquer tempo, por solicitação da empresa de distribuição e quando devidamente comprovada, proceder à revisão das tarifas, visando a manter o equilíbrio econômicofinanceiro do contrato, caso haja alterações significativas nos custos das empresas de distribuição. Para maiores informações, veja a Seção 7.3.b. Atividades da Companhia Características do processo de produção - Tarifas deste Formulário de Referência. A Resolução Normativa Nº 457, de 8 de Novembro de 2011, alterada pela Resolução Normativa Nº 463, de 22 de Novembro de 2011 aprovou o Módulo 2 dos Procedimentos de Regulação Tarifária PRORET, o qual definiu a metodologia e os procedimentos gerais para realização do Terceiro Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica 3CRTP. A metodologia homologada pela ANEEL para o 3º ciclo de revisão tarifária estabeleceu mudanças em relação à base de ativos, WACC (custo ponderado do capital), receitas irrecuperáveis, outras receitas, cálculo do Fator X, custos operacionais, entre outras. Adicionalmente, através da Audiência Pública Nº 120/2010, foram discutidas alterações na Estrutura Tarifária das Distribuidoras, a serem aplicadas em grande parte no 3º ciclo de revisão tarifária periódica. Essas alterações foram consolidadas no Módulo 7 dos Procedimentos de Regulação Tarifária PRORET, aprovado pela Resolução Normativa Nº 464, de 28 de Novembro de Em 2 de julho de 2012, a ANEEL homologou a Terceira Revisão Tarifária Periódica da Companhia. O índice de revisão tarifária aprovado foi de -9,33% (efeito médio a ser percebido pelo consumidor) e de -5,60% (efeito econômico), retroativo a 04 de julho de 2011 e aplicável a partir de 04 de julho de Não há como assegurar que a ANEEL estabelecerá tarifas adequadas que permitam repassar aos consumidores todos os custos, ou que todos os investimentos e ativos da Companhia sejam remunerados. Além disso, na medida em que quaisquer desses ajustes não sejam concedidos pela ANEEL em tempo hábil, os negócios, a condição financeira e os resultados operacionais da Companhia poderão ser adversamente afetados. Alteração na regra de repasse de compra de energia, redução da aplicação do limite O Decreto Nº 7521/2011, alterou as regras de repasse dos custos com aquisição de energia elétrica em leilões A-5 e A-3 pelas distribuidoras às tarifas dos consumidores finais estabelecidas anteriormente pelo Decreto Nº 5163/2004. A atual regra garante, a partir da publicação deste em 11 de julho de 2011, o repasse integral destes custos também para os três primeiros anos de suprimento destes leilões e não mais o repasse pelo valor de referência anual ( VR ). Na regra anterior, o repasse integral seria somente a partir do quarto ano de suprimento. No entanto, o repasse às tarifas dos custos de aquisição da parcela da energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração permanece limitado ao Valor de Referência da Energia Existente VRE (valor médio ponderado, em Reais por MWh, de aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes nos leilões realizados no ano "A-1"). Esse limite de repasse dos referidos custos é aplicável somente à diferença entre o limite mínimo de recontratação e a quantidade efetivamente contratada nos leilões de compra de energia. O referido Decreto Nº 7521/2011 alterou apenas a forma de calcular o limite mínimo de contratação. Este limite de repasse será aplicado somente nos três primeiros anos após o leilão de compra de energia proveniente de empreendimentos existentes em que o limite mínimo de recontratação não tenha sido atingido e deverá ser aplicado à parcela de energia elétrica, proveniente de novos empreendimentos, adquirida nos leilões realizados no ano "A-3" ou "A-5" com CCEARs de maior preço. Não será aplicado aos casos em que o limite mínimo de recontratação não tenha sido atingido por insuficiência de oferta nos leilões de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes, realizados no ano "A-1". A alteração na regra de repasse e redução da aplicação do limite pode ter um impacto adverso na condição financeira e resultados operacionais da Companhia. A ANEEL pode punir a Companhia por descumprimento do contrato de concessão e da regulamentação aplicável, bem como a Companhia pode perder a concessão antes do término do contrato de concessão. As atividades de distribuição são realizadas de acordo com um contrato de concessão firmado com a União por intermédio da ANEEL, com vigência até Com base nas disposições do contrato de concessão e/ou da legislação aplicável à Companhia, a ANEEL poderá aplicar penalidades se qualquer disposição do contrato de concessão ou da legislação aplicável for descumprida, o que poderá ter um impacto adverso para os negócios da Companhia. Dependendo da gravidade do descumprimento, tais penalidades, mediante processo administrativo específico e garantido o direito ao contraditório e à ampla defesa, poderão incluir: advertência; multas; embargos de obras; interdição de instalações; suspensão temporária da participação em processos de licitação para obtenção de novas concessões; PÁGINA: 29 de 332

36 4.1 - Descrição dos fatores de risco intervenção administrativa; e caducidade da concessão. Conforme estabelecido no Contrato de Concessão e na Lei nº 8.987/95, na hipótese de extinção da concessão caberá ao Poder Concedente realizar os levantamentos e avaliações para determinar o montante indenizável para a concessionária, porém os critérios serão estabelecidos quando da ocorrência do fato. Parte das receitas da Companhia advém de clientes qualificados como consumidores potencialmente livres que têm a liberdade de procurar fornecedores alternativos de energia. Dentro da área de concessão, a Companhia não enfrenta concorrência na distribuição de energia. Entretanto, em virtude da Lei nº 9.074/1995 e regulamentação posterior, desde 1995 os clientes classificados como potencialmente livres podem adquirir energia diretamente dos agentes de mercado (comercializadores e geradores). Além disso, clientes com uma demanda contratada igual ou superior a 500 kw podem se tornar consumidores especiais caso optem por energia de fontes renováveis, como energia eólica, solar, biomassa ou pequenas centrais hidrelétricas. Os clientes de alta tensão que compravam energia de Distribuidores no Ambiente de Contratação Regulado o faziam a preços subsidiados. Esse subsídio, conhecido por subsídio cruzado, começou a ser reduzido gradualmente a partir de julho de 2003, e foi totalmente eliminado em julho de No período de doze meses encerrado em 31 de dezembro de 2012, a Companhia fornecia energia a 451 unidades de consumo de clientes livres (cada unidade representa uma instalação de um cliente livre que pertence a um grupo empresarial) que representavam 4,9% da receita bruta total e 17,5% do volume total da energia no mesmo período. Em 31 de dezembro de 2011, a Companhia fornecia energia a 306 unidades de consumo de clientes livres que representavam 5,5% da receita bruta total e 14,5% do volume total da energia do ano. Em 31 de dezembro de 2010, era fornecida energia a 277 unidades de consumo de clientes livres que representavam 5,2% da receita bruta total e 18,3% do volume total da energia. Não há como prever a contratação futura. Após o pedido para consumidor livre, o cliente tem o prazo previsto na regulamentação para começar a participar do ambiente livre de contratação. As atividades da Companhia, incluindo os equipamentos, instalações e operações, estão sujeitos a ampla regulamentação ambiental, de segurança e saúde que podem resultar em mais responsabilidades e dispêndio de capital. As atividades de distribuição estão sujeitas a uma abrangente legislação de segurança, saúde e ambiental no âmbito federal, estadual e municipal, como também à fiscalização de agências governamentais responsáveis pela implementação de referida legislação. Essas normas incluem a obrigação de obtenção de licenças ambientais para a operação das instalações existentes e para a construção de novas instalações ou a instalação de novos equipamentos necessários às operações da Companhia. É possível que as regras de proteção de segurança, da saúde e ambiental forcem a Companhia a alocar investimentos de capital para a observância de normas e, consequentemente, realocar recursos de outros investimentos planejados. Isso poderá ter um efeito adverso significativo sobre a condição financeira e resultados operacionais da Companhia. Adicionalmente, as regulamentações ambientais poderão ficar mais rigorosas no futuro, resultando em um aumento de investimentos necessários que poderá gerar um efeito adverso nos negócios, resultados operacionais e condição financeira da Companhia. Eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar de maneira adversa as empresas do setor de energia elétrica, inclusive os negócios e resultados da Companhia. A atividade da Companhia é regulamentada e fiscalizada pela ANEEL e segue as diretrizes estabelecidas pelo Ministério de Minas e Energia ( MME ). A ANEEL, o MME e outros órgãos fiscalizadores têm, historicamente, exercido um grau substancial de influência sobre seus negócios, incluindo a influência sobre as modalidades e os termos e condições dos contratos de venda de energia que a Companhia está autorizada a celebrar, uma vez que são contratos vinculados a Editais de Leilão e, portanto, não passíveis de negociação. Desde 2004, o Governo Federal vem implantando novas políticas para o setor de energia. Por exemplo, em 15 de março de 2004, foi aprovada a Lei do Modelo do Setor Elétrico, que alterou substancialmente as diretrizes até então vigentes e as regras aplicáveis à venda de energia elétrica no Brasil. A constitucionalidade da Lei do Modelo do Setor Elétrico foi contestada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio de ações diretas de inconstitucionalidade. Em 11 de outubro de 2006, o Supremo Tribunal Federal indeferiu as medidas cautelares das ações diretas de inconstitucionalidade, por 7 votos a 4, declarando que, em princípio, a Lei do Modelo do Setor Elétrico não viola a Constituição Federal. O mérito das ações diretas de inconstitucionalidade ainda não foi julgado, sendo que, em 6 de janeiro de 2009, a Procuradoria Geral da República deu parecer favorável pela improcedência do pedido. Caso a Lei do Modelo do Setor Elétrico seja declarada inconstitucional, os agentes do setor elétrico, incluindo a Companhia, poderão ser adversamente afetados. A exemplo da Lei n.º , de 15 de março de 2004, que instituiu o Novo Modelo do Setor Elétrico, alterando substancialmente a comercialização de energia no Brasil, a Medida Provisória n.º 579, convertida na Lei n.º , de 11 de janeiro de 2013, instituiu o programa de redução do custo de energia, objetivando o aumento da competitividade e da produtividade nacionais, em consonância com o princípio da modicidade tarifária e a segurança energética. Pela Lei n.º , as concessões outorgadas antes da publicação da Lei n.º de 1995 e não licitadas, poderão ser renovadas uma única vez pelo prazo de 30 anos, se atendidas as seguintes condições: (i) geração hidrelétrica: submeter-se à remuneração por tarifa calculada pela ANEEL, à comercialização de energia elétrica em regime de cotas e aos padrões de qualidade do serviço fixados pela ANEEL; (ii) transmissão: submeter-se à remuneração por receita calculada pela ANEEL e aos padrões de qualidade do serviço fixados pela agência; e (iii) distribuição: submeter-se às condições específicas, ainda não definidas, estabelecidas no contrato de concessão ou termo aditivo. PÁGINA: 30 de 332

37 4.1 - Descrição dos fatores de risco O regime de cotas consiste na alocação da energia proveniente das usinas hidrelétricas, que aderiram à Medida Provisória n.º 579, às concessionárias de distribuição. O processo de alocação de cotas foi estabelecido pela Resolução ANEEL n.º 521 de 2012 e os valores definidos por meio da Resolução ANEEL n.º de As medidas introduzidas pela Lei n.º permitiram, em média, redução das tarifas de energia de 18% para a classe residencial e de até 32% para a classe industrial. O efeito integral das reformas introduzidas pela Lei do Modelo do Setor Elétrico e sua continuidade, o resultado final da ação perante o Supremo Tribunal Federal e reformas futuras na regulamentação do setor elétrico são difíceis de prever, sendo que as mesmas poderão ter um impacto negativo sobre os negócios e resultados operacionais da Companhia. Eventuais alterações no Preço de Liquidação das Diferenças podem afetar de maneira adversa os negócios das empresas do setor de energia elétrica, inclusive a Companhia. O Preço de Liquidação das Diferenças ( PLD ) é utilizado para valorar a compra e venda de energia no Mercado de Curto Prazo. O PLD é determinado em base semanal, considerando três patamares de carga, para cada submercado do sistema elétrico brasileiro. A definição dos submercados contempla a seguinte divisão do sistema elétrico brasileiro: Norte, Nordeste, Sudeste/Centro-Oeste e Sul. O PLD é calculado em base ex-ante (considerando informações previstas de disponibilidade de suprimento e previsão de carga) para as semanas que se iniciam aos sábados e terminam na sexta feira, podendo conter dias de dois meses adjacentes. O preço servirá para a liquidação de toda a energia não contratada entre os Agentes. Dentre os fatores que podem afetar o PLD estão (i) a variação de oferta e demanda de um período; (ii) queda dos níveis dos reservatórios das hidrelétricas; (iii) aumento do despacho de termelétricas e; (iv) atraso da entrada de funcionamento de novas geradoras. Caso algum desses fatores pressione o PLD a um aumento substancial e haja a necessidade de contratação de energia no curto prazo, a Companhia poderá sofrer um efeito negativo em seu fluxo de caixa no curto prazo. Eventual cobrança do Tribunal de Contas da União referente à neutralidade dos itens da parcela de custos não gerenciáveis ( Parcela A ) poderá afetar de maneira negativa os negócios do setor de energia elétrica e ter um efeito adverso para os negócios e resultados da Companhia. Em novembro de 2009, a ANEEL instituiu processo de Audiência Pública nº 043/2009 ( AP 043 ) para obter subsídios e informações para adequação da metodologia de cálculo do reajuste tarifário anual, mediante Aditivo ao Contrato de Concessão das Distribuidoras, visando à neutralidade dos itens da Parcela A (captura dos efeitos econômico-financeiros decorrentes das variações de mercado sobre Energia Comprada, Transmissão e Encargos Setoriais). O processo da AP 043 culminou na aprovação do Modelo Padrão do Aditivo ao Contrato de Concessão das Distribuidoras por parte da ANEEL, nos termos do Despacho nº 245/2010. No Modelo Padrão, a metodologia de cálculo do reajuste tarifário anual foi alterada de modo a capturar os efeitos econômico-financeiros das variações de mercado sobre os Encargos Setoriais a partir de fevereiro de 2010 (Neutralidade da Parcela A). Tramitou no Tribunal de Contas da União ( TCU ) um parecer de sua área técnica recomendando aos ministros da corte que as distribuidoras de energia do país fossem obrigadas a devolver o montante teoricamente cobrado a mais dos consumidores durante pelo menos sete anos devido aos possíveis ganhos das distribuidoras referente aos efeitos econômico-financeiros das variações de mercado sobre os Encargos Setoriais. Este processo foi julgado em 10 de dezembro de 2012, sendo que o plenário do TCU decidiu que o órgão não possui competência para obrigar o ressarcimento do suposto montante e determinou que a ANEEL mantenha disponível a qualquer interessado a fórmula de cálculo dos reajustes tarifários anuais a partir de fevereiro de 2010, para subsidiar eventuais pedidos de reparação de danos no Judiciário. Em dezembro de 2012, Associações de Consumidores e o Deputado Federal Eduardo da Fonte ofereceram embargos de declaração com efeitos infringentes face a decisão do TCU. O TCU votou em dezembro o resultado final, tendo o resultado final apontando favorável para as distribuidoras por 5 a 2, declarando que não há reembolso aos consumidores. Esta decisão enfraquece significantemente a possibilidade de êxito no PDC10 (proposta de decreto) que tramita no senado federal. Eventuais alterações na regulamentação das agências reguladoras podem ter um efeito prejudicial no setor de energia elétrica, inclusive nos negócios e resultados da Companhia. Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional, que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle social das agências reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre outros pontos, a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os Ministérios a que estiverem vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela qualidade dos serviços prestados e acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações dos usuários, seja contra a atuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo Presidente da República. Caso a mencionada lei entre em vigor, as medidas dela decorrentes poderão reduzir as atribuições da ANEEL, passando o Poder Concedente, por outro lado, sobretudo o MME ao qual a ANEEL é vinculada, a ter maior atuação e influência no setor elétrico brasileiro. As alterações a serem aprovadas poderão afetar negativamente as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a Companhia. Alterações nas leis e regulamentos ambientais podem afetar de maneira adversa os negócios das empresas do setor de energia elétrica, inclusive a Companhia. As empresas do setor elétrico estão sujeitas a uma rigorosa legislação ambiental nas esferas federal, estadual e municipal no tocante, dentre outros, à prevenção, à poluição e às intervenções em áreas especialmente protegidas. Tais empresas necessitam de licenças e autorizações de agências governamentais para a condução de suas atividades. Na hipótese de violação ou não cumprimento de tais leis, regulamentos, licenças e autorizações, PÁGINA: 31 de 332

38 4.1 - Descrição dos fatores de risco as empresas podem sofrer sanções administrativas, tais como multas, embargo ou suspensão de atividades, cancelamento de licenças e revogação de autorizações, além de responsabilização civil e criminal. As agências governamentais ou outras autoridades podem também editar novas regras mais rigorosas ou buscar interpretações mais restritivas das leis e regulamentos existentes, que podem obrigar as empresas do setor de energia elétrica, incluindo a Companhia, a gastar recursos adicionais na adequação ambiental, inclusive obtenção de licenças ambientais para instalações e equipamentos que não necessitavam anteriormente dessas licenças ambientais. As agências governamentais ou outras autoridades podem, ainda, atrasar de maneira significativa a emissão das licenças e autorizações necessárias para o desenvolvimento dos negócios de empresas do setor elétrico, inclusive da Companhia, podendo causar atrasos em cronogramas de implantação de projetos. Qualquer ação neste sentido por parte das agências governamentais poderá afetar de maneira negativa os negócios do setor de energia elétrica e ter um efeito adverso para os negócios e resultados da Companhia. A ocorrência de danos ambientais envolvendo as atividades da Companhia pode sujeitá-la ao pagamento de substanciais custos de recuperação ambiental e indenizações, que podem afetar negativamente os negócios da Companhia e o valor de mercado dos valores mobiliários por ela emitidos. As atividades do setor de distribuição de energia podem causar danos ao meio ambiente, dentre eles contaminações ambientais decorrentes do manuseio de equipamentos isolados a óleo. A legislação estadual (Lei nº , de 8 de julho de 2009) impõe àquele que direta ou indiretamente causar degradação ambiental o dever de gerenciar as áreas contaminadas, assim como a legislação federal impõe o dever de reparar ou indenizar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados, independentemente da existência de culpa. A legislação federal também prevê a desconsideração da personalidade jurídica da empresa poluidora, bem como responsabilidade pessoal dos administradores para viabilizar o ressarcimento de prejuízos causados à qualidade do meio ambiente. Como consequência, os sócios e administradores da empresa poluidora poderão ser obrigados a arcar com o custo da reparação ambiental. O pagamento de substanciais despesas para recuperação do meio ambiente e indenizações ambientais pode obrigar a Companhia a retardar ou redirecionar investimentos em outras áreas e ter um efeito adverso sobre os resultados da Companhia. No âmbito municipal, especificamente no Município de São Paulo, vigora a Portaria 80, de 14 de outubro de 2005, que estabelece o licenciamento ambiental na SVMA (Secretaria do Verde e do Meio Ambiente) para as atividades de reforma com ampliação de tensão ou de corrente nominal e de implantação de novas unidades de Linhas de Transmissão e Subestações dos sistemas de geração, de transmissão e de distribuição de energia elétrica, com tensão nominal igual ou superior a 69 kv. Esta mesma Portaria estabelece o Estudo de Viabilidade Ambiental (EVA) para utilidades com tensão nominal de 69 kv a 230 kv, o que é aplicável à Companhia. Esta Portaria se mostra mais restritiva do que as demais normas legais, ao prever a adoção de medidas de precaução, estruturais e operacionais e técnicas economicamente viáveis que visem à diminuição dos campos elétricos e magnéticos gerados nas áreas de livre acesso à população em geral, mediante limites bem severos para ambos. Caso a Companhia não tenha êxito em seguir referida Portaria, estará sujeita à aplicação das sanções previstas na Lei nº 9.605, de 12 de fevereiro de 1998, e no Decreto Federal nº 6.514, de 22 de julho de Adicionalmente, a emissão das licenças poderá ficar comprometida, impossibilitando a operação e a realização das obras de expansão, manutenção e melhoria do sistema. Projeto especiais (alteamento de estruturas, linhas subterrâneas, faixas de segurança mais largas, dentre outros) para atendimento aos limites da Portaria tendem a tornar as obras mais caras, impactando negativamente no orçamento da Companhia. Qualquer dificuldade na satisfação de garantias exigidas para Compras de Energia de acordo com a regulação da ANEEL poderá impedir a Companhia de adquirir a energia necessária para o atendimento de seu mercado consumidor e consequentemente poderá ter um efeito adverso nas operações da Companhia. Nos termos da Lei do Modelo do Setor Elétrico, do Decreto nº 5.163/2004 e de acordo com a regulação expedida pela ANEEL, a Companhia deve oferecer garantias específicas relativas à compra de energia em leilões. O montante destas garantias é variável conforme o montante de energia a ser adquirida e consistem em tipos diferentes. Um tipo de garantia diz respeito à habilitação da Companhia à participação dos leilões, o que é feito mediante depósito bancário além de outros procedimentos regulados necessários a habilitação. O valor depositado é posteriormente devolvido à Companhia. Realizado o leilão, a Companhia deve apresentar garantias específicas aos vendedores para fins da efetiva contratação da energia. Esta garantia tem vigência ao longo da duração do contrato de compra de energia (Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado CCEAR) e pode ser: (i) Cartas de Fiança Bancária, (ii) Certificado de Depósito Bancário (CDB), (iii) Títulos Federais, (iv) Seguro Garantia e (v) Quotas de Fundo de investimento extra mercado. A eventual não satisfação dessas garantias pode impedir a Companhia de adquirir a energia necessária ao atendimento de seu mercado. A Companhia pode não ter condições de satisfazer tempestivamente essas exigências regulamentares, o que acarretaria impacto adverso nos seus negócios. O confisco temporário ou expropriação permanente dos ativos das distribuidoras pode afetar adversamente suas condições financeiras e resultados operacionais. A União pode retomar o serviço de distribuição de energia elétrica de qualquer distribuidora para atender o interesse público, mediante lei específica que autorize tal retomada e pagamento de prévia indenização. Tais razões incluem desastre natural, guerra, perturbações públicas significativas, ameaças contra a paz interna ou por razões econômicas e por outras razões relacionadas à segurança nacional. Referida situação ocasionaria efeitos adversos significativos na condição financeira da Companhia e não se pode garantir que a eventual compensação seja adequada ou que tal pagamento seja realizado em tempo. A perda da concessão pode afetar significativamente a capacidade da Companhia de continuar suas operações, o que pode ocasionar um efeito adverso relevante em seu resultado operacional e/ou em sua condição financeira. i. Relacionados aos países estrangeiros onde o emissor atue Não aplicável, pois a Companhia atua somente em território brasileiro. PÁGINA: 32 de 332

39 4.1 - Descrição dos fatores de risco PÁGINA: 33 de 332

40 4.2 - Comentários sobre expectativas de alterações na exposição aos fatores de risco 4.2 Expectativas de redução ou aumento na exposição da Companhia a riscos relevantes São monitorados, constantemente, os riscos do negócio que possam impactar de forma adversa as operações e resultados da Companhia, inclusive mudanças no cenário macroeconômico e setorial que possam influenciar as suas atividades, analisando índices de preços e de atividade econômica, assim como a oferta e demanda de energia elétrica. Administra-se de forma conservadora a posição de caixa e o capital de giro da Companhia. Atualmente, não foi identificado o cenário de aumento ou redução na exposição da Companhia aos riscos mencionados acima. Adicionalmente, em relação aos riscos operacionais que a Companhia enfrenta, a administração entende que a atual apólice de seguro Patrimonial, do tipo Riscos Operacionais, que garante o pagamento de indenização com relação a sinistros que atinjam o seu patrimônio, é adequada. Maiores informações vide item 7.9 deste Formulário de Referência. PÁGINA: 34 de 332

41 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 4.3 Processos judiciais, administrativos e arbitrais relevantes em que a Companhia ou suas controladas são parte (processos não sujeitos a segredo de justiça) A Companhia está atualmente envolvida em processos judiciais e administrativos sobre diversas questões legais, regulatórias e administrativas, inclusive processos relacionados a aumentos de tarifa, responsabilidade civil, responsabilidade fiscal, obrigações trabalhistas, previdenciárias e questões ambientais, sendo que a maioria destes processos originou-se do curso regular dos negócios da Companhia. Em 31 de dezembro de 2012, a Companhia figurava em demandas judiciais, sendo: (i) como ré, das quais são processos judiciais fiscais, são processos judiciais trabalhistas e são processos judiciais cíveis (incluindo imobiliário e plano cruzado), e (ii) processos como autora, dos quais 69 são processos judiciais fiscais, 4 processos judiciais trabalhistas e processos judiciais cíveis. Em 31 de dezembro de 2012, as provisões relativas a esses processos representavam R$485,5 milhões, dos quais R$ 50,4 milhões se relacionaram a disputas fiscais, R$ 56,4 milhões a processos judiciais cíveis, R$ 280,6 milhões a processos judiciais trabalhistas, R$ 5,4 milhões a processos administrativos ambientais e questões ambientais, R$ 68,9 milhões a processos regulatórios e R$23,8 milhões a provisões para outras contingências. A tabela a seguir apresenta as provisões da Companhia e valores depositados judicialmente em 31 de dezembro de 2012: Em 31 de dezembro de 2012 (em R$ milhões) Provisão Depósitos Judiciais Tributárias 50,4 164,8 Cíveis 56,4 30,7 Trabalhistas 280,6 265,8 Administrativo Ambiental / Questão Ambiental 5,4 - Regulatórios 68,9 - Outros 23,8 - Total 485,5 461,3 O cálculo dos valores a serem provisionados reflete a melhor expectativa de perda das ações judiciais, apurado conjuntamente pelos advogados externos e internos, responsáveis pela condução dos processos. Somente encontram-se provisionados valores relativos aos processos cujo prognóstico de perda apurado conjuntamente com os advogados internos e externos é provável. Ressalta-se que alguns processos tributários são provisionados, independente do seu prognóstico, em razão de tratar-se de uma obrigação legal. Com relação aos casos cujo prognóstico apurado em conjunto com os advogados internos e externos é possível, ressalta-se nas demonstrações financeiras tão somente aqueles apontados como relevantes, seguindo os critérios estipulados pela Companhia. Não há como assegurar que o valor provisionado será suficiente para cobrir eventuais condenações. Ademais, há ações cujo valor não pode ser estimado, cuja provisão não foi realizada. O efeito de uma decisão desfavorável nessas ações pode ter um impacto negativo sobre o negócio da Companhia. Abaixo são descritos os processos mais relevantes para a Companhia, assim considerados aqueles que tenham potencial de impacto financeiro adverso, de dano à imagem e/ou às atividades da Companhia: Contingências Tributárias A Companhia é parte em aproximadamente disputas tributárias, sendo 69 ações em que a Companhia figura como autora e ações em que a Companhia figura como ré, cujas provisões em 31 de dezembro de 2012 somavam R$50,4 milhões. Contribuições ao PIS Processo n a) juízo Justiça Federal, Seção Judiciária de São Paulo b) instância Instância Superior (STJ) c) data de instauração 16/08/2006 d) partes no processo Autor: AES Eletropaulo Réu: União Federal e) valores, bens ou direitos R$38.9 milhões (atualizado até dezembro de 2012), relativo à eventual aplicação de envolvidos multa de mora de 20% (valor não contempla principal e juros). f) principais fatos A Companhia é parte de um processo que visa assegurar o direito de compensar pagamentos de PIS feitos entre 1988 e 1995, período durante o qual os Decretos- Lei nº e nº aumentaram a base de cálculo do PIS. O montante total do crédito da Companhia é de R$ 276 milhões, dos quais já compensou R$ 247 milhões que correspondiam a R$ 513,1 milhões em 31 de dezembro de 2010, com base numa decisão inicial favorável proferida em setembro de Em fevereiro de 2003, o Governo Federal ingressou com recurso, que foi julgado e teve o respectivo acórdão publicado em 1º de fevereiro de 2006, por meio do qual restou reconhecido o direito da Companhia aos aludidos créditos, porém com a observância de prazo prescricional de apenas cinco anos. Como a decisão de segunda instância continha vícios a Companhia opôs Embargos de Declaração, PÁGINA: 35 de 332

42 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes recebidos no efeito suspensivo. Tal decisão reduz drasticamente o crédito da Companhia. Todavia, considerando a jurisprudência dominante no Superior Tribunal de Justiça - STJ, no sentido de que o prazo prescricional, em casos como esse é de 10 anos, a Companhia interpôs Recurso Especial ao STJ, visando resgatar a integralidade de seu crédito. O recurso foi julgado parcialmente favorável, reconhecendo que a Companhia poderá retroceder 10 anos em busca dos pagamentos indevidos para compensar créditos de PIS com débitos do próprio PIS. Com base em precedente do Supremo Tribunal Federal, os Decretos-Leis mencionados acima foram considerados inconstitucionais e os pagamentos a maior foram devolvidos como créditos aos contribuintes. As chances de perda envolvidas nesse processo são remotas no que tange ao reconhecimento do crédito, e possíveis quanto à compensação já ocorrida entre parte de tal crédito e outros tributos. Aguardando julgamento pelo Supremo Tribunal Federal do recurso interposto pela União. Em maio de 2012 tivemos decisão transitada em julgado favorável à Companhia quanto à discussão dos créditos. Restam ainda execuções fiscais que tratam das compensações dos créditos discutidos nesta ação judicial, que mesmo se julgadas desfavoravelmente por alguma questão formal, o direito do crédito permanece assegurado por conta do trânsito em julgado, sendo que, neste cenário, a Companhia terá que desembolsar o valor de R$ 38,9 milhões, atualizado até 31 de dezembro de 2012, relativo à eventual aplicação de multa de mora de 20%. A estimativa do valor a desembolsar refere-se unicamente a eventual multa, uma vez que o valor de tributo e juros a pagar e a recuperar seriam equivalentes. A Companhia entende que o processo é relevante devido ao valor envolvido. g) chance de perda Possível (para a compensação) h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão desfavorável, a Companhia terá que desembolsar o valor de R$38,9 milhões (atualizado até dezembro de 2012), relativo à eventual aplicação de multa de mora de 20%), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando o valor envolvido. i) valor provisionado Não aplicável Processo n a) juízo Execuções Fiscais Federais b) instância 2ª instância c) data de instauração 06/05/2008 d) partes no processo Autor: União Federal Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos R$204,0 milhões (atualizado até dezembro de 2012). envolvidos f) principais fatos Discussão judicial relativa aos débitos de PIS decorrentes das modificações na base de cálculo deste tributo impostas pela Medida Provisória n 1.407/1996. Em abril de 1996, a Companhia apresentou ação judicial visando à inaplicabilidade das normas instituídas por esta Medida Provisória, discussão que terminou somente em 2008 com decisão favorável à Fazenda Nacional. Valendo-se desta decisão, a Receita Federal, por meio de Execução Fiscal, exigiu o pagamento dos valores de PIS que deixaram de ser recolhidos em razão da não aplicação da mencionada legislação. Contudo, em oposição às pretensões da Receita Federal, a Companhia apresentou defesa sustentando que os valores pretendidos pela Fazenda Nacional encontramse atingidos pela decadência, uma vez que durante os anos de 1996 e 2008, os débitos tributários não haviam sido formalmente constituídos, conforme prevê o artigo 142 do Código Tributário Nacional. A decisão de 1ª instância foi desfavorável, aguardando-se decisão em 2ª instância. Os assessores legais da Companhia consideram como possíveis as chances de perda desta discussão, razão pela qual não foi constituída provisão. A Companhia entende que o processo é relevante devido ao valor envolvido. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há Caso sobrevenha decisão desfavorável, a Companhia terá que desembolsar o valor de R$204,0 milhões (atualizado até dezembro de 2012), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando o valor envolvido. Contribuições ao PASEP Processo n a) juízo Justiça Federal PÁGINA: 36 de 332

43 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes b) instância 2ª instância c) data de instauração 09/11/2006 d) partes no processo Autor: AES Eletropaulo Réu: União Federal e) valores, bens ou direitos R$38,7 milhões (atualizado até dezembro de 2012). envolvidos f) principais fatos Trata-se de Mandado de Segurança apresentado com o objetivo de suspender a exigibilidade de supostos débitos de PASEP apurados no Processo Administrativo n /90-51, bem como afastar todo e qualquer procedimento tendente à inscrição dos mesmos no CADIN e na Dívida Ativa da União Federal e, portanto, sua cobrança judicial. A Liminar foi indeferida e o crédito inscrito na Dívida Ativa da União. Diante disto, a Companhia distribuiu Ação Cautelar, na qual foi deferida a medida Liminar que suspendeu a exigibilidade do crédito mediante apresentação de fiança bancária. Aguardando julgamento em 2ª instância. A Companhia entende que o processo é relevante devido ao valor envolvido. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não aplicável Caso sobrevenha decisão desfavorável, a Companhia terá que desembolsar o valor de R$38,7 milhões (atualizado até dezembro de 2012), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando o valor envolvido. Contingências Trabalhistas A Companhia é parte em disputas trabalhistas, sendo 4 ações em que a Companhia figura como autora e ações em que a Companhia figura como ré, cujas provisões em 31 de dezembro de 2012 somavam R$280,6 milhões. A maioria dos processos de natureza trabalhista em que a Companhia figura no polo passivo envolvem pedidos de ex-empregados próprios, empregados ativos e ex-empregados de empresas prestadoras de serviços. Em geral, os pedidos versam sobre: equiparação salarial, horas extras, horas de sobreaviso, adicional de periculosidade, multa de 40% sobre o Fundo de Garantia por Tempo de Serviço FGTS decorrente de expurgos de planos econômicos e responsabilidade subsidiária da Companhia, em razão de inadimplemento das obrigações trabalhistas devidas pelas empresas prestadoras de serviços, dentre outras matérias. Ademais, dentre essas, existem ações que foram transferidas da Justiça Comum para a Justiça do Trabalho em razão da Emenda 45 de 31 de dezembro de 2004 que versa sobre diferença da multa sobre o saldo de FGTS de 40%, incidente sobre dos expurgos inflacionários, bem como ações de indenizações por dano moral ou patrimonial decorrentes da relação de trabalho. A Companhia já procedeu ao depósito judicial total de R$265,8 milhões, para garantia do pagamento de execuções trabalhistas. Para constituição da provisão relacionada às contingências trabalhistas, a Companhia adotou o critério de calcular individualmente os processos com decisão e, em relação aos processos sem decisão, aplicar o percentual de procedência sobre a média das condenações, a partir de casos julgados envolvendo matérias semelhantes. A Companhia foi processada e poderá ser processada novamente no futuro, pelo Sindicato que representa seus empregados, atualmente o Sindicato das Indústrias de Energia Elétrica do Estado de São Paulo. As demandas apresentadas envolvem diversas questões de natureza trabalhista, dentre elas, destacam-se horas extras, adicional de periculosidade e outras. O Sindicato pode mover processos contra a Companhia como representante dos empregados da mesma e, portanto, a amplitude dessas demandas poderá alcançar todos os empregados da Companhia. A Companhia não tem como prever quais demandas serão feitas pelo Sindicato no futuro e quais serão os montantes envolvidos numa eventual condenação nestes processos. Uma condenação a pagamentos ou obrigação de fazer (que envolvam um investimento adicional por parte da Companhia para atendê-las) poderá impactar adversamente as atividades e resultados da Companhia. Contingências Cíveis A Companhia é parte em aproximadamente disputas cíveis, sendo ações em que a Companhia figura como autora e ações em que a Companhia figura como ré, cujas provisões em 31 de dezembro de 2012 somavam R$56,4 milhões. De uma maneira geral, os processos de natureza cível em que a Companhia figura no pólo passivo envolvem ações de natureza consumerista, vinculadas ao contrato de fornecimento de energia elétrica, ações indenizatórias decorrentes de acidentes na rede elétrica e de danos em geral, e ações discutindo a ilegalidade das majorações das tarifas de energia elétrica realizadas pelas Portarias do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE) n 38/86 e 45/86 durante o chamado Plano Cruzado. Por outro lado, as ações em que a Companhia figura como autora consistem em execuções e ações de cobrança em virtude do inadimplemento do contrato de fornecimento de energia elétrica. Além disso, a Companhia também é parte em alguns processos em relação à sua privatização. Naquela ocasião, determinados segmentos da população brasileira se opuseram à privatização de empresas de infraestrutura e diversas privatizações foram questionadas em juízo. Com base no fato de que nenhuma das empresas privatizadas sofreu consequências relevantes como resultado desse litígio, acredita-se que o efeito final destes processos não terá, da mesma forma, um impacto prejudicial relevante sobre a situação financeira ou sobre os resultados das operações da Companhia. Eletrobrás Contrato de Financiamento Processo n a) juízo 5ª Vara Cível da Comarca do Rio de Janeiro b) instância 1ª instância c) data de instauração 1º de fevereiro de 1989 PÁGINA: 37 de 332

44 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes d) partes no processo Autor: Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás Réu: AES Eletropaulo e CTEEP Companhia de Transmissão de Energia Elétrica de São Paulo S.A. e) valores, bens ou direitos Aproximadamente R$1,31 bilhão (atualizado até dezembro de 2012) envolvidos f) principais fatos Em novembro de 1986 a Eletropaulo Eletricidade de São Paulo S.A. ( Eletropaulo Estatal ), obteve através do Contrato de Financiamento ECF 1046/86 empréstimo das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. ( Eletrobrás ). Tendo em vista os questionamentos que surgiram acerca da periodicidade da correção monetária incidente sobre o valor financiado e a impossibilidade de se chegar a um entendimento com a Eletrobrás, em dezembro de 1988 a Eletropaulo Estatal propôs Ação de Consignação em Pagamento contra a Eletrobrás. Ao propor a demanda acima mencionada, a Eletropaulo Estatal realizou o depósito judicial do valor que apurou como representativo do saldo devedor, qual seja, aquele que era composto pelo valor principal acrescido de correção monetária anual. Após apresentar a sua defesa na Ação de Consignação em Pagamento, em abril de 1989 a Eletrobrás ajuizou Ação de Cobrança contra a Eletropaulo Estatal perante a 5ª Vara Cível da Comarca do Rio de Janeiro ( 5ª Vara Cível ), fundamentando seu pedido de cobrança na alegação de que os valores depositados na Ação de Consignação não estavam de acordo com os termos do Contrato de Financiamento ECF 1046/86, já que este, de acordo com a interpretação da Eletrobrás, previa correção monetária mensal do valor principal e não anual conforme sustentado pela Eletropaulo Estatal. Durante o andamento de ambas as ações, foi firmado o Protocolo de Cisão em 22 de dezembro de 1997, onde a Eletropaulo Estatal foi cindida em 4 empresas, quais sejam: atual Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. ( Companhia ), Bandeirante Energia S.A. ( Bandeirante ), Empresa Metropolitana de Águas e Energia S/A. ( EMAE ) e Empresa Paulista de Transmissão de Energia S/A. ( EPTe ), sendo que esta última acabou por ser incorporada pela Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista ( CTEEP ). Em abril de 1999, a 5ª Vara Cível, em decisão de primeira instância, julgou tanto a Ação de Cobrança como a Ação de Consignação em Pagamento em favor da Eletrobrás, reconhecendo, na primeira ação, que a correção monetária do Contrato de Financiamento ECF 1046/86 é mensal e, na segunda ação, que o valor depositado pela Eletropaulo Estatal não estava de acordo com os termos do mencionado Contrato, reconhecendo que a Eletropaulo Estatal estava em mora com a Eletrobrás. Ao não enviar os termos da sentença para uma reanálise do Tribunal de Justiça do Estado do Rio de Janeiro ( TJRJ ), na medida em que não apresentou quaisquer dos Recursos cabíveis à época em que as ações foram sentenciadas, a Eletropaulo Estatal sagrou-se perdedora em todas as questões referentes à correção monetária do referido Contrato de Financiamento. Em setembro de 2001, a Eletrobrás iniciou Ação de Execução, também na 5ª Vara Cível, e, com base no seu entendimento dos termos constantes do Protocolo de Cisão da Eletropaulo Estatal exigiu, em termos proporcionais da Companhia (90,11%) e da CTEEP (9,89%) os valores que lhes teriam sido transferidos como passivo. Por conta de tal posicionamento, foi exigido da CTEEP o pagamento de valor correspondente ao depositado na Ação de Consignação em Pagamento (valor principal do Contrato de Financiamento acrescido de correção monetária anual) e da Companhia de valor que corresponde aos atuais R$1,3 bilhão, quantia que representa a diferença entre a correção anual e a correção mensal do Contrato de Financiamento, devidamente atualizado até dezembro de Em novembro de 2002, em decisão de primeira instância, a 5ª Vara Cível não acolheu os argumentos da Companhia e a manteve como parte do processo, sendo que desta decisão foi apresentado recurso perante o Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro ( TJRJ ). Em setembro de 2003 o TJRJ acolheu todos os argumentos levados pela Companhia, acabando por reconhecer, com base no Protocolo de Cisão da Eletropaulo Estatal, que a Companhia não seria responsável pela quitação do Contrato de Financiamento ECF 1046/86, já que o passivo por ele representado PÁGINA: 38 de 332

45 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes teria sido vertido à EPTE, empresa incorporada pela CTEEP. Tendo em vista a decisão que lhes foi desfavorável a Eletrobrás, em dezembro de 2003, e a CTEEP em março de 2004, apresentaram recursos ao Superior Tribunal de Justiça (STJ) e ao Supremo Tribunal Federal (STF) com vistas à cassação da decisão do TJRJ. Sem adentrar nos mérito dos processos ou nas disposições do Contrato de Financiamento, em junho de 2006, o STJ reverteu a decisão que eximia a Companhia de qualquer responsabilidade pelos débitos discutidos no processo e a excluía da relação litigiosa. De acordo com a mencionada Corte Superior, o litígio entre as partes requer ampla dilação probatória e apreciação de questões através de procedimento que não a Exceção de Pré-Executividade interposta e, por tal motivo, o processo deveria retornar à primeira instância (5ª Vara Cível) para uma completa análise das questões que envolvem as três empresas (Companhia, CTEEP e Eletrobrás), o Contrato de Financiamento e o Protocolo de Cisão da Eletropaulo Estatal. Contra esta decisão perante o STJ foram apresentados, em dezembro de 2006, Embargos de Declaração e, em abril de 2007, Embargos de Divergência e Recurso Extraordinário, sendo que todos os recursos foram decididos contra a Companhia. Tendo sido apresentados todos os recursos cabíveis, tanto no STJ como no STF, e não cabendo qualquer outra medida, o processo foi devolvido à primeira instância (5ª Vara Cível). Paralelamente, em fevereiro de 2008, a CTEEP ajuizou Ação Ordinária contra a Companhia e a Eletrobrás perante a 5ª Vara Cível, sendo que o referido processo visa à obtenção de decisão que reconheça a CTEEP como não responsável pelo pagamento de qualquer quantia que esteja sendo cobrada pela Eletrobrás em virtude das ações que tiveram por objeto a discussão dos termos do Contrato de Financiamento ECF 1046/86. Em setembro de 2008, a Companhia apresentou sua defesa, sendo que tal demanda no momento se encontra suspensa para análise de questões referentes ao local correto para julgamento do feito. No dia 17 de abril de 2009, com base no Código de Processo Civil Brasileiro ( CPC ), a Eletrobrás solicitou que seja iniciado o procedimento judicial de Liquidação de Sentença por Arbitramento perante a 5ª Vara Cível, procedimento este que visa auferir o valor em discussão através de trabalho a ser realizado por perito judicial. Em 26 de maio de 2009 a Companhia apresentou manifestação concordando com a apuração de valores através de cálculos por Liquidação de Sentença, mas ressalvando que neste processo a forma mais adequada para apuração de valores seria a Liquidação de Sentença por Artigos, e não por Arbitramento, como sugerido pela Eletrobrás, na medida em que diversos dos pontos do Protocolo de Cisão da Eletropaulo Estatal devem ser analisados em sua plenitude, já que não foram observados pela sentença de 1999, em especial toda e qualquer questão relativa a qual das empresas cindidas (Companhia e/ou CTEEP) cabe a responsabilidade pelo pagamento. Em 25 de fevereiro de 2010 a D. Juíza da 5ª Vara Cível acolheu o pedido de Liquidação de sentença por Arbitramento, sendo que em vista dos termos da mencionada decisão, a Companhia apresentou Embargos de Declaração à 5ª Vara Cível postulando que a liquidação de sentença seja processada na modalidade de Artigos, e a Eletrobrás apresentou impugnação à nomeação do perito, sendo que ambos foram rejeitados pela D. Juíza da 5ª Vara Cível em 4 de Março de Contra a rejeição de seu recurso, em 31 de Março de 2010, a Companhia apresentou Agravo de Instrumento perante o TJRJ, o qual foi acolhido em 15 de Abril de 2010, para determinar a ampla produção de provas acerca dos fatos que norteiam a responsabilidade pelo pagamento do débito, restando decidido que a liquidação da sentença seja processada na modalidade de Artigos, conforme requerido pela Companhia. Em março de 2011 a Companhia tomou conhecimento que, em 6 de dezembro de 2010, a Eletrobrás teria solicitado a iniciação do processo de liquidação e que por tal motivo, o processo teria sido submetido à análise da 5ª Vara Cível. Em julho de 2011 a 5ª Vara Cível determinou que a Companhia e a CTEEP apresentassem suas respostas ao pedido de início da liquidação por artigos, o que PÁGINA: 39 de 332

46 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes foi feito pela Companhia em 10 de agosto de 2011 e pela CTEEP em 26 de julho de Em dezembro de 2012 foi proferida decisão de 1ª. instância, julgando antecipadamente a liquidação por artigos, atribuindo à AES Eletropaulo a responsabilidade pelo pagamento do saldo de correção monetária, referente ao Contrato de Financiamento ECF 1046/86, firmado com a Eletrobrás. Tal decisão não considerou a ordem para que fosse realizado o procedimento de liquidação da sentença com ampla produção de provas, do STJ e do TJRJ, bem como desconsiderou o pedido de produção de provas apresentado pelas partes. Contra a decisão acima referida, em 07 de janeiro de 2013, a Companhia apresentou recurso ao TJRJ, pedindo a imediata suspensão da execução, bem como a posterior anulação da decisão, para que seja determinada a realização de ampla produção de provas, inclusive perícia. Em 21 de janeiro de 2013 tornou-se pública a Liminar concedida pelo Desembargador Carlos Santos de Oliveira, do Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro ( Liminar ), acatando pedido preliminar do recurso interposto pela Companhia contra a decisão proferida em 12 de dezembro de 2012 pela 5ª. Vara Cível no processo número Com a concessão da Liminar, o procedimento de 1ª. instância fica suspenso, aguardando o julgamento do recurso apresentado pela Companhia. Uma vez revertida a decisão desfavorável à Companhia, a estimativa é que os trabalhos periciais não se encerrem em prazo inferior à 6 meses a ser contado do início dos trabalhos periciais. Ao final dos trabalhos, caberá ao perito apontar o montante da dívida e o responsável pelo pagamento. Encerrado o procedimento judicial de liquidação de sentença, e se forem apurados valores a serem pagos pela Companhia, a Eletrobrás poderá reiniciar o processo de execução contra a Companhia, sendo que, quando tal fato acontecer, para que a Companhia possa se defender, será necessário apresentar garantia nos termos do CPC. Ainda de acordo com o disposto no CPC, a Eletrobrás terá o direito de solicitar ao juízo da causa o levantamento da garantia ofertada pela Companhia, mesmo antes da decisão final. Na eventualidade da solicitação da Eletrobrás ser deferida, a Companhia poderá ter um desembolso de caixa e impacto negativo em seu resultado, uma vez que o referido desembolso passará a ser tratado como um ativo contingente em vista da possibilidade de sua recuperação quando da decisão final do mérito da causa. Os assessores legais da Companhia mantêm a classificação de êxito como possível. A Companhia entende que o processo é relevante devido ao valor envolvido. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há Como mencionado, de acordo com os advogados externos da Companhia, o prognóstico dessa ação é possível. Caso sobrevenha decisão final (irrecorrível) desfavorável, a Companhia terá que desembolsar o valor de aproximadamente R$1,31 bilhão (atualizado até dezembro de 2012), o que resultará em um impacto adverso nas finanças da Companhia e nos seus resultados. AIT Santo Amaro Pedido de Compra nº Processo n a) juízo 6ª Vara Cível do Foro Regional de Santo Amaro da Comarca de São Paulo b) instância 2ª instância c) data de instauração 26 de junho de 2002 d) partes no processo Autor: AIT Automação Industrial e Telecomunicações Ltda. Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos R$98,5 milhões (atualizado até 31 de dezembro de 2012) envolvidos f) principais fatos A AIT ajuizou ação indenizatória, por meio da qual requereu o pagamento de indenização em razão de suposta perda de participação no mercado de informática que teria sido ocasionada pelo descumprimento e posterior rompimento do contrato firmado com a Eletropaulo Estatal. A autora pleiteia ainda o ressarcimento: a) dos PÁGINA: 40 de 332

47 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes valores que teria pago nas rescisões trabalhistas de seus funcionários; b) dos juros e encargos de mora relativos aos tributos que não foram pagos nas datas de seus vencimentos; e, c) dos encargos decorrentes de empréstimos contraídos em virtude do inadimplemento do contrato pela Companhia. Proferida decisão pela 1ª instância, com base em um dos cenários apresentados pelo perito judicial, decidindo que a AIT deveria receber R$ 51 milhões pelos danos sofridos. A Companhia agora discute a questão em sede recursal. A Companhia entende que o processo é relevante devido ao valor envolvido. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar perda aproximadamente o valor de R$98,5 milhões (atualizado até 31 de dezembro de 2012), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando os valores envolvidos. i) valor provisionado Não há Ação Civil Pública Restabelecimento de Energia Processo n a) juízo 7ª Vara da Fazenda Pública da Comarca da Capital/SP b) instância 1ª instância c) data de instauração 22 de junho de 2011 d) partes no processo Autor: Estado de São Paulo Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos envolvidos (i) o restabelecimento do fornecimento de energia no prazo máximo de 4 (quatro) horas no caso de interrupção; (ii) concessão do desconto de 2% na fatura de cada consumidor atingido por falha no fornecimento; (iii) indenização dos consumidores pelos danos causados a aparelhos elétricos e bens perecíveis; e (iv) restabelecimento da qualidade do fornecimento, nos moldes e índices definidos pela ANEEL, sem qualquer expurgo, sob pena de multa de 2% do faturamento mensal da Companhia. f) principais fatos O Estado de São Paulo e a Fundação de Proteção e Defesa do Consumidor - PROCON ajuizaram Ação Civil Pública em 22 de junho de 2011 contra a Companhia, perante a Justiça Estadual do Estado de São Paulo, com fundamento na interrupção no fornecimento de energia no período entre os dias 07 e 09 de junho de 2011, quando a cidade de São Paulo foi atingida por um ciclone extratropical agravado por intensas chuvas. Essa ação visa (i) ao restabelecimento do fornecimento de energia no prazo máximo de 4 (quatro) horas no caso de interrupção; (ii) concessão do desconto de 2% na fatura de cada consumidor atingido por falha no fornecimento; (iii) indenização dos consumidores pelos danos causados a aparelhos elétricos e bens perecíveis; e (iv) restabelecimento da qualidade do fornecimento, nos moldes e índices definidos pela ANEEL, sem qualquer expurgo, sob pena de multa de 2% do faturamento mensal da Companhia. Por conta de um recurso apresentado pelos autores, o Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo ( TJSP ) concedeu Liminar determinando à Companhia que, no caso de interrupção no fornecimento de energia elétrica procedesse com o restabelecimento dos serviços no prazo máximo de 4 (quatro) horas, sob pena de multa no montante de R$500 mil por hora de atraso no restabelecimento. Após ser citada dos termos da ação e da liminar concedida, a Companhia apresentou recurso perante o Superior Tribunal de Justiça ( STJ ), o qual determinou a suspensão da decisão do TJSP. Contra tal decisão, o PROCON apresentou recurso em 10 de outubro de 2011, o qual foi rejeitado pelo STJ em dezembro de A Companhia apresentou sua contestação em 14 de outubro de Em setembro de 2012, em razão de pedido da ANEEL onde afirma ser necessária sua intervenção no processo, foi publicada decisão proferida pelo juízo de 1ª instância determinando a remessa do caso para a Justiça Federal. Em novembro de 2012, o processo foi remetido à Justiça Federal de São Paulo. A Companhia entende que o processo é relevante em razão da matéria discutida. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há. Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar valores, os quais, em razão da atual situação do processo, não são passíveis de quantificação em 31 de dezembro de PÁGINA: 41 de 332

48 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processos envolvendo o Ministério Público Federal Ação Civil Pública Recomposição Tarifária Contrato Bilateral Processo n a) juízo Tribunal Regional Federal da Terceira Região b) instância 2ª instância c) data de instauração 5 de dezembro de 2003 d) partes no processo Autor: Ministério Público Federal Réu: AES Eletropaulo e ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica e) valores, bens ou direitos envolvidos Desconsiderar, na composição tarifária, os valores de compra e venda de energia no contrato firmado entre a Companhia e a AES Tietê, bem como o reembolso aos clientes por tarifas supostamente cobradas a maior em 2003, em decorrência da alegada onerosidade excessiva do contrato em questão. f) principais fatos O Ministério Público Federal instaurou Ação Civil Pública contra a Companhia e a ANEEL visando à desconsideração dos valores do contrato firmado entre a Companhia e a AES Tietê na composição tarifária, bem como o reembolso aos clientes por tarifas supostamente cobradas a maior em A Liminar foi indeferida e contra esta decisão foi interposto recurso ao Tribunal Regional Federal da 3ª região, ao qual foi negado provimento. Após a apresentação das contestações e consequentes réplicas, a demanda foi julgada improcedente. Em março de 2012, o recurso apresentado pelo Ministério Público Federal foi acolhido para determinar que o processo passe por uma perícia para apurar se houve eventual onerosidade excessiva para os consumidores da Companhia, sendo que contra tal decisão, foi apresentado pela Companhia pedido de esclarecimento, rejeitado em junho de Em 3 de julho de 2012 a Companhia apresentou recurso ao STJ contra a decisão que reformou a sentença de improcedência da ação O valor econômico envolvido não pode ser estimado, por se tratar de ação civil pública e os eventuais desembolsos em caso de condenação da Companhia deverão ser requeridos pelos usuários supostamente lesados. Conforme informações dos assessores legais da Companhia, as chances de perda desta ação são possíveis. A Companhia entende que o processo é relevante em razão da matéria discutida. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar valores, os quais, dado o atual andamento do processo, não são passíveis de quantificação em 31 de dezembro de 2012, sendo que no presente caso eventuais desembolsos em caso de condenação da Companhia deverão ser requeridos pelos usuários supostamente lesados. Ação Civil Pública Plano Cruzado ASSOBRAEE Processo n (Apelação ) a) juízo Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo b) instância 2ª Instância c) data de instauração 5 de janeiro de 2006 d) partes no processo Autor: ASSOBRAEE Associação Brasileira de Consumidores de Água e Energia Elétrica Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos Devolução de supostos valores pagos indevidamente por todos os usuários de envolvidos energia elétrica no período compreendido entre março e novembro de 2006 f) principais fatos A ASSOBRAEE alega que a AES Eletropaulo, nos meses de março a novembro de 1986, teria se beneficiado do aumento supostamente ilegal de 20% na cobrança de suas tarifas de energia elétrica fixado pelas Portarias nº. 38/1986 e 45/1986 do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica ( DNAEE ) durante a vigência do Plano Cruzado. À vista disso, requer a devolução dos valores pagos por todos os usuários de energia elétrica naquele período. Em 14 de março de 2011 sobreveio decisão de 1ª instância favorável à AES Eletropaulo, sendo consignado que por não ser a ASSOBRAEE legitimada a representar consumidores comerciais e industriais, únicos afetados pelas mencionadas portarias, a mesma carecia do direito de mover ação coletiva contra a AES Eletropaulo. A ASSOBRAEE apresentou recurso. Em 31 de dezembro de 2012 aguarda-se julgamento do recurso apresentado pela ASSOBRAEE. A Companhia entende que o processo é relevante em razão da matéria discutida. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar PÁGINA: 42 de 332

49 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes perda valores, os quais, dado o atual andamento do processo, não são passíveis de quantificação em 31 de dezembro de O valor deste processo não é possível de ser determinado em função de depender de ações individuais dos consumidores. i) valor provisionado Não há Ação Popular Maruzan Conrado Processo n a) juízo 1ª Vara Cível da Comarca de Taboão da Serra b) instância 1ª Instância c) data de instauração 26 de janeiro de 2006 d) partes no processo Autor: Maruzan Conrado Oliveira Réus: AES Eletropaulo, SABESP, Município de Taboão da Serra e Fernando Fernandes Filho e) valores, bens ou direitos envolvidos Desconstituição de Acordo de Reconhecimento, Confissão e Parcelamento de Dívida celebrado entre o Réu Fernando Fernandes Filho e as co-rés Companhia e SABESP, bem como sejam ressarcidos os danos que supostamente teriam sido causados ao Erário Público. Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar o valor de aproximadamente R$ 21,8 milhões. f) principais fatos Em 26 de janeiro de 2006, o Sr. Maruzan Conrado Oliveira, propôs ação popular contra a Companhia, a SABESP, o Município de Taboão da Serra e o Sr. Fernando Fernandes Filho visando a desconstituição do acordo de Reconhecimento, Confissão e Parcelamento de dívida celebrado entre os co-réus, bem como o ressarcimento dos danos que supostamente teriam sido causados ao erário público. De acordo com o autor os Termos de Confissão de Dívidas pactuados pela Municipalidade não estariam em consonância com a Lei de Responsabilidade Fiscal, pois culminariam na assunção de despesas que não poderiam ser cumpridas integralmente dentro do respectivo mandato do Sr. Fernando Fernandes de Oliveira. O processo encontra-se em fase de instrução. A Companhia entende que o processo é relevante devido ao valor envolvido. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar o valor de aproximadamente R$21,8 milhões atualizados até 31 de dezembro de 2012, o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando os valores envolvidos. ECOVIAS - Uso do Solo Processo n (REsp ) a) juízo Superior Tribunal de Justiça b) instância Superior c) data de instauração 28 de agosto de 2003 d) partes no processo Autor: Ecovias dos Imigrantes S.A. Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos Declaração de legitimidade de cobrança de preço público pelo uso de solo. envolvidos f) principais fatos Em 28 de agosto de 2003, a Concessionária Ecovias dos Imigrantes S/A ajuizou demanda judicial contra Companhia visando legitimar a cobrança de preço público pelo uso do solo ocupado pelos postes de iluminação, instalados nas faixas de domínio das rodovias por ela administradas, pretendendo também emitir autorização para fixação de postes. A Ecovias teve seu pleito provido parcialmente no STJ em 16 de março de 2012, e contra tal decisão a Companhia já apresentou seu recurso. Em abril de 2012 a Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - ABRADEE requereu seu ingresso no processo como parte interessada. A Companhia entende que o processo é relevante em razão da matéria discutida. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar valores, os quais ainda não são passíveis de quantificação, em 31 de dezembro de Ação Civil Pública Recomposição Tarifária Inclusão Benefício Fiscal Juros sobre Capital Próprio PÁGINA: 43 de 332

50 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo n a) juízo 11ª Vara Cível Federal da Seção Judiciária de São Paulo b) instância 1ª instância c) data de instauração 16 de novembro de 2004 d) partes no processo Autor: Ministério Público Federal Réu: AES Eletropaulo e ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica e) valores, bens ou direitos Indevida contabilização dos benefícios gerados pelo pagamento de juros sobre envolvidos capital próprio na composição tarifária f) principais fatos Por conta da análise da Revisão Tarifária de 2003, o Tribunal de Contas da União emitiu parecer desfavorável à ANEEL e à Companhia, fazendo constar em seu acórdão que a Companhia teria sido beneficiada indevidamente em razão da indevida contabilização dos benefícios gerados pelo pagamento de juros sobre capital próprio na composição tarifária. Em vista de tais argumentos, o Ministério Público Federal propôs Ação Civil Pública contra a Companhia e a ANEEL, visando o reconhecimento e consequente extinção do benefício que alega ter sido gerado de forma indevida, bem como a devolução aos clientes dos valores supostamente cobrados a maior. Com a apresentação de defesa pelas partes requeridas e o encerramento da fase de produção de provas, o processo foi julgado favoravelmente em primeira instância à Companhia, sendo mencionado que não houve qualquer benefício indevido por parte da mesma. Conforme informações dos assessores legais da Companhia, as chances de perda da ação são possíveis. A Companhia entende que o processo é relevante em razão da matéria discutida. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar valores, os quais ainda não são passíveis de quantificação, em 31 dezembro de Ação Civil Pública - Baixa Renda Processo n a) juízo Tribunal Regional Federal da 3ª Região b) instância 2ª instância c) data de instauração 1º de junho de 2005 d) partes no processo Autor: Ministério Público Federal e Pro Teste Associação Brasileira de Defesa do Consumidor Réu: AES Eletropaulo e ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica e) valores, bens ou direitos Enquadramento de consumidores no baixa renda envolvidos f) principais fatos O Ministério Público Federal e a Pro Teste ingressaram com uma Ação Civil Pública contra a Companhia e a ANEEL requerendo o enquadramento de todos os consumidores na sub-classe baixa renda, e que fossem assim faturadas as contas das unidades consumidoras incluídas nos empreendimentos habitacionais de interesse social. O pedido de tutela antecipada para determinar o imediato enquadramento dos mencionados consumidores na sub-classe baixa renda foi indeferido e esta decisão foi objeto de recurso da Pro-Teste para o Tribunal Regional Federal da 3ª Região ( TRF ), sendo mantida a decisão de indeferimento. Em outubro de 2008 a demanda foi julgada improcedente. Contra a decisão que lhes foi desfavorável, os autores apresentaram recursos perante o TRF. O valor envolvido nesta ação não pode ser estimado, uma vez que se trata de Ação Civil Pública e, em sendo alterado o teor da decisão que foi favorável à Companhia, os usuários deverão requerer individualmente o cumprimento e os benefícios decorrentes da decisão. Conforme informações dos assessores legais da Companhia, as chances de perda da ação são possíveis. A Companhia entende que o processo é relevante em razão da matéria discutida. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar valores, os quais, dado o atual andamento do processo não são passíveis de quantificação em 31 de dezembro de Ação Civil Pública - Suspensão do Fornecimento Processo n a) juízo 2ª Vara da Fazenda Pública da Comarca de Santo André b) instância 2ª instância PÁGINA: 44 de 332

51 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes c) data de instauração 06 de janeiro de 2006 d) partes no processo Autor: Departamento de Assistência Judiciária e Defesa do Consumidor de Santo André Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos Ação do Departamento de Assistência Judiciária e Defesa do Consumidor de Santo envolvidos André f) principais fatos Foi ajuizada pelo Departamento de Assistência Judiciária e Defesa do Consumidor de Santo André Ação Civil Pública objetivando (i) impedir a suspensão do fornecimento de energia elétrica dos usuários do Município de Santo André em virtude da apuração de fraude nas instalações de medição, (ii) a declaração de nulidade dos termos de confissão de dívida firmados com os munícipes de Santo André, com a consequente devolução em dobro dos valores eventualmente recebidos indevidamente e, ainda, (iii) que no caso de apuração de fraudes, seja a Companhia obrigada a demonstrar a autoria e materialidade das eventuais fraudes apuradas bem como estipular critérios objetivos para sua apuração. Decisão parcialmente procedente em 1ª instância, declarando nulas as confissões de dívidas firmadas pela ameaça de corte, determinando ainda que o prazo para a cobrança por motivo de corte não exceda em um ano e que os cortes não mais ocorram, além de condenação por danos morais. Em 31 de dezembro de 2012 o processo aguardava discussão em 2ª instância. Os valores envolvidos são inestimáveis e, conforme opinião dos assessores legais da Companhia, as chances de perda nesta ação são possíveis. A Companhia entende que o processo é relevante em razão da matéria discutida. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá impacto em suas operações, bem como terá que desembolsar valores, os quais, dado o atual andamento do processo, não são passíveis de quantificação em 31 de dezembro de Ação Civil Pública Contas Vencidas Processo n a) juízo 23ª Vara Federal da Seção Judiciária de São Paulo b) instância 2ª instância c) data de instauração 15 de abril de 2005 d) partes no processo Autor: Ministério Público Federal Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos Cobrança de contas vencidas envolvidos f) principais fatos O Ministério Público Federal ajuizou Ação Civil Pública contra a Companhia objetivando (1) definir o prazo de prescrição da cobrança de valores referentes a contas de consumo em atraso para 90 dias, de acordo com o Código de Defesa do Consumidor (CDC), (2) também de acordo com o CDC, a restituição em dobro de qualquer quantia que tenha sido erroneamente cobrada de consumidores que assinaram confissões de dívida que eram parcialmente ou totalmente compostas de débitos de terceiros (ex proprietários, inquilinos ou ocupantes), e, por fim, (3) que ANEEL fiscalize o cumprimento de tais determinações pela Companhia. Pela 1ª instância foi proferida sentença parcialmente procedente, determinando que seja procedido o reembolso dos valores erroneamente cobrados de consumidores que assinaram confissões de dívida que eram parcialmente ou totalmente compostas de débitos de terceiros. Contra tal decisão a Companhia apresentou recurso perante o Tribunal Regional Federal da 3ª Região, o qual aguarda julgamento. Pelo Ministério Público Federal foi requerido o imediato cumprimento da decisão de 1ª instância, sendo que no momento está em curso o cumprimento da parte da sentença que determina a identificação dos Consumidores porventura atingidos pela decisão e a quantificação do valor envolvido na demanda judicial. Conforme informações dos assessores legais da Companhia, as chances de perda da ação são possíveis. A Companhia entende que o processo é relevante em razão da matéria discutida. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá impacto em suas operações, bem como terá que desembolsar valores, os quais, dado o atual andamento do processo, não são passíveis de quantificação em 31 de dezembro de Plano Cruzado PÁGINA: 45 de 332

52 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Alguns grandes consumidores industriais iniciaram processo judicial contra a Companhia contestando aumentos de tarifa concedidos pelo DNAEE, o antecessor da ANEEL, em 1986, durante o período em que o plano de estabilização econômica do Governo Federal (Plano Cruzado) estabeleceu o controle governamental de todos os preços de produtos e serviços. Em 31 de dezembro de 2012, a Companhia é parte em 130 processos desta natureza, representando uma contingência total, no valor de R$16,0 milhões, totalmente provisionada, uma vez que a Companhia entende que o prognóstico de perda das referidas ações é provável. Processos Ambientais LTA Pirituba-Bandeirante City Boaçava Processo n /5-00 a) juízo Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo b) instância Supremo Tribunal Federal c) data de instauração 28 de fevereiro de 2001 d) partes no processo Autor: Sociedade de Amigos do Bairro City Boaçava Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos Impedir o reforço na linha de transmissão LTA Pirituba-Bandeirante 3-4 envolvidos f) principais fatos A Sociedade Amigos do Bairro City Boaçava moveu Ação Civil Pública que visa impedir o reforço na linha de transmissão LTA Pirituba-Bandeirante 3-4, sob a alegação de que as radiações oriundas dos campos eletromagnéticos gerados pela referida linha produzem efeitos danosos aos seres humanos que residem em suas imediações. Foi proferida sentença parcialmente procedente determinando que a Companhia reduza o campo eletromagnético gerado pela linha a 1 (um) micro-tesla a uma altura de um metro e meio do solo, sob pena de multa diária de R$ 500 e, ainda, ao custeio da medição diária do referido campo. Contra a mencionada decisão, foi interposto Recurso de Apelação, o qual foi julgado em desfavor da Companhia. Em vista das questões constitucionais contidas na decisão, foi interposto Recurso Extraordinário, o qual aguarda julgamento perante o Supremo Tribunal Federal ( STF ). Em 3 de março de 2011, por conta de um requerimento apresentado pela Companhia, o STF suspendeu os efeitos da decisão do Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo ( TJSP ) até o julgamento do mérito do recurso apresentado. Em junho de 2011 a ANEEL requereu seu ingresso no processo na qualidade de amicus curiae. Em setembro de 2011, o STF reconheceu que a matéria discutida no recurso apresentado pela Companhia é de Repercussão Geral. Em junho de 2012, em atendimento à decisão de 1ª instância, foram iniciadas as medições de campos eletromagnéticos, enquanto aguarda-se o julgamento do recurso apresentado no STF. Em 21 de setembro de 2012, o Ministro Dias Toffoli, relator do caso no STF, convocou Audiência Pública para ouvir o depoimento de pessoas com autoridade e experiência sobre o tema relativo ao campo eletromagnético de linhas de transmissão de energia elétrica. Segundo a decisão que convocou a Audiência Pública, o debate reclama análise que ultrapassa os limites do estritamente jurídico, uma vez que demanda abordagem técnica e interdisciplinar em variados aspectos, devendo-se discutir, entre outras coisas: i) quais os efeitos da radiação eletromagnética de baixa frequência sobre o meio ambiente e saúde pública; ii) que investimentos e tecnologias são necessários para se reduzir o campo eletromagnético das linhas de transmissão; e iii) quais são as repercussões práticas e econômicas de tal redução sobre o fornecimento de energia elétrica. Em 07 de novembro de 2012, o STF proferiu decisão admitindo o ingresso da União Federal no processo como Amicus Curiae. Em 19 de dezembro de 2012, o STF publicou uma lista com os 24 participantes que irão expor na Audiência Pública que será realizada em Brasília nos dias 6, 7 e 8 de Março de 2013, a questão dos campos eletromagnéticos gerados por linhas de transmissão. Conforme informações dos assessores legais da Companhia, as chances de perda da ação são possíveis. A Companhia entende que o processo é relevante devido ao valor envolvido e em razão da matéria discutida abrir precedente para demandas similares em todo o território nacional. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar valores, os quais, dado o atual andamento do processo não são passíveis de quantificação em 31 de dezembro de 2012, além de abrir precedente para demandas similares. ETD Panorama Cidade Jardim Processo n ( ) PÁGINA: 46 de 332

53 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes a) juízo Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo b) instância 2ª instância c) data de instauração 4 de dezembro de 2000 d) partes no processo Autor: Sociedade Amigos da Cidade Jardim Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos Impedir a construção da ETD Panorama envolvidos f) principais fatos A Sociedade Amigos da Cidade Jardim moveu uma Ação Civil Pública que visa impedir a construção da ETD Panorama, sob a alegação de que as radiações oriundas dos campos eletromagnéticos gerados pela referida ETD produzem efeitos danosos aos seres humanos que residem em suas imediações. A ação foi julgada improcedente e foram opostos embargos de declaração pela parte contrária, que foram rejeitados. Em 31 de dezembro de 2012, aguardava-se julgamento do recurso interposto pela Sociedade perante o Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo. Os assessores legais da Companhia consideram as chances de perda possíveis. A Companhia entende que o processo é relevante em razão da matéria discutida. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda i) valor provisionado Não há Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar valores, os quais, dado o atual andamento do processo não são passíveis de quantificação em 31 de dezembro de Represa Guarapiranga Processo n (953/96) a) juízo Supremo Tribunal Federal b) instância Superior c) data de instauração 20 de setembro de 1996 d) partes no processo Autor: Ministério Público do Estado de São Paulo Réu: AES Eletropaulo e Associação Desportiva Cultural Eletropaulo e) valores, bens ou direitos envolvidos Reparação de supostos danos ambientais que teriam sido ocasionados pela construção de um clube esportivo e recreativo às margens da Represa de Guarapiranga, mediante as alternativas consistentes (i) na implantação de um projeto ambiental devidamente aprovado junto ao órgão ambiental competente, ou (ii) na cessão ao Estado de uma área verde desocupada, localizada em zona de mananciais (desde que devidamente aprovada pelo órgão ambiental competente). f) principais fatos Em 23 de dezembro de 2004 o Ministério Público Estadual moveu Ação Civil Pública em face da Companhia e da Associação Desportiva Cultural Eletropaulo visando a reparação de supostos danos ambientais que teriam sido ocasionados pela construção de um clube esportivo e recreativo às margens da Represa de Guarapiranga. A ação foi julgada procedente condenando as rés, solidariamente, ao cumprimento de obrigação de fazer visando a implementação de medidas de reparação ambiental, bem como à demolição total das obras e construções situadas na área denominada de "primeira categoria", com a implementação do plantio de árvores indicado na perícia técnica realizada. As rés terão 90 dias, a contar da notificação da fase de execução, para adimplir a referida obrigação de fazer, sob pena de multa diária de R$1 mil, sem prejuízo da possibilidade do MP providenciar o cumprimento da obrigação às expensas das rés. As rés também foram condenadas ao pagamento da quantia de R$15 milhões (atualizados até 31 de dezembro de 2012) pelos danos ambientais irreversíveis, sendo que alternativamente ao pagamento da condenação, as rés poderão optar por uma das alternativas trazidas pelo perito no laudo técnico. Essas alternativas consistem (i) na implantação imediata de um projeto ambiental devidamente aprovado junto ao órgão ambiental competente, avaliado na ordem de R$306 mil (atualizado até 31 de dezembro de 2012, equivale a aprox. R$1,2 milhão), ou (ii) na cessão ao Estado de uma área verde desocupada, localizada em zona de mananciais e também avaliada em R$306 mil (desde que devidamente aprovada pelo órgão ambiental competente). A sentença condenatória foi integralmente mantida em 2ª instância, tendo a Companhia apresentado recursos aos tribunais superiores, os quais não foram acolhidos pela 2ª Instância e tiveram seus seguimentos negados. Contra tais negativas em junho de 2007, a Companhia apresentou recursos diretamente aos tribunais superiores, sendo que, em março de 2008, o STJ decidiu não acolher o recurso apresentado pela Companhia. Por sua vez, em 5 de junho de 2012, o STF também decidiu não acolher o recurso apresentado pela Companhia, o que tornou definitiva a sentença condenatória. A decisão de mérito desfavorável à Companhia transitou em julgado em 10 de agosto de 2012, justificando a provisão já constituída para o seu cumprimento. A Companhia entende que o processo é relevante por tratar de questões ambientais. PÁGINA: 47 de 332

54 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes g) chance de perda Provável h) impacto em caso de Cumprimento da obrigação de fazer, visando a implementação de medidas de perda reparação ambiental, bem como a demolição total das obras e construções situadas na área denominada de primeira categoria, com a implementação do plantio de árvores indicado na perícia técnica realizada. i) valor provisionado R$2 milhões (atualizado até 31 de dezembro de 2012), sendo R$1,2 milhão na área jurídica e R$0,8 milhão na área ambiental. Processos Administrativos Regulatórios Dentre os Processos Administrativos Regulatórios, a Companhia possui 2 com valores provisionados relevantes. Os processos são os seguintes: PROCESSO Nº 008/TN 017/2011 a) juízo Não aplicável b) instância ANEEL c) data da instauração 02/04/2011 d) partes no processo Autor: ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos envolvidos (valor original) R$ ,96 f) principais fatos A penalidade aplicada é decorrente da fiscalização realizada no período de 07/12/2010 a 04/02/2011, na BRR 2010, para verificar se as práticas contábeis e econômico-financeiras da concessionária estão em conformidade com o MCSE, legislação e regulamentação aplicáveis. g) chances de perda Provável h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão final totalmente desfavorável, a Companhia terá que desembolsar R$136,7 milhões (valor histórico), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando os valores envolvidos e provisionados. i) valor provisionado R$ ,00 PROCESSO Nº 122/TN 091/2011 a) juízo Não aplicável b) instância ANEEL c) data da instauração 19/12/2012 d) partes no processo Autor: ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos envolvidos (valor original) R$ ,14 f) principais fatos A penalidade aplicada é decorrente da fiscalização realizada no período de 01/03/2011 a 01/06/2011, na BRR 2011, para verificar se as práticas contábeis e econômico-financeiras da concessionária estão em conformidade com o MCSE, legislação e regulamentação aplicáveis. g) chances de perda Provável h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar R$ ,14, o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando o valor envolvido e o provisionado. PÁGINA: 48 de 332

55 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes i) valor provisionado R$ ,00 PROCESSO Nº 0373/TN 1899/09 a) juízo Não aplicável b) instância ARSESP c) data da instauração 15/02/2012 Autor: ARSESP - Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São d) partes no processo Paulo Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos envolvidos (valor original) R$ ,52 f) principais fatos A penalidade aplicada é decorrente da Avaliação de atendimento Comercial (infraestrutura dos postos e lojas de atendimento) e Faturamento (ano base 2009), realizada no período de 02/02/2009 a 13/02/2009. g) chances de perda Provável h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar R$ 2,6 milhões (valor original), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando o valor envolvido e o provisionado. i) valor provisionado R$ ,52 PROCESSO Nº 0339/TN 2186/11 a) juízo Não aplicável b) instância ARSESP c) data da instauração 26/07/2011 Autor: ARSESP - Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São d) partes no processo Paulo Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos envolvidos (valor original) R$ ,08 f) principais fatos A penalidade aplicada é decorrente da Verificação dos fatos decorrentes dos eventos climáticos de 07 a 09 de Junho de 2011 e que resultaram em aumento nos tempos de restabelecimento de interrupções. g) chances de perda Provável h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar R$ 4,8 milhões (valor original), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando o valor envolvido e o provisionado. Apresentado recurso ao AI. Aguardando decisão. i) valor provisionado R$ ,08 PROCESSO Nº 0396/TN 2233/11 a) juízo Não aplicável b) instância ARSESP c) data da instauração 04/10/2012 PÁGINA: 49 de 332

56 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes d) partes no processo Autor: ARSESP - Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos envolvidos (valor original) R$ ,15 f) principais fatos A penalidade aplicada é decorrente da verificação das condições de conservação e manutenção da rede elétrica, em virtude de acidente fatal em Diadema, em fiscalização realizada no período de 12/05/2012 a 13/05/2012. g) chances de perda Possível h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar R$ ,15 (valor original). Apresentado recurso ao AI. Aguardando decisão. i) valor provisionado R$ ,15 PROCESSO Nº 0389/TN 2240/11 a) juízo Não aplicável b) instância ARSESP c) data da instauração 10/07/2012 Autor: ARSESP - Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São d) partes no processo Paulo Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos envolvidos (valor original) R$ ,37 f) principais fatos A penalidade aplicada é decorrente do monitoramento dos Indicadores de Conformidade de Nível de Tensão (Medições Amostrais). g) chances de perda Provável h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar R$ 1,3 milhão (valor original), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando o valor envolvido e o provisionado. i) valor provisionado R$ ,37 Para mais informações sobre os procedimentos judiciais e administrativos, vide nota explicativa nas informações trimestrais ITRS referentes ao trimestre encerrado em 31 de dezembro de PÁGINA: 50 de 332

57 4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores 4.4. Processos judiciais, administrativos e arbitrais, que não estejam sob sigilo, em que a Companhia ou suas controladas são parte e cujas partes contrárias são administradores ou ex-administradores, controladores ou ex-controladores ou investidores da Companhia ou de suas controladas A Companhia não é parte de quaisquer processos judiciais, administrativos e arbitrais cujas partes contrárias sejam administradores ou exadministradores, controladores ou ex-controladores ou investidores da Companhia. PÁGINA: 51 de 332

58 4.5 - Processos sigilosos relevantes 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 A Companhia não é parte em nenhum processo sigiloso relevante. PÁGINA: 52 de 332

59 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto 4.6. 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 Ação Declaratória e Auto de Infração CSLL Base Negativa Processo n e / , respectivamente. a) juízo Justiça Federal e Delegacia da Receita Federal de Adm. Tributária, respectivamente. b) instância 2ª instância c) data de instauração 16/08/2006 d) partes no processo Autor: AES Eletropaulo e União Federal, respectivamente. Réu: União Federal e AES Eletropaulo, respectivamente. e) valores, bens ou direitos R$112,2 milhões (atualizado até dezembro de 2012) e R$107,3 milhões, envolvidos respectivamente. f) principais fatos A Companhia propôs Ação Declaratória visando afastar a aplicação da Medida Provisória n /2001, que determinou que as empresas objeto de cisão não poderiam utilizar créditos de base negativa de CSLL. Ocorre que a Companhia já realizou a compensação dos créditos de base negativa de CSLL, no montante de R$112,2 milhões (atualizado até dezembro de 2012) certa de que a Medida Provisória acima mencionada não teria efeito sobre tais créditos em razão do princípio da irretroatividade das normas. Também existe discussão sobre esse assunto no processo administrativo nº / , descrito abaixo. A sentença proferida em primeira instância foi favorável à Companhia. Atualmente aguarda julgamento do recurso interposto pela Fazenda Nacional. A Receita Federal lavrou um Auto de Infração em face da Companhia com vistas à exigência dos eventuais valores de CSLL compensados nos 3º e 4º trimestre de 2005 e anos calendários de 2006 e 2007 com o saldo negativo da base de cálculo da CSLL remanescente, após a cisão parcial da empresa ocorrida em 1997, o qual se encontra em discussão nos autos da ação ordinária nº Segundo o entendimento da Receita Federal, a referida Ação Ordinária não suspende a possibilidade da lavratura do auto de infração. Aguardando julgamento pela 1ª instância administrativa. Decisão de 1ª instância desfavorável. Companhia apresentou Recurso Voluntário e aguarda decisão. A Companhia entende que o processo é relevante devido ao valor envolvido. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão desfavorável, a Companhia terá que desembolsar o valor de R$112,2 milhões (atualizado até dezembro de 2012), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando o valor envolvido. i) valor provisionado Não aplicável Ações de Execução Fiscal referentes ao IPTU, TAXAS E MULTAS MUNICIPAIS Processo n Não aplicável, já que são ações de massa. a) juízo Fazenda Pública Municipal b) instância Não aplicável, já que são ações de massa. c) data de instauração Não aplicável, já que são ações de massa. d) partes no processo Autor: Prefeituras Municipais: Bauru; Cajamar; Carapicuíba; Cotia; Cubatão; Diadema; Embu; Ferraz de Vasconcelos; Guarulhos; Itapecerica da Serra; Itapevi; Itaquaquecetuba; Jandira; Jundiaí; Louveira; Mauá; Osasco; Pindamonhangaba; Poá; Praia Grande; Ribeirão Pires; Rio Grande da Serra; Santo André; Santos; São Bernardo do Campo; São Caetano do Sul; São José dos Campos; São Paulo; São Vicente; São Vicente; Taboão da Serra; Taubaté; e Várzea Paulista. Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos R$2,06 bilhões (atualizado até dezembro de 2012), sendo R$15,4 milhões envolvidos provável, R$8,4 milhões possível e R$2,036 bilhões remota. f) principais fatos A Companhia figura no pólo passivo em diversas execuções fiscais promovidas por diversas Municipalidades que buscam o recolhimento de supostos débitos relativos à IPTU, Taxa de Fiscalizações, Taxa de Anúncio e outros tributos contemplados nas legislações dos respectivos municípios. A Companhia entende que o processo é relevante devido ao valor envolvido. g) chance de perda Provável, possível e remota. h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão desfavorável, em todos os processos mencionados, a Companhia terá que desembolsar o valor total de R$2,06 bilhões (atualizado PÁGINA: 53 de 332

60 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto até dezembro de 2012), inclusive os classificados como perda remota, o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando os valores envolvidos. i) valor provisionado R$15,4 milhões (para perda provável). Contribuição Previdenciária Processo n (embargos n ); (embargos n ) e (embargos n ). a) juízo Justiça Federal b) instância 1ª instância c) data de instauração 13/09/2004; 23/06/2004 e 07/02/2007 d) partes no processo Autor: INSS Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos O valor total das ações representa o montante de R$51,6 milhões (atualizado envolvidos até dezembro de 2012). f) principais fatos Referem-se a execuções fiscais promovidas pelo INSS visando o pagamento de suposta falta de recolhimento de contribuições previdenciárias, que totalizam o valor total de R$ 46,1 milhões (31 de dezembro de 2010). A Companhia apresentou Embargos à Execução para todos os processos, realizando depósito em garantia judicial. Não houve até o presente momento o julgamento das execuções. Os processos se referem aos seguintes aspectos, segregadamente: (i) o processo nº se refere à suposta falta de recolhimento de contribuição previdenciária relativa ao período de jan/1998 até dez/2001; (ii) o processo nº se refere à suposta falta de recolhimento de contribuições previdenciárias relativas à folha de salário do período de jan/99 a ago/00; e (iii) o processo nº se refere à suposta falta de recolhimento da contribuição previdenciária relativa ao período de abr/2001 a ago/2001, assim como o mês de jul/2002. O valor total das ações representa o montante de R$51,6 milhões (atualizado até dezembro de 2012). O 1º e 2º processos aguardam julgamento em 2ª instância. No 3º caso aguarda-se decisão de 1ª instancia. A Companhia entende que o processo é relevante devido ao valor envolvido. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão desfavorável, a Companhia terá que desembolsar o valor de R$51,6 milhões (atualizado até dezembro de 2012), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando os valores envolvidos. i) valor provisionado R$16,2 milhões. FINSOCIAL Processo n / e / a) juízo Esfera Administrativa b) instância 1ª Instância c) data de instauração 07/08/2012 d) partes no processo Autor: Receita Federal do Brasil Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos R$ 129,4 milhões (atualizado até dezembro de 2012), envolvidos f) principais fatos Em razão de decisão definitiva concedida em processo judicial, a Companhia teve reconhecido o direito de compensar os créditos de FINSOCIAL, relativos ao período de setembro de 1989 a março de 1992, bem como seus respectivos expurgos inflacionários (correção monetária). Contudo, por supostas divergências na apuração dos créditos apurados, a Receita Federal não homologou parte das compensações, dando início a uma nova discussão sobre o montante não homologado. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão desfavorável em todos os processos mencionados, a Companhia terá que desembolsar o valor total de R$ 129,4 milhões (atualizado até dezembro de 2012). i) valor provisionado Não Há. COFINS ANISTIA PÁGINA: 54 de 332

61 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto Processo n a) juízo 2ª Vara da Justiça Federal b) instância 2ª Instância c) data de instauração 09/09/1999 d) partes no processo Autor: AES Eletropaulo Réu: União Federal e) valores, bens ou direitos R$ 692 milhões (atualizado até dezembro de 2012) envolvidos f) principais fatos Decisão favorável à AES Eletropaulo em 1ª instância (Nov/2008). Decisão favorável em 2ª instância (Jul/12) quanto ao mérito, mas desfavorável com relação à cobrança de 20%, relativo aos encargos legais, pois estes, no entendimento da Procuradoria da Fazenda, não estariam incluídos na anistia concedida pelo Governo Federal. Diante dessa decisão apresentamos embargos de declaração à 2ª instância, o qual aguarda julgamento. g) chance de perda Possível (R$ 138 milhões)/remoto (R$ 554 milhões) h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão desfavorável, em todos os processos mencionados, a Companhia terá que desembolsar o valor total de R$ 138 milhões (atualizado até dezembro de 2012). i) valor provisionado Não Há. Autuações ANEEL PCLD Processo n MS (Apelação ) e MS (Apelação ) a) juízo 7ª Turma Suplementar do TRF da 1ª Região e 4ª Turma Suplementar do TRF da 1ª Região b) instância 2ª instância c) data de instauração 21 de junho de 2001 e 22 de março de 2001 d) partes no processo Autor: AES Eletropaulo Réu: ANEEL e) valores, bens ou direitos Autos de Infração nº 0027/TN0336/1 e nº 015/TN170, envolvendo R$52,6 envolvidos milhões, no total. f) principais fatos Pela ANEEL foram lavrados dois autos de infração em decorrência da inclusão dos créditos contra o Poder Público na PCLD - Provisão de Créditos de Liquidação Duvidosa. Contra tais autuações, a AES Eletropaulo propôs dois Mandados de Segurança com o objetivo de anular tais autuações. Ambas as ações foram julgadas improcedentes, sendo que contra as decisões de primeira instância foram apresentados os recursos cabíveis, os quais aguardam julgamento pelo Tribunal competente. Com base no último cálculo apresentado pela ANEEL o valor monta a R$52,6 milhões atualizados até 31 de dezembro de Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia Eletropaulo terá que desembolsar o valor acima. A Companhia entende que o processo é relevante devido ao valor envolvido. g) chance de perda Possível h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar valores atualizados dos Autos de Infração, o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando os valores envolvidos de R$52,6 milhões atualizados até 31 de dezembro de i) valor provisionado Não há PÁGINA: 55 de 332

62 4.7 - Outras contingências relevantes 4.7. Outras contingências relevantes A Companhia não possui outras contingências relevantes além daquelas listadas nos itens anteriores. PÁGINA: 56 de 332

63 4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados 4.8. Informações sobre as regras do país de origem de emissor estrangeiro e as regras do país no qual os valores mobiliários do emissor estrangeiro estão custodiados Não aplicável, pois a Companhia é uma sociedade constituída sob as leis brasileiras. PÁGINA: 57 de 332

64 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado 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 exerce 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. Não se tem controle sobre quais medidas ou políticas o governo brasileiro poderá adotar no futuro, e não há como prevê-las. Os negócios da Companhia, sua situação financeira, o resultado das operações e as perspectivas poderão ser prejudicados de maneira significativa por modificações relevantes nas políticas ou normas que envolvam ou afetem fatores, tais como: instabilidade social e política; expansão ou contração da economia global ou brasileira; controles cambiais e restrições a remessas para o exterior; flutuações cambiais relevantes; alterações no regime fiscal e tributário; liquidez dos mercados financeiros e de capitais domésticos; taxas de juros; inflação; política monetária; política fiscal; risco de preço; risco hidrológico; racionamento de energia; e outros acontecimentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos que venham a ocorrer no Brasil ou que o afetem. A incerteza quanto à implementação de mudanças por parte do governo brasileiro nas políticas ou normas que venham a afetar esses ou outros fatores no futuro pode contribuir para a incerteza econômica no Brasil e pode aumentar a volatilidade do mercado brasileiro de valores mobiliários e dos valores mobiliários emitidos no exterior por companhias brasileiras. Tais incertezas e outros acontecimentos futuros na economia brasileira poderão afetar adversamente a Companhia. A instabilidade cambial pode prejudicar a economia brasileira, bem como os negócios da Companhia. Em decorrência de diversas pressões, a moeda brasileira tem sofrido constantes variações com relação ao Dólar e outras moedas fortes ao longo das últimas quatro décadas. Durante todo esse período, o governo brasileiro implementou diversos planos econômicos e utilizou diversas políticas cambiais, incluindo desvalorizações repentinas, minidesvalorizações periódicas (durante as quais a frequência dos ajustes variou de diária a mensal), sistemas de mercado de câmbio flutuante, controles cambiais e mercado de câmbio duplo. De tempos em tempos, houve flutuações significativas da taxa de câmbio entre o Real e o Dólar e outras moedas. Em 2010, o Real teve valorização de 4,3% frente ao dólar e, em 31 de dezembro de 2010, a taxa de câmbio entre o Real e o Dólar era de R$1,6662 por US$1,00. Já durante o ano de 2011, o Real apresentou desvalorização de 11,2% em relação ao Dólar fechando o ano cotado a R$1,8751. Em 2012, a valorização foi de 9%, com um Dólar de R$2,0435. A eventual desvalorização do Real em relação ao dólar aumentará os custos das obrigações da Companhia em moeda estrangeira, que, em 31 de dezembro de 2012 era de R$1.038,7 milhões, particularmente suas obrigações de compra de energia de Itaipu, um dos maiores fornecedores da Companhia, e dessa forma impactando seu custo. Uma grande desvalorização do Real pode afetar de forma significativa a liquidez e fluxo de caixa da Companhia no curto prazo. A desvalorização do Real também cria pressão inflacionária que pode afetar negativamente a Companhia. Usualmente, a desvalorização do Real limita o acesso da Companhia aos mercados de capitais internacionais e pode favorecer a intervenção do estado na economia, incluindo a imposição de políticas recessivas. De acordo com a Lei nº /13, o risco cambial envolvendo a compra de energia da usina de Itaipu deixará de ser de responsabilidade das distribuidoras e passará a ser de responsabilidade da Eletrobrás. Entretanto, esse mecanismo ainda depende de regulamentação da Aneel. O aumento ou a manutenção de elevadas taxas de juros reais pode causar um efeito adverso à economia brasileira e à Companhia. As altas taxas de juros têm afetado adversamente a economia brasileira e podem afetar negativamente os negócios da Companhia. Durante o ano de 2002, o Banco Central aumentou a taxa de juros base do Brasil, de 19,0% para 25,0%, como resultado da crescente crise econômica da Argentina, um dos maiores parceiros comerciais do Brasil, como também do menor nível de crescimento da economia dos EUA e da incerteza econômica causada pelas eleições presidenciais brasileiras, dentre outros fatores. Durante o ano de 2003, o Banco Central reduziu a taxa de juros base do Brasil de 25,5% para 16,5%, refletindo um período favorável e taxas de inflação em linha com a política de metas de inflação do Banco Central. De forma geral, a taxa de juros de curto prazo do Brasil, em decorrência da determinação pelo Banco Central, seguiu tendência de queda chegando ao final de 2012 em nível mínimo histórico, contudo comparando mundialmente se mantêm em alto nível. Em 31 de dezembro de 2007, 2008, 2009, 2010, 2011 e 2012, as taxas de juros de curto prazo foram 11,2%, 13,7%, 8,7%, 10,7%, 11,0% e 7,2% ao ano, respectivamente, conforme o Comitê de Política Monetária COPOM. Com a retomada da inflação e aumento de preços no final de 2012, na ultima reunião do COPOM realizada em Abril de 2013 a taxa SELIC subiu em 0,25 pontos percentuais. As 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 por energia. 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 por energia. PÁGINA: 58 de 332

65 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado A inflação e os esforços do governo brasileiro de combate à inflação podem contribuir significativamente para a incerteza econômica no Brasil, o que pode afetar adversamente a Companhia. No passado, o Brasil registrou índices de inflação extremamente altos. A inflação e algumas medidas tomadas pelo governo brasileiro no intuito de controlá-la, combinada com a especulação sobre eventuais medidas governamentais a serem adotadas, tiveram efeito negativo significativo sobre a economia brasileira, contribuindo para a incerteza econômica existente no Brasil e para o aumento da volatilidade do mercado de valores mobiliários brasileiro. Mais recentemente, a taxa anual de inflação medida pelo IGPM, apurado pela Fundação Getúlio Vargas, caiu de 20,10% em 1999 para 11,3% em 2010, continuou em queda em 2011, fechando o ano com variação de 5,1% e encerrou o ano de 2012 com alta de 7,8%. O índice anual de preços, por sua vez, conforme medida pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA), calculado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística, foi de 8,9% em 1999, 5,9% em 2010, 6,5% em 2011 e 5,8% em As medidas do governo brasileiro para controle da inflação frequentemente têm incluído a manutenção de política monetária restritiva com altas taxas de juros, restringindo assim a disponibilidade de crédito e reduzindo o crescimento econômico. Como consequência, as taxas de juros oficiais no Brasil no final de 2007, 2008, 2009, 2010, 2011 e 2012 foram de 11,2%, 13,7%, 8,7%, 10,7% e 11,0% e 7,2% ao ano, respectivamente, conforme estabelecido pelo COPOM. Eventuais medidas futuras 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 dos seus clientes e pagadores, para compensar os efeitos da inflação sobre a estrutura de seus custos, o que poderá resultar em aumento dos custos da Companhia e afetá-la adversamente. Acontecimentos e a percepção de riscos em outros países, sobretudo em países de economia emergente e nos Estados Unidos e Europa, podem prejudicar o preço de mercado dos valores mobiliários brasileiros, inclusive o preço de mercado dos valores mobiliários da Companhia. O valor de mercado de valores mobiliários de emissão de companhias brasileiras é influenciado, em diferentes graus, pelas condições econômicas e de mercado de outros países, incluindo países da América Latina, outros países de economia emergente, os Estados Unidos e a Europa. Embora a conjuntura econômica desses países possa ser significativamente diferente da conjuntura econômica do Brasil, a reação dos investidores aos acontecimentos nesses outros países pode causar um efeito adverso sobre o valor de mercado dos valores mobiliários de companhias brasileiras. Crises nesses países podem reduzir o interesse dos investidores nos valores mobiliários das companhias brasileiras, inclusive os valores mobiliários de emissão da Companhia. No passado, o desenvolvimento de condições econômicas adversas em outros países do mercado emergente resultou, em geral, na saída de investimentos e, consequentemente, na redução de recursos externos investidos no Brasil. A crise financeira originada nos Estados Unidos no terceiro trimestre de 2008 resultou em um cenário recessivo em escala global, com diversos reflexos, que, direta ou indiretamente, afetaram, e afetam, de forma negativa o mercado acionário e a economia do Brasil, tais como oscilações nas cotações de valores mobiliários de companhias abertas, falta de disponibilidade de crédito, redução de gastos, desaceleração generalizada da economia mundial, instabilidade cambial e pressão inflacionária. Recentemente, a crise da dívida pública Européia levou a uma redução de crédito e posterior aversão ao risco, resultando em um cenário recessivo em escala global, com diversos reflexos, que, direta ou indiretamente, afetaram, e afetam, de forma negativa o mercado acionário e a economia do Brasil, tais como oscilações nas cotações de valores mobiliários de companhias abertas, falta de disponibilidade de crédito, redução de gastos, desaceleração generalizada da economia mundial, instabilidade cambial e pressão inflacionária. Qualquer dos acontecimentos acima mencionados poderá prejudicar o preço de mercado dos valores mobiliários da Companhia, além de dificultar seu acesso ao mercado de capitais e ao financiamento de suas operações no futuro, em termos aceitáveis ou absolutos, o que pode afetar adversamente a Companhia e sua liquidez. Alterações na legislação tributária do Brasil poderão afetar adversamente os resultados 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 e afetar adversamente os preços de energia, podendo impactar, consequentemente, o resultado financeiro da Companhia. Não há garantias de que a Companhia será capaz de manter seus preços, seus fluxos de caixa projetados ou sua lucratividade se ocorrerem aumentos significativos nos tributos aplicáveis às suas operações e atividades. Caso não haja o repasse desses tributos adicionais aos consumidores em valores suficientes e prazo hábil, os resultados operacionais e condição financeira da Companhia podem ser adversamente afetados. O declínio no nível de atividade econômica e a consequente estagnação ou desaceleração do crescimento do produto interno bruto ( PIB ) brasileiro e mundial pode reduzir a demanda da Companhia. Os resultados operacionais da Companhia são afetados pelo nível de atividade econômica no Brasil e no mundo. Uma diminuição da atividade econômica brasileira e mundial tipicamente resulta em redução dos eventos produtivos que, por sua vez, implica redução do consumo de energia elétrica. A desaceleração do crescimento do PIB brasileiro e mundial afeta os resultados operacionais da Companhia adversamente. A diminuição da atividade econômica resulta em redução dos eventos produtivos que por sua vez implica na redução do consumo de energia. Riscos de mercado diretamente relacionados aos negócios da Companhia PÁGINA: 59 de 332

66 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado As operações da Companhia compreendem a distribuição de energia elétrica em 24 municípios, predominantemente da Grande São Paulo, incluindo a capital do Estado, atendendo a aproximadamente 6,5 milhões de unidades consumidoras. Os principais fatores de risco de mercado que afetam o negócio da Companhia podem ser assim descritos: Risco de crédito A Companhia está obrigada, por força de regulamentação do setor de energia elétrica e por cláusula incluída no contrato de concessão, a fornecer energia elétrica para todos os clientes localizados na sua área de concessão, podendo ser adversamente afetada pelo não pagamento de faturas por seus clientes, risco de inadimplência que geraria a constituição de Provisão de Créditos de Liquidação Duvidosa PCLD e, consequentemente, impactaria o resultado da Companhia. Risco de taxa de juros e indexadores A Companhia possui empréstimos relevantes remunerados pela variação do DI, acrescidos de juros contratuais entre 0,90% a 1,75% ao ano. Também possui contrato de dívida com a Fundação CESP que é atualizado por TR acrescido de 8% ao ano ou IGPDI + 6%, dos dois, o maior. Consequentemente, o resultado da Companhia é afetado pela variação desses índices. As aplicações financeiras da Companhia foram efetuadas em fundos com liquidez diária e estão ajustadas pelo valor das quotas desses fundos em 31 de dezembro de Os pagamentos de energia comprada de Itaipu também são afetados pela volatilidade do fator de risco de taxa de câmbio (dólar norteamericano). De acordo com a Lei nº /13, o risco cambial envolvendo a compra de energia da usina de Itaipu deixará de ser de responsabilidade das distribuidoras e passará a ser de responsabilidade da Eletrobrás. Entretanto, esse mecanismo ainda depende de regulamentação da Aneel. Risco de preço Revisão Tarifária Periódica Em conformidade ao seu contrato de concessão, a Companhia passa pelo processo de revisão tarifária periódica a cada 4 anos. Nos processos de revisão tarifária, a Parcela B é calculada através de metodologias a serem definidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ), enquanto no reajuste tarifário essa parcela é ajustada pela variação do IGP-M ajustada do Fator X. Caso a revisão seja realizada com base em metodologias que não reflitam a realidade da Companhia, incluindo os investimentos e custos por ela realizados necessários para sua operação. Tais fatos poderão causar impacto adverso na Companhia e na remuneração adequada dos seus acionistas. A 3ª revisão tarifária da Companhia ocorreu em julho de 2012 concatenado com o reajuste tarifário anual. Em 2 de julho de 2012, a ANEEL, em Reunião Pública de Diretoria realizada nesta mesma data, homologou o resultado da Terceira Revisão Tarifária Periódica da Companhia. O índice de revisão tarifária aprovado foi de -9,33% (efeito médio a ser percebido pelo consumidor) e de -5,60% (efeito econômico), retroativo a 4 de julho de 2011 e aplicável a partir de 4 de julho de Reajuste Tarifário Anual No reajuste anual, que ocorre entre as revisões tarifárias, as empresas distribuidoras de energia elaboram os pleitos para reajuste das tarifas de energia elétrica, com base em fórmula definida no contrato de concessão, que considera para os custos não gerenciáveis (Parcela A), as variações incorridas no período entre reajustes e, para os custos gerenciáveis (Parcela B), a variação do IGP-M, ajustado pela aplicação do Fator X, conforme mencionado anteriormente. Caso os reajustes tarifários não sejam realizados da forma adequada pelo regulador, esse fato pode causar um impacto adverso na Companhia considerando que eventuais custos de compra de energia, subsídios tarifários ou outros daqueles avaliados nos processos de reajuste tarifários, podem não estar devidamente refletidos nas tarifas dos consumidores da distribuidora, causando impacto financeiro adverso à Companhia. Em novembro de 2009, a ANEEL instituiu processo de Audiência Pública nº 043/2009 ( AP 043 ) para obter subsídios e informações para adequação da metodologia de cálculo do reajuste tarifário anual, mediante Aditivo ao Contrato de Concessão das Distribuidoras, visando à neutralidade dos itens da Parcela A (captura dos efeitos econômico-financeiros decorrentes das variações de mercado sobre Energia Comprada, Transmissão e Encargos Setoriais). O processo da AP 043 culminou na aprovação do Modelo Padrão do Aditivo ao Contrato de Concessão das Distribuidoras por parte da ANEEL, nos termos do Despacho nº 245/2010. No Modelo Padrão, a metodologia de cálculo do reajuste tarifário anual foi alterada de modo a capturar os efeitos econômico-financeiros das variações de mercado sobre os Encargos Setoriais a partir de fevereiro de 2010 (Neutralidade da Parcela A). No dia 16 de abril de 2010, as administrações da Companhia e da AES Elpa S.A. ( AES Elpa ) deliberaram pela assinatura do Segundo Aditivo ao Contrato de Concessão para Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica nº 162/ ANEEL entre a Companhia e a União Federal, com a interveniência da AES Elpa. Em 30 de abril de 2010 a matéria foi deliberada na Assembleia Geral de Acionistas da Companhia e da AES Elpa. Paralelamente, em maio de 2010, a ANEEL instituiu o processo de Audiência Pública nº 033/2010 ( AP 033 ) para obter subsídios e informações para a análise e decisão da ANEEL acerca do reconhecimento da legalidade da aplicação da fórmula de Reajuste Anual das Tarifas constante dos contratos de concessão de serviço público de distribuição. Em 14 de dezembro de 2010 a diretoria da ANEEL resolveu arquivar a AP033 por (i) reconhecer a legalidade da aplicação da fórmula de Reajuste Anual das Tarifas constante dos contratos de concessão de serviço público de distribuição; (ii) negar tratamento regulatório retroativo da metodologia de tratamento das variações de mercado no repasse dos custos não gerenciáveis da Parcela "A", referentes aos encargos setoriais dos ciclos tarifários já incorridos; e (iii) conhecer e negar provimento aos pedidos de invalidação da metodologia de reajuste tarifário de tarifas de distribuição de energia elétrica. Em 22 de dezembro de 2010, o deputado federal Eduardo da Fonte apresentou à ANEEL o pedido de reconsideração da decisão da ANEEL sobre este tema. PÁGINA: 60 de 332

67 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado Por fim, tramitou no Tribunal de Contas da União ( TCU ) um parecer de sua área técnica recomendando aos ministros da corte que as distribuidoras de energia do país fossem obrigadas a devolver o montante teoricamente cobrado a mais dos consumidores durante pelo menos sete anos devido aos possíveis ganhos das distribuidoras referente aos efeitos econômico-financeiros das variações de mercado sobre os Encargos Setoriais. Este processo foi julgado em 10 de dezembro de 2012, sendo que o plenário do TCU decidiu que o órgão não possui competência para obrigar o ressarcimento do suposto montante e determinou que a ANEEL mantenha disponível a qualquer interessado a fórmula de cálculo dos reajustes tarifários anuais a partir de fevereiro de 2010, para subsidiar eventuais pedidos de reparação de danos no Judiciário. Em dezembro de 2012, Associações de Consumidores e o Deputado Federal Eduardo da Fonte ofereceram embargos de declaração com efeitos infringentes face a decisão do TCU. Qualquer decisão favorável poderá afetar de maneira negativa os negócios do setor de energia elétrica e ter um efeito adverso para os negócios e resultados da Companhia. Risco de mercado O portfólio de contratos de energia de 2012 consiste nos seguintes componentes: Contratos Bilaterais com a AES Tietê S.A. ( AES Tietê ); Contrato de Itaipu e PROINFA (Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica); e Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEARs decorrentes do 1º, 2º, 4º e 8º Leilões Públicos de Energia Existente realizados em dezembro/2004, abril/2005, outubro/2005 e novembro/2009, e do 1º, 2º, 3º, 4º e 6º Leilões de Energia Nova realizados em dezembro/2005, junho/2006, outubro/2006, julho/2007 e setembro/2008 respectivamente e o 1º Leilão de Fontes Alternativas realizado em junho/2007. De acordo com o Decreto do Ministério de Minas e Energia ( MME ) nº 5.163/2004, as distribuidoras devem efetuar contratos regulados de compra de energia somente através de leilões, com duração estabelecida pelo próprio MME. Os custos associados à compra de energia são compostos por itens não gerenciáveis. A legislação atual estabelece que as empresas de distribuição devam garantir o atendimento a cem por cento dos seus mercados de energia e prevê que a ANEEL deverá considerar, no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica, até cento e três por cento do montante total de energia elétrica contratada em relação à carga anual de fornecimento da Distribuidora. Os principais fatores de incerteza na compra de energia estão relacionados à previsão de 5 anos da carga e à expectativa de preços futuros. Tais fatores podem implicar em penalidades por insuficiência de contratação, quando a contratação for inferior a 100%, e em custos não repassáveis às tarifas de fornecimento quando a contratação for superior a 105%. A estratégia de suprimento de energia busca assegurar que o nível de contratação permaneça na faixa entre 100% e 105%, minimizando os custos com a compra de energia requerida para atender todos os clientes cativos. Adotou-se, dessa forma, uma abordagem de gestão de risco na compra de energia focada na identificação, mensuração e gestão dos riscos de volume e preços, além da utilização de ferramentas de otimização para suporte na decisão de contratação de energia. Conforme disposto na Portaria MME nº 45, de 9 de março de 2007 e nas regras estabelecidas pela Resolução Normativa ANEEL nº 305, de 18 de maio de 2008, a eventual exposição no nível de contratação a qual as Distribuidoras possam ser submetidas, por fatos alheios a sua vontade, poderá ser repassada à tarifa da Distribuidora. Este repasse deverá ser concedido, desde que atendidas as condições dispostas na portaria anteriormente mencionada. Adicionalmente, caberá à ANEEL analisar a isenção da aplicação de penalidade por eventual não atendimento à obrigação de contratação da totalidade de seu mercado. As incertezas do cenário macroeconômico e meteorológico impactam significativamente as projeções da carga para contratação. Apesar dos esforços da empresa em investimentos na área, os modelos não conseguem capturá-los na sua totalidade. Os modelos norteiam as contratações com níveis de riscos aceitáveis e no decorrer do tempo há a necessidade de ajustes sobre as previsões. Outro fator que impacta fortemente as projeções na área de concessão da Companhia é a mudança de perfil das atividades dos clientes, onde tem ocorrido uma tendência de redução na participação da classe Industrial e aumento nas classes Residencial e Comercial. O processo de alocação de cotas estabelecido pela Lei nº /13 levou a Companhia a ficar com o nível de contratação de 95,6% para Apesar deste nível de contratação estar abaixo de 100%, o mesmo está coberto pela exposição involuntária reconhecida pela Aneel e causada pela não alocação de cotas em decorrência da não prorrogação das concessões de algumas geradoras, o que exime a distribuidora de penalidades. Risco de aceleração de dívidas A Companhia tem contratos de empréstimos, financiamentos e debêntures, com cláusulas restritivas ( covenants ) normalmente aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas ao atendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros. Caso a Companhia não cumpra, ou não consiga cumprir, com as cláusulas restritivas de seus contratos de empréstimos, financiamentos e debêntures, tais operações poderão ser vencidas antecipadamente, o que teria um impacto adverso no fluxo de caixa da Companhia. Risco de volatilidade dos custos da Parcela A O reconhecimento dos ativos e passivos regulatórios tem a finalidade de neutralizar os impactos econômicos no resultado em função dos aumentos dos custos não gerenciáveis denominados de Parcela A ocorridos entre o período do reajuste tarifário anual. As Normas Internacionais de Relatório Financeiro e as práticas contábeis adotadas no Brasil não permitem o registro destes ativos e passivos. Dessa forma, com a adoção das referidas normas, o resultado da Companhia está sujeito a volatilidade decorrente das variações do aumento destes custos entre o período do reajuste tarifário. PÁGINA: 61 de 332

68 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado 5.2. Política de gerenciamento de riscos de mercado adotada pela Companhia, incluindo objetivos, estratégias e instrumentos A Companhia adota como política de gerenciamento de risco: (i) manter um nível mínimo de caixa como forma de assegurar a disponibilidade de recursos financeiros e minimizar riscos de liquidez; (ii) estabelecer diretrizes para contratação de operações de hedge exclusivamente 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 busca proteção é o risco de crédito. Ademais, o preço da energia comprada de Itaipu é estabelecido em dólares americanos, sendo as variações das taxas de câmbio desse contrato reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA. De acordo com a Lei nº /13, o risco cambial envolvendo a compra de energia da usina de Itaipu deixará de ser de responsabilidade das distribuidoras e passará a ser de responsabilidade da Eletrobrás. Entretanto, esse mecanismo ainda depende de regulamentação da Aneel. A Companhia também monitora potenciais necessidades de contratação de instrumentos para proteção de risco de liquidez, taxa de juros e risco cambial referente a eventuais obrigações atreladas à moeda estrangeira, mas no momento nenhum instrumento é utilizado diante da inexistência de risco efetivo. b. estratégia de proteção patrimonial (hedge) Uma vez identificados os riscos a serem mitigados, a Companhia poderá buscar os instrumentos mais adequados para contratar o hedge. Os principais fatores que deverão direcionar a decisão do instrumento a ser utilizado estão listados a seguir: Situação de liquidez da Companhia; Condição de crédito junto ao mercado financeiro; Cenário de mercado. O valor de mercado do hedge é calculado com base nos preços médios divulgados diariamente pela BM&FBOVESPA S.A. - Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros ( BM&FBOVESPA ) e considera a variação cambial do período com base na PTAX- V (câmbio médio divulgado diariamente pelo Banco Central do Brasil após o fechamento do mercado) do dia imediatamente anterior da data inicial e do período analisado. c. instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge) Os instrumentos financeiros disponíveis visando à proteção patrimonial são: SWAP, Juros Máximos (Cap) e Floor Agreements para proteção (Hedge) contra exposição a dívidas de taxa flutuante sem direito a reclamações (non-recourse). SWAP e Contratos a Termo para proteção (Hedge) contra o risco de moeda estrangeira em certas obrigações atreladas à moeda não funcional. Instrumentos derivativos de energia elétrica, incluindo SWAP, Opções, Contratos a Termo e Futuros para gestão do risco relacionado a compra e venda de energia elétrica. Definido o objeto do hedge e o instrumento a ser utilizado, a Companhia precifica tais operações sempre seguindo as metodologias de mercado vigentes. Em 31 de dezembro de 2012, não há instrumentos de hedge contratatos pela Companhia. d. parâmetros utilizados para o gerenciamento desses riscos Risco de Crédito PÁGINA: 62 de 332

69 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Quanto à proteção à sua exposição ao risco de crédito presente em instrumentos financeiros, a Companhia procura selecionar 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 deverão enquadrar-se em classificação de risco conforme tabela abaixo: Ratings em escala nacional e moeda local Quaisquer instituições financeiras que Fitch Atlantic Rating Moody s Investor Standard & Poor s apresentem, em uma das agências de risco, rating inferior ao AA, AA+, AAA Aa2, Aa1, Aaa AA, AA+, AAA estabelecido (AA) não poderão fazer parte da carteira de investimentos das empresas do grupo econômico da Companhia. Quanto aos valores de exposição máxima por instituições financeiras, a Companhia definiu os seguintes critérios: Critério de Caixa: Aplicações de no máximo 20% ou 25% 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 ou até R$ ,00 para empresas com PL abaixo de R$ ,00; e Critério de PL da Instituição Financeira recebedora de recursos: Cada instituição financeira poderá receber recursos de no máximo 3 ou 5% de seu PL. e. se a Companhia opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge) e quais são esses objetivos A Companhia não opera instrumentos financeiros com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge). f. estrutura organizacional de controle de gerenciamento desses riscos A Companhia possui uma Gestão Integrada de Riscos que permite uma visão consolidada de todos os riscos ainda que eles sejam gerenciados nas áreas de origem em que há a exposição. Em sua estrutura, a Companhia conta com a Gerência de Análises Contábeis e Riscos que tem como principais atribuições garantir o mapeamento de atividades de controle sobre práticas que possam afetar às demonstrações financeiras, bem como auxiliar na revisão de processos de maneira a assegurar que as políticas, procedimentos e normas internas em geral estabeleçam um ambiente de controles internos confiável e níveis adequados de aprovação para desembolsos e contratações. Complementarmente, a Diretoria de Auditoria Interna atua em quatro segmentos: operacional, financeiro, tecnologia da informação e forense. A primeira avalia todos os processos e procedimentos ligados à operação da Companhia, a segunda avalia as demonstrações financeiras e os controles associados, a terceira os controles de segurança da informação e, por fim, a investigação de possíveis fraudes e irregularidades, ambas em conformidade com a Lei Sarbanes-Oxley, exigências da legislação brasileira, normas regulatórias do setor elétrico, normas e procedimentos internos. 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 ERM (Comitê das Organizações Patrocinadoras, ERM - Enterprise Risk Management). A partir da identificação dos riscos empresariais, estes são classificados nas seguintes categorias: Estratégico, Financeiro, Operacional e Regulatório, e posteriormente analisados por meio de prioridade, onde são levados em consideração a exposição do risco com a importância relativa (qualitativa) e financeira (quantitativa), onde mensalmente os riscos considerados de maior impacto (Key Risks) são apresentados em reunião de diretoria e os demais riscos são divididos em avaliações quadrimestrais e anuais, dependendo da exposição do riscos onde também são levados a reuniões de diretoria e conselho fiscal conforme periodicidade 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 pela área de auditoria interna. Para mais informações sobre o tema, consultar o item 10.6 deste Formulário de Referência. Análise de sensibilidade das aplicações financeiras PÁGINA: 63 de 332

70 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado Com a finalidade de verificar a sensibilidade do indexador nos investimentos de curto prazo ao qual a Companhia estava exposta na data base de 28 de dezembro de 2012, foram definidos 5 cenários diferentes. Com base no relatório FOCUS de 28 de dezembro de 2012, foi extraída a média da projeção do indexador SELIC/CDI para o ano de 2012 e 2013 e este definido como o cenário provável; a partir deste foram calculadas variações de 25% e 50%. 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 28 de dezembro de 2012 projetando para um ano e verificando a sensibilidade do CDI com cada cenário. Projeção receitas financeiras 1 ano Indexador Taxa de juros Posição em Cenário I (-50%) Cenário II (-25%) Cenário Provável Cenário III (+25%) Cenário IV (+50%) CDI 3,63% 5,44% 7,25% 9,06% 10,88% Investimentos curto prazo de CDI Subtotal Análise de sensibilidade das dívidas Com a finalidade de verificar a sensibilidade do indexador nas dívidas ao qual a Companhia estava exposta na data base de 31 de dezembro de 2012, foram definidos 05 cenários diferentes. Com base no relatório FOCUS de 28 de dezembro de 2012, foi extraída a projeção dos indexadores CDI / IGP-DI / IGP-M / DOLAR, todos para o ano de 2012 e assim definindo-os como o cenário provável; a partir deste foram calculadas variações de 25% e 50%. Para cada cenário, foi calculada a despesa financeira bruta não levando em consideração incidência de tributos e o fluxo de vencimentos de cada contrato programado para A data base utilizada da carteira foi 31 de dezembro de 2012, projetando os índices para um ano e verificando a sensibilidade dos mesmos em cada cenário. CONTROLADA ELETROPAULO Taxa de Juros DIVIDAS EM REAIS COM TAXA PRE-FIXADA Posição em (*) Cenário I (-50%) Projeção Despesas Financeiras - Ano 2013 Cenário II (-25%) Cenário Provável Cenário III (+25%) Cenário IV (+50%) RELUZ - Eletrobrás 5,00% a.a NA NA NA NA NA BNDES - Finame 8,7% a.a NA NA NA NA NA FINEP 4% a.a NA NA NA NA NA MOEDA ESTRANGEIRA 1,04 1,55 2,07 2,59 3,11 Resolução 96/93 (Bib's) 6,00% a.a. 46 (25) (12) CDI 3,63% 5,44% 7,25% 9,06% 10,88% Debêntures - 9ª Emissão CDI+1,12% a.a Debêntures - 11ª Emissão CDI+1,75% a.a Debêntures - 13ª Emissão CDI+1,50% a.a Debêntures - 14ª Emissão CDI+1,50% a.a Debêntures - 15ª Emissão CDI+1,24% a.a CCB - Bradesco CDI+1,50% a.a IGP-DI Fundacao Cesp (**) IGPDI+ 6,00% a.a ,67% 4,01% 5,34% 6,68% 8,01% (*) refere-se ao principal das dívidas, sem considerar encargos. (**) refere-se ao valor total do contrato. PÁGINA: 64 de 332

71 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado PÁGINA: 65 de 332

72 5.3 - Alterações significativas nos principais riscos de mercado 5.3. 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 ou na política de gerenciamento de risco da Companhia. PÁGINA: 66 de 332

73 5.4 - Outras informações relevantes 5.4. Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. PÁGINA: 67 de 332

74 6.1 / 6.2 / Constituição do emissor, prazo de duração e data de registro na CVM Data de Constituição do Emissor 08/09/1971 Forma de Constituição do Emissor Constituída sob a forma de sociedade por ações País de Constituição Brasil Prazo de Duração Prazo de Duração Indeterminado Data de Registro CVM 19/08/1993 PÁGINA: 68 de 332

75 6.3 - Breve histórico 6.3. Breve histórico da Companhia A Companhia foi constituída em 8 de setembro de 1971 com a denominação social de Emissor de Passagens, Serviços e Turismo S.A. Emitur. Em 31 de julho de 1973, sua denominação social foi alterada para Banespa S.A. Turismo, Passagens e Serviços, devido ao fato de que empresas ligadas ao Banco do Estado de São Paulo S/A adquiriram o controle acionário da Companhia. Em 13 de fevereiro de 1973, o objeto social da Companhia foi alterado e a mesma passou a denominar-se Pesquisa e Planejamento de Transportes do Estado de São Paulo TRANSESP. Em 20 de março de 1981, em seguida ao plano que o Governo do Estado de São Paulo desenvolvia na área de energia elétrica e aos entendimentos mantidos com o Governo Federal, o objeto social da Companhia foi alterado para operar usinas produtoras de energia elétrica e linhas de transmissão, bem como operar linhas de distribuição de energia elétrica, dentre outras atividades, passando sua denominação social a ser Eletropaulo Eletricidade de São Paulo S.A. Em 19 de agosto de 1993, a Companhia obteve seu registro como companhia aberta junto à CVM. Em 31 de dezembro de 1997, ocorreu a cisão da Eletropaulo Eletricidade de São Paulo S.A., atual Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. ( Companhia ou AES Eletropaulo ), que passou a ser uma distribuidora de energia elétrica, e, em decorrência da operação, foram criadas outras três empresas: (i) EBE Empresa Bandeirante de Energia S.A., uma distribuidora de energia elétrica; (ii) EPTE Empresa Paulista de Transmissão de Energia Elétrica S.A., uma transmissora de energia elétrica, atual Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP); e (iii) EMAE Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A., uma geradora de energia elétrica. Em 15 de abril de 1998, a AES Eletropaulo foi adquirida por meio de leilão público pela Lightgás Ltda. ( Lightgás ), com participação de capital entre a The AES Corporation ( AES Corporation ), Companhia Siderúrgica Nacional ( CSN ), Eletricité de France ( EDF ) e Reliant Energy. Sua então acionista controladora, a LightGás, subsidiária da Light Serviços de Eletricidade S.A. ( Light ) adquiriu 74,9% de ações ordinárias da Companhia, representando 29,9% de seu capital social, por R$2.030 milhões. Em 15 de junho de 1998, a Companhia celebrou com a ANEEL contrato de concessão que lhe concedeu o direito de distribuir energia na sua área de concessão até 15 de junho Em junho de 1999, por meio de compras conduzidas na BM&FBOVESPA, a AES Corporation adquiriu, indiretamente, mais 4,4% do seu capital social total. Em janeiro de 2000, a AES Transgás Ltda. ( AES Trangás ), subsidiária da AES Corporation, adquiriu da BNDES Participações S.A. BNDESPAR ( BNDESPAR ), em leilão realizado na BM&FBOVESPA, mais 35,5% do seu capital social. Em maio de 2000, a AES Transgás realizou Oferta Pública de Compra, na qual adquiriu da BNDESPAR mais 3,1% do seu capital social. Em dezembro de 2000, a Reliant Energy vendeu sua participação na Light à AES Corporation e à EDF, e em janeiro de 2001, a CSN vendeu sua participação na Light à AES Corporation e à EDF. Em 31 de dezembro de 2001, subsidiárias da AES Corporation detinham 71,5% das ações preferenciais sem direito a voto, representando um total de 43,1% do capital social da Companhia e detinham 23,9% do capital social da Light, que possuía, indiretamente por meio da LightGás, 77,8% das ações ordinárias da Companhia, ou 31% do capital social total da Companhia. Em dezembro de 2000, a EDF detinha 64,3% do capital social da Light. Em 12 de janeiro de 2001, a AES Corporation e a EDF reestruturaram suas participações na Light e em suas subsidiárias, inclusive na Companhia e, em consequência, a AES Corporation passou a ser a única acionista controladora da Companhia e a EDF passou a ser a única acionista controladora da Light. Em 29 de outubro de 2001, a Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL ( ANEEL ) aprovou, por meio da Resolução n 448, o desdobramento do controle acionário da Light e da AES Eletropaulo. Em 2002, a AES Corporation e a EDF efetuaram uma troca de ações da Light e da AES Eletropaulo: subsidiárias da AES Corporation trocaram suas ações da Light, representativas de 23,9% do capital social da Light, por 88,21% de ações detidas pela EDF na sucessora da LightGás, a AES Elpa S.A. ( AES Elpa ). Através dessa troca de ações com a EDF, a AES Corporation aumentou sua participação no capital social da Companhia de 18,6% de suas ações ordinárias e 50,5% de seu capital social total para 68,6% de suas ações ordinárias e 70,4% de seu capital social total. Em 22 de dezembro de 2003, a AES Corporation e várias de suas controladas, inclusive a AES Eletropaulo, e a BNDESPAR, celebraram diversos contratos pelos quais a AES Corporation transferiu todas as ações que detinha direta e indiretamente por meio da AES Elpa e da AES Transgás Empreendimentos S.A. ( AES Transgás ) na Companhia e todas as suas participações diretas e indiretas na AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. ( AES Uruguaiana ) e na AES Tietê S.A. ( AES Tietê ) para uma nova controladora denominada Brasiliana Energia S.A. (atual Companhia Brasiliana de Energia ( Brasiliana ), em troca de 50% mais uma ação das ações ordinárias da Brasiliana. O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES ( 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 Brasiliana em virtude da renegociação da dívida da AES Elpa e a AES Transgás perante ela e de todas as suas participações diretas e indiretas na AES Uruguaiana e na AES Tietê. Como resultado, 53,9% 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 Holdings Brasil Ltda. ( AES Holdings Brasil ). Desde 2003, portanto, o BNDES, por meio da BNDESPAR, é sócio no capital social da Companhia, por meio da criação da holding Brasiliana. Em 13 de dezembro de 2004, a Companhia passou a ter suas ações negociadas no Nível 2 de Governança Corporativa da BM&FBOVESPA. Em 2005, a Companhia obteve aprovação da ANEEL para a prorrogação do prazo concedido à AES Eletropaulo para a segregação da sua participação acionária em suas controladas Metropolitana Overseas II, Ltd. e Eletropaulo Comercial Exportadora Ltda. até 31 de dezembro de 2006, nos termos da Resolução Autorizativa da ANEEL nº 311, de 12 de setembro de Ademais, houve a transferência da Eletropaulo Telecomunicações Ltda., sociedade constituída em 1998 como sociedade de responsabilidade limitada para prestar serviços de telecomunicação em geral e para fornecer serviços técnicos, de consultoria e manutenção, além de investir em outras sociedades como sócia ou acionista para a AES Transgás, atual Brasiliana, nos termos do Despacho ANEEL nº 1.363, de 28 de setembro de Em 13 de novembro de 2006 foi concluído o encerramento da Eletropaulo Comercial Exportadora Ltda. e em 31 de dezembro de 2007 o encerramento da Metropolitana Overseas II Ltd. PÁGINA: 69 de 332

76 6.3 - Breve histórico Em 2006, os principais acionistas da Companhia (Brasiliana, AES Corporation e BNDES, por meio de sua subsidiária, a BNDESPAR) realizaram uma reorganização societária e financeira com o intuito de fortalecer a estrutura de capital do grupo, por meio da redução de seu endividamento e da reestruturação do endividamento remanescente, bem como eliminar ineficiências decorrentes da existência de empresas holding ou de participação intermediárias, algumas sediadas no exterior. A referida reorganização compreendeu os seguintes principais eventos: (i) oferta secundária de ações preferenciais classe B de emissão da AES Eletropaulo ocorrida em 11 de julho de 2006; (ii) incorporação da Brasiliana pela AES Transgás em 30 de setembro de 2006, mediante aumento do capital social da AES Transgás e o cancelamento das ações de emissão da AES Transgás detidas pela Brasiliana, com posterior emissão, pela AES Transgás, em substituição das ações canceladas, de ações, detidas pela AES Holdings Brasil e pelo BNDESPAR; (iii) incorporação da AES Transgás pela Energia Paulista Participações S.A. ( Energia Paulista, que passou a ser designada Companhia Brasiliana de Energia), ocorrida em 31 de outubro de Em consequência desta incorporação, o capital social da Energia Paulista foi aumentado, com o cancelamento das ações de emissão da Energia Paulista de titularidade da AES Transgás e posterior emissão, pela Energia Paulista, em substituição às ações canceladas, de ações detidas pela AES Holdings Brasil e pela BNDESPAR; (iv) incorporação pela Brasiliana de sua subsidiária integral da Brasiliana, AES Tietê Empreendimentos S.A. ( TE ); e (v) cisão parcial da AES Tietê Participações S.A. ( TP ), subsidiária integral da Brasiliana, com incorporação de parcela do acervo cindido pela Brasiliana, sendo transferidos para a Brasiliana todos os elementos que compunham o ativo da TP, exceto: (i) ações representativas de 4,98% do capital social da AES Tietê; (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. Em 20 de dezembro de 2010, foi aprovada a conversão mandatória da totalidade das ações preferenciais classe A em ações preferenciais classe B. Em virtude da conversão, as ações preferenciais classe A foram extintas e as ações preferenciais classe B passaram a ser denominadas simplesmente como ações preferenciais. Em razão da referida conversão de ações, os acionistas titulares das ações preferenciais classe A não sofreram qualquer prejuízo e tiveram seus direitos e vantagens intactos, incluindo percepção de eventuais dividendos, com exceção do direito ao recebimento de um valor por ação em caso de alienação do controle da Companhia (tag along), que foi ampliado dos atuais 80% para 100%, no mínimo, do valor pago por ação aos acionistas titulares de ações ordinárias na hipótese de alienação de controle da Companhia. Para mais informações sobre a referida conversão de ações, vide item 17.5 deste Formulário de Referência. Para informações para os direitos conferidos aos titulares das ações preferenciais da Companhia, vide item 18.1 deste Formulário de Referência. Para informações sobre os principais eventos societários pelos quais o grupo do qual a Companhia faz parte tenha passado nos últimos três exercícios sociais, vide item 8.3 deste Formulário de Referência. PÁGINA: 70 de 332

77 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas 6.5. Principais eventos societários, tais como incorporações, fusões, cisões, incorporações de ações, alienações e aquisições de controle societário, aquisições de ativos importantes, pelos quais tenham passado a Companhia ou qualquer de suas controladas ou coligadas, indicando: (a) evento; (b) principais condições do negócio; (c) sociedades envolvidas; (d) efeitos resultantes da operação no quadro acionário, especialmente sobre a participação do controlador, de acionistas com mais de 5% do capital social e dos administradores da Companhia; (e) quadro societário antes e depois da operação A Companhia não passou por eventos societários como incorporações, fusões, cisões, incorporações de ações, alienações e aquisições de controle societário, aquisições de ativos importantes. Para informações sobre a reorganização societária do grupo, vide item 8.3 deste Formulário de Referência. PÁGINA: 71 de 332

78 6.6 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial 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 conhecimento de nenhum pedido de falência ou de recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia. PÁGINA: 72 de 332

79 6.7 - Outras informações relevantes 6.7. Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. PÁGINA: 73 de 332

80 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas 7.1 Descrição sumária das atividades desenvolvidas pela Companhia e suas controladas A Companhia é concessionária de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, conforme contrato de concessão, celebrado com a Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ) em 15 de junho de 1998, que lhe concede o direito de distribuir energia na sua área de concessão até 15 de junho 2028 ( Contrato de Concessão ). O objeto social da Companhia consiste em: I) a explorar serviços públicos de energia, principalmente a elétrica, nas áreas referidas no Contrato de Concessão (conforme abaixo definido) e nas outras em que, de acordo com a legislação aplicável, for autorizada a atuar; II) estudar, elaborar, projetar, executar, explorar ou transferir planos e programas de pesquisa e desenvolvimento que visem a qualquer tipo ou forma de energia, bem como de outras atividades correlatas à tecnologia disponível, quer diretamente, quer em colaboração com órgãos estatais ou particulares; III) participar nos empreendimentos que tenham por finalidade a distribuição e o comércio de energia, principalmente a elétrica, bem como a prestação de serviços que, direta ou indiretamente, se relacionem com esse objeto, tais como: uso múltiplo de postes, mediante cessão onerosa a outros usuários; transmissão de dados, através de suas instalações, observada a legislação pertinente; prestação de serviços técnicos de operação, manutenção e planejamento de instalações elétricas de terceiros; prestação de serviços de otimização de processos energéticos e instalações elétricas de consumidores; cessão onerosa de faixas de servidão de linhas e áreas de terra exploráveis de usinas e reservatórios; IV) prestar outros serviços de natureza pública ou privada, inclusive serviços de informática mediante a exploração de sua infraestrutura, com o fim de produzir receitas alternativas complementares ou acessórias; V) contribuir para a preservação do meio ambiente, no âmbito de suas atividades, bem como participar em programas sociais de interesse comunitário; VI) participar, em associação com terceiros, de empreendimentos que propiciem melhor aproveitamento de seu patrimônio imobiliário; e VII) participação em outras sociedades como sócia, acionista ou quotista. A Companhia é a maior distribuidora privada de energia elétrica do Brasil em termos de distribuição de energia, conforme dados da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica ABRADEE, atualizados em dezembro de A atividade da Companhia envolve a compra e venda de energia elétrica para consumidores finais na região metropolitana da cidade de São Paulo. Em 31 de dezembro de 2012, a área de concessão da Companhia abrangia quilômetros quadrados, incluindo a capital e outros 23 municípios da Grande São Paulo e de regiões adjacentes. Em 2010, de acordo com o IBGE, a atividade econômica dentro da área de concessão da Companhia representava 16,8% do produto interno bruto brasileiro e continha uma população estimada em aproximadamente 16,6 milhões de pessoas, segundo dados do Censo Demográfico de 2010 divulgado pelo IBGE. A rede da Companhia consiste em 151 subestações de distribuição de energia, com uma capacidade de transformação de ,8 mega volt ampére (MVA), km de linhas de sub-transmissão de 138kV e 88kV, uma rede de distribuição com extensão de km de circuitos aéreos e km de circuitos subterrâneos. As tabelas abaixo apresentam algumas das principais informações operacionais da Companhia para os períodos indicados. Distribuição de Energia (Giga watt-hora GWh ) Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2012* % 2011* % 2010* % Residencial Comercial Industrial Livres Outros Total (1) Livres são os clientes livres que compram energia de outros participantes do mercado fora do ambiente regulado, mas que se utilizam do serviço de distribuição e da rede da Companhia para receber a energia comprada. (2) Outros significa consumidores rurais, poderes públicos federal, estadual e municipal, iluminação pública e serviço público. * Números não auditados. Número de Clientes Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2012* % 2011* % 2010* % Residencial , ,6 Comercial , , ,6 Industrial , , ,5 Livres , , ,005 Outros , , ,3 Total (1) Livres são os clientes livres que compram energia de outros participantes do mercado fora do ambiente regulado, mas cujas instalações estão conectadas diretamente à rede de distribuição de energia elétrica da Companhia. (2) Outros significa consumidores rurais, poderes públicos federal, estadual e municipal, iluminação pública e serviço público. A Companhia adquire praticamente toda a energia por ela distribuída por meio de (i) obrigação de compra de energia de Itaipu; (ii) contrato de longo prazo celebrado com a AES Tietê S.A.; e (iii) compra em leilões de energia. A Companhia adquiriu energia das seguintes fontes: PÁGINA: 74 de 332

81 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Total de GWh % total da energia elétrica adquirida Total de GWh % total da energia elétrica adquirida Itaipu , ,43 Contrato bilateral - AES Tietê , ,98 Contrato bilateral Outros 48 0, ,48 Compra CCEE Leilões CCEAR , ,98 Proinfa , ,13 Total , ,00 Para mais informações acerca da compra de energia elétrica e dos acordos de fornecimento de energia mantidos pela Companhia, vide itens 7.3 a e e deste Formulário de Referência. Uma vez adquirida a energia, a Companhia distribui para todas as suas áreas de concessão, por meio de sistemas de apresentados no item 7.3 b deste Formulário de Referência. distribuição, conforme Em troca do serviço prestado, a Companhia cobra tarifas, de acordo com o Contrato de Concessão e com a regulamentação estabelecida pela Aneel. O processo de alocação de cotas estabelecido pela Lei /13 levou a Companhia a ficar com o nível de contratação de 95,6% para Apesar deste nível de contratação estar abaixo de 100%, o mesmo está coberto pela exposição involuntária reconhecida pela Aneel e causada pela não alocação de cotas em decorrência da não prorrogação das concessões de algumas geradoras, o que exime a distribuidora de penalidades. O negócio da Companhia, incluindo os serviços fornecidos e as tarifas cobradas, está sujeito à regulamentação da ANEEL e do Ministério de Minas e Energia ( MME ). A Companhia também está sujeita aos termos de seu Contrato de Concessão. Para informações sobre os efeitos da regulação estatal sobre as atividades da Companhia sumariamente descritas acima, veja o item 7.5. deste Formulário de Referência. PÁGINA: 75 de 332

82 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais 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 Companhia possui um único segmento operacional passível de reporte em suas demonstrações financeiras, qual seja, a distribuição de energia elétrica. a. produtos e serviços comercializados Relativamente ao segmento operacional divulgado nas demonstrações financeiras da Companhia, o produto e serviço comercializado é a distribuição de energia elétrica. b. receita proveniente do segmento e sua participação na receita líquida da Companhia A tabela abaixo apresenta a receita proveniente do segmento operacional da Companhia, bem como sua participação na receita liquida da Companhia, para os períodos indicados: Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Receita (em R$ milhões) % da receita líquida Receita (em R$ milhões) % da receita líquida Receita (em R$ milhões) % da receita líquida Distribuição de energia elétrica 9.697, , ,2 100 c. lucro ou prejuízo resultante do segmento e sua participação no lucro líquido da Companhia. A Companhia possui um único segmento, qual seja, a distribuição de energia elétrica. De toda forma, a tabela abaixo demonstra o lucro líquido da Companhia nos períodos indicados: Exercício social encerrado em 31 de dezembro de R$ milhões Lucro líquido 107, , ,7 PÁGINA: 76 de 332

83 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 7.3. Produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2. acima a. características do processo de produção A Companhia não produz a energia que distribui. A Companhia adquire praticamente toda a sua energia por meio de: (i) quotas de compra de energia de Itaipu e do Programa de Incentivo às Fontes alternativas de Energia Elétrica ( PROINFA ); (ii) contrato de longo prazo celebrado com a AES Tietê S.A.; e (iii) compra em leilões de energia. Para uma descrição da relação mantida entre a Companhia e os seus fornecedores, vide item 7.3 e deste Formulário de Referência. Para informações sobre os efeitos relevantes da regulação estatal no processo de compra de energia pela Companhia, vide item 7.5 deste Formulário de Referência. b. características do processo de distribuição Área de Concessão e Processo de Distribuição de Energia A Companhia é a maior distribuidora privada de energia elétrica do Brasil em termos de distribuição de energia, conforme dados da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica ABRADEE, atualizados em dezembro de O processo de distribuição de energia elétrica realizado pela Companhia, em 31 de dezembro de 2012, abrangia uma área de concessão de, aproximadamente, km², que inclui a cidade de São Paulo e outros 23 municípios da grande São Paulo e regiões adjacentes, conforme demonstrado no mapa abaixo: A Companhia distribui energia na área de concessão demonstrada no mapa acima, que engloba aproximadamente 8,7% da população do Brasil. Em 2010, data em que houve as últimas informações divulgadas pelo IBGE sobre o Produto Interno Bruto (PIB) por município, a área de concessão da Companhia representou aproximadamente 16,8% do PIB. A área de concessão da Companhia cobre aproximadamente 16,6 milhões de habitantes. O processo de distribuição de energia elétrica realizado pela Companhia em sua área de concessão consiste na transferência da energia para consumidores por meio de sistemas de distribuição, conforme apresentados a seguir. Transmissão O sistema nacional de transmissão, em tensões iguais ou superiores a 230 kv, possibilita a integração das instalações de geração existentes aos sistemas de distribuição das concessionárias de distribuição, realizam a transferência em grande volume de energia em voltagens de 230kV ou superiores a partir de instalações de geração e estações de energia para os sistemas de sub-transmissão e distribuição por meio de uma rede de transmissão. Tal sistema é composto pelas linhas de transmissão e subestações das concessionárias de transmissão nacionais. Em São Paulo, essas instalações de transmissão são basicamente de propriedade das empresas Furnas Centrais Elétricas S.A. e Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista S.A. CTEEP ( CTEEP ), sendo que o sistema distribuidor da AES Eletropaulo está conectado em 19 pontos de conexão de propriedade da transmissora CTEEP e em um ponto de conexão de propriedade da empresa de geração EMAE - Empresa Metropolitana de Águas e Energia. Os pontos de conexão são subestações que transformam as tensões de transmissão (230 kv e acima) em tensões de subtransmissão (88kV e 138 kv) e, no caso específico da CTEEP, também em tensões de distribuição (13,8 kv, 20 kv e 34,5 kv). Sub-Transmissão (138kV e 88kV) PÁGINA: 77 de 332

84 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A AES Eletropaulo conecta-se às subestações transformadoras da CTEEP e da EMAE nas tensões de 88 kv e 138 kv e desses pontos de conexão derivam as linhas de subtransmissão de propriedade de sua propriedade e que permeiam sua área de concessão. O sistema de sub-transmissão da Companhia consiste em 1.582,7 quilômetros de circuito ( km.c ) de linhas aéreas e 190,7 km.c de linhas subterrâneas. A este sistema são conectadas as 151 subestações de distribuição de energia da Companhia. Essas subestações, por seu turno, rebaixam a tensão de 88 kv ou 138 kv para as tensões de distribuição de 3,8 kv, de 13,8 kv, de 20 kv, de 23 kv e de 34,5 kv. Seu sistema de sub-transmissão opera de forma radial em condições normais de operação, com circuitos duplos, possibilitando, em função da carga do momento, transferência de carga na hipótese de desligamento de um deles. A Companhia realiza estudos para atendimento do mercado de energia em condições normais de operação e condições de emergência, de forma a garantir o atendimento ao mercado de energia. A Companhia opera 151 subestações de distribuição com uma capacidade de transformação de ,8 mega volt ampére (MVA). A exemplo das linhas de subtransmissão, com circuitos duplos, as subestações da Companhia estão planejadas para suportar a perda de uma unidade transformadora sem causar interrupção do fornecimento de energia elétrica. Cada subestação de transformação de distribuição possui, portanto, mais de um transformador. Portanto, o sistema da Companhia foi desenhado a partir de um critério de contingência conhecido por N-1, o qual visa garantir a continuidade do fornecimento em caso de perda de um elemento importante do sistema, como por exemplo, uma linha de sub-transmissão ou um transformador de subestação. Além disso, a Companhia elaborou um plano de contingência para restaurar o fornecimento de energia às suas instalações com a finalidade de prevenir interrupções aos seus clientes. Para se proteger também, quando da eventual queima de transformadores, a Companhia possui subestações portáteis e transformadores e equipamentos sobressalentes que podem rapidamente serem repostos no lugar daqueles que tenham sido avariados. Distribuição (3,8kV a 34,5kV) Por fim, das subestações de distribuição derivam os circuitos de distribuição. A Companhia opera circuitos de distribuição aérea nas tensões de 3,8kV, 13,8kV, 23kV e 34,5kV, e 88 circuitos de distribuição subterrânea nas tensões de 20 kv e 34,5 kv. O sistema de distribuição da Companhia consiste em km de redes aéreas e km de redes subterrâneas. Parte dos seus consumidores é suprida diretamente por esse sistema (consumidores de média tensão). O restante dos seus consumidores é atendido pela rede secundária (consumidores de baixa tensão), através de transformadores de distribuição, que transformam as tensões de distribuição para as chamadas tensões secundárias (ou baixa tensão). Da saída desses transformadores derivam os circuitos secundários, que consistem em km de cabos aéreos e km de cabos subterrâneos (secundários), operando nas tensões de 115/230 V ou 127/220 V. A manutenção e expansão da rede de distribuição da Companhia em geral exigem a construção de novas instalações e a instalação de novos equipamentos. Essa expansão pode sofrer atrasos por diversas razões, inclusive problemas ambientais e de engenharia imprevistos. Entretanto, eventuais perdas resultantes de insuficiências na rede de distribuição da Companhia devidas a atrasos na construção e instalação de equipamentos são, em geral, reduzidas porque seu sistema de distribuição está projetado para suportar sobrecargas temporárias dentro de limites pré-definidos e monitorados, e seus planos de manutenção e expansão em geral contemplam soluções de construção alternativas. Para mais informações sobre os investimentos realizados pela Companhia na manutenção e expansão de sua rede, vide item deste Formulário de Referência. Desempenho do Sistema de Distribuição A tabela a seguir mostra informações a respeito das perdas de energia elétrica conforme apuradas pela Companhia, não incluindo perdas de transmissão (rede básica) relacionadas à sua rede, e a frequência e duração de interrupções de energia por cliente por ano, nos períodos indicados: Indicadores de Desempenho Perdas técnicas 6,13% 6,49% 6,49% Perdas comerciais 4,07% 4,02% 4,43% Total de perdas de energia elétrica 10,20% 10,51% 10,92% Interrupções Frequência de interrupções por cliente por ano (em número de vezes) 4,65 5,45 5,43 Duração média de interrupções por cliente por ano (em horas) 8,35 10,36 10,60 Tempo Médio de Atendimento - TMA (em minutos) Perdas de Energia Costuma-se classificar as perdas de energia em dois tipos: técnicas e não técnicas. Essas últimas ainda subdividem-se em comerciais e administrativas. As técnicas são aquelas que ocorrem no curso regular da distribuição de energia da Companhia (perdas por aquecimento), incluindo perdas em todos os equipamentos e rede elétrica, enquanto as comerciais resultam de ligações ilegais e furto e as administrativas resultam de erros de cadastro e medição. PÁGINA: 78 de 332

85 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais As perdas técnicas da Companhia são auferidas através de cálculos realizados com base no Critério de Perdas Físicas, que considera o total de suprimento de energia medido na fronteira nos últimos 12 meses ( GWh). O total de perdas é um percentual desse montante, deduzindo-se energias retroativas faturadas relativas à recuperação de fraudes. Com base nessa metodologia, a perda física apurada em 2012 foi de 10,20%, 10,51% em 2011 e 10,92% em A redução do indicador de perdas a partir de 2010 decorre principalmente das iniciativas de regularização de ligações clandestinas, substituição de medidores obsoletos, recuperação de instalações cortadas e combate a fraudes e defeitos na medição de clientes dos segmentos não residenciais, aumento da eficácia dos controles de acuracidade e proteção da receita implementados no novo sistema comercial ( CCS ). A taxa de perda de energia da Companhia é baixa se comparada à média de outras grandes distribuidoras de energia brasileiras, que possuem um índice de complexidade social equivalente ao da área de concessão da AES Eletropaulo. Como resultado do Programa de Racionamento implantado em 2001, a Companhia obteve um significativo aumento em perdas comerciais resultantes de fraudes de clientes que tentavam evitar o limite de gasto de energia imposto pelo racionamento através do uso de conexões clandestinas. Em função deste aumento, a partir de 2003 a Companhia intensificou seu programa de redução de perdas, atuando fortemente no combate as fraudes de energia. Em 2012 realizamos 282 mil inspeções, onde foram identificadas aproximadamente 46,1 mil irregularidades nos sistemas de medição. Nesse período foram regularizadas 55,5 mil ligações clandestinas que estavam conectadas na rede de distribuição da concessionária sem que sua energia consumida fosse faturada pela Companhia. Além disso, a Companhia substituiu 109,2 mil medidores obsoletos e recuperou 67,3 mil instalações que se encontravam cortadas no sistema comercial da Companhia, porém ligadas em campo e consumindo energia indevidamente. O programa de redução de perdas da AES Eletropaulo consiste em medidas relacionadas ao mapeamento da perda de energia, uso de novas tecnologias de detecção e coibição de fraudes, treinamento de equipes, disponibilização de canais de denúncias, regularização de instalações que estão consumindo energia indevidamente, blindagem de centros de medições, entre outras. Em 2012, as iniciativas de combate a perdas acrescentaram ao mercado faturado 537,4 GWh de energia. Interrupções de Energia Desde 1998, ano da privatização, os indicadores de qualidade da Companhia têm apresentado significativas melhorias, reflexo de uma atuação focada e forte sobre os problemas que causam as interrupções no fornecimento de energia elétrica e da aplicação de tecnologia e soluções de engenharia mais eficientes. Comparando-se os valores de Duração Equivalente por Consumidor ( DEC ), que indica o tempo total anual de interrupção, que, em média, cada consumidor sofreu durante o período de um ano, e os valores de Frequência Equivalente por Consumidor ( FEC ), que mostra quantas vezes no ano houve interrupções, a Companhia obteve indicadores de qualidade e confiabilidade. Desde a privatização, com os valores verificados, até 2012, é possível ter-se a dimensão exata de quanto a Companhia conseguiu evoluir na qualidade do seu serviço. Em 1998, a Companhia possuía um DEC de 18,21 horas e um FEC de 10,19 vezes, enquanto que em 2012, os valores foram respectivamente de 8,35 horas e 4,64 vezes, uma melhora de 54% do DEC e de 54% do FEC, conforme informações levantadas pela própria Companhia. A Companhia tem aumentado a intensidade de seus programas de qualidade de fornecimento de energia. Em 2012, 46% das interrupções nos circuitos de distribuição foram causadas por galhos de árvores que caíram sobre a rede. Para tentar minimizar tais paralisações, a Companhia implementou na sua área de concessão programas de poda de árvores além da substituição da rede convencional por rede compacta (spacer cable), que tem por objetivo reduzir a quantidade de desligamentos, ao mesmo tempo em que possibilita uma convivência mais harmoniosa da rede elétrica com a arborização. Em 2011 e 2010 o percentual de interrupções causadas por interferências com árvores foi de 51% e 53% respectivamente. Para reduzir o impacto das interrupções do fornecimento de energia, foram instalados em 2012 mais religadores automáticos. Visando à constante evolução dos serviços prestados aos seus clientes e à redução dos indicadores de qualidade, a Companhia investiu em 2012, o valor de R$ 402,5 milhões em manutenção, poda de árvore, modernização e expansão do sistema. Para mais informações sobre os investimentos realizados pela Companhia para melhoria dos serviços prestados aos seus clientes, vide item deste Formulário de Referência. Procedimentos de Faturamento As tarifas que a Companhia cobra pela distribuição de energia a consumidores finais são determinadas de acordo com o contrato de concessão celebrado com a Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ) em 15 de junho de 1998, que lhe concede o direito de distribuir energia na sua área de concessão até 15 de junho 2028 ( Contrato de Concessão ) bem como de acordo com a regulamentação estabelecida pela ANEEL a esse respeito. O Contrato de Concessão da Companhia e a regulamentação estabelecem um teto para as tarifas e preveem ajustes anuais, periódicos e extraordinários. Para determinar as tarifas aplicáveis, cada cliente é colocado em um grupo específico de tarifa, definido por lei. Clientes do Grupo A são aqueles que recebem energia com tensão de alimentação a partir de 2,3 kv ou mais, com a característica de possuírem Cabine Primária (Média Tensão) ou Estação de Transformação (Alta Tensão). O Grupo A é dividido em Subgrupos (AS, A2, A3a e A4) para cada tipo de tarifa. No tipo de tarifa convencional aplicam-se tarifas de consumo de energia elétrica e demanda de potência, independentemente das horas de utilização do dia. No tipo de tarifa horária Azul e Verde leva-se em conta o horário de utilização do dia, tendo uma tarifa mais elevada no horário de ponta. PÁGINA: 79 de 332

86 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Adicionalmente, existem os clientes classificados como Grupo B que, por sua vez, são aqueles que recebem energia com tensão de alimentação inferior a 2,3 kv (Tensão Nominal de 115 / 230 V), sendo esse grupo de clientes subdividido em: clientes residenciais, residenciais baixa renda, rurais, de iluminação pública e outras classes (comerciais, industriais, etc.) tendo cada um dos subgrupos uma tarifa específica ( Grupo B ). O Grupo B é dividido em subgrupos, residencial baixa renda, residencial B1, rural B2, demais classes B3 e iluminação pública B4a e B4b. Os clientes enquadrados como residencial baixa renda, possuem uma tarifa escalonada por faixa de consumo, e para os demais subgrupos aplica-se uma única tarifa. As leituras de medidores e a emissão das faturas são feitas mensalmente para todos os clientes. As faturas são preparadas a partir de leituras de medidores ou com base no valor estimado quando ocorre impedimento à leitura ou deficiência no equipamento de medição. Clientes de baixa tensão recebem as faturas dentro de três dias úteis após a leitura do medidor, com vencimento em cinco dias úteis após a data da apresentação da fatura. Em caso de falta de pagamento, a fatura passa por um processo de segmentação automática no sistema comercial CCS, onde a mesma é classificada em quatro níveis de inadimplemento: auto-pagável (self-cure), baixo risco (low risk), alto risco (high risk) e super alto risco (super high risk). Nos meses seguintes, os clientes passam a receber em suas faturas avisos de débitos, sendo que quinze dias após o recebimento deste aviso, o cliente estará sujeito a suspensão do fornecimento, caso o pagamento não seja recebido neste prazo. Para os casos auto-pagável e baixo risco de inadimplemento, isto ocorre no segundo ciclo de faturamento e para os casos de super alto risco de inadimplemento, uma aviso é enviado separado da fatura de energia, 7 dias após a data de vencimento. Clientes atendidos em média ou alta tensão recebem as faturas dentro de dois dias úteis após a leitura, com vencimento em cinco dias úteis após a data da apresentação da fatura. Em caso de falta de pagamento, um aviso é enviado em três dias úteis após a data de vencimento, concedendo um prazo de quinze dias para que seja efetuado o pagamento. Caso o pagamento não seja efetuado nesse prazo, o cliente fica sujeito à suspensão do serviço. Diariamente, os clientes sujeitos à suspensão de energia devido à inadimplência ficam disponíveis em uma mesma base de dados no CCS (cesta de corte). As diretorias regionais ficam responsáveis por selecionar os clientes que devem ser efetivamente cortados, seguindo critérios de logística, montante da dívida e capacidade operacional. A tabela abaixo apresenta a provisão para créditos de liquidação duvidosa de curto prazo, bem como a que tal provisão representa sobre percentagem da receita bruta da Companhia, para os períodos indicados: Provisão para créditos de liquidação duvidosa Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Provisão % da Provisão % da (em R$ receita (em R$ receita milhões) bruta milhões) bruta Provisão (em R$ milhões) (56,1) 0,38 (11,4) 0,07 (39,2) 0,26 % da receita bruta Para mais informações sobre as regras que regem as tarifas praticadas pela Companhia, bem como sobre as metodologias de reajuste e revisão dessas tarifas, vide item 7.5 deste Formulário de Referência. c. características do mercado de atuação i. participação em cada um dos mercados O Contrato de Concessão da Companhia prevê exclusividade para a distribuição de energia dentro de sua área de concessão (monopólio natural da rede de distribuição), não se incluindo aí a venda de energia para os clientes livres. A legislação do setor elétrico prevê que, sob determinadas condições, alguns de seus clientes se tornem consumidores livres, o que lhes possibilita contratar a compra de energia elétrica diretamente de geradoras ou comercializadoras. Quando esses clientes escolhem outro fornecedor de energia elétrica, podem negociar o preço da energia (commodity) com o fornecedor de sua escolha e pagam uma tarifa do uso do sistema de distribuição ( TUSD ) e transmissão ( TUST ), correspondentes à remuneração dos custos referentes ao uso do sistema de distribuição e transmissão e à remuneração do seu ativo. Porém, as migrações devem ocorrer de forma bem racional pelos clientes, uma vez que há regras de retorno dos clientes livres para o mercado regulado atendido pela Companhia. Esse retorno somente pode ocorrer cinco anos após a comunicação formal dessa intenção por parte do cliente à Companhia ou em prazo menor, a critério da concessionária. Como consequência, o número de clientes que decidiram se tornar consumidores livres aumentou. Até 31 de dezembro de 2012, a Companhia possuía 451 clientes que optaram por tornarem-se consumidores livres, representando 0,007% do total de consumidores dentro da área de concessão da AES Eletropaulo. Foram faturados para os clientes livres da Companhia R$745,6 milhões, R$839,4 milhões e R$ 772,0 milhões em tarifas pelo uso do seu sistema de distribuição (TUSD e TUST) no período findo em 31 de dezembro de 2012, 31 de dezembro de 2011 e 31 de dezembro de 2010, respectivamente. Com a migração de grandes clientes (principalmente industriais) para a condição de consumidores livres, a Companhia pode mitigar a perda de receita correspondente mediante a redução de suas compras de energia. De forma complementar, consumidores com grande capacidade instalada podem, mediante autorização da ANEEL, migrar sua conexão para a rede básica, afetando diretamente a rentabilidade da Companhia, pois deixariam de pagar pela tarifa de uso do sistema de distribuição. São raros os consumidores que podem fazer essa opção. ii. condições de competição no mercado A Companhia não sofre concorrência no seu ramo de atividade, tendo em vista que sua prestação de serviços ocorre sob o regime de concessão. A Companhia poderá enfrentar concorrência no futuro em novo processo licitatório para renovação de tal concessão. Não obstante, a Companhia acredita ter vantagens competitivas, conforme descritas abaixo, que facilitarão o seu sucesso em eventual licitação. PÁGINA: 80 de 332

87 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Como atua em ambiente regulado, as regras de competição desse mercado são restritas, estando sujeitas a variáveis como: Atividades Restritas: Distribuidoras participantes do Sistema Interligado Nacional SIN não podem (i) desenvolver atividades relacionadas à geração e transmissão de energia, (ii) vender energia a consumidores livres, (iii) deter, direta ou indiretamente, qualquer participação em qualquer outra empresa, ou (iv) desenvolver atividades que não estejam relacionadas às suas respectivas concessões, exceto aquelas permitidas por lei ou constantes do contrato de concessão. Eliminação do self-dealing: Uma vez que a compra de energia para consumidores cativos passou a ser realizada no Ambiente de Contratação Regulada (ACR), a contratação entre partes relacionadas (self-dealing), por meio da qual as distribuidoras podiam atender até 30,0% de suas necessidades de energia por meio da aquisição de energia de empresas afiliadas, não é mais permitida, exceto no contexto dos contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL antes da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ou em função de leilões de energia em que empresas afiliadas atuem concomitantemente; e Limitações à Participação: Em 2008, a ANEEL estabeleceu novas regras à concentração de certos serviços e atividades no setor energético, com base na Resolução 378/09. De acordo com essas regras a ANEEL analisará, quando entender pertinente, os atos e concentrações no âmbito do setor de energia. Como a maior distribuidora privada de energia elétrica do Brasil em termos de distribuição de energia, conforme dados da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica ABRADEE, atualizados em dezembro de 2012, a Companhia acredita possuir um conjunto de vantagens competitivas que lhe permitem continuamente melhorar sua performance operacional e financeira e enfrentar a concorrência em futuros processos licitatórios. Dentre essas vantagens competitivas destacam-se: Área de Concessão Concentrada e Desenvolvida. A Companhia fornece energia elétrica para 6,5 milhões de unidades consumidoras clientes em uma área de concessão com aproximadamente de 16,6 milhões de residentes, abrangendo a área metropolitana de São Paulo, que é a maior área metropolitana do Estado mais desenvolvido e industrializado do Brasil. São Paulo é o centro financeiro e comercial do Brasil, sendo a sede de diversas grandes empresas brasileiras. De acordo com o IBGE, em 2010, data em que foram divulgadas as últimas informações de PIB por município, a área de concessão da Companhia representava 16,8% do PIB brasileiro. Em comparação com as áreas de concessão de outras distribuidoras do Brasil, a área de concessão da Companhia tem um alto índice de PIB/per capita e uma alta densidade demográfica, assim como um dos maiores índices de consumo de energia elétrica per capita. Base de Clientes Diversificada, Crescente e Clientes Satisfeitos. A base de clientes da Companhia tem crescido gradativamente desde a privatização, em abril de 1998, e o número de clientes na área de concessão da Companhia tem crescido a uma média de 166 mil novos clientes nos últimos cinco anos. No ano de 2012, 37,4% da energia elétrica transmitida na rede de distribuição da Companhia destinou-se a atender à demanda de seus clientes residenciais, 25,9% de seus clientes comerciais, 12,7% de seus clientes industriais, 17,5% de clientes livres e 6,4% destinadas aos clientes das demais classes. A base de clientes da Companhia reflete as mudanças na economia da região metropolitana de São Paulo, onde a representatividade do setor de serviços tem aumentado em relação à produção industrial. A administração da Companhia acredita que sua carteira diversificada de clientes, somada à renda média de seus clientes residenciais superior à média nacional, reduz os riscos de diminuição do consumo em sua área de concessão, dado que o mercado residencial tende a ser menos sensível às oscilações da economia do que o mercado industrial, que reage mais rapidamente a reduções no ritmo de desenvolvimento e crescimento econômico. Administração Experiente. Conforme entendimento da Companhia, seus conselheiros e diretores possuem vasta experiência no segmento de distribuição e geração de energia elétrica, tanto no setor privado como no público. Acionistas Importantes e Comprometidos. Os acionistas indiretos da Companhia são a The AES Corporation ( AES Corporation ) e o BNDES, por meio da BNDES Participações S.A. BNDESPAR ( BNDESPAR ). A AES Corporation é uma companhia global que atua na geração e distribuição de energia elétrica. Conforme ranking patrocinado pela revista Fortune, a AES Corporation está listada entre as 200 maiores empresas dos Estados Unidos. Em 2012, detinha e operava mais de US$42 bilhões em ativos em 25 países, fornecendo aproximadamente MW de capacidade de geração, e contando com 13 distribuidoras de energia elétrica. A AES Corporation investe ativamente no Brasil desde 1996 e tem um forte comprometimento com seus negócios na América Latina. A AES Corporation pretende continuar focada na consolidação de suas atividades na região. Em 2012, os negócios na América Latina da AES Corporation representaram 61% de sua receita bruta consolidada, enquanto o Brasil representou 32%. Conforme informações constantes do site do BNDES, o BNDES é o maior Banco de Desenvolvimento da América Latina, com um montante total de ativos de R$ 715 bilhões no ano de 2012, 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 infraestrutura para os setores privado e público, incluindo a indústria de energia elétrica. A Companhia acredita que o conhecimento técnico e operacional e a importância dos seus acionistas proporcionam vantagens significativas na administração de suas operações. Serviço de Alta Qualidade e Confiança. A Companhia acredita fornecer um serviço de alta qualidade e uma grande variedade de serviços de valor agregado para seus clientes, como programas de eficiência energética, gerenciamento de carga de energia e serviços de infraestrutura elétrica. A alta qualidade do serviço da Companhia é um importante diferencial, diminui seu custo de manutenção, melhora a satisfação de seus clientes e a ajuda a reter clientes potencialmente livres. Reconhecimentos A melhoria na performance operacional e financeira da Companhia, conforme mencionado acima se traduziu através de alguns reconhecimentos, a saber: o Em 2012, a AES Eletropaulo atingiu o melhor resultado da sua história no Ranking Nacional do Prêmio Abradee, avançou do 8º para o 5º lugar e foi a vencedora na categoria de Gestão Econômico-Financeira. PÁGINA: 81 de 332

88 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais o o o Em setembro de 2012, a AES Eletropaulo recebeu o Prêmio Abrasca Criação de Valor, concedido às empresas que tiveram maior índice de criação de valor nos últimos 3 anos, levando em consideração a sustentabilidade nos resultados e excelência em controle de riscos, transparência e atuação socioambiental. A AES Eletropaulo foi reconhecida pela 2ª vez no Prêmio Nacional da Qualidade - PNQ A Companhia já havia conquistado o prêmio em Mais importante premiação da gestão empresarial no Brasil, o PNQ é promovido pela Fundação Nacional da Qualidade desde Em novembro de 2012, AES Eletropaulo foi selecionada por mais um ano para fazer parte da carteira do Índice de Sustentabilidade Empresarial (ISE) da BM&FBovespa com vigência no período de 07 de janeiro de 2013 a 03 de janeiro de d. eventual sazonalidade O comportamento do mercado da Companhia está diretamente relacionado ao crescimento da economia. Sua área de concessão cobre a maior parte da grande São Paulo, a maior região metropolitana do Estado mais desenvolvido e industrializado do Brasil. Cada consumidor apresenta características típicas de consumo, de acordo com as variações climáticas, período do ano, região geográfica e classe de consumo a que pertence, introduzindo assim, períodos de sazonalidade nas vendas de energia. A Companhia entende que não é possível isolar e mensurar o impacto da sazonalidade nos meses, mas sabe-se que ela existe pelo histórico do consumo. Outro ponto é que a sazonalidade pode ter impactos diferentes nos anos, isto é, em um ano ela pode ser maior ou menor que em outros anos dependendo do calendário de feriados e de dias de faturamento, como cenário econômico do país. Nos meses de janeiro e fevereiro, o negócio da Companhia apresenta um impacto sazonal negativo em função: (i) do faturamento dos últimos ciclos de dezembro (que são mais fracos devido aos feriados e faturados somente em janeiro); (ii) de ser um período de férias onde uma parte significativa da população viaja e consequentemente, deixa a área de concessão; e (iii) de grande concentração de feriados, com destaque para o carnaval. e. principais insumos e matérias primas, informando 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 O principal insumo da Companhia é a energia elétrica. Em 31 de dezembro de 2012, a fonte de suprimento de energia da Companhia era composta da seguinte forma: 87,4% proveniente de energia hidrelétrica, 10,3% de energia proveniente de combustíveis fósseis e 2,3% de energia proveniente de fontes alternativas (energia eólica, energia solar, etc.). Conforme mencionado no item 7.3 a acima, a Companhia adquire praticamente toda a sua energia por meio de: (i) quotas de compra de energia de Itaipu e do Programa de Incentivo às Fontes alternativas de Energia Elétrica ( PROINFA ); (ii) contrato de longo prazo celebrado com a AES Tietê; e (iii) compra em leilões de energia. f. descrição das relações mantidas com fornecedores, inclusive se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável As relações mantidas pela Companhia com fornecedores ocorre dentro de um setor regulado, que segue normas e parâmetros de venda de energia, conforme abaixo descritas. Em 31 de dezembro de 2012, a Companhia possuía quatro tipos básicos de acordos de fornecimento: o o o o quotas de compra de energia de Itaipu, que se estendem até 2027 e respondiam por 22,33% de seu fornecimento de energia, quotas de suprimento de energia de projetos do PROINFA, que correspondiam a 2,26% de seu fornecimento de energia; acordos bilaterais (curto e longo prazo) com geradoras particulares, inclusive a AES Tietê, que respondiam por 25,19% de seu fornecimento de energia, e compras através de leilões regulados que respondiam por aproximadamente 50,22% do restante de seu fornecimento de energia. Eventualmente a Companhia pode suprir volumes de energia através de compras na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ( CCEE ), o chamado mercado spot. A Companhia não pode prever os eventuais efeitos da renegociação das disposições contratuais dos contratos celebrados por ela e mencionados neste item. Em 31 de dezembro de 2012, a carteira de contratos de comercialização de energia da Companhia era a seguinte: PÁGINA: 82 de 332

89 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Compra de Energia em ,22% 22,33% 2,26% 25,19% Itaipu Proinfa Bilaterais CCEARs As tabelas abaixo estabelecem, com respeito aos períodos e datas indicados, algumas informações sobre tarifas e volumes relativos às principais compras de energia da Companhia. Fontes de Energia (GWh) PROINFA ITAIPU AES Tietê Contratos Bilaterais Leilão - CCEAR Total Tarifas Médias de Compra de Energia* (R$/MWh) PROINFA 208,61 214,65 212,85 ITAIPU 104,77 91,25 91,93 AES Tietê 178,01 167,29 155,79 Contratos Bilaterais 169,05 166,95 166,41 Leilão - CCEAR 105,76 90,02 86,68 * O PROINFA é valorado como Encargo e não e considerado como Custo de Compra de Energia No período encerrado em 31 de dezembro de 2012 e 2011, a Companhia adquiriu energia das seguintes fontes: GWm % Adquirido GWm % Adquirido PROINFA ,26% 948 2,13% ITAIPU ,33% ,43% Contrato Bilateral AES Tietê ,08% ,98% Contrato Bilateral Outros 48 0,11% 212 0,48% Leilão - CCEAR ,22% ,98% Compra CCEE - 0,00% - 0,00% TOTAL ,00% ,00% Em 30 de julho de 2004, o governo editou regulamentação relativa à compra e venda de energia no Ambiente de Contratação Regulada ( ACR ) e no Ambiente de Contratação Livre ( ACL ), assim como a outorga de autorizações e concessões para projetos de geração de energia. Essa regulamentação inclui regras referentes aos leilões, aos contratos de comercialização de energia e ao método de repasse dos custos de aquisição de energia elétrica aos consumidores finais. De acordo com as diretrizes dessa regulamentação: (i) (ii) todas as distribuidoras devem garantir a contratação de toda a energia (e potência) necessária para o atendimento de 100,0% de seus mercados ou cargas; e 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. PÁGINA: 83 de 332

90 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Desde 2005, os autoprodutores, distribuidoras, comercializadoras e consumidores livres são obrigados a notificar o Ministério de Minas e Energia ( MME ), até 1º de agosto de cada ano, a respeito de suas necessidades de contratação de energia para cada um dos cinco anos subsequentes. As distribuidoras devem, ainda, definir os montantes a serem contratados por meio dos leilões, conforme prazos e condições estabelecidos em ato do MME. 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. Uma das principais diretrizes do processo de implementação do novo modelo do setor elétrico consiste na obrigação de que as concessionárias de distribuição adquiram energia através do ambiente regulado. De acordo com o Decreto nº 5163, de 30 de julho de 2004, os agentes de distribuição devem comprar energia para atendimento de seus mercados de consumidores cativos por meio dos leilões de energia elétrica realizados no ACR. O MME estabelece o montante total de energia a ser comercializado no ACR e a lista das instalações de geração que terão permissão para participar dos leilões a cada ano. Os Leilões de Energia Elétrica A regulamentação determina que as empresas de distribuição de energia cumpram suas obrigações de fornecimento de energia basicamente por meio de leilões públicos, em conformidade com os procedimentos descritos abaixo. Além desses leilões e de contratos celebrados anteriormente à vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a empresa de distribuição pode comprar energia de (i) geração distribuída, empresas de geração ligadas diretamente à rede da empresa de distribuição que não sejam hidrelétricas com capacidade maior que 30 MW e algumas companhias geradoras térmicas, e, compulsoriamente, de (ii) projetos de geração de energia participantes da fase inicial do PROINFA, (iii) Itaipu Binacional e (iv) Angra I e II. Os editais para os leilões serão preparados pela CCEE, em conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo MME, notadamente a utilização do critério de menor tarifa no julgamento. Cada empresa geradora que contrate a venda de energia por meio do leilão firmará um Contrato de Comercialização de Energia no ambiente Regulado ( CCEAR ) com cada empresa distribuidora, proporcionalmente à demanda estimada da distribuidora. Desde 2005, todas as geradoras, distribuidoras, comercializadoras, geradores independentes e consumidores livres devem encaminhar à ANEEL, em 1º de agosto de cada ano, informações sobre a demanda estimada ou geração estimada de energia, conforme o caso, para os cinco anos subsequentes. Importante mencionar que o MME define a relação dos novos empreendimentos de geração que integrarão o processo licitatório de contratação de energia de novos empreendimentos. Leilões de energia Existente Os Leilões de Energia Existente estão previstos no artigo 19 do Decreto n.º 5.163/04, com redações modificadas conforme o Decreto n.º 5.271/04 e o Decreto n.º 5.499/05. Os leilões de energia existente complementam os contratos de energia nova para cobrir assim 100% da carga. Seu objetivo é recontratar periodicamente a energia existente, por meio de leilões anuais de contratos com duração de 3 a 15 anos. A entrega da energia é feita a partir do ano seguinte ao leilão e por esta razão este leilão é chamado de A-1. Os leilões A-1 possuem limites mínimos e máximos de compra de energia. Além da duração, os contratos de energia existente têm outras características especiais que os diferenciam dos contratos de energia nova: a quantidade de energia existente contratada pode ser reduzida, em qualquer momento, em caso de redução da carga da distribuidora devido à migração de consumidores cativos para o mercado livre. Adicionalmente, a quantidade de energia contratada pode ser reduzida, a critério da distribuidora, em até 4% a cada ano para adaptação a desvios em relação às projeções de demanda. A tabela abaixo ilustra a participação da Companhia ( EP ) nos leilões de energia existente realizados até 31 de dezembro de LEILÃO DE ENERGIA EXISTENTE Data Produto Preço Médio (R$/MWh) Volume Total Negociado (R$) MWh Negociados Participação da EP (%) 1º Leilão 07/12/ ,51 36,5 bilhões ,77% ,33 32,0 bilhões ,27% ,46 6,2 bilhões ,81% 2º Leilão 02/04/ ,13 7,7 bilhões ,14% 3º Leilão 11/10/ ,95 168,9 milhões ,00% 4º Leilão 11/10/ ,91 7,7 bilhões ,50% 5º Leilão 14/02/ ,74 1,5 bilhões ,00% 6º Leilão 06/12/ º Leilão 28/11/ º Leilão 30/11/ Q05* 99,14 360,6 milhões D05* 80,00 3,5 milhões º Leilão 10/12/ QTDE03 105,00 267,9 milhões DISP03 109,03 2,86 milhões ºLeilão 30/11/ QTDE03 79,99 0,4 Bilhões ,30% * Q (Contrato na modalidade quantidade de energia), D (Contrato na modadlidade disponibilidade de energia) Nota: as colunas Volume Negociado Total (R$) e MWh Negociados referem-se ao volume total negociado nos leilões. Destaca-se que o 6 leilão foi cancelado e a Companhia não participou do 7 leilão. 3,37% PÁGINA: 84 de 332

91 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Leilões de Energia Nova Segundo a regulamentação em vigor, cabe à ANEEL promover, direta ou indiretamente, licitação na modalidade de leilão, para a contratação de energia elétrica pelos agentes de distribuição do Sistema Interligado Nacional ( SIN ), observando as normas gerais de licitações e concessões e as diretrizes fixadas pelo MME, que contemplarão os montantes por modalidade contratual de energia a serem licitados. Os leilões de energia nova ( EN ) têm como objetivo promover a construção de nova capacidade para atender ao crescimento do consumo das distribuidoras. Nestes leilões, contratos de suprimento de energia de longo prazo (15 anos para termelétricas e 30 anos para hidrelétricas) são oferecidos aos geradores candidatos. A cada ano, dois tipos de leilões de EN 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 cinco anos após o leilão. Assim, com estes prazos, este contrato viabilizará ao investidor (vencedor do leilão) obter o project finance, e oferece o tempo necessário para construção da nova planta; (ii) leilão complementar (A-3), que oferece contratos bilaterais para nova capacidade com duração entre 15 e 30 anos. Neste caso, porém, as usinas devem entrar em operação 3 anos após o leilão. O objetivo é a criação de um complemento para o leilão A-5 realizado dois anos antes, permitindo uma correção dos desvios causados pela incerteza na trajetória da demanda. Cabe ressaltar que o processo de leilão é conduzido separadamente de acordo com o tipo de empreendimento: se termelétrico ou hidrelétrico. A sistemática destes leilões de energia determina que as distribuidoras devem declarar sua demanda para os referidos anos de suprimento, sendo as demandas individuais agregadas para a formação de um pool comprador de energia elétrica. A alocação da quantidade de energia a ser demandada de fonte termelétrica ou hidrelétrica é estabelecida pelo MME, que fixa uma fração de energia elétrica mínima a ser demandada de fontes de geração termelétrica, com o intuito de diversificar a matriz energética nacional no longo prazo de tal maneira a atingir os objetivos de diversificação estabelecidos no Plano Decenal de Energia Elétrica. A parcela remanescente é atendida por projetos de fonte hidrelétrica. Sendo assim, dentro de cada fonte de geração, são selecionados aqueles projetos cujas propostas de preço de venda de energia elétrica futura sejam as menores, mas sempre respeitando o percentual mínimo de energia advinda de cada fonte conforme estabelecido pelo MME para cada leilão. Estes projetos vão sendo gradativamente selecionados até que o montante de oferta agregada de energia seja suficiente para atender à demanda do pool comprador. Especificamente, para a classificação dos empreendimentos de fonte termelétrica, os preços ofertados em leilão são baseados em um índice custobenefício ( ICB ), que leva em consideração o custo associado à previsão de despacho das usinas. O preço efetivo da energia é composto por uma remuneração fixa (RF, em R$/ano), que compensa seu investimento e demais custos fixos e por uma remuneração variável que inclui o reembolso dos custos operativos da usina, quando ela é despachada pelo ONS ou os custos de compra de energia no mercado de curto prazo, quando a usina não é acionada pelo ONS. Portanto, o ICB resultante do leilão é um preço de referência, que pode ser diferente do valor efetivamente pago pelas distribuidoras às usinas contratadas. Como exemplo, em 2008 o preço médio efetivo de contratação de energia nova pela Companhia foi de R$168,75/MWh, refletindo um maior nível de despacho das usinas térmicas, reflexo da política operativa do ONS. Em 2010, o preço médio efetivo foi de R$ 102,00/MWh, em 2011 o preço médio foi de R$ 108,03/MWh. Para o ano de 2012 o preço médio foi de R$ 123,34/MWh devido aos novos contratos de energia firmados pela Companhia Finalmente, independente da fonte de geração, a distribuidora conta com a possibilidade do repasse integral dos custos de aquisição de energia às tarifas de fornecimento, desde que respeitados os limites de contratação de energia estabelecidos pelo Decreto n.º 5.163/2004. Até a presente data, a Companhia assegurou o repasse integral dos custos de aquisição de energia às suas tarifas de fornecimento. A tabela abaixo ilustra a participação da Companhia nos leilões de energia nova realizados até 31 de dezembro de PÁGINA: 85 de 332

92 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais LEILÃO DE ENERGIA NOVA Data Produto Preço Médio (R$/MWh) Volume Total Negociado (R$) MWh Negociados Participação da EP (%) 2008-H30 106,95 1,9 bilhão ,24% 2008-T15 132,26 9,8 bilhões ,24% 1º Leilão 16/12/ H30 114,28 1,4 bilhão ,95% 2009-T15 129,26 14,5 bilhões ,95% 2010-H30 115,04 27 bilhões ,14% 2010-T15 121,81 13,8 bilhões ,14% 2º Leilão 29/06/ H30 126,77 34,3 bilhões ,85% 2009-T15 132,39 11,4 bilhões ,85% 3º Leilão 10/10/ H30 120,86 18,1 bilhões ,32% 2011-T15 137,44 9,7 bilhões ,32% 4º Leilão 26/07/ T15 134,67 23,1 bilhões ,10% 5º Leilão 6º Leilão 7º Leilão 8º Leilão 9º Leilão 16/10/ /09/ /09/ /08/2009 Cancelado 2012-H30 129,14 24,3 bilhões ,95% 2012-T15 128,37 27 bilhões ,95% 2011-H OF15 128,42 18,2 bilhões ,31% 2013-H30 98,98 3,15 bilhões ,68% 2013-OF15 145,23 57,4 bilhões ,68% 2012-H milhões ,00% 2012-OF15 144,6 190 milhões ,00% 10º Leilão 30/07/ H30 99,48 8,5 bilhões ,69% 11º Leilão 17/12/ º Leilão 17/08/ º Leilão 20/12/ H30 67,31 17 bilhões ,48% 2014-H30 102,00 5,6 bilhões ,56% 2014-T20 102,09 23 bilhões ,56% 2016-H30 91,20 0,7 Bilhões ,93% 2016-T20 102,18 3,7 Bilhões ,93% 14º Leilão Cancelado 15º Leilão 14/12/ H30 93,46 3,7 bilhões ,00% 2017-OF20 87,94 2,3 bilhões ,00% Nota: as colunas Volume Negociado Total (R$) e MWh Negociados referem-se ao volume total negociado nos leilões. Destaca-se que o produto H30 do 6 leilão não foi negociado. Leilões de Ajuste Esse tipo de leilão tem o objetivo de fazer um ajuste fino entre energia contratada e a demanda. Estes leilões oferecem contratos com duração de até 2 anos e são realizados três ou quatro vezes ao ano, com entrega para o mesmo ano. Por esta razão, esses contratos são conhecidos como A0. A distribuidora poderá comprar até 1% do total de sua energia contratada por meio dos leilões de ajuste. Da mesma forma que os contratos de geração distribuída, os custos de aquisição desta energia também serão limitados para efeitos de repasse para os consumidores cativos pelo Valor de Referência (VR) a ser descrito mais a frente. A tabela abaixo ilustra a participação da Companhia nos leilões de energia nova realizados até 31 de dezembro de PÁGINA: 86 de 332

93 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Leilão de Ajuste Data Produto Preço Médio (R$/MWh) Volume Total Negociado (R$) MWh Negociados Participação da EP (%) 4º Leilão 29/03/ meses 46, meses 63,55 48,7 milhões ,05% 6º Leilão 27/09/ meses 127, meses 138, milhões ,03% meses IS 01/07/08 141,05 18,8 milhões % 7º Leilão 19/06/ meses IS 01/10/08 139,00 153,4 mil % meses IS 01/10/08 139,69 29,6 milhões % 8º Leilão 23/09/ meses IS 01/10/08 164,86 84,4 milhões % meses IS 01/01/09 146,34 1,3 milhões % meses IS 01/03/09 145,44 227,2 milhões % 9º Leilão 20/02/ meses IS 01/06/09 145,17 86,1 milhões % meses IS 01/03/09 145,77 949,5 milhões ,3% 03_2011 a 06_ º Leilão 17/02/ ,84 176,5 milhões % 03_2011 a 12_ meses SE IS 01/10/11 56,13 17,3 milhões meses SE IS 01/01/12 67, mil º Leilão 30/09/2011 0% meses S IS 01/10/11 54,74 4,7 milhões meses S IS 01/01/11 73,63 24 milhões meses IS 01/04/ % 12º Leilão 29/03/ meses IS 01/04/12 142,46 12,7 milhões % meses IS 01/07/ % meses SE IS 01/07/ mil meses NE IS 01/07/12 128,04 17,1 milhões º Leilão 14/06/2012 0% meses SE IS 01/07/12 114,51 6,6 milhões meses NE IS 01/07/12 120,74 15,5 milhões meses SE IS 01/10/12 130,73 13,4 milhões º Leilão 27/09/2012 0% meses NE IS 01/10/12 139,13 5,4 milhões Nota: as colunas Volume Negociado Total (R$) e MWh Negociados referem-se ao volume total negociado nos leilões. Leilões de Energia de Fontes Alternativas Além dos leilões de energia nova e existente, o MME pode periodicamente organizar também leilões específicos para contratar energia de fontes alternativas (biomassa, PCH, eólica e solar). Contratos padronizados de longo prazo (10-30 anos) são oferecidos e a sistemática do leilão são similares aos dos leilões A-3 e A-5. LEILÃO DE FONTES ALTERNATIVAS Data Produto Preço Médio (R$/MWh) Volume Total Negociado (R$) MWh Negociados Participação da EP (%) 2010-H30 134,99 1º Leilão 18/06/2007 4,2 bilhões ,70% 2010-OF15 138, H30 - Hiidroelétrica 146,99 15,7 bilhões ,19% 2º Leilão 26/08/ T20 Biomassa e eólica 134,23 1,85 bilhões ,19% Nota: as colunas Volume Negociado Total (R$) e MWh Negociados referem-se ao volume total negociado nos leilões. Destaca-se que o (i) Volume Negociado Total (R$) para o produto 2010-H30 é R$1,6 bilhão e para o produto 2010-OF15 é R$2,6 bilhões; e (ii) o total de MWh Negociados para o produto 2010-H30 é (participação da Companhia: 5,70%) e para o produto 2010-OF15 é (participação da Companhia: 5,70%). Leilões 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: (i) mínima eficiência para empreendimentos termelétricos (com exceção para fonte biomassa ou resíduos de processo), (ii) limite máximo de capacidade de 30MW para hidrelétricas, entre outros. A Companhia não participou desse tipo de leilão até a presente data. Leilões Especiais PÁGINA: 87 de 332

94 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A legislação atual também permite o governo a realizar 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 de 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, além da usina de Belo Monte licitada em Leilão UHE Santo Antônio Data Produto Preço Médio (R$/MWh) Volume Total Negociado (R$) MWh Negociados Participação da EP (%) 1º Leilão 10/12/ H30 78,87 30 bilhões ,674 7,959% Leilão UHE Jirau Data Produto Preço Médio (R$/MWh) Volume Total Negociado (R$) MWh Negociados Participação da EP (%) 1º Leilão 19/5/ H30 71,37 24,9 bilhões ,578 4,94% Leilão UHE Belo Monte Preço Médio Data Produto Volume Total Negociado (R$) MWh Negociados Participação da EP (%) (R$/MWh) 1º Leilão 20/4/ H30 77,97 61,98 bilhões ,709 10,70% Nota: as colunas Volume Negociado Total (R$) e MWh Negociados referem-se ao volume total negociado nos leilões. Leilões de Energia 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.) e o objetivo principal é aumentar a segurança e a garantia de fornecimento de eletricidade no país. O primeiro leilão de reserva ocorreu em 30 de Abril de 2008 e contratou exclusivamente energia de biomassa de canade-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. O Leilão de Reserva 2010 foi realizado em 26 de agosto de 2010 e contratou 1.206,6 MW de capacidade instalada, divididas em eólicas, biomassa (bagaço de cana) e pequenas hidrelétricas. Em 18 de agosto de 2011, o Leilão de Reserva 2011 contratou 1.218,1 MW de capacidade instalada, através de 41 empreendimentos eólicos e termelétricas à biomassa (bagaço-de-cana e resíduos de madeira). Programa Prioritário de Termelétricas (PPT) Em 2000, foi criado o Programa Prioritário de Termelétricas ( PPT ), com o objetivo de diversificar a matriz energética brasileira e reduzir sua forte dependência de usinas hidrelétricas. Os benefícios concedidos a usinas termelétricas nos termos do PPT incluem: (1) fornecimento garantido de gás por 20 anos, (2) garantia de que os custos relativos à aquisição da energia produzida por usinas termelétricas serão transferidos aos consumidores até o limite do valor normativo determinado pela ANEEL, e (3) acesso garantido a um programa especial de financiamento do BNDES para o setor elétrico. A Lei n /2002, em seu Art. 3 instituiu o Programa de Incentivo às Fontes alternativas de Energia Elétrica (PROINFA). Referida Lei resultou do processo de conversão da Media Provisória n 14 de 21 de dezembro de O PROINFA, com o objetivo de criar certos incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica e biomassa e PCHs (pequenas centrais hidrelétricas com potência superior a 1MW e igual ou inferior a 30 MW, com área total de reservatório igual ou inferior a 3Km 3 PCHs ). Nos termos do PROINFA, a Eletrobrás compra a energia gerada por essas fontes alternativas durante o período de 20 anos e a repassa para consumidores livres e distribuidoras. Estes, por sua vez, incumbem-se de incluir os custos do programa em suas tarifas para todos os consumidores finais da área de concessão, à exceção dos consumidores de baixa renda. O BNDES aprovou a abertura de uma linha de crédito específica para projetos incluídos no PROINFA, podendo financiar até 80% dos custos de construção das usinas inseridas no programa. A primeira fase do PROINFA teve por objetivo a inserção de MW de fontes alternativas, distribuídos igualmente por cada uma das fontes eólica, PCHs e biomassa. A segunda fase, ainda não regulamentada, prevê que as fontes alternativas atendam a 10,0% do consumo anual de energia elétrica no País em 20 anos. A maioria dos projetos que foram qualificados para os benefícios oferecidos pelo PROINFA entrou em operação a partir de 30 de dezembro de Em 2008, o Governo Federal regulamentou a contratação de energia de reserva, instituída pela , de 15 de março de 2004 ( Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ), destinada a aumentar a segurança no fornecimento de energia elétrica ao Sistema Interligado Nacional ( SIN ), proveniente de usinas especialmente contratadas para este fim, seja de novos empreendimentos de geração ou de empreendimentos existentes. Até o momento foram realizados dois leilões de energia de reserva, um exclusivo para energia de fonte de biomassa e outro de fonte eólica. A redução do Nível de Energia Contratada O Decreto n.º 5.163, de 30 de julho de 2004, que regula a comercialização de energia de acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, permite que empresas de distribuição reduzam seus CCEARs de energia existente nos seguintes casos: (i) para compensar a saída de consumidores potencialmente livres do Ambiente de Contratação Regulada, conforme declaração de necessidade de contratação encaminhada ao MME, (ii) até 4,0% ao ano do montante inicialmente contratado devido a outras variações de mercado e (iii) na hipótese de aumentos nos montantes de energia adquirida nos termos dos contratos firmados antes de 17 de março de PÁGINA: 88 de 332

95 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais As circunstâncias em que a redução do nível de energia contratada ocorrerá devem ser devidamente estabelecidas nos CCEARs, e podem ser exercidas a critério exclusivo da empresa de distribuição e em conformidade com as disposições descritas acima e regulamentação da ANEEL. ii) eventual dependência de poucos fornecedores A Companhia não tem dependência de fornecedores, pois pode adquirir energia de todos os geradores nacionais de energia por meio do sistema de leilão que lhe dá acesso ao mercado regulado nacional. iii) eventual volatilidade de seus preços A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico instituiu a contratação de compra de energia por meio de leilões 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. A referida lei introduziu alterações relevantes na regulamentação do setor elétrico brasileiro visando (i) fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter a capacidade de geração e (ii) garantir o fornecimento de energia no Brasil a tarifas módicas por meio de processos de leilões públicos de compra e venda de energia elétrica. Os preços da energia produzida são regulamentados, sendo, assim, improvável a ocorrência de alta volatilidade nos preços praticados pelos produtores de energia elétrica. No que diz respeito às quotas de compra de energia de Itaipu, destaque-se que as obrigações de compra da Companhia com Itaipu são vinculadas ao Dólar e, portanto, a Companhia está exposta ao risco das taxas de câmbio em caso de valorização do Dólar frente ao Real, dessa forma impactando seu custo. Porém, as variações da taxa de câmbio desse contrato são reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A ( CVA ), e que por sua vez, serão repassadas aos consumidores no próximo reajuste e/ou revisão tarifária. A fórmula de Reajuste Anual de Tarifa estabelecida pelo Contrato de Concessão juntamente com o mecanismo de conta de rastreamento de CVA criado em resposta ao Plano de Racionamento representam uma compensação pelos impactos financeiros de variações de componentes da Parcela A registradas entre as datas de Reajuste Anual de Tarifa. PÁGINA: 89 de 332

96 7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total 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 Não há clientes individualmente responsáveis por mais de 10% da receita líquida total da Companhia. A Companhia possui uma base de clientes diversificada, que consiste principalmente em clientes residenciais e comerciais, proporcionando razoável estabilidade em caso de declínios econômicos. O segmento de energia residencial é atualmente seu segmento mais lucrativo. A Companhia classifica seus clientes em quatro categorias, a saber: Clientes Residenciais. Em 31 de dezembro de 2012, a Companhia possuía aproximadamente 6,1 milhões de clientes residenciais, cujo consumo representou 37,4%, 36,4% e 35,9% de seu volume total de energia nos anos de 2012, 2011 e 2010, respectivamente, 43,2%, 42,4% e 41,5% de suas receitas, respectivamente, durante esses períodos. Clientes Comerciais. Em 31 de dezembro de 2012, a Companhia possuía aproximadamente 340 mil clientes comerciais, o que inclui empresas de varejo, escritórios, bancos, empresas prestadoras de serviços, universidades e hospitais. No total, estes representaram 25,9%, 25,8% e 25,6% do volume total de energia vendida nos anos de 2012, 2011 e 2010, respectivamente, 26,9%, 27,2% e 26,8% de suas receitas, respectivamente, durante esses períodos. Clientes Industriais. Em 31 de dezembro de 2012, a Companhia possuía aproximadamente 27,9 mil clientes industriais, que incluem usuários de grandes volumes. No total, estes representaram 12,7%, 13,3% e 14,2% e 14,6% de seu volume total de energia vendida nos anos de 2012, 2011 e 2010, respectivamente, 12,5%, 13,2% e 13,9% de suas receitas, respectivamente, durante esses períodos. Outros Clientes. Em 31 de dezembro de 2012, a Companhia possuía aproximadamente 19,7 mil outros clientes, que incluem serviços públicos, municipais e livres, tais como iluminação de ruas e energia para edifícios públicos, bem como clientes rurais. No total, estes representaram 23,9%, 24,6% e 24,4% do volume total da energia vendida nos anos de 2012, 2011 e 2010 respectivamente, 17,3%, 17,1% e 17,8% de suas receitas, respectivamente, durante esses períodos. Análise da Demanda Os quadros a seguir mostram o total de energia que a Companhia distribui, a receita proveniente de cada um dos segmentos de clientes, a percentagem da energia que a Companhia distribui a cada um de seus principais segmentos de clientes, o número de clientes e a extensão de sua rede de distribuição durante e no final dos períodos indicados. Mix de Distribuição de Energia em GWh Residenciais , , ,5 Comerciais , , ,2 Industriais 5.803, , ,7 Outros , , ,7 Total , , ,1 Receita (em R$ milhões) Residenciais 6.622, , ,6 Comerciais 4.125, , ,0 Industriais 1.911, , ,9 Outros 2.654, , ,2 Total , , ,7 Mix de Distribuição de Energia para clientes em Receitas (% do mix total em receitas) Residenciais 43,2% 42,4% 41,5% Comerciais 26,9% 27,2% 26,8% Industriais 12,5% 13,2% 13,9% Outros 17,3% 17,1% 17,8% Total 100,0% 100,0% 100,0% Clientes (em milhares) , , ,3 Residenciais 6.031, , ,4 Comerciais 340,1 344,6 345,7 Industriais 28,0 28,5 29,0 PÁGINA: 90 de 332

97 7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total Outros 19,7 18,9 18,2 Nos últimos anos, a Companhia experimentou um aumento geral de consumo de energia por parte de seus clientes comerciais e uma redução de consumo por parte de seus clientes do setor industrial. A Companhia acredita que esta tendência seja resultado de uma expansão do setor de serviços na área metropolitana de São Paulo, aliada a processos de fabricação mais eficientes no setor industrial e à migração de determinadas empresas industriais da região metropolitana de São Paulo. O único segmento operacional de atuação da Companhia é o de distribuição de energia elétrica, sendo ele, portanto, o único afetado pelas receitas provenientes dos clientes. PÁGINA: 91 de 332

98 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 7.5. Efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia A Companhia é concessionária de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, estando sujeita à regulamentação da Agencia Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ) e do Ministério de Minas e Energia ( MME ). A Companhia também está sujeita aos termos de seu contrato de concessão, celebrado com a ANEEL em 15 de junho de 1998, que lhe concede o direito de distribuir energia na sua área de concessão até 15 de junho 2028, sendo que atividade operacional da Companhia depende exclusivamente dos direitos outorgados no âmbito do Contrato de Concessão ( Contrato de Concessão ). Nesse contexto regulação estatal provoca efeitos relevantes sobre as atividades da Companhia, regendo a concessão a ela outorgada, as tarifas que compõem sua receita, as tarifas e encargos a que está sujeita no exercício de sua atividade bem como as regras de compra de energia pela Companhia e os programas desenvolvidos para a diversificação da matriz energética brasileira. Serão apresentadas a seguir as principais características da regulação do Setor Elétrico Brasileiro, no qual a Companhia atua, bem como as autoridades e penalidades estabelecidas pela regulação estatal para monitorar e contribuir para implantação do modelo de setor elétrico estabelecido, fundamentalmente, pela Lei , de 15 de março de 2004 ( Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ). Em seguida, serão descritas as regras tarifárias e os encargos setoriais aos quais a Companhia está sujeita, incluindo as normas de reajuste tarifários. Por fim, serão destacadas as normas que regem a concessão outorgada à Companhia para o exercício de suas atividades. Para informações adicionais sobre efeitos da regulação estatal sobre as atividades da Companhia, em especial, sobre o processo de produção, distribuição e compra de energia elétrica, vide item 7.3 deste Formulário de Referência. O SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO Considera-se como marco inicial da reforma do Setor Elétrico Brasileiro a Lei n 8.631/93, que extinguiu a equalização tarifária vigente, e criou os chamados contratos de suprimento entre geradores e distribuidores, visando estancar as dificuldades financeiras das empresas na época. Outro marco importante na reforma do setor foi a Lei n 9.074/95, de 7 de julho de 1995, que estimula a participação da iniciativa privada no setor de geração de energia elétrica com a criação da figura do Produtor Independente de Energia (PIE) e estabelece os primeiros passos rumo à competição na comercialização de energia elétrica, com o conceito de consumidor livre, que é o consumidor que, atendendo a requisitos estabelecidos na legislação vigente, tem liberdade de escolha de seu fornecedor de energia elétrica. Em 1996 foi implantado o Projeto de Reestruturação do Setor Elétrico Brasileiro ( Projeto RE-SEB ), coordenado pelo MME. Os trabalhos do Projeto RE- SEB definiram as bases conceituais que deveriam nortear o desenvolvimento do setor elétrico. As principais conclusões do projeto foram a necessidade de implementar a desverticalização das empresas de energia elétrica, ou seja, dividi-las nos segmentos de geração, transmissão e distribuição, incentivar a competição nos segmentos de geração e comercialização, e manter sob regulação os setores de distribuição e transmissão de energia elétrica. Concluído em 1998, o Projeto RE-SEB definiu o arcabouço conceitual e institucional do modelo a ser implantado no setor elétrico brasileiro. Acrescente-se ainda a Lei nº 9.427/96, de 26 de dezembro de 1996, que instituiu a ANEEL, autarquia vinculada ao MME, com a finalidade de regular e fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica. A ANEEL veio a substituir (em parte) o antigo Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica ( DNAEE ), recebendo deste o acervo técnico e patrimonial, as obrigações, os direitos e receitas, exceto aquelas decorrentes da compensação financeira pelo uso de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica ( 1º do artigo 20 da Constituição Federal). O acervo e a administração dos assuntos vinculados ao uso das águas, de competência do antigo DNAEE, não foram transferidos para a ANEEL: parte foi transferida para o MME (a rede hidrométrica e atividades de hidrologia relativas aos aproveitamentos de energia hidráulica) e parte, posteriormente para a Agência Nacional de Águas (ANA). As maiores diferenças entre a ANEEL e o antigo DNAEE, podem ser resumidas em: (i) Autonomia instituída como autarquia, a ANEEL dispõe de autonomia de ação (patrimonial, administrativa e financeira), desde que cumpridas as determinações legais, as políticas e diretrizes setoriais; (ii) Gestão existem dispositivos legais para a escolha e especialmente para a destituição dos dirigentes da ANEEL, o que garante desvinculação da gestão administrativa da Agência em relação ao Poder Executivo; e (ii) Receita a garantia de receita própria, decorrente especialmente da taxa de fiscalização, desvinculada a execução orçamentária da ANEEL da existência ou não de disponibilidade de recursos no orçamento da União. Em 1998, foi promulgada a Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, 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 autorregulador responsável pela operação do mercado de energia de curto-prazo, ou o Mercado Atacadista de Energia Elétrica MAE (mais tarde 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 Sistema Interligado Nacional 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); PÁGINA: 92 de 332

99 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 abastecimento 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 ) que estabelece diretrizes para programas de enfrentamento da crise de energia elétrica pela Medida Provisória nº 2.147, de 15 de maio, com objetivo de propor e implementar medidas de natureza emergencial para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica, de forma a evitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia elétrica. O CGE 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 consequência 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, (a) proibiu as concessionárias de oferecerem bens vinculados à concessão, os direitos dela emergentes e qualquer outro ativo que possa comprometer suas respectivas concessões em garantia de operação destinadas 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. O Governo Federal estabeleceu, ainda, regras para universalização do serviço público de distribuição de energia elétrica, o qual consiste no atendimento a todos os pedidos de fornecimento, inclusive aumento de carga, sem qualquer ônus para o consumidor solicitante, desde que atendidas às condições regulamentares exigidas. A ANEEL estabeleceu as condições gerais para elaboração dos planos de universalização de energia elétrica, prevendo as metas de universalização até 2014 e estipulando multas no caso de descumprimento destas por parte da distribuidora. Durante os anos de 2003 e 2004, o Governo Federal lançou as bases de um novo modelo para o Setor Elétrico Brasileiro, sustentado pelas Leis nº , pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, e pelo Decreto nº 5.163, de 30 de julho de Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Tratou-se de 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 mais adiante. As Leis nº e , de 15 de março de 2004, introduziram regras como a competição nos leilões de novos empreendimentos pelo menor valor da tarifa para o consumidor. O critério substitui o anterior que privilegiava o maior ágio pago ao Governo. As usinas passam a ser licitadas com a concessão da licença prévia. Contratos de longo prazo e a compra centralizada contribuem para maior segurança do abastecimento. O setor público reassume o planejamento do setor elétrico e cria a Empresa de Pesquisa Energética (EPE). A Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ( CCEE ) substitui os antigos Mercado Atacadista de Energia e Mercado Brasileiro de Energia e assume a liquidação dos contratos de compra e venda de energia elétrica e o sistema para aquisição de eletricidade em conjunto pelas distribuidoras. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico introduziu alterações relevantes na regulamentação do setor elétrico brasileiro visando (1) fornecer incentivos aos agentes privados e públicos para construir e manter a capacidade de geração e (2) 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 são: 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 e servem de base para a contabilização e liquidação das 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, incluindo 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 de venderem eletricidade fora do ACR; e PÁGINA: 93 de 332

100 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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, visando atender à carga dos consumidores cativos, por meio de leilões públicos regulados pela ANEEL, e operacionalizados pela CCEE. Compras de energia são feitas por meio de duas modalidades: (1) Contratos na modalidade Quantidade de Energia (CCEAR por Quantidade), e (2) Contratos na modalidade Disponibilidade de Energia (CCEAR por Disponibilidade). (1) Contratos na modalidade Quantidade de Energia : a vendedora compromete-se a fornecer determinado volume de energia e assume o risco de que esse fornecimento de energia seja afetado por condições hidrológicas e níveis baixos dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam reduzir a energia produzida ou alocada, hipótese na qual a geradora é obrigada a comprar energia de outra fonte a fim de cumprir seu compromisso de fornecimento. Cabe acrescentar ainda que os volumes anuais dos CCEARs são definidos no leilão que o originou, sendo necessária a realização dos processos de sazonalização e modulação da energia para efeito de contabilização na CCEE. (2) Contratos na modalidade Disponibilidade de Energia : a vendedora compromete-se a disponibilizar uma determinada capacidade de geração ao Ambiente de Contratação Regulada. Nesse caso, a receita da geradora está garantida e possíveis riscos hidrológicos são imputados ao grupo de distribuidoras participantes do leilão. Entretanto, a legislação vigente prevê que eventuais custos adicionais incorridos pelas distribuidoras deverão ser repassados aos consumidores por meio das tarifas. Acrescente-se ainda que os volumes anuais dos CCEARs por disponibilidade são definidos nos leilões que o originou, sendo necessária a realização dos processos de sazonalização e modulação para efeito de contabilização na CCEE. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a previsão de mercado de cada Distribuidora é o principal fator na determinação do volume de energia a ser contratado pelo sistema e 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 às Distribuidoras. Ambiente de Contratação Livre ACL No Ambiente de Contratação Livre a energia elétrica é comercializada entre agentes de geração, produtores independentes de energia, autoprodutores, agentes de comercialização, importadores e exportadores de energia elétrica e consumidores livres. Nesse ambiente há liberdade para se estabelecer algumas condições contratuais, como volumes de compra e venda de energia e seus respectivos preços e vigência do contrato, sendo as transações pactuadas através de contratos bilaterais. Acrescente-se ainda a existência da figura do consumidor parcialmente livre que é o consumidor livre que exerce a opção de contratar parte das necessidades de energia e potência 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 o fornecimento teve início após a edição da Lei 9.074/95. Estes consumidores potencialmente livres poderão optar por mudar de fornecedor de eletricidade, desde que notifiquem a distribuidora a respeito de sua intenção de rescindir o contrato, com antecedência mínima de 15 dias da data limite para a distribuidora indicar suas necessidades para próximo leilão de energia, ressalvadas disposições contratuais em contrário. Além disso, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kw 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, denominados consumidores especiais. Uma vez que um consumidor tenha optado pelo Ambiente de Contratação Livre, nos termos estabelecidos pela Lei 9.074/95, este 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 à 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. Os agentes de geração, sejam concessionários de serviço público de geração, produtores independentes de energia ou autoprodutores, assim como os comercializadores, podem vender energia elétrica nos dois ambientes, mantendo o caráter competitivo da geração, e todos os contratos, sejam do ACR ou do ACL, devem ser registrados na CCEE e servem de base para a contabilização e liquidação das diferenças no mercado de curto prazo. Os clientes de alta tensão que compravam energia de Distribuidores no Ambiente de Contratação Regulado o faziam a preços subsidiados. Esse subsídio, conhecido por subsídio cruzado, começou a ser reduzido gradualmente a partir de julho de 2003, e foi totalmente eliminado em julho de 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. PRINCIPAIS AUTORIDADES Ministério de Minas e Energia - MME PÁGINA: 94 de 332

101 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Após a aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo Federal, atuando basicamente por meio do MME, tornou-se responsável pela condução das políticas energéticas do País. Suas principais obrigações incluem a formulação e implementação de políticas para o setor energético, de acordo com as diretrizes definidas pelo CNPE. O MME é responsável por estabelecer o planejamento do setor energético nacional, monitorar a segurança do suprimento e definir ações preventivas para restauração da segurança de suprimento no caso de desequilíbrios conjunturais entre oferta e demanda de energia. Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL A ANEEL foi instituída pela Lei n 9.427/96 e constituída pelo Decreto n 2.335/97, com as finalidades básicas de regular e fiscalizar as atividades setoriais de energia elétrica, estando vinculada ao MME, sucedendo o antigo Departamento Nacional de águas e Energia Elétrica (DNAEE). As atuais responsabilidades da ANEEL incluem entre outros: acompanhar o desenvolvimento das atividades de geração, transmissão, distribuição, comercialização e importação de energia elétrica; avaliar as condições de abastecimento e de atendimento; realizar periodicamente a análise integrada de segurança de abastecimento e de atendimento; identificar dificuldades e obstáculo que afetem a regularidade e a segurança de abastecimento e expansão do setor e elaborar propostas para ajustes e ações preventivas que possam restaurar a segurança no abastecimento e no atendimento elétrico. Conselho Nacional de Política de Energia - CNPE A Lei n 9.478/1997 definiu os objetivos a serem perseguidos pela política energética nacional e criou o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), vinculado à Presidência da República e presidido pelo Ministério de Minas e Energia. O CNPE é um órgão de assessoramento do Presidente da República, tendo como finalidade propor ao Presidente da República, políticas nacionais e medidas específicas destinadas a: a) Promover o aproveitamento racional dos recursos energéticos do país; b) assegurar, em função das características regionais, o suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas ou de difícil acesso do País; c) rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas regiões do País; d) estabelecer diretrizes para programas específicos, como os de uso do gás natural, álcool, carvão e da energia termonuclear; e) estabelecer diretrizes para a importação e exportação de petróleo e seus derivados, gás natural e condensado; f) propor critérios de garantia de suprimento de energia elétrica que assegurem o equilíbrio adequado entre confiabilidade de fornecimento e modicidade de tarifas e preços; e g) propor critérios gerais de garantias de suprimento, a serem considerados no cálculo das energias asseguradas e em outros respaldos físicos para a contratação de energia elétrica, incluindo importação. Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico - CMSE A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico (ART. 14) autorizou a constituição do CMSE, com funções de acompanhar e avaliar permanentemente a continuidade e a segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional. O CMSE é presidido pelo Ministro de Estado de Minas e Energia tendo em sua composição quatro representantes do MME, e os titulares da ANEEL, ANP, CCEE, EPE e ONS. O principal objetivo do Comitê é o de evitar o desabastecimento do mercado de energia elétrica. Para isto deverá acompanhar a evolução do mercado consumidor, o desenvolvimento dos programas de obra, identificando, inclusive, as dificuldades e obstáculos de caráter técnico, ambiental, comercial, institucional e outros que afetem, ou possam afetar, a regularidade e a segurança do abastecimento. O CMSE tem poderes para definir diretrizes e programas de ação, podendo requisitar, dos agentes setoriais, estudos e informações. Operador Nacional do Sistema - ONS Criado em decorrência da Lei n 9.648/98. O ONS é uma entidade de direito privado sem fins lucrativos que opera mediante autorização da ANEEL e integrado por titulares de concessão, permissão ou autorização e por consumidores livres cujo papel básico é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do Sistema Elétrico Interligado Nacional. Os objetivos e as principais responsabilidades do ONS incluem: planejamento operacional para o setor de geração e transmissão; organização do uso do Sistema Elétrico Interligado Nacional e interligações internacionais; garantir aos agentes do setor acesso à rede de transmissão de maneira não discriminatória; assistência na expansão do sistema energético; propor ao MME os planos e diretrizes para extensões da Rede Básica; e apresentação de regras para operação do sistema de transmissão para aprovação da ANEEL. O ONS é responsável, também, pela garantia do livre acesso aos sistemas de transmissão e pela administração dos respectivos contratos: a) Contratos em que concessionárias de transmissão colocam seus sistemas a disposição do Operador; e 2) Contratos em que os usuários da transmissão asseguram o direito de uso da mesma. O ONS deve desempenhar seu papel em nome de todos os interessados no setor e não poderá desempenhar qualquer atividade comercial de compra e venda de energia elétrica. PÁGINA: 95 de 332

102 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Mercado Atacadista de Energia (MAE) / Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE A existência de um Mercado Atacadista de Energia Elétrica (MAE) foi considerada um elemento fundamental no setor elétrico parcialmente implantado a partir de 1998 e possuía como objetivos básicos a promoção de competitividade na geração e a instituição de um mercado para operações de curto prazo de energia elétrica. O MAE foi instituído pela Lei n 9.648/98 (Art. 12). A Lei n /2004 autorizou a criação da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) para suceder ao Mercado Atacadista de Energia (MAE). Assim como o MAE, a CCEE é pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que opera sob autorização do Poder Concedente e mediante regulação e fiscalização da ANEEL. Nos termos da Lei n /2004, a CCEE é integrada por titulares de concessão, permissão ou autorização, por outros agentes vinculados aos serviços e às instalações de energia elétrica e pelos consumidores livres. A CCEE absorveu as funções e estrutura do MAE. Entre suas principais atribuições estão: (i) a realização de leilões de compra e venda de energia no Ambiente de Contratação Regulada por delegação da ANEEL; (ii) registrar o volume de todos os contratos de comercialização de energia no Ambiente de Contratação Regulada, os contratos resultantes de contratações no Ambiente de Contratação Livre; (iii) contabilizar e liquidar a diferença entre os montantes efetivamente gerados ou consumidos e aqueles registrados nas transações de curto prazo e (iv) apuração do PLD, utilizado para valorar as transações no mercado de curto prazo. O Conselho de Administração da CCEE será integrado por cinco membros, com o seu Presidente indicado pelo Ministério de Minas e Energia, três membros indicados pelas categorias (geração, distribuição e comercialização) e um membro indicado pelo conjunto de todos os agentes. Empresa de Pesquisa Energética - EPE Instituída pela Lei n /2004 e criada pelo Decreto n 5.187/2004, a EPE é uma empresa vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), cuja finalidade é prestar serviços de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético. Suas principais atribuições incluem a realização de estudos e projeções da matriz energética brasileira, execução de estudos que propiciem o planejamento integrado de recursos energéticos, desenvolvimento de estudos que visem o planejamento de expansão de geração e da transmissão de energia elétrica de curto, médio e longo prazos, realização de análises de viabilidade técnico-econômica e sócio-ambiental das usinas, bem como a obtenção da licença ambiental prévia para aproveitamentos hidrelétricos e de transmissão de energia elétrica. 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. PENALIDADES Por meio da Resolução Normativa nº 63/2004, a 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 que seja caracterizada como multa, os valores podem chegar a até 2,0% do faturamento da concessionária, ou do valor estimado da energia produzida nos casos de auto-produção e produção independente, correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração, ou estimados para um período de 12 meses, caso o infrator não esteja em operação ou esteja operando por um período inferior a 12 meses. Algumas infrações que podem resultar em multas referem-se à falha das concessionárias em solicitar a aprovação da ANEEL, inclusive, sem limitação, no que se refere a: celebração de contratos entre partes relacionadas; venda ou cessão de ativos 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 SETORIAIS RGR - Reserva Global de Reversão Em determinadas circunstâncias, as distribuidoras são indenizadas por ativos ainda não depreciados, em caso de revogação ou encampação das respectivas concessões. Por meio da Lei n.º 5.655, de 20 de maio de 1971, foi criado o Fundo de Reserva Global de Reversão, ou Fundo RGR, destinado a prover recursos para essa indenização. A partir da Lei n⁰12.783, de 11 de janeiro de 2013, as concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica ficaram desobrigadas de recolher este encargo. PÁGINA: 96 de 332

103 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades CCC Conta de Consumo de Combustível Os agentes de distribuição e transmissão que comercializem energia elétrica com o consumidor final devem contribuir para o rateio do custo de consumo de combustível utilizado na geração de energia termoelétrica nos Sistemas Isolados, por meio da CCC. A CCC foi criada em 1973, com a finalidade de gerar reservas financeiras para cobrir os custos de aquisição dos combustíveis fósseis utilizados pelas usinas de geração térmica, na eventualidade de uma escassez de água nos reservatórios das hidrelétricas, uma vez que o custo de operação das usinas produtoras de energia térmica é maior do que aquele das usinas hidrelétricas. A Lei , de 9 dezembro de 2009, alterou a forma de cálculo da CCC, passando a mesma a representar o montante igual à diferença entre o custo total de geração da energia elétrica, para o atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica nos Sistemas Isolados, e a valoração da quantidade correspondente de energia elétrica pelo custo médio da potência e energia comercializadas no ACR do Sistema Interligado Nacional SIN. A partir da Revisão Tarifária Extraordinária, ocorrida em 24 de janeiro de 2013, as concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica ficaram isentas de recolher este encargo. CDE Conta de Desenvolvimento Energético A Lei nº , de 26 de abril de 2002, criou a CDE objetivando promover a competitividade da energia produzida a partir de fontes alternativas (eólica, pequenas centrais hidrelétricas, biomassa, gás natural e carvão mineral nacional) nas áreas atendidas pelos sistemas elétricos interligados e promover a universalização do serviço de energia elétrica em todo território nacional. Os recursos da CDE são provenientes, dentre outras fontes, dos pagamentos anuais realizados a título de uso de bem público, de multas aplicadas pela ANEEL e, desde 2003, de quotas anuais pagas por todos os agentes que comercializam energia elétrica com consumidor final no SIN, mediante encargo tarifário incluído na TUSD e na TUST. A CDE tem previsão de duração de 25 anos. ESS Encargo de Serviço do Sistema A ANEEL homologou as regras de mercado relativas ao ESS por meio da Resolução nº 290, de 4 de agosto de O ESS consiste em um valor em R$/MWh correspondente à média dos custos incorridos para manter a confiabilidade e a estabilidade dos serviços do sistema prestados aos usuários do SIN. A Resolução CNPE nº 03/2013 instituiu que o custo do despacho adicional será rateado entre os agentes de mercado, proporcionalmente à energia comercializada nos últimos doze meses, inclusive o mês corrente, de acordo com as normas vigentes, mediante processo de contabilização e liquidação da CCEE, e será cobrado mediante Encargo de Serviços do Sistema por motivo de segurança energética, na forma do disposto no art. 59 do Decreto no 5.163, de 30 de julho de TFSEE - Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica A Taxa de Fiscalização foi criada pela Lei Federal n.º 9.427, de 26 de dezembro de 1996 e regulamentada pelo Decreto Federal n.º 2.410, de 28 de novembro de 1997 e pela ANEEL. A Taxa de Fiscalização é uma taxa anual devida desde 1997 por todas as concessionárias, permissionárias e autorizadas, equivalente a 0,5% do benefício econômico anual auferido, com a finalidade de constituir a receita da ANEEL para cobertura das suas despesas administrativas e operacionais. EER Encargo de Energia de Reserva O EER foi criado pelo Decreto n.º 6.353, de 15 de janeiro de 2008, e regulamentado pela Resolução Normativa ANEEL n.º 337, de 11 de novembro de O EER tem o objetivo de arcar com as despesas relacionadas com a contratação de energia de reserva contratada para aumentar a segurança do fornecimento de energia no SIN. O EER é pago mensalmente pelos consumidores finais do Sistema Interligado Nacional. PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia O PROINFA, instituído pela Lei nº , de 26 de abril de 2002 e revisado pela Lei nº , de 11 de novembro de 2003 é pago por todos os agentes do SIN que comercializam energia com o consumidor final ou que recolhem tarifa de uso das redes elétricas relativa a consumidores livres, para cobertura dos custos da energia elétrica produzida por empreendimentos de produtores independentes autônomos, concebidos com base em fontes eólicas, pequenas centrais hidrelétricas e biomassa participantes do PROINFA. ONS Operador Nacional do Sistema Refere-se ao ressarcimento de parte dos custos de administração e operação do ONS (entidade responsável pela operação e coordenação da Rede Básica) por todas as empresas de geração, transmissão e de distribuição bem como os grandes consumidores (consumidores livres) conectados à Rede Básica. CFURH - Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos A CFURH foi criada pela Lei n.º 7.990, de 28 de dezembro de Destina-se a compensar os municípios afetados pela perda de terras produtivas, ocasionada por inundação de áreas na construção de reservatórios de usinas hidrelétricas. As distribuidoras passaram a contribuir com este encargo a partir de janeiro de 2013 devido às medidas adotadas através da MP 579/2012. Racionamento A Lei /04 estabelece que, na hipótese de decretação de uma redução compulsória no consumo de energia de determinada região, todos os CCEARs por quantidade de energia, cujos compradores estejam localizados nessa mesma região, terão seus volumes ajustados na proporção da redução de consumo verificada. PÁGINA: 97 de 332

104 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades TARIFAS As tarifas que a Companhia cobra pela distribuição de energia a consumidores finais são determinadas de acordo com o contrato de concessão da Companhia e com a regulamentação estabelecida pela ANEEL. O contrato de concessão da Companhia e a regulamentação estabelecem um teto para as tarifas e prevêem ajustes anuais, periódicos e extraordinários. Para determinar as tarifas aplicáveis, cada cliente é colocado em um grupo específico de tarifa, definido por lei. Clientes do Grupo A são aqueles que recebem energia com tensão de alimentação a partir de 2,3 kv ou mais, com a característica de possuírem Cabine Primária (Média Tensão) ou Estação de Transformação (Alta Tensão), e que, na sua maior parte, se qualificam como consumidores livres nos termos da Lei do Modelo do Setor Elétrico ( Grupo A ). Clientes do Grupo B, por sua vez, são aqueles que recebem energia com tensão de alimentação inferior a 2,3 kv (Tensão Nominal de 115 / 230 V), sendo esse grupo de clientes subdividido em: clientes residenciais, residenciais baixa renda, rurais, de iluminação pública e outras classes (comerciais, industriais, etc.) tendo cada um dos subgrupos uma tarifa específica ( Grupo B ). O quadro abaixo mostra informações sobre tarifas médias do Grupo A e Grupo B nos períodos indicados: Tarifas Médias R$/MWh (1) Nível de Tensão A2 consumidores industriais de alta voltagem 213,9 211,4 216,6 A3a consumidores comerciais e industriais de alta voltagem 235,3 221,8 219,7 A4 consumidores comerciais, industriais e residenciais de alta voltagem 251,5 255,6 254,7 AS consumidor servido pela rede subterrânea 290,3 270,7 283,6 B1 consumidores residenciais de baixa voltagem 191,8 290,3 289,1 B2 consumidores rurais de baixa voltagem 191,8 191,1 187,9 B3 consumidores comerciais e industriais de baixa voltagem 298,7 301,3 298,4 B4 consumidores públicos de baixa voltagem 161,3 154,2 153,7 Média Total 274,8 275,8 274,5 (1) As tarifas de vendas de energia elétrica foram calculadas dividindo-se as vendas faturadas sem o ICMS e o PIS/COFINS por MWh de energia elétrica vendida. As tarifas para clientes do Grupo A baseiam-se na tensão de atendimento e na hora do dia da utilização da energia. As tarifas deste grupo apresentam duas componentes: uma tarifa de demanda e uma tarifa de energia. A tarifa de demanda, refere-se à capacidade do sistema alocada a cada cliente, expressa em Reais por kw, sendo faturada pelo maior valor entre (1) demanda firme contratada ou (2) demanda efetivamente registrada. A tarifa de energia, expressa em Reais por MWh, se baseia no volume de energia efetivamente consumido durante um período de fornecimento, que geralmente é de 30 dias. No Grupo B, as tarifas são cobradas com base em apenas um componente: a energia efetivamente consumida expressa em Reais por MWh. A tabela abaixo mostra informações sobre tarifas médias de energia relativas às vendas de energia da Companhia durante os períodos indicados. Tarifas Médias de Vendas de Energia Ano Tarifas residenciais (R$/MWh) 290,32 290,34 289,16 Tarifas industriais (R$/MWh) 257,02 257,82 257,51 Tarifas comerciais (R$/MWh) 273,24 275,87 274,90 Outras tarifas (R$/MWh) 225,54 228,57 226,71 Tarifa média (R$/MWh) 274,77 275,78 274,51 Total de receitas de vendas de energia elétrica a clientes cativos (em milhões de Reais) , , ,1 Clientes residenciais de baixa renda são considerados um subgrupo de clientes residenciais. De acordo com as regras atuais, correspondem às unidades consumidoras residenciais que consomem até 80 kwh por mês e os que consomem de 80 até 220kWh, desde que estejam aptos a receber benefícios de programas sociais para baixa renda do Governo Federal. Para informações sobre o procedimento de faturamento das tarifas cobradas dos consumidores, vide item 7.3 b deste Formulário de Referência. Reajustes e Revisões Tarifárias PÁGINA: 98 de 332

105 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Os valores das tarifas de energia elétrica (uso de rede e fornecimento) são reajustados anualmente pela ANEEL ( Reajuste Tarifário Anual ), revistas periodicamente ( Revisão Tarifária ) a cada quatro ou cinco anos, dependendo do contrato de concessão e, por fim, podem ser revistas em caráter extraordinário ("Revisão Extraordinária"). Ao ajustar as tarifas de distribuição, a ANEEL divide os custos de concessionárias de distribuição entre (1) custos fora do controle da distribuidora (chamado de custos não gerenciáveis ), ou Parcela A, e (2) custos sob o controle das distribuidoras (chamado de custos gerenciáveis ), ou Parcela B. Os custos da Parcela A incluem, entre outros: Custos de energia comprada para revenda; Encargos setoriais: dentre os quais se destacam: Encargo de Serviço do Sistema - ESS; Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE, Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia PROINFA, Encardo de Energia de Reserva - EER; e Custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição. Quando os preços dos itens não gerenciáveis definidos no momento do reajuste tarifário anual e/ou revisão tarifária oscilarem positiva ou negativamente impactarão o resultado da Companhia. Porém, as variações dos itens não gerenciáveis são reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA, e que por sua vez, serão repassadas aos consumidores no próximo reajuste e/ou revisão tarifária. Antes da adoção do IFRS em 2010, o resultado da Companhia não sofria oscilação devido às variações de itens não gerenciáveis já que havia o mecanismo denominado CVA (Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A), que não permitia tal oscilação. Porém com a adoção do IFRS, esse mecanismo foi retirado das demonstrações financeiras apresentadas à CVM, sendo constituído apenas para fins regulatórios. A Parcela B, por sua vez, compreende os itens de custo que estão sob o controle das concessionárias e inclui, entre outros: Retorno sobre os investimentos relacionados à concessão considerados na Base de Remuneração Regulatória determinada por ocasião das Revisões Tarifárias Periódicas; Custos de depreciação regulatória; e Custos de operação e manutenção do sistema de distribuição. O contrato de concessão de cada empresa de distribuição estabelece um Reajuste de Tarifa Anual, conforme fórmula estipulada no próprio contrato de concessão. Neste momento, busca-se que os custos da Parcela A sejam repassados aos clientes. Os custos da Parcela B, entretanto, são corrigidos de acordo com o índice IGP-M, ajustado por um Fator X. As distribuidoras de energia elétrica, conforme o contrato de concessão, também têm direito à revisão periódica das tarifas com intervalos que podem variar entre três e cinco anos (no caso da Companhia, a cada quatro anos). Nestas revisões (1) todos os custos da Parcela B são recalculados e (2) o Fator X é calculado para compartilhar ganhos de produtividade da concessionária, basicamente devido ao crescimento de mercado. Nos processos de reajustes tarifários do terceiro ciclo, o Fator X será calculado com base nos componentes: (i) XP (produtividade) e (ii) XQ (qualidade) e (iii) XT (trajetória de custos operacionais). O Fator X é usado para ajustar o IGP-M que deve ser aplicado ao componente da Parcela B nos reajustes anuais. Além disso, concessionárias de distribuição de energia têm direito a eventual revisão tarifária extraordinária, a ser solicitada especificamente ao Poder Concedente e analisadas caso a caso. Tais solicitações serão aceitáveis em caso de significativo desequilíbrio econômico-financeiro. Reajuste Tarifário 2012 Em 03 de julho de 2012, a ANEEL autorizou um reajuste tarifário médio de + 5,51% a ser aplicado em sua tarifa a partir de 04 de julho de 2012 sobre a tarifa homologada em 02 de julho de Esse reajuste é composto pelos seguintes itens: A Parcela A foi corrigida em 4,54%, representando 3,59% no reajuste econômico com os seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais R$ milhões, com redução de 14,63%. Destaque para a redução de 48,21% na Conta de Consumo de Combustível CCC, que totalizou R$ 345 milhões, devido a redução do custo unitário decorrente da aprovação do orçamento da CCC para o ano de Somente a variação desse encargo representou 3,19% de redução no reajuste tarifário deste ano; PÁGINA: 99 de 332

106 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades (ii) (iii) Energia Comprada R$ milhões, com aumento de 12,53%. A variação decorre principalmente do incremento de 14,17% no preço médio ponderado dos leilões de energia contratada para os próximos 12 meses e também pelo aumento da taxa do dólar considerado no Reajuste Tarifário de 2012 de R$ 2,0348 versus o considerado na revisão tarifária de 2011 de R$ 1,5870; Encargos de Transmissão R$ milhões, com aumento de 0,46%. Os encargos de transmissão refletem as tarifas de uso do sistema de publicadas através da Resolução Homologatória 1316, de 26 de junho de O índice de ajuste da Parcela B foi de 4,11%, que representa uma participação positiva de 0,86% no reajuste econômico, resultado da combinação dos seguintes componentes: (i) IGP-M de 5,14%, no período de 12 meses findos em 30 de junho de 2012; (ii) Fator X equivalente a 1,03%,, composto por XPd de 1,03% e Xt de 0,00%. Os componentes financeiros aplicados a este Reajuste Tarifário totalizam R$ 111 milhões, entre os quais destacamos: (i) R$ 64 milhões de CVA; (ii) efeito negativo de R$ 43 milhões da neutralidade dos Encargos Setoriais; (iii) R$ 104 milhões referentes a sobrecontratação de energia. A tabela abaixo mostra o efeito a ser percebido pelos consumidores das diversas classes de consumo, após aplicação do reajuste sobre o percentual negativo da revisão tarifária. O efeito médio percebido pelos consumidores será de -2,26%. Classe de Consumo Índice Alta Tensão -3,71% Baixa Tensão -1,45% Média Total -2,26% Revisão Tarifária de 2011 De acordo com o contrato de concessão, a revisão tarifária da AES Eletropaulo deveria ter ocorrido no dia 4 de julho de Porém, a metodologia a ser aplicada no 3º Ciclo de Revisão Tarifária foi finalizada apenas durante o mês de dezembro de 2011, através do resultado da audiência pública n o 040/2011. Em virtude da proximidade da data de aplicação da nova metodologia e a do reajuste tarifário de 2012, a ANEEL, em 29 de novembro de 2011, abriu a audiência pública nº 070/2011, com vistas a aplicar a revisão e o reajuste tarifários para a Companhia conjuntamente, em 4 de julho de Em 07 de fevereiro de 2012, o regulador aprovou a aplicação conjunta da revisão e reajuste tarifários para a AES Eletropaulo. Em 02 de julho de 2012, a ANEEL em Reunião Pública de Diretoria homologou o resultado da Terceira Revisão Tarifária Periódica da AES Eletropaulo. Conforme estabelecido pela ANEEL, o montante total do passivo regulatório referente à postergação da aplicação da metodologia do 3º ciclo de revisão tarifária periódica calculada pela ANEEL é de R$ milhões e não foi considerado no reajuste tarifário de O índice de revisão tarifária aprovado foi de -9,33% (efeito médio a ser percebido pelo consumidor) e de -5,60% (efeito econômico), retroativo a 04 de julho de 2011 e aplicável a partir de 04 de julho de A tabela abaixo mostra uma comparação entre os valores finais aprovados pela ANEEL e aqueles propostos na Audiência Pública 025/2012 (Audiência Pública que definiu a revisão tarifária da empresa): PÁGINA: 100 de 332

107 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Componentes da Tarifa Audiência Pública (Nota Técnica 87/2012 SRE/ANEEL) Em comparação com o números propostas na Audiência Pública, a ANEEL reduziu o índice regulatório das perdas não técnicas, refletindo a performance de redução de perdas da Companhia no 2º ciclo tarifário e a mudança da empresa benchmark utilizada para a definição da trajetória de redução de perdas. Com isso, a trajetória de perdas não técnicas, referenciadas ao mercado de baixa tensão, foi definida em 1,0 p.p ao ano e o ponto de partida (ano 2011) passou de 13,34% para 11,56% e o ponto de chegada (ano 2015) passou de 10,88% para 8,56%. Em 17 de julho, a Companhia protocolou junto à ANEEL pedido de reconsideração em relação à: Valores Finais (Nota Técnica 203/2012 SRE/ANEEL) Parcela A Parcela B Base de Remuneração Bruta Base de Remuneração Líquida WACC antes dos impostos 11,36% 11,36% Taxa de Depreciação Regulatória 3,82% 3,82% Custo Anual das Instalações Móveis e Imóveis Custos Operacionais Receitas Irrecuperáveis Parcela B antes de outras receitas e ajustes Outras Receitas Ajuste em função de investimentos realizados Índice de Produtividade da Parcela B Parcela B após outras receitas e ajustes Perdas não técnicas Ponto de partida 13,34% 11,56% Fator X Componente Pd 1,03% 1,03% Componente T 0% 0% (i) (ii) Base de Remuneração Regulatória: a Companhia buscará o reconhecimento dos valores de componentes menores e componentes adicionais considerados adequados para fazer frente aos investimentos efetivamente realizados no período incremental (2007 a 2011); e Trajetória de Perdas Não-Técnicas: o entendimento da Companhia é o de que a ANEEL estabeleceu trajetórias de redução muito agressivas, com base na perda não técnica de uma distribuidora (benchmark) que pode ser classificada como outlier da amostra. Tal fato tem impacto agravado para a AES Eletropaulo, que teve o estabelecimento de trajetória retroativa, em função da postergação de sua revisão tarifária. Adicionalmente, em 3 de julho de 2012, a ANEEL autorizou um reajuste tarifário médio de +5,51% a ser aplicado em sua tarifa a partir de 4 de Julho de 2012 sobre a tarifa homologada em 2 de Julho de Esse reajuste é composto pelos seguintes itens: Em 18 de fevereiro de 2013 foi sorteado o relator André Pepitone para o processo aberto pela Superintendência de Regulação Econômica para atender à determinação da Diretoria da ANEEL, no âmbito da decisão da Revisão Tarifária Periódica, para análise sobre ativo possivelmente inexistente. Parcela A A Parcela A foi corrigida em 4,54%, representando 3,59% no reajuste econômico com os seguintes componentes: (i) Encargos Setoriais - R$ milhões, com redução de 14,63%. Destaque para a redução de 48,21% na Conta de Consumo de Combustível - CCC, que totalizou R$ , devido a redução do custo unitário decorrente da aprovação do orçamento da CCC para o ano de Somente a variação desse encargo representou 3,19% de redução no reajuste tarifário deste ano; (ii) Energia Comprada - R$ milhões, com aumento de 12,53%. A variação decorre principalmente do incremento de 14,17% no preço médio ponderado dos leilões de energia contratada para os próximos 12 meses e também pelo aumento da taxa do dólar considerado no Reajuste Tarifário de 2012 de R$ 2,0348 versus o considerado na revisão tarifária de 2011 de R$ 1,5870; PÁGINA: 101 de 332

108 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades (iii) Encargos de Transmissão - R$ milhões, com aumento de 0,46%. Os encargos de transmissão refletem as tarifas de uso do sistema de publicadas através da Resolução Homologatória 1316, de 26 de junho de Parcela B O índice de ajuste da Parcela B foi de 4,11%, que representa uma participação positiva de 0,86% no reajuste econômico, resultado da combinação dos seguintes componentes: 1. IGP-M de 5,14%, no período de 12 meses findos em 3 de julho de 2012; 2. Fator X equivalente a 1,03%. Componentes financeiros Os componentes financeiros aplicados a este Reajuste Tarifário totalizam R$ 111 milhões, entre os quais destacamos: (i) R$ 64 milhões de CVA; (ii) efeito negativo de R$ 43 milhões da neutralidade dos Encargos Setoriais; (iii) R$ 104 milhões referentes a sobrecontratação de energia. A postergação da aplicação da metodologia do 3º ciclo de revisões tarifárias periódicas, calculada pela ANEEL, resultou em um passivo regulatório de R$ 1.1 bilhão. Este passivo regulatório não foi contemplado no reajuste tarifário de 2012, e será devolvido aos consumidores nos reajustes subsequentes da Companhia de 2013 e A tabela abaixo mostra o efeito a ser percebido pelos consumidores das diversas classes de consumo, após aplicação do reajuste sobre o percentual negativo da revisão tarifária. O efeito médio percebido pelos consumidores será de -2,26%. Metodologia do 3º Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas Abaixo estão descritos, brevemente, alguns pontos da metodologia aprovada para o 3º Ciclo de Revisão Tarifária, com base na documentação disponibilizada pela ANEEL. Procedimentos gerais: A principal mudança nos critérios gerais de reposicionamento tarifário em relação aos adotados no 2º Ciclo de Revisão Tarifária refere-se à aferição da condição de equilíbrio econômico das companhias. Para isso, no 3º ciclo, será calculada uma tarifa que recupera os custos das Parcelas A e B no período de 12 meses imediatamente anterior à data da revisão com posterior ajuste da Parcela B, para o efetivo período de vigência das tarifas, por uma medida de ajuste de mercado, que corresponde ao ganho de produtividade médio do setor entre o 2º e 3º ciclos. Base de ativos ou base de remuneração regulatória: A metodologia para o 3º ciclo manteve o mesmo conceito aprovado no 2º ciclo, através da Resolução Normativa nº 234 de Dessa forma o cálculo da nova BRR é feito a partir de laudo de avaliação da BRR, refletindo a base blindada definida no 2º ciclo ajustada por baixas, depreciação, obrigações especiais e adições de investimentos ocorridos entre os ciclos tarifários e atualização por inflação. Ou seja, o procedimento de blindagem da base, com a avaliação apenas dos investimentos incrementais entre ciclos, equipara a mesma a um ativo financeiro, mantendo-se o valor do investimento no tempo, a partir da atualização por um índice econômico, conforme expresso pela ANEEL na Nota Técnica nº 268 de A data-base do laudo de avaliação considerará os valores dos ativos imobilizados em serviço até o fim do 6º mês anterior ao mês da revisão tarifária da companhia. A base de ativos será atualizada por IGP-M entre a data-base do laudo de avaliação e a data-base da revisão tarifária. WACC Custo ponderado de capital: Para o 3º ciclo, o regulador excluiu o risco cambial e o risco regulatório que fizeram parte da metodologia de cálculo do WACC no 2º ciclo. Além disso, a data-base foi fixada em janeiro de 2000 para a série histórica do risco Brasil e o nível de alavancagem das companhias alterado, passando de 57,16% para 55%. Assim, o valor do WACC a ser considerado no 3º ciclo é de 7,50%. Custos operacionais regulatórios: Do ponto de vista dos custos operacionais regulatórios, o 3º ciclo funcionará como uma transição entre dois métodos de cálculo diferentes: o de empresa de referência e o de benchmarking. A metodologia estabelecida para os custos operacionais a ser considerada na tarifa de energia durante o 3º ciclo é subdividida em duas etapas. Na primeira etapa, os custos da empresa de referência do 2º ciclo são ajustados pela inflação e pelo crescimento do mercado faturado, número de clientes e extensão da rede de distribuição. Essa base corrigida é deduzida dos ganhos de produtividade médios do setor. O valor obtido após esses ajustes é utilizado no reposicionamento tarifário das companhias. Na segunda etapa, ocorre a comparação das distribuidoras do ponto de vista de eficiência dos custos operacionais por meio de métodos de benchmarking. O resultado dessa comparação é a definição de um intervalo de valores de custos operacionais eficientes ao qual se espera que as companhias atinjam ao final do ciclo. Caso o valor encontrado na primeira etapa esteja fora do intervalo encontrado na segunda etapa, esses valores serão utilizados no cálculo do componente T do Fator X. Esse componente é aplicado nos reajustes tarifários do 3º ciclo de forma a implementar a trajetória dos custos operacionais durante o ciclo. 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109 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Fator X: A metodologia proposta para o cálculo do Fator X do 3º ciclo considera três componentes: (Pd) Ganhos de produtividade da distribuição é estimado a partir dos ganhos médios de produtividade das distribuidoras e do crescimento médio do mercado e número de unidades consumidoras das distribuidoras entre o 2º e o 3º ciclo de revisão tarifária. Esse componente é calculado no momento da revisão tarifária e aplicado a cada reajuste tarifário; (Q) Qualidade na prestação do serviço é apurada com a comparação das distribuidoras do ponto de vista do alcance dos limites anuais definidos pela ANEEL para os indicadores de qualidade do serviço (DEC e FEC) e posterior análise da evolução desses indicadores no último ano civil. A aplicação desse componente busca premiar ou penalizar as distribuidoras de acordo com a evolução de seus indicadores de qualidade. O componente Q será calculado e aplicado a cada reajuste tarifário, excetuando-se o reajuste de 2012; (T) Trajetória de eficiência - tem por objetivo implementar uma trajetória gradativa de custos operacionais eficientes. O componente T só será aplicado quando o valor atualizado dos custos operacionais do 2º ciclo não estiver dentro dos limites de eficiência definidos pelo método de benchmarking para o cálculo dos custos operacionais eficientes. Esse componente é calculado no momento da revisão tarifária e aplicado nos reajustes. Perdas não técnicas regulatórias: De uma forma geral, a metodologia para o 3º ciclo foi a mesma adotada durante o 2º ciclo, ou seja, que considera a construção de um ranking de complexidade socioeconômica, baseado nas características das áreas de concessão das distribuidoras. De acordo com esse ranking, será definido um benchmark para cada companhia. A meta de perdas não técnicas regulatórias é uma média ponderada entre as perdas da própria companhia e as perdas da companhia benchmark. Já a determinação da trajetória de perdas dentro do ciclo leva em consideração o nível de complexidade da área de concessão, além do porte e nível de perdas de cada companhia. Receitas irrecuperáveis: A ANEEL manteve para 3º ciclo de revisão tarifária o critério de definição das receitas irrecuperáveis em linha do ranking de complexidade socioeconômica mencionado acima. A partir desse ranking e do porte das distribuidoras, as mesmas foram agrupadas em três clusters, para os quais serão determinados os percentuais de receitas irrecuperáveis para cada classe de consumo. Outras receitas: A ANEEL entende que o benefício gerado por estas receitas devem ser revertidos para a modicidade tarifária, ainda que parcialmente, uma vez que as distribuidoras já estariam sendo remuneradas pelo custo de tais atividades com os custos gerenciáveis definidos na revisão tarifária periódica. Para o 3º ciclo, serão capturadas 90% das receitas líquidas com aluguel de postes e 100% das receitas líquidas com serviços cobráveis. Já as receitas com ultrapassagem de demanda e excedente de reativo serão contabilizadas como obrigações especiais a partir da data contratual da revisão tarifária referente ao 3º ciclo e, consequentemente, reduzirão a base de ativos na próxima revisão tarifária (4º ciclo). Assim, a receita bruta da Companhia será deduzida das receitas auferidas a título de ultrapassagem de demanda e energia reativa desde 4 de julho de 2011, porém o impacto na tarifa e, consequentemente, no caixa da Companhia, só serão efetivos a partir de Tarifas pelo Uso dos Sistemas de Distribuição e Transmissão A ANEEL homologa tarifas pelo uso e acesso aos sistemas de distribuição e de transmissão. As tarifas são (i) de distribuição (TUSD), e (ii) de transmissão (TUST), que compreende a Rede Básica e suas instalações auxiliares. Além disso, as empresas de distribuição do sistema interligado no Sul e no Sudeste/Centro Oeste pagam taxas específicas pela transmissão de eletricidade gerada em Itaipu. Nos últimos anos, o governo teve por meta a melhoria do sistema de transmissão nacional e, como resultado, algumas empresas de transmissão se envolveram em programas de expansão significativos, custeados por aumentos nas tarifas de transmissão. O aumento nas tarifas de transmissão e taxas pagas pelas Concessionárias de Distribuição é repassado aos seus respectivos clientes através dos Reajustes de Tarifas Anuais e nas Revisões Tarifárias Periódicas. TUSD - Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição A TUSD, 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 demanda de energia elétrica contratada junto à concessionária de distribuição, em kw, pela tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$/kW, bem como pela energia medida, em MWh, pela tarifa estabelecida pela ANEEL em R$/MWh. A TUSD é formada por diversos encargos setoriais, bem como a remuneração da concessionária pelo uso da rede local e os custos regulatórios de pessoal, material e serviços de terceiros. 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 com (i) a inflação e (ii) a receita anual das empresas de transmissão (que também incorpora custos de expansão da própria rede). As Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão TUST têm por objetivo cobrir os custos associados ao serviço de transporte da energia elétrica no sistema elétrico brasileiro, ou seja, desde os parques geradores de energia elétrica até os centros de consumo. PÁGINA: 103 de 332

110 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Sendo o Brasil um país com geração predominantemente hidráulica, as usinas, via de regra, encontram-se afastadas dos centros de carga, tornando-se necessário que uma extensa rede de linhas de transmissão e de subestações em tensão igual ou superior a 230 kv, denominada Rede Básica, transportem essa energia. A operação, coordenação e controle desta rede de transmissão é de responsabilidade do ONS (Operador Nacional do Sistema), pessoa jurídica de direito privado, autorizado do Poder Concedente, regulado e fiscalizado pela ANEEL. As concessionárias de transmissão são remuneradas através de uma Receita Anual Permitida - RAP, definida e homologada pela ANEEL por meio dos Leilões de Transmissão ou de Resoluções Autorizativas. Esta RAP deve ser suficiente para remunerar os investimentos das transmissoras, cobrir os custos de operação e manutenção das instalações, inclusive os custos relativos aos centros de operação do sistema, aos serviços de telecomunicação e da transmissão de dados, além dos tributos e encargos setoriais. Assim, as Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão (TUST) têm a finalidade de arrecadar os montantes associados a RAP de cada transmissora, sendo que estas tarifas são estabelecidas anualmente pela ANEEL na mesma data em que ocorre o reajuste da RAP das transmissoras, ou seja, em 1 o julho de cada ano. A TUST é aplicada a todos os usuários do sistema de transmissão, neste caso: Distribuidoras, geradores, consumidores livres e agentes importadores/exportadores de energia, exceto os diretamente conectados a DITs. O cálculo destas tarifas é realizado a partir de simulação de um programa computacional, chamado Programa Nodal, que utiliza como dados de entrada: a configuração da rede, representada por suas linhas de transmissão, subestações; as demandas de geração e de carga do sistema; a receita total a ser arrecadada e de alguns parâmetros estabelecidos pela ANEEL. Cabe informar que a receita total do sistema a ser paga às concessionárias de transmissão, além de ser composta pela RAP, é formada também por parte do orçamento do ONS, por uma Parcela de Ajuste, que correspondente às diferenças de arrecadação do período anterior, e por uma previsão de receita para pagamento de instalações de transmissão que irão entrar em operação ao longo do período considerado. Desta forma, pela metodologia utilizada pela ANEEL as tarifas de transmissão são aplicadas proporcionalmente ao uso que cada agente faz deste sistema, ou seja, são estabelecidas tarifas específicas para cada ponto de conexão com este sistema de transmissão, à razão da demanda contratada pelos agentes em cada um destes pontos de conexão. Taxa de Transporte de Itaipu A usina de Itaipu possui uma rede de transmissão exclusiva operada em dois troncos (de corrente contínua e alternada), que não é considerada como parte da Rede Básica ou do sistema de conexão intermediário. O uso deste sistema é remunerado através de encargo específico denominado Transporte de Itaipu, cujo valor total é rateado pelas empresas que detêm quota-parte de Itaipu na proporção de suas respectivas participações. Limitação de Repasse Como regra geral, a Companhia repassa aos seus clientes, por meio de suas tarifas, todo o seu custo de compra de energia, com exceção de situações excepcionais previstas pela regulamentação aplicável. As regras estabelecem também limites para repasse dos custos com a compra de energia aos consumidores finais. O Valor de Referência Anual (VR), que corresponde à média ponderada dos preços da energia nos leilões A-5 e A-3 calculado para todas as distribuidoras, é o limite para repasse dos custos de aquisição de energia proveniente de Leilões de Ajuste e para contratação de Energia Distribuída. O Decreto n.º estabelece as seguintes restrições na capacidade de empresas de distribuição de repassar os custos aos consumidores: não repasse dos custos referentes aos volumes que excedam 103,0% da demanda real; repasse limitado dos custos para compras de energia feitas em um leilão A-3, se o volume da energia adquirida exceder 2,0% da demanda verificada nos 2 anos anteriores (ou seja, em A-5 ); repasse limitado dos custos de aquisição de energia de novos projetos de geração de energia se o volume recontratado por meio de CCEARs de instalações existentes de geração estiver abaixo do Limite Inferior de Contratação definido pelo Decreto n.º 5.163; de 2006 a 2009, compras de energia das instalações existentes no leilão A-1 estavam limitadas a 1,0% da demanda das empresas de distribuição. Se a energia adquirida no leilão A-1 excedesse este limite de 1,0%, o repasse de custos da parcela excedente aos consumidores finais ficaria limitado a 70,0% do valor médio de tais custos de aquisição de energia gerada pelas instalações existentes de geração. O MME estabeleceu o preço máximo de aquisição para a energia gerada pelos projetos existentes; e se as Distribuidoras não cumprirem a obrigação de contratar a energia necessária para o atendimento integral de suas demandas, o repasse dos custos de energia adquirida no mercado de curto-prazo será equivalente ao menor valor entre o PLD e o VR. Tarifa de repasse da potência de Itaipu A ANEEL determina anualmente a tarifa de repasse de potência da usina de Itaipu, em Dólares. Em dezembro de 2012, a tarifa homologada para o exercício de 2013 foi estabelecida em US$26,08/kW mês, aplicável aos faturamentos realizados de 1º de janeiro a 1º de dezembro de 2013, de acordo com a Resolução Homologatória da ANEEL n.º 1400, de 18 de dezembro de CONCESSÕES A Lei n 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 regulamentou o artigo 175 da Constituição Federal e determinou normas para a prestação de serviços públicos. A Lei n 9.074, de 7 de julho de 1995 estabeleceu regras específicas para o setor de energia elétrica e, dentre elas, permitiu a prorrogação das concessões de distribuição. PÁGINA: 104 de 332

111 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades As empresas distribuidoras, que operavam sem um contrato de concessão formal, passaram a firmar os referidos instrumentos. Os contratos de concessão de distribuição definem os direitos e obrigações da concessionária, considerando os termos da Lei n 8.987/95. 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. 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 igual período. 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 (uso de terrenos). O poder concedente pode declarar quais são os bens necessários à execução de serviço ou obra pública de necessidade ou utilidade pública, nomeando-os de servidão administrativa, em benefício de uma concessionária. O poder concedente, nesse caso, fica responsável pelas indenizações cabíveis. Responsabilidade objetiva. A concessionária é objetivamente responsável pelos danos diretos e indiretos resultantes da prestação inadequada dos serviços de distribuição de energia, como no caso de interrupções abruptas no fornecimento e variações na voltagem, independentemente de sua culpa. Alterações do Controle Societário. O poder concedente deve aprovar qualquer alteração direta ou indireta de participação controladora na concessionária. Intervenção pelo poder concedente. O poder concedente poderá intervir na concessão a fim de garantir o desempenho adequado dos serviços e o cumprimento integral das disposições contratuais, regulatórias e legais. Dentro de 30 dias da data do decreto autorizando a intervenção, o poder concedente deve dar início a um procedimento administrativo em que é assegurado à concessionária o direito de contestar a intervenção. Durante o procedimento administrativo, um interventor nomeado pelo poder concedente passa a ser responsável pela prestação dos serviços objeto da concessão. Caso o procedimento administrativo não seja concluído dentro de 180 dias da data do decreto, a intervenção cessa e a administração da concessão é devolvida à concessionária, sendo necessária prestação de contas pelo interventor. A administração da concessão é também devolvida à concessionária se o interventor decidir pela não extinção da concessão e o seu termo final não tiver expirado. Término antecipado da concessão. O término do contrato de concessão poderá ser antecipado por meio de encampação ou caducidade. Encampação consiste na retomada do serviço pelo poder concedente durante o prazo de uma concessão por razões relacionadas ao interesse público que devem ser expressamente declaradas por lei autorizativa específica. A caducidade deve ser declarada pelo poder concedente depois de a ANEEL ou o MME ter emitido um despacho administrativo final indicando que a concessionária, entre outras coisas, (1) deixou de prestar serviços adequados e eficientes ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável; (2) não tem mais capacidade técnica financeira ou econômica para fornecer serviços adequados; ou (3) que a concessionária não cumpriu as penalidades eventualmente impostas pelo poder concedente. A concessionária pode contestar a encampação ou caducidade em juízo e tem direito à indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer multas contratuais e danos causados pela concessionária. Término por decurso do prazo. Com o advento do termo contratual, todos os ativos relacionados à prestação dos serviços de energia revertem ao Governo Federal. Depois do término, a concessionária tem direito de indenização por seus investimentos em ativos revertidos que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados. 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, para novas delegações e (ii) alterar legislação para admitir novas prorrogações. Dependendo da opção a ser adotada, haverá um sinal de preço maior ou menor para a recontratação de energia por parte das Distribuidoras, e consequente impacto nos preços praticados no mercado livre. A percepção é de que deve prevalecer a prorrogação das atuais concessões, mantendo a exploração dos serviços, mas de forma onerosa. Com o propósito de analisar as implicações sobre a questão das prorrogações ou licitação, o governo federal, liderado pelo MME, formou um grupo de trabalho. Em setembro de 2012 o governo promulgou a Medida Provisória nº 579 de 11 de Setembro de 2012, que versava acerca da renovação das concessões de Geração, Transmissão e Distribuição, vincendas entre 2015 e 2017 bem como da redução dos encargos setoriais. A mencionada Medida Provisória foi aprovada no Congresso Nacional e portanto, convertida na Lei nº de 11 de Janeiro de O quadro apresenta um resumo dos prazos de concessão por segmento e por data de outorga: PÁGINA: 105 de 332

112 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Fonte: FitchRatings a. necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades e histórico de relação com a administração pública para obtenção de tais autorizações A prestação de serviço público de distribuição de energia elétrica pela Companhia está autorizada até 15 de junho 2028, por meio do Contrato de Concessão n. o 162/98 celebrado com a ANEEL em 15 de junho de 1998 ( Contrato de Concessão ). No que diz respeito à obtenção e manutenção de tal autorização de prestação de serviço público, destaca-se no histórico da relação entre a Companhia e a administração pública a celebração dos termos aditivos ao Contrato de Concessão, Nesse contexto, em 6 de junho de 2005, a Companhia firmou o Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, com objetivo de adequar o instrumento contratual ao Decreto nº 5.163/2004. Em 3 de Maio de 2010, foi firmado o Segundo Termo Aditivo ao Contrato de Concessão, alterando os procedimentos de cálculo dos reajustes tarifários anuais, visando à neutralidade dos Encargos Setoriais da Parcela A. No processo de obtenção da autorização para o exercício de sua atividade, não há um histórico de relacionamento entre a Companhia e administração pública a ser destacado. Não obstante, no decorrer do Contrato de Concessão foram celebrados termos aditivos a tal contrato, que compõem um histórico de relacionamento relativo à manutenção da concessão outorgada. b. política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental e, se for o caso, de outras práticas ambientais, inclusive a adesão a padrões internacionais de proteção ambiental Aspectos Ambientais Política de Sustentabilidade e SGA (Sistema de Gestão Ambiental) A AES Eletropaulo está integrada à Política de Sustentabilidade da AES Brasil, que é baseada no compromisso com o desenvolvimento sustentável, e foi definida com base em cinco temas estratégicos que compõem a Plataforma de Sustentabilidade do grupo: segurança; geração de energia sustentável; eficiência no uso de recursos; inovação e excelência para satisfação do cliente; desenvolvimento e valorização de colaboradores, fornecedores e comunidades. O cumprimento da legislação ambiental aplicável ao setor elétrico é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que podem impor sanções administrativas e penais por eventual inobservância à legislação, independentemente da obrigação de reparar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados. O cumprimento da legislação é um dos princípios norteadores da Política de Sustentabilidade da AES Brasil. Com o objetivo de avaliar o seu desempenho ambiental, a AES Eletropaulo possui um Sistema de Gestão Ambiental ( SGA ) baseado na norma ISO 14001:04, certificado, desde o ano de 2000, em seis de suas instalações. Com foco na melhoria contínua, a AES Eletropaulo expandiu o escopo deste sistema para todas as suas subestações, escritórios administrativos, central de operações, linhas de subtransmissão, além das lojas de atendimento, certificando 62,5% dos seus processos. Em 2012 obteve a ampliação da certificação ISO 14001:2004 de seu Sistema de Gestão Ambiental, chegando a marca de 100% de seus processos certificados. A Companhia é auditada constantemente, tanto por determinação da própria AES Corporation, como também por organismo externo para a manutenção e certificação de processos pela norma ambiental. O gerenciamento ambiental de todas as atividades da Companhia é realizado com foco na prevenção, levando em consideração o orçamento e estimativas realistas, objetivando, sempre, obter melhores resultados financeiros, sociais e ambientais. Licenciamento Ambiental A legislação ambiental brasileira, por meio da Lei Federal nº 6.938/81 e da Resolução CONAMA 237/97, determina que a instalação de empreendimentos que de qualquer forma causem degradação do meio ambiente depende do prévio licenciamento ambiental. Tanto as atividades de transmissão quanto as de distribuição de energia estão sujeitas ao licenciamento ambiental. O procedimento se aplica tanto para empreendimentos novos quanto para as ampliações ou alterações nele procedidas, sendo que as licenças de operação emitidas precisam ser renovadas periodicamente. De acordo com a legislação federal, se a renovação for requerida até 120 dias antes do vencimento da licença de operação, considera-se prorrogada a sua validade até a manifestação do órgão ambiental sobre o requerimento. O processo de licenciamento ambiental compreende, basicamente, três estágios que determinam a expedição das seguintes licenças: licença prévia, licença de instalação e licença de operação. Cada uma destas licenças é emitida conforme a fase em que se encontra o empreendimento e a manutenção de sua validade depende do cumprimento das condicionantes que forem estabelecidas pelo órgão ambiental competente. Para fins de licenciamento de empreendimentos cujos impactos sejam considerados significativos, exige-se a elaboração de EIA/RIMA (Estudo de Impacto Ambiental/Relatório de Impacto de Meio Ambiente). Há previsão de procedimentos simplificados quando o empreendimento for considerado de PÁGINA: 106 de 332

113 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades pequeno potencial de impacto ambiental. De acordo com Resolução CONAMA nº 279/01, 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 Relatório Ambiental Simplificado ( RAS ), o Estudo Ambiental Simplificado ( EAS ) ou, no município de São Paulo, o Estudo de Viabilidade Ambiental ( EVA ) que será apresentado pelo empreendedor para instrução do processo de licenciamento. A definição do órgão competente para o licenciamento está associada à extensão da área e à abrangência do impacto ambiental que o empreendimento ocasionará. Empreendimentos de impacto ambiental regional, ou seja, que envolvam mais de um Estado da federação ou mesmo países vizinhos, ou realizados em áreas de interesse ou domínio da União, devem ser licenciados pelo IBAMA. Nos demais casos, a competência é dos órgãos ambientais estaduais. Todavia, caso o impacto seja exclusivamente local, o licenciamento poderá ser conduzido pelos municípios. No caso do AES Eletropaulo, por envolver somente a área metropolitana do estado de São Paulo, o licenciamento se dá no âmbito estadual ou municipal. A Resolução SMA 05, de 7 de fevereiro de 2007, dispõe sobre procedimentos simplificados para o licenciamento ambiental de linhas de transmissões e subestações. De acordo com essa Resolução, só dependerão de licenciamento as linhas de extensão superiores a 3 km, em áreas de baixa criticidade ambiental e extensões superiores a 20 km para recabeamento, também em áreas de baixa criticidade. Cabe o licenciamento para qualquer extensão com área de maior criticidade ambiental. Em relação às subestações isoladas e ampliações das subestações existentes, estão sujeitas ao licenciamento ambiental aquelas com área construída superior a m², em áreas de baixa criticidade ambiental e todas em áreas com criticidade ambiental. Em relação ao município de São Paulo, os casos (i) de reforma com ampliação da tensão ou da corrente nominal e (ii) de implantação de novas unidades de linhas de transmissão e subestações do sistemas de gerações, de transmissão e distribuição de energia elétrica, com tensão nominal igual ou superior a 69 kv, são licenciados em âmbito municipal, através da Secretaria do Verde e do Meio Ambiente, conforme Portaria 80/05, deste mesmo órgão. É importante mencionar que para os casos que não forem considerados pelo órgão ambiental como de potencial poluidor, não será exigível o Licenciamento Ambiental. No Estado de SP, o empreendedor pode buscar obter junto ao órgão ambiental licenciador (CETESB, na maioria dos casos) o Certificado de Dispensa de Licenciamento CDL (Art. 74, Decreto Estadual /02 - SP) ou documento equivalente. No âmbito administrativo, as penalidades pela ausência de licenciamento podem variar de simples advertência até aplicação de multa de R$50,00 a R$50,0 milhões, conforme Decreto Federal nº 6.514/2008. 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 ( CTF ), 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 ). Em dezembro de 2012, foi regulamentado o Cadastro Técnico Estadual, em SP, instituído através da Lei Estadual nº /2011, por meio da Resolução SMA/SP nº 94. De acordo com essa Resolução, as pessoas físicas ou jurídicas que desenvolvam atividades potencialmente poluidoras e à extração, produção, transporte e comercialização de produtos potencialmente degradadores do meio ambiente, assim como as que utilizam produtos e subprodutos da fauna e da flora ficam obrigadas se registrarem no Cadastro Técnico Estadual de Atividades Potencialmente Poluidoras ou Utilizadoras de Recursos Ambientais Cadastro Ambiental Estadual. O Registro deverá ser feito por estabelecimento, distinguindo-se matriz e filiais e impreterivelmente até o dia 11/03/2013. Estudos para obtenção de licenciamento ambiental e medidas compensatórias O licenciamento ambiental de atividades cujos impactos ambientais são considerados baixos e não significativos, como as atividades que envolvem as linhas de subtransmissão operadas pela AES Eletropaulo, está sujeito a estudos mais simplificados. Neste caso, os estudos ambientais que subsidiam os processos de licenciamento ambiental no âmbito do Estado de São Paulo são os EASs e, no âmbito do município de São Paulo, são apresentados EVAs. As medidas compensatórias definidas seguem a legislação estadual e municipal, e incidem sobre impactos de supressão de vegetação, inclusive em Áreas de Preservação Permanente. Estas medidas compensatórias consistem normalmente no plantio de espécies nativas e no acompanhamento e manutenção da área por 2 (dois) anos ou menos, a depender do órgão. Outras autorizações Além das licenças ambientais acima mencionadas, o desenvolvimento regular das atividades da Companhia também está sujeito à obtenção de outras autorizações, tais como (i) a outorga para travessias de recursos hídricos, (ii) autorização para intervenção em áreas de preservação permanente e (iii) supressão de vegetação. Estas dependem de medidas compensatórias, como dito anteriormente, aprovadas pelo órgão ambiental. A ausência de licenças e autorizações ambientais, independentemente de a atividade estar ou não causando danos efetivos ao meio ambiente, caracteriza a prática de crime ambiental, além de sujeitar o infrator a penalidades administrativas, tais como, multas, suspensão de subsídios dos órgãos públicos ou a suspensão, temporária ou permanente, de atividades. Os indeferimentos por parte dos órgãos ambientais licenciadores, na emissão ou renovação das licenças ambientais, assim como a eventual impossibilidade da Companhia de atender às exigências estabelecidas por tais órgãos ambientais no curso do processo de licenciamento ambiental, poderão prejudicar, ou mesmo impedir, conforme o caso, a instalação e a operação dos seus empreendimentos. PÁGINA: 107 de 332

114 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades A ocorrência de danos ambientais decorrentes da instalação e/ou operação de empreendimentos elétricos também pode nos sujeitar à imposição de penalidades administrativas e penais. Na esfera civil, os danos ambientais implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isso significa que a obrigação de reparar a degradação causada poderá afetar a todos os direta ou indiretamente envolvidos, independentemente da comprovação de culpa dos agentes. Como consequência, a contratação de terceiros para proceder a qualquer intervenção nas operações da Companhia, como a disposição final de resíduos ou a supressão de vegetação, não exime a responsabilidade da mesma por eventuais danos ambientais causados pela entidade contratada. Dispêndios e Investimentos Durante o ano de 2012, a AES Eletropaulo destinou R$ 54,8 milhões em ações de meio ambiente, como treinamentos, melhoria na gestão ambiental de processos, novas tecnologias, licenciamentos e compensações ambientais, investigação de potenciais passivos e remediações ambientais, destinação de resíduos, projetos de eficiência energética, projetos de pesquisa e desenvolvimento com cunho ambiental e auditorias ambientais junto aos fornecedores. Passivos ambientais A AES Eletropaulo possui um Programa de Investigação de Potenciais Passivos e Remediações Ambientais para a verificação de passivos ambientais em situações de compra e venda imobiliária e em áreas operacionais onde são realizadas atividades com potencial de contaminação. Estes estudos ambientais são realizados em conformidade com a legislação vigente e têm por objetivo verificar o impacto no solo e na água subterrânea e implementar medidas de controle, quando necessário. A principal interferência das atividades da companhia no meio ambiente foi provocada por vazamento de óleo mineral isolante, decorrente do armazenamento de equipamentos no passado. c. dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia Contrato de Concessão A Companhia opera, nos termos de um contrato de concessão, o negócio de distribuição de energia elétrica. O contrato de concessão, com término em 15 de junho de 2028, impõe exigências sobre as operações e os negócios. Estas exigências incluem manutenção e/ou aperfeiçoamento de determinadas normas de serviço, incluindo a frequência e a duração de interrupções no fornecimento de energia elétrica aos consumidores ou grupo de consumidores. Existe, também, a obrigatoriedade de instalar dispositivos e equipamentos (por exemplo, linhas de distribuição e medidores) para fornecer energia a novos clientes ou atender ao aumento de demanda dos clientes existentes. Sem este contrato, a Companhia não pode operar como distribuidora de energia e, consequentemente, seu faturamento se reduzirá a zero. Como já mencionado anteriormente, em função da implantação do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras assinaram termos aditivos aos respectivos contratos de concessão. Esses aditivos se destinam basicamente a incorporar aos cálculos dos reajustes tarifários anuais os custos de aquisição de energia contratada nos novos leilões, com entrega nos 12 meses subsequentes à data de vigência de novas tarifas. Estabelecem ainda que a Contribuição para o Programa de Integração Social (PIS), Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público (PASEP) e Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS) sejam excluídos da Parcela B. Assim, tais encargos foram excluídos do cálculo do reajuste de tarifas de energia elétrica. Na prática, tais tributos passaram a ser incluídos na fatura de energia elétrica de forma segregada em mecanismo análogo ao utilizado para a cobrança do Imposto sobre Circulação de Mercadorias (ICMS). Em maio do ano de 2010, a Companhia assinou novo termo aditivo ao seu contrato de concessão que visa garantir a neutralidade dos Encargos Setoriais. Para informações adicionais sobre este aditivo em particular veja o item 4.1.h. Fatores de risco relacionados à regulação dos setores da economia nos quais a Companhia atua, deste Formulário de Referência. Penalidades e Término da Concessão Caso não sejam cumpridas as obrigações previstas no contrato de concessão e nas leis e normas aplicáveis ao negócio, a ANEEL pode impor penalidades através da instauração de processos administrativos punitivos. As penalidades que podem ser impostas em caso de violação destas obrigações incluem advertências e imposições de multas podendo atingir até um máximo de 2,0% da receita anual da Companhia por violação, excluído o ICMS e ISS, conforme Resolução Normativa 063/2004. A ANEEL também pode intervir na concessão por meio de resolução, que indicará seu prazo, objetivos e limites da medida, em função das razões que a ensejaram, designando o interventor. Declarada a intervenção, a ANEEL instaurará, no prazo de 30 dias, procedimento administrativo para comprovar as causas determinantes da medida e apurar responsabilidades, assegurado o direito de ampla defesa, devendo o mesmo ser concluído no prazo de até 180 dias, sob pena de considerar-se inválida a intervenção. A ANEEL pode, ainda, em caso de descumprimento, limitar a área de concessão da Companhia, impondo uma sub-concessão ou encampando as ações detidas por seus acionistas controladores e vendendo-as num leilão público. A ANEEL também tem o poder de propor ao Poder Concedente a União Federal a declaração de caducidade da concessão antes de seu prazo o final quando, por exemplo, do descumprimento de obrigações legais ou contratuais. Assim como na intervenção, a declaração de caducidade será precedida de processo administrativo e, caso reste comprovada a inadimplência da Companhia, a ANEEL poderá propor à União Federal a declaração de caducidade da concessão. Em qualquer caso de término antecipado do contrato de concessão, existe o direito de receber indenização da ANEEL por investimentos efetuados em ativos relacionados aos serviços (bens reversíveis) que não tenham sido amortizados ou depreciados. PÁGINA: 108 de 332

115 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Equilíbrio Econômico-Financeiro De acordo com a Lei de Concessões, qualquer concessão para a prestação de serviços públicos exige a manutenção de um equilíbrio entre os custos e receitas incorridas durante toda a vigência da concessão. Este princípio é conhecido como equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão. O principal instrumento de manutenção do equilíbrio econômico-financeiro é a alteração, para mais ou para menos, das tarifas de fornecimento de energia e de uso dos sistemas de distribuição cobradas dos clientes, através de reajustes tarifários anuais, revisões tarifárias ordinárias a cada quatro anos e revisões extraordinárias a qualquer tempo, desde que comprovado o desequilíbrio. Tais processos são conduzidos pela ANEEL que, ao cabo de seu decurso, procede à homologação das tarifas para a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro. Propriedade Intelectual A condução do negócio da Companhia não depende de patentes próprias. Sua marca comercial registrada mais importante é Eletropaulo, na forma nominativa, em três classes diferentes. Todas as demais marcas comerciais que possui não são relevantes para suas operações. Os logotipos que acompanham a sua marca, normalmente Eletropaulo, estão registrados no INPI pela The AES Corporation, que emitiu carta de autorização de uso destes logotipos para as empresas brasileiras. Para informações adicionais sobre Propriedade Intelectual da Companhia, vide item 9.1 b deste Formulário de Referência. PÁGINA: 109 de 332

116 7.6 - Receitas relevantes provenientes do exterior 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 proveniente dos clientes atribuídos ao país sede da Companhia e sua participação na receita líquida total da Companhia As atividades da Companhia estão restritas ao território nacional ou mais precisamente, à sua área de concessão. Nesse contexto, 100% da receita líquida total da Companhia é proveniente de clientes atribuídos ao seu país sede. A tabela abaixo apresenta o valor da receita bruta proveniente de cada um dos segmentos de clientes da Companhia, para os períodos indicados: Receita (em R$ milhões) Residenciais 6.622, , ,6 Comerciais 4.125, , ,0 Industriais 1.911, , ,9 Outros 2.654, , ,2 Total , , ,7 Para informações sobre as características de cada um dos segmentos de clientes da Companhia apresentados na tabela acima, vide item 7.4 deste Formulário de Referência. b) receita proveniente dos clientes atribuídos a cada país estrangeiro e sua participação na receita líquida total da Companhia A Companhia não obtém receitas de outros países que não o Brasil. c) receita total proveniente de países estrangeiros e sua participação na receita líquida total da Companhia A Companhia não obtém receitas de outros países que não o Brasil. PÁGINA: 110 de 332

117 7.7 - Efeitos da regulação estrangeira nas atividades 7.7. Regulação dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes e influência nos negócios da Companhia Não aplicável. A atuação da Companhia está restrita ao território nacional. PÁGINA: 111 de 332

118 7.8 - Relações de longo prazo relevantes 7.8. Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia que não figurem em outra parte deste Formulário Contrato de Conexão ao Sistema de Transmissão CCT A Companhia celebrou, em 13 de abril de 2000, contrato mandatório com a Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista CTEEP, referente a ponto de acesso, estabelecendo as responsabilidades pela implantação, operação e manutenção das instalações de conexão e respectivos encargos, bem como as condições comerciais. Este contrato é periodicamente aditado para atender às alterações da regulamentação de adequação das instalações de conexão ao sistema de transmissão existente, implementação de novas conexões para atendimento das necessidades da AES Eletropaulo, através de resoluções específicas emitidas pela ANEEL ou necessidades adicionais requeridas pela própria AES Eletropaulo. Este contrato tem vigência indeterminada. O valor anual para o contrato no ano de 2012 foi de R$ ,71 Contrato de Uso do Sistema de Transmissão CUST Em 30 de dezembro de 2002, a Companhia celebrou com o Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS um contrato mandatório estabelecendo as condições técnicas/comerciais e as obrigações relativas ao uso das instalações de transmissão, pela AES Eletropaulo, incluindo a prestação de serviços de transmissão, sob supervisão do ONS. Este contrato é aditado periodicamente para atender as alterações da regulamentação, recontratação anual dos montantes de uso (demandas) dos sistemas de transmissão para o quadriênio seguinte, ou por necessidade especifica de alteração dos montantes (demandas) contratados. O prazo de vigência do contrato é indeterminado. Em 2012, a Companhia pagou R$ ,55 em decorrência deste contrato. Relatório de Sustentabilidade Publicado anualmente desde 2006, a AES Eletropaulo adota seu relatório de Sustentabilidade como ferramenta para a descrição dos impactos econômicos, sociais e ambientais (tripple bottom line) de suas atividades e para a prestação de contas sobre seu desempenho a todos os nossos públicos de relacionamento (colaboradores, clientes e fornecedores, entre outros). O documento é elaborado de acordo com as diretrizes internacionais da Global Reporting Initiative (GRI) e está disponível no hotsite de sustentabilidade da AES Brasil no endereço: Responsabilidade Social Desenvolver e valorizar as comunidades é um dos temas estratégicos da Política de Sustentabilidade da AES Eletropaulo definida em conjunto com suas partes interessadas. Em 2012 foram investidos e destinados R$ 121,6 milhões, dos quais R$ 34,8 milhões em recursos próprios e R$ 86,8 milhões incentivados, em projetos de promoção do acesso a educação, cultura e esporte, capacitação profissional inclusiva, eficiência energética e acesso à energia elétrica regularizada e influência social para promoção de temas sociais alinhados às diretrizes da Política de Sustentabilidade da AES Brasil. Em 2012, o grupo AES Brasil consolidou o Sistema de Gestão de Responsabilidade Social Corporativa (SGRSC). Seu objetivo é promover a melhoria contínua da atuação social e garantir o máximo alinhamento com a estratégia da empresa estabelecida pela Política de Sustentabilidade e com normas e padrões externos aplicáveis aos negócios do Grupo AES no Brasil. A importância do SGRSC é reforçada ainda pela definição das responsabilidades e fluxos de tomada de decisão, garantindo: maior eficiência na identificação e priorização das expectativas dos públicos de relacionamento em relação aos negócios; o correto mapeamento dos impactos sociais ligados às atividades que direcionarão os projetos e planos de ação, gerando informações que permitam o monitoramento; e a prestação de contas interna e externamente. Os principais projetos sociais da AES Eletropaulo são: Linha de atuação: educação, cultura e esporte Projeto Descrição Número estimado de beneficiados Recursos investidos Programa Consumo Mais inteligente Por meio de diversos projetos, tem por objetivo conscientizar a população sobre o uso eficiente e seguro da energia elétrica e promover a educação ambiental. O programa contempla os projetos AES Eletropaulo nas Escolas, Viva sem Acidentes, entre outros : AES Eletropaulo nas Escolas ( ); Viva sem Acidentes ( ) R$ ,00: AES Eletropaulo nas Escolas (R$ ,00); Viva sem Acidentes (R$ ,00) Casa Cultura Cidadania de e Principal projeto social da AES Brasil, a Casa de Cultura e Cidadania tem como objetivo transformar a realidade de milhares de crianças, jovens e adultos por meio de atividades voltadas a arte, cultura, cidadania, qualidade de vida e geração de renda, principalmente para as comunidades de baixa renda. 57,7 mil beneficiados por meio da participação em cursos regulares, palestras e apresentações R$ ,00 Centro Educacional Infantil Luz e Lápis Com o título de Oscip (Organização da Sociedade Civil de Interesse Público), atende 300 crianças, de 1 a 6 anos, de famílias de baixa renda ou em situação de risco social. 300 crianças R$ ,00 Energia bem do Programa de voluntariado da AES Brasil, que tem o objetivo de engajar e oferecer apoio a colaboradores próprios e contratados e a seus familiares que desejem, voluntariamente, contribuir para o desenvolvimento das comunidades onde o Grupo está inserido. 576 R$ ,00 Banco de Eletricistas Parceria com Senai, Instituto Edson, IVC (Instituto Vital Correia), Ipesp (Instituto de Pagamentos Especiais de São Paulo) e outros localizados na área de concessão, o projeto recruta, seleciona e capacita pessoas para o 950 R$ ,00 PÁGINA: 112 de 332

119 7.8 - Relações de longo prazo relevantes quadro próprio de colaboradores da AES Eletropaulo e também para suas parceiras contratadas, atendendo à forte demanda por profissionais no setor, bem como garantindo a qualidade da capacitação técnica, comportamento e satisfação dos clientes Política de Sustentabilidade A Companhia adota uma Política de Sustentabilidade do grupo ao qual pertence (AES Brasil) que consolida o compromisso das empresas do Grupo com o desenvolvimento sustentável, e ainda converge e estabelece as diretrizes para a atuação da empresa considerando os aspectos social, ambiental e econômico. Desenvolvida com a participação dos públicos de relacionamento da Companhia (clientes, fornecedores, colaboradores, sociedade civil organizada, governo), a Política de Sustentabilidade da AES Brasil define cinco temas prioritários: Segurança; Inovação e Excelência para a Satisfação do Cliente; Desenvolvimento e Valorização de Colaboradores, Fornecedores e Comunidades; Geração de Energia Sustentável; e Eficiência no Uso de Recursos (naturais, energéticos e financeiros) A Política de Sustentabilidade define o cumprimento da legislação e das normas brasileiras e internacionais aplicáveis, além das políticas e diretrizes do grupo AES no Brasil e orientou a implantação da Plataforma de Sustentabilidade corporativa. A companhia contribui, ainda, com o desenvolvimento sustentável da sociedade e do país assumindo os seguintes compromissos voluntários: Pacto Global, Objetivos do Milênio, Pacto Empresarial pela Integridade e Contra a Corrupção, Pacto Nacional pela Erradicação do Trabalho Escravo no Brasil e Empresa Amiga da Criança. Plataforma de Sustentabilidade No início de 2012, a Companhia deu um importante passo para integrar e uniformizar as iniciativas de sustentabilidade ao planejamento e à estratégia da empresa com o lançamento da Plataforma de Sustentabilidade, que reúne um conjunto de diretrizes alinhadas que terão influência sobre todos os processos da organização. Com cinco pilares principais, denominados temas estratégicos segurança, inovação e excelência para satisfação do cliente, geração de energia sustentável, uso eficiente de recursos e desenvolvimento e valorização de colaboradores, fornecedores e comunidades, a Plataforma de Sustentabilidade é formada ainda por três temas transversais educação para a sustentabilidade, engajamento dos públicos de relacionamento e comunicação, conhecimento e informação. Esses temas são ferramentas para que a AES Eletropaulo consiga inserir o conceito de sustentabilidade em seu dia a dia, bem como para disseminar o tema para todos os seus públicos de relacionamento. E para que a gestão empresarial atenda às expectativas dos públicos de relacionamento e gere contribuições para o ciclo de planejamento estratégico, o grupo AES Brasil estruturou e sistematizou seu processo de engajamento com base na norma internacional AA1000. Com isso, a companhia busca capturar expectativas e demandas, bem como os aspectos da sustentabilidade que possam ser controlados e sobre os quais se presumem que o grupo AES Brasil tenha influência. Esse engajamento é importante para garantir que as expectativas desses públicos sejam consideradas no ciclo do Planejamento Estratégico Sustentável de forma clara e transparente. Programa de Eficiência Energética e de Pesquisa e Desenvolvimento Instituídos pela Lei de 2000, que exige que a Companhia implante Programas de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e Eficiência Energética (EE) nos quais deve aplicar 1% de suas receitas anuais (ROL-Receita Operacional Líquida), os programas de eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento. Mais do que uma obrigação, os projetos são uma oportunidade para a companhia garantir o acesso seguro e eficiente à energia elétrica, disseminar sua vasta experiência na gestão eficiente de recursos energéticos, atingir a excelência operacional e buscar alternativas inovadoras para a melhoria da qualidade dos serviços prestados a seus clientes. Ao longo de 2012, a AES Eletropaulo investiu R$ 46,84 milhões em projetos de eficiência energética. Os planos beneficiaram escolas estaduais e municipais, hospitais, semáforos e túneis da capital paulista, além de prédios públicos, entre outros, totalizando nas 520 unidades uma redução de MWh/ano no consumo de energia, que seria equivalente à média do consumo mensal de mais de 14,1 mil residências. De forma complementar, e focando as comunidades de baixa renda de sua área de concessão, AES Eletropaulo mantém desde 2004 o programa Transformação de Consumidores em Clientes. Com o objetivo principal de regularizar as ligações informais (conhecidas popularmente como gatos ) e, assim, fornecer energia elétrica segura e confiável para todos e contribuir para o bem-estar das pessoas das comunidades de baixa renda. Em 2012, o total de ligações chegou a famílias, beneficiando aproximadamente 195 mil pessoas, além de substituir geladeiras e lâmpadas, reformar 356 residências que possuíam instalações elétricas precárias e instalar 195 sistemas de aquecimento de água para banho por meio da energia solar. Os investimentos em 2012 somaram R$ 58,7 milhões - R$ 23,7 milhões com recursos próprios e R$ 35 milhões com recursos incentivados. Essas ações auxiliam as famílias a reduzir seu consumo e, consequentemente, o valor da conta de energia elétrica, contribuindo para a manutenção da adimplência. A economia energética do programa, em 2012, chegou a MWh/ano, promovendo a redução de 26,61 MWh no horário de pico. Essas ações contribuem para a economia de energia elétrica e, consequentemente, ajudar os orçamentos de órgãos públicos, melhoram a qualidade de vida e de segurança das pessoas beneficiadas e contribuem para a diminuição da inadimplência. PÁGINA: 113 de 332

120 7.8 - Relações de longo prazo relevantes No âmbito do programa de pesquisa e desenvolvimento, a AES Eletropaulo investe em tecnologias adicionando valor intangível da companhia e trazendo resultados em várias linhas de pesquisa. Com projetos relacionados aos processos técnicos, comerciais e operacionais; no desenvolvimento de tecnologias mais eficazes; na redução de impactos ambientais; na segurança de colaboradores e empregados terceirizados e na promoção de iniciativas sustentáveis para as comunidades, foram investidos R$ 22,8 milhões em PÁGINA: 114 de 332

121 7.9 - Outras informações relevantes 7.9. Outras informações relevantes A estratégia da Companhia é aproveitar sua área de concessão concentrada e de elevado PIB, que proporciona receita a partir de uma demanda crescente por energia elétrica, assim como aumentar sua eficiência operacional, melhorar continuamente sua qualidade de serviço e reduzir seus custos financeiros, de forma a criar valor para seus acionistas. Os elementos chave de sua estratégia são: Consolidação da Posição de Empresa Líder na Distribuição de Energia Elétrica no Brasil. A Companhia é a maior distribuidora privada de energia elétrica do Brasil em termos de distribuição de energia, conforme dados da ABRADEE atualizados em dezembro de A Companhia pretende continuar a acompanhar o crescimento da população em sua área de concessão através da expansão necessária da rede de distribuição de energia elétrica e de investimentos em ativos que componham a base regulatória de remuneração, bem como, garantir a melhoria constante da qualidade e confiabilidade de seus serviços. Ao longo dos últimos 3 anos a base de clientes da Companhia cresceu aproximadamente clientes por ano. A Companhia planeja investir aproximadamente R$646,9 milhões em 2013 (R$621,0 milhões com recursos próprios, financiados ou não junto a instituições financeiras, e R$25,9 milhões com recursos de terceiros, denominados investimentos auto-financiados) para aprimorar a qualidade de seus serviços, aumentar o número de clientes e criar as bases para aumentar suas receitas. Aumento na Eficiência Operacional Buscando Custos Operacionais Eficazes, Aumento da Lucratividade da Companhia e Melhoria no Nível de Qualidade de Serviço. A Companhia mantém um esforço constante de redução de custos, concentrado em aprimorar (i) o gerenciamento da sua cadeia de fornecimento (incluindo a implementação de práticas globais de suprimento junto à AES Corporation), (ii) o gerenciamento de seus processos de prestação de serviços, (iii) o gerenciamento de seus ativos, bem como (iv) a alocação de seus investimentos. A Companhia também concentra esforços para reduzir suas perdas comerciais e o volume de recebíveis de baixa qualidade creditícia. A Companhia desenvolve vários indicadores de desempenho, incluindo qualidade de serviço e duração e frequência de interrupções de serviço, contra os quais compara sua eficiência operacional. Como uma parcela do seu aumento da tarifa anual de energia elétrica é diretamente ligada ao aumento da inflação, se seu custo operacional futuro crescer abaixo da inflação, sua lucratividade provavelmente melhorará. Otimização da Estrutura de Capital da Companhia para Otimizar Fluxos de Caixa Livre. A Companhia pretende se beneficiar de custos menores de financiamento que é capaz de obter não somente em decorrência de sua condição financeira, que sua administração acredita ser confortável, como também da melhora das condições macroeconômicas no Brasil, resultando em taxas de juros menores. Pretende, ainda, reduzir suas despesas com juros, estender o prazo de suas dívidas e incorrer em dívidas denominadas em moeda local. A Companhia encerrou 2012 com R$31 mil em dívidas denominadas em dólar e não pretende contratar novos financiamentos em moeda estrangeira. Adicionalmente, como resultado das condições favoráveis de mercado, sua administração acredita que futuros refinanciamentos poderão fornecer maior flexibilidade operacional e financeira otimizando sua geração de caixa. Redução de Perdas Comerciais de Energia Elétrica para Aumentar a Lucratividade. A administração da Companhia está concentrada em programas de desenvolvimento para reduzir suas perdas comerciais de energia elétrica. A Companhia sofre perdas comerciais de energia elétrica resultantes de conexões ilegais, furto, erros de medição e fraude. Para reduzir essas perdas, a Companhia implementa ações e novas tecnologias, que acredita ajudarão na regularização de conexões ilegais e na análise de medições irregulares em tempo real. Adicionalmente, a Companhia está investindo em outros instrumentos preventivos, como cabos antifurto e blindagem de caixas de medidores. Como resultado, suas perdas totais de energia elétrica caíram de 11,6% em 2008 para 10,2% em Neste período foram regularizadas 237,3 mil ligações clandestinas; realizado 1,2 milhões de inspeções de combate à fraude onde foram encontradas 167,3 mil irregularidades; substituído 517,9 mil medidores obsoletos e recuperado 174,7 mil instalações que encontrava-se desligada no sistema de faturamento porém consumindo energia elétrica. Qualidade do Serviço. A AES Eletropaulo vem investindo continuamente na expansão do seu sistema de distribuição, realizando estudos para atendimento ao mercado de energia tanto em condições normais de operação quanto em condições de emergência, de forma a garantir o pleno atendimento ao fornecimento de energia. Além disto, na busca por oferecer níveis crescentes de qualidade aos seus clientes, a Companhia vem investindo na automação e modernização da sua rede, com a adoção de um novo padrão de construção desde 2006 (rede spacer cable um padrão que evita desligamento e convive mais harmonicamente com regiões arborizadas), no incremento do volume de árvores podadas e na manutenção de redes primárias e secundárias. A estratégia para localização dos canais de atendimento pessoal (lojas de atendimento e rede conveniada de atendimento) também está aderente ao propósito de garantir um pleno atendimento, melhor comunicação e relacionamento com nossos clientes, considerando fatores fundamentais para nossa estratégia corporativa: localização dos postos em regiões de alta densidade de clientes e proximidade à malha de transporte público da região metropolitana, complementaridade com pontos de atendimento atuais e, de forma significativa, priorização de regiões com baixa satisfação de clientes com o atendimento da empresa. Com essa estratégia, privilegiamos demandas oriundas diretamente dos clientes, através de sua localização geográfica e de suas opiniões em um instrumento de pesquisa, o que permite que respondamos rapidamente às solicitações com pontos bem localizados. A AES Eletropaulo busca e desenvolve parcerias com seus clientes visando à manutenção ou aumento da competitividade, por meio de conscientização sobre o uso racional de energia elétrica, gerando-lhes redução de custos de energia elétrica, consequentemente tornando-os mais competitivos frente aos seus concorrentes e melhorando a inadimplência para a Companhia. Além disso, leva-se em consideração a responsabilidade social e parceria com entidades de classes representativas. Retenção de Clientes Potencialmente Livres de Alto Valor. A administração da Companhia monitora a lucratividade e o perfil de consumo de energia elétrica de cada um de seus grandes clientes que podem se tornar clientes livres. A Companhia acredita que isso pode ajuda a identificar os clientes mais rentáveis e a concentrar esforços para mantê-los, investindo em sua rede para melhorar a qualidade e confiabilidade de seus serviços. A Companhia acredita que o alto nível do serviço que fornece, com poucos e curtos períodos de interrupção, de acordo com os padrões estabelecidos pela ANEEL, e a grande variedade de serviços de valor agregado que a Companhia oferece, incluindo programas de eficiência elétrica, gerenciamento de carga e serviços de infraestrutura elétrica, que reduzem seu custo de manutenção, melhoram a satisfação do cliente e lhe ajudam a manter clientes potencialmente livres de alto valor. Relacionamento com a ANEEL, ARSESP e MME. A Companhia pretende continuar a manter e fortalecer sua interlocução com a ANEEL, ARSESP e MME, mantendo um canal de comunicação permanentemente aberto, com o intuito de contribuir de forma efetiva para a evolução das regulamentações aplicadas ao Setor Elétrico. Seguro PÁGINA: 115 de 332

122 7.9 - Outras informações relevantes A Companhia mantém apólice de seguro Patrimonial, do tipo Riscos Operacionais, que garante o pagamento de indenização com relação a sinistros que atinjam o seu patrimônio. Tal apólice de seguro possui cobertura para sinistros decorrentes de incêndio, alagamento, danos elétricos, explosão, roubo e quebra de máquinas, ocorridos em suas subestações, edifícios e instalações. Os eventuais prejuízos causados a terceiros estão cobertos pelas seguintes apólices de seguro: (i) Responsabilidade Civil Geral, que garante o pagamento de indenização em decorrência de danos materiais, lesões físicas e danos morais causados por acidente que, eventualmente, a Companhia venha a ser responsabilizada; e (ii) de Responsabilidade Civil Facultativa, que garante a indenização a terceiros em decorrência de eventuais acidentes de trânsito com a sua frota de veículos. A Companhia acredita que contratou apólices de seguro usualmente contratadas no Brasil para o seu tipo de operação. Ademais, muito embora a Companhia contrate as apólices descritas acima, existem determinados tipos de risco que podem não estar cobertos pelas mesmas (tais como guerra, caso fortuito e de força maior ou interrupção de certas atividades). Assim, na hipótese de ocorrência de quaisquer desses eventos não cobertos, a Companhia poderá incorrer em custos adicionais para a sua recomposição ou reforma. Adicionalmente, não se pode garantir que, mesmo na hipótese da ocorrência de um sinistro coberto por tais apólices, o pagamento da indenização do seguro será suficiente para cobrir os danos decorrentes de tal sinistro. Além das apólices mencionadas, a Companhia contrata o Seguro de Responsabilidade Civil de Administradores, conhecido como D&O. Para mais informações sobre esta apólice de seguros, vide item deste Formulário de Referência. PÁGINA: 116 de 332

123 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 8.1. Descrição do grupo econômico da Companhia a. controladores diretos e indiretos O organograma abaixo apresenta os controladores diretos e indiretos da Companhia em Para informações mais detalhadas sobre a controladora direta e os controladores indiretos da Companhia vide os itens 15.1 e deste Formulário de Referência. b. controladas e coligadas A Companhia não possui controladas e coligadas. c. participações da Companhia em sociedades do grupo. A Companhia não detém participações em outras sociedades do grupo. d. participações de sociedades do grupo na Companhia. Não há outras sociedades do grupo da Companhia, exceto pela Brasiliana e pela AES Elpa S.A., que detenham participação direta na Companhia. Para mais informações sobre as participações diretas e indiretas de sociedades do grupo na Companhia, vide itens 8.1 a e 15.1, bem como organograma constante do item deste Formulário de Referência. e. sociedades sob controle comum A AES Elpa, controladora direta da Companhia descrita no item a acima, é controlada pela Brasiliana, controladora indireta da Companhia. A AES Elpa não possui outras sociedades por ela controladas, exceto pela Companhia. Não há sociedades sob controle comum da Companhia e de outra entidade. As seguintes sociedades são controladas, direta ou indiretamente, pela The AES Corporation ( AES Corporation ) e, portanto, estão sob o mesmo controle da Companhia: AES Rio Diamante, Inc, sociedade organizada e existente sob as leis de Delaware, com sede em Arlington Virginia; AES EDC Holding, LLC, sociedade organizada e existente sob as leis de Delaware, com sede em Arlington Virginia; AES GEH Inc, sociedade organizada e existente sob as leis de Delaware, com sede em Arlington Virginia; Global Energy Investments CV, sociedade organizada e existente sob as leis da Holanda, com sede nas Ilhas Cayman; La Plata III, CV, sociedade organizada e existente sob as leis da Holanda, com sede nas Ilhas Cayman; AES Cayman I, sociedade organizada e existente sob as leis das Ilhas Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES Brazilian Holdings Ltd, sociedade organizada e existente sob as leis da Holanda, com sede nas Ilhas Cayman; AES Holdings Brasil Ltda, sociedade limitada, devidamente organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil; AES Brazil, Inc., sociedade organizada e existente sob as leis de Delaware, com sede em Arlington - Virginia; AES Brazil International Holdings, Ltd, sociedade organizada e existente sob as leis de Bermuda, com sede em Bermuda; AES Americas International Holdings Ltd, sociedade organizada e existente sob as leis de Bermuda, com sede em Bermuda; AES Climate Solutions Holdings I, LLC, sociedade organizada e existente sob as leis de Delaware, com sede em Arlington - Virginia; AES Climate Solutions Holdings II, LLC, sociedade organizada e existente sob as leis de Delaware, com sede em Arlington - Virginia; AES Climate Solutions Holdings, LP, sociedade organizada e existente sob as leis de Bermuda, com sede em Arlington - Virginia; AES Clima Solutions Holdings, LLC. sociedade organizada e existente sob as leis de Delaware, com sede em Arlington; AES CC&T International, sociedade organizada e existente sob as leis das Ilhas Virgens Britânicas, com sede nas Ilhas Virgens Britânicas; AES Carbon Holdings Ltd., sociedade organizada e existente sob as leis das Ilhas Virgens Britânicas, com sede nas Ilhas Virgens Britânicas; AES Brasil Ltda., sociedade limitada, devidamente organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil; AES Florestal Ltda., sociedade limitada, devidamente organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil; AES International Holdings II, Ltd., sociedade organizada e existente sob as leis das Ilhas Virgens Britânicas, com sede nas Ilhas Virgens Britânicas; AES South American Holdings, Ltd., sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES Força Ltd., sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES Cemig Holdings, Inc., sociedade organizada e existente sob as leis de Delaware, com sede em Arlington - Virginia; Cemig II CV,sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede em Cayman; AES Pasadena, Inc., sociedade organizada e existente sob as leis de Delaware, com sede em Arlington - Virginia; Cayman Energy Traders, sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES SEB Holdings, sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede em Ilhas Cayman; Southern Electric Brazil Participações Ltda., sociedade organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil; AES Intercon II, Ltd., sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES Interenergy Ltd., sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES ComSul Ltda., sociedade organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil; AES Termosul I, Ltd., sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES Termosul II Ltd., sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES Termosul Empreendimentos Ltda., sociedade limitada, devidamente organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil; AES Cayman Pampas, Ltd, sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES Cayman Guaíba, Ltd, sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES Transgas I, Ltd, sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES Guaíba II Empreendimentos Ltda., sociedade limitada com sede no Brasil; AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A., sociedade por ações, devidamente organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil ( AES Sul ); AES Holanda Holdings CV, sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES Brazil Investimento LLC, sociedade organizada e existente sob as leis de Delaware, com sede em Delaware; PÁGINA: 117 de 332

124 8.1 - Descrição do Grupo Econômico AES Transgás II, Ltd., sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES Cemig Empreendimentos, Inc., sociedade organizada e existente sob as leis de Cayman, com sede nas Ilhas Cayman; AES Brazilian Energy Holdings Ltda., sociedade limitada, devidamente organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil; AES Brazilian Energy Holdings II S.A., sociedade por ações, devidamente organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil; Companhia Brasiliana de Energia, sociedade por ações, devidamente organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil; AES Serviços TC Ltda., sociedade limitada, devidamente organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil ( AES Serviços TC. ); AES Uruguaiana Empreendimentos S.A., sociedade por ações, devidamente organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil ( AES Uruguaiana Empreendim. ); AES Tietê S.A., sociedade por ações, devidamente organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil ( AES Tietê ); AES Elpa S.A. ( AES Elpa ), sociedade por ações, devidamente organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil ( AES Elpa ); e, AES Rio PCH Ltda., sociedade limitada, devidamente organizada e existente sob as leis do Brasil, com sede no Brasil ( AES Rio PCH ). PÁGINA: 118 de 332

125 8.2 - Organograma do Grupo Econômico 8.2. Organograma do grupo econômico O organograma abaixo apresenta a atual estrutura simplificada do grupo societário da Companhia em : PÁGINA: 119 de 332

126 8.3 - Operações de reestruturação Justificativa para o não preenchimento do quadro: Para maiores informações sobre esse item, vide item 8.4 desse formulário de referência. PÁGINA: 120 de 332

127 8.4 - Outras informações relevantes 8.3. Operações de reestruturação ocorridas no grupo nos 3 últimos exercícios sociais e no exercício social corrente A Companhia é controlada direta e indiretamente pela Brasiliana, que detém direta e indiretamente (i) 7,4% das ações preferenciais da Companhia e (ii) 98,3% de ações ordinárias da AES Elpa que, por sua vez, detém 77,8% das ações ordinárias da Companhia. A AES Corporation detém indiretamente 35,91% das ações ordinárias, 7,38% das ações preferenciais e 16,06% do capital social total da Companhia. Em 2006, os principais acionistas da Companhia (Brasiliana, AES Corporation e BNDES, por meio de sua subsidiária, a BNDESPAR realizaram uma reorganização societária e financeira com o intuito de fortalecer a estrutura de capital do grupo, por meio da redução de seu endividamento e da reestruturação do endividamento remanescente, bem como eliminar ineficiências decorrentes da existência de empresas holding ou de participação intermediárias, algumas sediadas no exterior ( Reorganização ). A referida Reorganização compreendeu os seguintes principais eventos: (i) Oferta secundária de ações preferenciais classe B de emissão da AES Eletropaulo ocorrida em 11 de julho de 2006 Em 21 de setembro de 2006 a AES Transgás ofertou Ações Preferenciais Classe B de emissão da AES Eletropaulo, por R$85,00 por lote de mil Ações Preferenciais Classe B. O valor total da oferta foi de R$ ,00. Todas as Ações Preferenciais eram nominativas, escriturais e sem valor nominal e foram distribuídas no âmbito de uma oferta global com a distribuição simultânea em mercado de balcão não-organizado, no Brasil e no exterior, inclusive sob a forma de global depositary shares, que correspondiam a 500 Ações Preferenciais Classe B cada. (ii) Incorporação da Brasiliana de Energia S.A. pela AES Transgás Empreendimentos S.A. em 30 de setembro de 2006 A Reorganização envolveu as sociedades controladas direta ou indiretamente pela Brasiliana, cujos termos foram divulgados em fato relevante publicado em 30 de maio de 2006, foi aprovada nas assembleias gerais extraordinárias da Brasiliana Energia S.A. e AES Transgás, realizadas em 30 de setembro de 2006, a incorporação da Brasiliana Energia S.A. pela Transgás, sua sociedade controlada. Em decorrência da incorporação da Brasiliana Energia S.A., o capital social da AES Transgás foi aumentado para R$ ,01, com o cancelamento das ações de emissão da AES Transgás detidas pela Brasiliana Energia S.A. e posterior emissão, pela AES Transgás, em substituição das ações canceladas, de ações, sendo ações ordinárias e ações preferenciais, todas nominativas e sem valor nominal, sendo que a 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 AES Transgás foi reformado de forma que passou a adotar essencialmente a redação do estatuto social da Brasiliana Energia S.A. 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 Brasiliana Energia S.A. pela Transgás, conforme fatos relevantes publicados em 14 de setembro de 2006 e 02 de outubro de (iii) incorporação da AES Transgás pela Energia Paulista Participações S.A., ocorrida em 31 de outubro de 2006, sendo que após esta incorporação a Energia Paulista Participações S.A. passou a ser designada Companhia Brasiliana de Energia Ainda no âmbito da Reorganização, em 31 de outubro de 2006, foi aprovada em assembleias gerais extraordinárias da Transgás e Energia Paulista Participações S.A. ( Energia Paulista ) a incorporação da Transgás pela Energia Paulista, sociedade controlada pela AES Transgás. Em consequência desta incorporação, o capital social da Energia Paulista foi aumentado para R$ ,72 com o cancelamento das ações de emissão da Energia Paulista de titularidade da AES Transgás e posterior emissão, pela Energia Paulista, em substituição às ações canceladas, de ações, sendo ações ordinárias e ações preferenciais. Deste montante, a 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. Adicionalmente, o estatuto social da Energia Paulista foi reformulado para adotar o estatuto social da AES 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 AES Transgás pela Energia Paulista, conforme fatos relevantes publicados em 13 de outubro de 2006 e 01 de novembro de (iv) Incorporação da AES Tietê Empreendimentos S.A. pela Brasiliana em 28 de dezembro de Conforme assembleias 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 PÁGINA: 121 de 332

128 8.4 - Outras informações relevantes 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 (v) 2007 Cisão Parcial da AES Tietê Participações S.A. com incorporação de parcela do acervo cindido pela Brasiliana em 28 de setembro de Em 28 de setembro de 2007 foi aprovada em assembleias gerais extraordinárias da AES Tietê Participações S.A. ( TP ) e 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: (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 São apresentados abaixo os quadro societários antes e depois dos eventos mencionados nos itens (i) a (v) : Antes: AES Corp. V: % T : % AES Holdings BNDES V: % P: % V: % T : P: % 0.00% T : % Brasiliana Energia S.A. V: % P: 100.0% V: 49.99% T: % P: % T: 53.84% V ord inária / votant e P p ref eren cial / não- vota nte T T ota l Acion istas M in or itár ios Após: V: 1.7 4% V: % T: 1.7 4% T: % V: % T : % Acio ni sta s AES Transgas AES Elpa M ino rit ár ios Ltda V: 1 00,0 % V: % V: % V: 0.00 % V: 0.00 % P: % P: % P:62.8 5% T : 1 00,0 % P: 7.38 % T : % T: % T: % Eletropaulo T : 4.44% Telecom. Ltda V: % T : % AES Uruguaiana Inc V: % T: % V: % T : 100.0% V: % T: % AES Tietê Holding T : % Ltd V: % V: % T: % V: % T: % AES Tietê Holding T: 0.01 % II Ltd V: 0.01 % V: 0.01% T: 0.0 1% V: 9 6,76% T: 9 6,7 6% Eletr opaulo S.A. V: 10 0,0% T : 10 0,0 % AES Comm. RJ V: % T: % S.A. V: 1 00,0 % T: 100,0% Uruguaiana S.A. AE S Tietê Empr. V: % V: % P: % T: % T: % AES Tietê Part. V: 9.62 % P: % T : % Energia Paulista V: % P: % T: 8.72 % Ac in istas Mi nor itá r io s V: % P: % T: % AES Sul S.A. Metropolitana Overseas II Ltd. Eletropaulo Comercial Exp. Ltda IHB AES Tietê PÁGINA: 122 de 332

129 8.4 - Outras informações relevantes (vi) Transferência do Controle Acionário da Eletropaulo Telecomunicações Ltda. ( AES EP Telecom ) Em 2 de junho de 2010, foi aprovada em reuniões dos conselhos de administração da Brasiliana e da Companhia a liquidação financeira e o termo de quitação referentes à aquisição, pela Brasiliana do controle societário da AES EP Telecom. Posteriormente, em 31 de outubro de 2011, a controladora indireta da Companhia, Brasiliana, concluiu a venda, para a TIM Celular S.A. ( TIM ), das quotas da AES EP Telecom, juntamente com a venda das ações de emissão da AES Communications Rio de Janeiro S.A. ("AES Com Rio"), nos termos do Contrato de Compra e Venda de Ações e Quotas celebrado entre Brasiliana e TIM em 8 de julho de Nesta transação, a Brasiliana recebeu R$ 1.074,2 milhões pelas quotas da AES EP Telecom e R$447,5 milhões pelas ações da AES Com Rio de sua propriedade. A transferência do controle acionário da AES Telecom foi realizada tendo em vista que as atividades desenvolvidas pela AES Telecom não integram a atividade principal do grupo econômico do qual a Companhia faz parte. Dessa forma, a realização do evento ora descrito representou um oportunidade para o grupo na medida em que deu liquidez a um ativo cuja atividade desenvolvida não representava o objeto principal de seu negócio. Nos termos do Contrato de Compra e Venda de Quotas, celebrado em 15 de setembro de 2005, a Brasiliana adquiriu quotas da AES EP Telecom detidas pela Companhia, representativas de 99,99% do capital social AES EP Telecom. Na forma do artigo 245 da Lei nº 6.404/76, e descontando o valor da liquidação financeira do Contrato de Compra e Venda de Quotas, a Brasiliana efetuou pagamento compensatório à Companhia, a título de ajuste de preço, no montante de R$ 693,3 milhões. O pagamento compensatório foi calculado tendo por base a diferença entre: (a) o valor pago naquela data, pela TIM à Brasiliana, pelas quotas da AES EP Telecom, deduzido do montante retido na conta garantida e dos gastos, custos e despesas incorridas pela Brasiliana com a implementação da venda das referidas quotas, e (b) o valor de R$ 308,3 milhões pago pela Brasiliana à Companhia, em 24 de junho de 2010, pelas quotas da AES EP Telecom, corrigido pela SELIC até 31 de outubro de As sociedades envolvidas na operação ora descrita foram Brasiliana, na qualidade de adquirente, Companhia, na qualidade de vendedora e AES EP Telecom, como sociedade adquirida. Em decorrência da transferência de controle ora descrita, a Brasiliana passou a ser controladora direta da AES EP Telecom. (vii) Transferência de controle da AES Com Rio da AES Elpa para a Brasiliana Em 26 de julho de 2011, os acionistas da AES Elpa aprovaram, em Assembleia Geral, a redução do seu capital, no valor de R$ ,67, com a entrega aos seus acionistas, em contrapartida à redução de capital e na proporção de suas participações no capital social, das ações ordinárias de emissão da AES Com Rio, de titularidade da AES Elpa, na proporção de 1 ação da AES Com Rio para cada 1 ação de emissão da AES Elpa, passando os acionistas da Companhia a serem acionistas diretos da AES Com Rio. Tal redução de capital foi aprovada sem o cancelamento de ações da Companhia, tendo as ações da AES Com Rio sido entregues aos acionistas da Companhia a valor contábil. Decorrido o prazo legal de 60 dias para oposição de credores, sem que qualquer oposição tenha sido apresentada à AES Elpa, referida redução de capital foi aperfeiçoada, perdendo a Companhia a condição de acionista da AES Com Rio, e passando a Brasiliana à condição de acionista controladora da AES Com Rio, sendo titular de 98,26% das ações do capital social desta última. (viii) Alienação das ações da AES Com Rio e das quotas da AES EP Telecom, de titularidade da Brasiliana, para a TIM Em 8 de julho de 2011, a Brasiliana, na qualidade de vendedora, e a AES Elpa, na qualidade de interveniente-anuente, firmaram Contrato de Compra e Venda de Ações e Quotas, tendo por objeto a venda, para a TIM, de quotas da AES EP Telecom e de ações de emissão da AES Com Rio. A operação foi concluída em 31 de outubro de 2011, quando foi efetivada a transferência, para a TIM, de 100% das quotas da AES EP Telecom e de 98,26% das ações de emissão da AES Com Rio, então de propriedade da Brasiliana. Em contrapartida, a Brasiliana recebeu R$ 1.074,2 milhões pelas quotas da AES EP Telecom, e R$ 447,5 milhões pelas ações da AES Com Rio de sua titularidade, dos quais R$14 milhões e R$6 milhões, respectivamente, ficaram retidos em conta garantida, onde permanecerão pelo prazo máximo de 42 meses, de forma a garantir eventuais obrigações da Brasiliana, nos termos do Contrato Brasiliana-TIM. São apresentados abaixo os quadro societários antes e depois dos eventos mencionados nos itens (vi) a (viii) : Antes: PÁGINA: 123 de 332

130 8.4 - Outras informações relevantes 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 P 100,00% T 53,85% O Ordinária P Preferencial T Total Cia. Brasiliana de Energia O 98,26% T 98,26% AES Elpa T 99,70% AES Sul O 99,99% T 99,99% AES Infoenergy O 99,00% T 99,00% AES Uruguaiana, Inc O 100,00% T 100,00% 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 O 100,00% T 100,00% AES Uruguaiana Empreendim. O 99,99% T 99,99% AES Minas PCH O 99,99% T 99,99% AES Rio PCH Após: PÁGINA: 124 de 332

131 8.4 - Outras informações relevantes AES Corporation T 99,99% AES Holdings Brasil BNDES O 50,00% + 1 ação P 0,00% T 46,15% Cia. Brasiliana de Energia O 50,00% - 1 ação P 100% T 53,85% O = Ações Ordinárias P = Ações Preferenciais T = Total O 98,26% T 98,26% AES Elpa T 99,70% O 99,99% T 99,99% O 99,00% T 99,00% O 77,81% T 30,97% O 71,35% P 32,34% T 52,55% AES Sul AES Infoenergy AES Uruguaiana, Inc AES Eletropaulo AES Tietê T 99,99% T 99,99% T 99,99% AES Uruguaiana Empreendimentos AES Minas PCH AES Rio PCH1 (ix) Alienação da AES Minas PCH Ltda. ( AES Minas PCH ) Em 26 de abril de 2012, a AES Tietê, como vendedora, e a AES Minas PCH, na qualidade de interveniente anuente, firmaram contrato tendo por objeto a venda à CEI Energética Integrada LTDA. ( CEI ), de 100% das quotas da AES Minas PCH. Em 31 de Agosto de 2012, após o implemento das condicionantes previstas no contrato, entre elas a anuência prévia da ANEEL em 07 de agosto de 2012, mediante resolução autorizativa ANEEL nº , publicada no Diário Oficial da União em 20 de agosto de 2012, a venda foi concluída com o pagamento pela CEI à AES Tietê do valor de R$ ,00 (vinte milhões, duzentos e noventa e quatro mil, quinhentos e oitenta e dois reais). A alienação da AES Minas PCH realizou-se dada à imaterialidade desse ativo para a AES Tietê (5MW), a restrição hidrológica da região em que esse ativo está localizado, que limita sua capacidade de geração e à baixa sinergia entre esse ativo e as demais usinas da AES Tietê tendo em vista a distância geográfica entre elas. Em decorrência da transferência ora descrita a AES Minas PCH deixou de fazer parte do grupo econômico da Companhia. É apresentado abaixo o quadro societário antes e depois do evento mencionado no item (ix) : PÁGINA: 125 de 332

132 8.4 - Outras informações relevantes Antes: Após: 8.4. Outras informações que a Companhia julgue relevantes PÁGINA: 126 de 332

133 8.4 - Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes foram divulgadas nos itens acima. PÁGINA: 127 de 332

134 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes - outros 9.1. Bens do ativo não-circulante relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia Ativos Intangível e Financeiro de Concessão Os principais ativos da Companhia consistem em linhas de sub-transmissão, subestações de distribuição e redes de distribuição, as quais estão localizadas na cidade de São Paulo e em outros 23 municípios da região metropolitana da grande São Paulo. Para atender à demanda de 6,5 milhões de unidades consumidoras, a AES Eletropaulo, que conta com uma estrutura formada por 151 subestações (sendo 139 estações transformadoras de distribuição, 8 estações do sistema de distribuição e 4 estações transformadoras subterrâneas de distribuição) e uma malha de distribuição e subtransmissão, redes de cabos aéreos e subterrâneos, de mais de 46 mil quilômetros, dos quais km são linhas de subtransmissão, km são rede de distribuição subterrâneas e km referem-se a redes de distribuição aérea primária e secundária. A Companhia também possui um total de transformadores de distribuição aéreos e subterrâneos. A partir da adoção das normas internacionais de relatório financeiro denominadas International Financial Reporting Standards ( IFRS ) emitidas pelo Comitê de Normas Internacionais de Contabilidade (International Accounting Standards Board IASB), e, por conseguinte, de acordo com a norma internacional a IFRIC 12, traduzida no Brasil pelo Comitê de. Pronunciamentos Contábeis CPC como Interpretação Técnica ICPC 01, a infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica (ativos vinculados à concessão) acima mencionada, passou a ser valorizada e reconhecida como ativo intangível de concessão e ativo financeiro de concessão. A infraestrutura existente e as futuras melhorias ou expansões devem ser apresentadas como um ativo financeiro e/ou um ativo intangível. Os ativos classificados como financeiros representam a parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados até o final da concessão, sobre a qual a Companhia possui o direito incondicional de receber dinheiro ou outro ativo financeiro do Poder Concedente a título de indenização pela reversão da infraestrutura do serviço público. Os ativos classificados como intangível representam o direito da Companhia de cobrar os consumidores pelo uso da infraestrutura do serviço público. PÁGINA: 128 de 332

135 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.a - Ativos imobilizados Descrição do bem do ativo imobilizado País de localização UF de localização Município de localização Tipo de propriedade 777 Veículos Brasil SP Municípios da Área de Concessão Equipamentos de informática Brasil SP Municípios da Área de Concessão Arrendada Arrendada PÁGINA: 129 de 332

136 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas 2 marcas "Eletropaulo Metropolitana" (vid e item 9.2) Território nacional Até 9/12/2013 No âmbito administrativo (junto ao INPI), os pedidos de registro de marca e de patentes que estão sob análise do INPI podem ser negados. No âmbito judicial, não é possível assegurar que terceiros não venham a alegar que a Companhia está violando seus direitos de propriedade intelectual e eventualmente obtenham alguma vitória. Ademais, a manutenção dos registros de marcas, patentes, desenhos industriais e nomes de domínio é realizada através do pagamento periódico de retribuições aos órgãos competentes, após decorrido o respectivo prazo de vigência de cada um deles. O pagamento de certas taxas devidas também é imprescindível para evitar a extinção dos registros e a consequente cessação dos direitos do titular. Consequência da perda dos direitos A eventual perda dos direitos sobre as marcas registradas pela Companhia acarretaria o fim do direito de uso exclusivo sobre as mesmas e a Companhia enfrentaria dificuldades para impedir terceiros de utilizar marcas idênticas ou semelhantes. A Companhia acredita que não perderá seus direitos sobre suas atuais marcas, ela também entende que a não obtenção desses pedidos ou perda de tais marcas e patentes não acarretará um efeito negativo substancialmente adverso às suas operações e condição financeira. Existe, a remota possibilidade de perda de algumas marcas consideradas estratégicas para a Companhia, o que poderá acarretar em uma perda substancial do ativo da empresa. A condução do negócio da Companhia não depende de patentes próprias. Sua marca comercial registrada mais importante é Eletropaulo, na forma nominativa, em três classes diferentes. Todas as demais marcas comerciais que possui não são relevantes para suas operações. PÁGINA: 130 de 332

137 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas 2 marcas "KILOWANTAGE M" (vide item 9.2) Território nacional Até 2018 e 2019 No âmbito administrativo (junto ao INPI), os pedidos de registro de marca e de patentes que estão sob análise do INPI podem ser negados. No âmbito judicial, não é possível assegurar que terceiros não venham a alegar que a Companhia está violando seus direitos de propriedade intelectual e eventualmente obtenham alguma vitória. Ademais, a manutenção dos registros de marcas, patentes, desenhos industriais e nomes de domínio é realizada através do pagamento periódico de retribuições aos órgãos competentes, após decorrido o respectivo prazo de vigência de cada um deles. O pagamento de certas taxas devidas também é imprescindível para evitar a extinção dos registros e a consequente cessação dos direitos do titular. Consequência da perda dos direitos A eventual perda dos direitos sobre as marcas registradas pela Companhia acarretaria o fim do direito de uso exclusivo sobre as mesmas e a Companhia enfrentaria dificuldades para impedir terceiros de utilizar marcas idênticas ou semelhantes. A Companhia acredita que não perderá seus direitos sobre suas atuais marcas, ela também entende que a não obtenção desses pedidos ou perda de tais marcas e patentes não acarretará um efeito negativo substancialmente adverso às suas operações e condição financeira. Existe, a remota possibilidade de perda de algumas marcas consideradas estratégicas para a Companhia, o que poderá acarretar em uma perda substancial do ativo da empresa. A condução do negócio da Companhia não depende de patentes próprias. Sua marca comercial registrada mais importante é Eletropaulo, na forma nominativa, em três classes diferentes. Todas as demais marcas comerciais que possui não são relevantes para suas operações. PÁGINA: 131 de 332

138 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas 1 marca "Eletropaulo na Comunidade" (vid e item 9.2) Território nacional Até 19/8/2018 No âmbito administrativo (junto ao INPI), os pedidos de registro de marca e de patentes que estão sob análise do INPI podem ser negados. No âmbito judicial, não é possível assegurar que terceiros não venham a alegar que a Companhia está violando seus direitos de propriedade intelectual e eventualmente obtenham alguma vitória. Ademais, a manutenção dos registros de marcas, patentes, desenhos industriais e nomes de domínio é realizada através do pagamento periódico de retribuições aos órgãos competentes, após decorrido o respectivo prazo de vigência de cada um deles. O pagamento de certas taxas devidas também é imprescindível para evitar a extinção dos registros e a consequente cessação dos direitos do titular. Consequência da perda dos direitos A eventual perda dos direitos sobre as marcas registradas pela Companhia acarretaria o fim do direito de uso exclusivo sobre as mesmas e a Companhia enfrentaria dificuldades para impedir terceiros de utilizar marcas idênticas ou semelhantes. A Companhia acredita que não perderá seus direitos sobre suas atuais marcas, ela também entende que a não obtenção desses pedidos ou perda de tais marcas e patentes não acarretará um efeito negativo substancialmente adverso às suas operações e condição financeira. Existe, a remota possibilidade de perda de algumas marcas consideradas estratégicas para a Companhia, o que poderá acarretar em uma perda substancial do ativo da empresa. A condução do negócio da Companhia não depende de patentes próprias. Sua marca comercial registrada mais importante é Eletropaulo, na forma nominativa, em três classes diferentes. Todas as demais marcas comerciais que possui não são relevantes para suas operações. PÁGINA: 132 de 332

139 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas 1 Marca "Metropolitana" (vi de item 9.2) Território nacional Até 25/08/2019 No âmbito administrativo (junto ao INPI), os pedidos de registro de marca e de patentes que estão sob análise do INPI podem ser negados. No âmbito judicial, não é possível assegurar que terceiros não venham a alegar que a Companhia está violando seus direitos de propriedade intelectual e eventualmente obtenham alguma vitória. Ademais, a manutenção dos registros de marcas, patentes, desenhos industriais e nomes de domínio é realizada através do pagamento periódico de retribuições aos órgãos competentes, após decorrido o respectivo prazo de vigência de cada um deles. O pagamento de certas taxas devidas também é imprescindível para evitar a extinção dos registros e a consequente cessação dos direitos do titular. Consequência da perda dos direitos A eventual perda dos direitos sobre as marcas registradas pela Companhia acarretaria o fim do direito de uso exclusivo sobre as mesmas e a Companhia enfrentaria dificuldades para impedir terceiros de utilizar marcas idênticas ou semelhantes. A Companhia acredita que não perderá seus direitos sobre suas atuais marcas, ela também entende que a não obtenção desses pedidos ou perda de tais marcas e patentes não acarretará um efeito negativo substancialmente adverso às suas operações e condição financeira. Existe, a remota possibilidade de perda de algumas marcas consideradas estratégicas para a Companhia, o que poderá acarretar em uma perda substancial do ativo da empresa. A condução do negócio da Companhia não depende de patentes próprias. Sua marca comercial registrada mais importante é Eletropaulo, na forma nominativa, em três classes diferentes. Todas as demais marcas comerciais que possui não são relevantes para suas operações. PÁGINA: 133 de 332

140 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas Concessões 3 marcas Eletropaulo (vide item 9.2) Prestação de serviço público de distribuição de energia elétrica Território nacional Até 2023 No âmbito administrativo (junto ao INPI), os pedidos de registro de marca e de patentes que estão sob análise do INPI podem ser negados. No âmbito judicial, não é possível assegurar que terceiros não venham a alegar que a Companhia está violando seus direitos de propriedade intelectual e eventualmente obtenham alguma vitória. Ademais, a manutenção dos registros de marcas, patentes, desenhos industriais e nomes de domínio é realizada através do pagamento periódico de retribuições aos órgãos competentes, após decorrido o respectivo prazo de vigência de cada um deles. O pagamento de certas taxas devidas também é imprescindível para evitar a extinção dos registros e a consequente cessação dos direitos do titular. Área de Concessão (vide item 9.2) Até 15 de junho de 2028 Eventos previstos em lei, tais como encampação, caducidade, rescisão, e expiração do prazo. Consequência da perda dos direitos A eventual perda dos direitos sobre as marcas registradas pela Companhia acarretaria o fim do direito de uso exclusivo sobre as mesmas e a Companhia enfrentaria dificuldades para impedir terceiros de utilizar marcas idênticas ou semelhantes. A Companhia acredita que não perderá seus direitos sobre suas atuais marcas, ela também entende que a não obtenção desses pedidos ou perda de tais marcas e patentes não acarretará um efeito negativo substancialmente adverso às suas operações e condição financeira. Existe, a remota possibilidade de perda de algumas marcas consideradas estratégicas para a Companhia, o que não acarretará em uma perda substancial do ativo da empresa. A condução do negócio da Companhia não depende de patentes próprias. Atividade operacional da Companhia depende exclusivamente dos direitos outorgados no âmbito da concessão. Sem este contrato, a Companhia não pode operar como distribuidora de energia e, consequentemente, seu faturamento se reduzirá a zero. PÁGINA: 134 de 332

141 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.b - Patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia Tipo de ativo Descrição do ativo Território atingido Duração Eventos que podem causar a perda dos direitos Marcas 6 marcas 'Eletropaulo" (vide item 9.2) Território nacional Até 2014 No âmbito administrativo (junto ao INPI), os pedidos de registro de marca e de patentes que estão sob análise do INPI podem ser negados. No âmbito judicial, não é possível assegurar que terceiros não venham a alegar que a Companhia está violando seus direitos de propriedade intelectual e eventualmente obtenham alguma vitória. Ademais, a manutenção dos registros de marcas, patentes, desenhos industriais e nomes de domínio é realizada através do pagamento periódico de retribuições aos órgãos competentes, após decorrido o respectivo prazo de vigência de cada um deles. O pagamento de certas taxas devida também é imprescindível para evitar a extinção dos registros e a consequente cessação dos direitos do titular. Consequência da perda dos direitos A eventual perda dos direitos sobre as marcas registradas pela Companhia acarretaria o fim do direito de uso exclusivo sobre as mesmas e a Companhia enfrentaria dificuldades para impedir terceiros de utilizar marcas idênticas ou semelhantes. A Companhia acredita que não perderá seus direitos sobre suas atuais marcas, ela também entende que a não obtenção desses pedidos ou perda de tais marcas e patentes não acarretará um efeito negativo substancialmente adverso às suas operações e condição financeira. Existe, a remota possibilidade de perda de algumas marcas consideradas estratégicas para a Companhia, o que poderá acarretar em uma perda substancial do ativo da empresa. A condução do negócio da Companhia não depende de patentes próprias. Sua marca comercial registrada mais importante é Eletropaulo, na forma nominativa, em três classes diferentes. Todas as demais marcas comerciais que possui não são relevantes para suas operações. PÁGINA: 135 de 332

142 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes / 9.1.c - Participações em sociedades Justificativa para o não preenchimento do quadro: A Companhia não detém participações acionárias em quaisquer sociedades. PÁGINA: 136 de 332

143 9.2 - Outras informações relevantes 9.2. Outras informações relevantes Domínios na internet A Companhia é titular dos nomes de domínio ; ; ; ; ; ; e registrados no Registro.br Domínios para a Internet no Brasil, entidade responsável pelo registro de nomes de domínio no Brasil. Informações complementares ao item 9.1 b Municípios que compõem a área de concessão da Companhia 01 Barueri 02 Cajamar 03 Carapicuíba 04 Diadema 05 Cotia 06 Embu 07 Embu-Guaçu 08 Itapecerica da Serra 09 Itapevi 10 Jandira 11 Juquitiba 12 Mauá 13 Osasco 14 Pirapora do Bom Jesus 15 Ribeirão Pires 16 Rio Grande da Serra 17 Santana do Parnaíba 18 Santo André 19 São Bernardo do Campo 20 São Caetano do Sul 21 São Lourenço da Serra 22 São Paulo 23 Taboão da Serra 24 Vargem Grande Paulista Marcas e Patentes Os logotipos que acompanham as marcas da Companhia indicadas no item 9.2 b deste Formulário de Referência estão registrados no INPI pela The AES Corporation, que emitiu carta de autorização de uso destes logotipos para as empresas brasileiras. Para conhecer esses logotipos, vide tabela abaixo. Adicionalmente, a Companhia apresentou ao INPI certos pedidos de registros de marcas, conforme listados na tabela abaixo. Em relação aos pedidos de registro de marca inicialmente indeferidos pelo INPI descritos na tabela abaixo, é importante esclarecer que os mesmos foram indeferidos em razão da colidência com a marca AES, de titularidade da The AES Corporation. A Companhia também acredita que a perda dos direitos sobre as suas marcas poderá acarretar um efeito adverso em suas operações e condição financeira. Nº do Processo MARCAS ELETROPAULO METROPOLITANA ELETRICIDADE DE SÃO PAULO S/A Data de Depósito Data de Registro Marcas Situação Classe /3/ Pedido de registro inicialmente negado. AES ELETROPAULO Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. Pedido de registro inicialmente negado /3/ AES ELETROPAULO Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. Pedido de registro inicialmente negado /3/ AES ELETROPAULO Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. Pedido de registro inicialmente negado /3/ AES ELETROPAULO Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. 42 (INT) 37 (INT) 39 (INT) 40 (INT) PÁGINA: 137 de 332

144 9.2 - Outras informações relevantes /3/ Pedido de registro inicialmente negado. Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. 37 (INT) /3/ Pedido de registro inicialmente negado. Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. 42 (INT) /3/ Pedido de registro inicialmente negado. Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. 40 (INT) /3/ Pedido de registro inicialmente negado. Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. 39 (INT) /10/ Pedido de registro sobrestado até decisão final nos pedidos de registro nº , (INT) /10/ Pedido de registro inicialmente negado. Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. 36 (INT) /10/ Pedido de registro sobrestado até decisão final nos pedidos de registro nº , , (INT) PÁGINA: 138 de 332

145 9.2 - Outras informações relevantes /10/ Pedido de registro sobrestado até decisão final nos pedidos de registro nº , (INT) /10/ Pedido de registro sobrestado até decisão final nos pedidos de registro nº , , , , , (INT) /8/1999 9/12/200 ELETROPAULO Registro válido até 9/12/ (INT) /8/ /4/200 4 Registro válido até 27/4/ (INT) /8/1999 9/12/200 ELETROPAULO Registro válido até 9/12/ (INT) /8/ /4/200 4 Registro válido até 27/4/ (INT) /8/ /4/200 4 Registro válido até 27/4/ (INT) /8/1999 2/12/200 ELETROPAULO Registro válido até 2/12/ (INT) /8/ /8/200 4 Registro válido até 24/8/ (INT) /8/ /7/200 4 Registro válido até 27/7/ (INT) /8/ /4/200 4 Registro válido até 27/4/ (INT) /8/1999 9/12/200 ELETROPAULO 3 METROPOLITANA Registro válido até 9/12/ (INT) /40/41 PÁGINA: 139 de 332

146 9.2 - Outras informações relevantes /8/1999 9/12/200 ELETROPAULO 3 METROPOLITANA Registro válido até 9/12/ (INT) /6/ /8/200 8 Registro válido até 19/8/ (INT) /5/2005 7/4/2009 KILOWANTAGEM Registro válido até 7/4/ (INT) /5/ /2/200 KILOWANTAGEM 8 Registro válido até 19/2/ (INT) /10/199 25/8/200 METROPOLITANA 9 9 Registro válido até 25/8/ / /08/ LUZ E LÁPIS Publicado pedido de registro em 03/01/ (INT) Adicionalmente, a AES Eletropaulo é, ainda, titular dos pedidos de patente, junto ao INPI, denominados Equipamento Auxiliar de Substituição de Cabos Condutores de Energia Elétrica, depositado em e do "Dispositivo portátil regulador de tensão em rede de distribuição de energia elétrica de baixa tensão", depositado em Em , a titularidade do pedido Equipamento Auxiliar de Substituição de Cabos Condutores de Energia Elétrica que era da F.M. Rodrigues & Cia. Ltda. foi alterada para Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A. Em houve o arquivamento do pedido por falta de pagamento da 9ª anuidade. Em , a AES Eletropaulo solicitou a restauração do pedido referente ao arquivamento publicado. Em foi publicado na Revista Eletrônica de Propriedade Industrial No um parecer técnico informando que o referido pedido carecia de ato inventivo. Deste modo, a AES Eletropaulo está avaliando a viabilidade e interesse de apresentar um recurso até 26 de fevereiro de Com relação ao pedido "Dispositivo portátil regulador de tensão em rede de distribuição de energia elétrica de baixa tensão" o seu último andamento foi a notificação de depósito deste, publicada pelo INPI em por meio da Revista Eletrônica de Propriedade Industrial No PÁGINA: 140 de 332

147 Condições financeiras e patrimoniais gerais As informações contidas neste item 10 foram extraídas das demonstrações financeiras da Companhia. A análise dos diretores da Companhia esclarecendo os resultados obtidos e as razões para a flutuação nos valores das contas patrimoniais da Companhia constituem uma opinião sobre os impactos ou efeitos dos dados apresentados nas demonstrações financeiras sobre a situação financeira da Companhia. Os diretores da Companhia não podem garantir que a situação financeira e os resultados obtidos no passado venham a se reproduzir no futuro. As demonstrações contábeis da Companhia para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010 foram preparadas de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro emitidas pela International Accounting Standards Board ( IASB ) e as práticas contábeis adotadas na República Federativa do Brasil ( Brasil ). As práticas contábeis adotadas no Brasil compreendem os pronunciamentos, interpretações e orientações emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis ( CPC ), aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários ( CVM ) e pelo Conselho Federal de Contabilidade ( CFC ), além de normas complementares emitidas pela CVM Comentários dos Diretores sobre a. condições financeiras e patrimoniais gerais Os diretores da Companhia entendem que a Companhia apresenta atualmente (e também apresentou nos três últimos exercícios) condições financeiras e patrimoniais suficientes para desenvolver as atividades do seu negócio, assim como para cumprir suas obrigações de curto e médio prazo. Os diretores da Companhia acreditam que a Companhia, por meio de uma análise dos números de seu ativo circulante e de seu passivo circulante, possui um capital de giro que permite que ela tenha liquidez e recursos de capital suficientes para cobrir seus investimentos planejados, suas despesas, suas dívidas e outros valores a serem pagos nos próximos anos. O índice de liquidez corrente (Ativo Circulante / Passivo Circulante) em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010 foi de 1,21, 1,17 e 1,31, respectivamente. O aumento do índice no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012 comparado ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011 ocorreu devido a menores obrigações fiscais e diminuição da conta de dividendos a pagar da Companhia. Os diretores da Companhia não têm como garantir que tal situação permanecerá inalterada, mas caso entenda necessário contrair empréstimos para financiar seus investimentos, acredita que terá capacidade para contratá-los. b. estrutura de capital e possibilidade de resgate de ações ou quotas, indicando: (i) hipóteses de resgate; (ii) fórmula de cálculo do valor de resgate Os diretores da Companhia entendem que a estrutura de capital da Companhia, mensurada principalmente pela relação Dívida Financeira Líquida 1 sobre patrimônio líquido, apresenta hoje níveis confortáveis de alavancagem. Em 31 de dezembro de 2012, o nível de alavancagem foi de 87,4% enquanto que em 31 de dezembro de 2011, o nível de alavancagem foi de 58,3%. Isto ocorreu devido à diminuição no Patrimônio Líquido e ao aumento da divida financeira líquida, dado o menor saldo de disponibilidades. Em 31 de dezembro de 2010, o nível de alavancagem era de 65,6%. A partir de janeiro de 2013, os ganhos e perdas atuariais, que constituíam o corredor, e eram informados apenas em nota explicativa das Demonstrações Financeiras, passaram a ser contabilizados como dívida com contrapartida no Patrimônio Líquido da Companhia, na linha de outros resultados abrangentes, em conformidade com a instrução CVM nº De acordo com o CPC 23 Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro, quando ocorre mudança na política contábil da Companhia esta deve ajustar o saldo de abertura de cada componente afetado para o período anterior mais antigo apresentado e os demais montantes comparativos divulgados para cada período anterior apresentado, como se a nova política contábil tivesse sempre sido aplicada. Diante disso, a Dívida Financeira Líquida de 31 de dezembro de 2012 aumentou R$ 2.830,1 milhões, totalizando R$ 5.955,5 milhões, resultando em um nível de alavancagem de 348,5%, enquanto que em 31 de dezembro de 2011, o nível de alavancagem foi de 58,3%. Esse aumento ocorreu devido à diminuição do Patrimônio Líquido e aumento da divida financeira líquida em função do fim do método do corredor. O padrão de financiamento da Companhia baseia-se na utilização de recursos próprios e de capital de terceiros, podendo este ser referente à captação de recursos junto a instituições financeiras ou emissão de debêntures. Mais detalhes sobre a utilização de capital de terceiros pela Companhia podem ser obtidas no item 10.1.f deste Formulário de Referência. Em 28 de dezembro de 2012 foi aprovado em Assembleia Extraordinária, o aumento de capital social da Companhia em R$ , sem emissão de ações, mediante a capitalização parcial da reserva estatutária, resultando em um capital social subscrito e integralizado no montante de R$ em 31 de dezembro de O capital social da Companhia era de R$1.057,6 milhões em 31 de dezembro de 2010 e A Dívida Financeira Líquida em 31 de dezembro de 2012 era de R$3.125,4 milhões e a relação entre Dívida Financeira Líquida e EBITDA Ajustado pelos efeitos da Fundação CESP ( FCESP ) dos últimos 12 meses era de 4,92 vezes em 31 de dezembro de A Dívida Financeira Líquida 2 em 31 de dezembro de 2011 e 2010 era de R$2.336,1 milhões e R$2.451,7 milhões, respectivamente. A relação entre Dívida Financeira Líquida e EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP era de 0,79 vezes em 31 de dezembro de 2011 e de 0,95 vezes em 31 de dezembro de Com relação à possibilidade de resgate de ações, a Companhia destaca que não há hipóteses de resgate de suas ações, exceto as legalmente previstas. 1 Dívida Financeira Líquida: é a Dívida Financeira de um determinado período descontando a disponibilidade e aplicações financeiras do mesmo período. PÁGINA: 141 de 332

148 Condições financeiras e patrimoniais gerais c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos No exercício findo em 31 de dezembro de 2012, o EBITDA da Companhia ajustado pelos efeitos da FCESP e ativos e passivos regulatórios foi de R$634,6 milhões e o seu serviço da dívida, representado pelo Encargo de Dívida 3, foi de R$306,9 milhões. Dessa forma, o EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP apresentou índice de cobertura de 2,3 vezes o serviço da dívida no período. O saldo da sua dívida financeira em 31 de dezembro de 2012 era de R$3.939,4 milhões e o somatório de caixa, equivalentes de caixa e investimentos de curto prazo era de R$814,0 milhões. No exercício findo em 31 de dezembro de 2011, o EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP da Companhia foi de R$2.953,4 milhões e o seu serviço da dívida, representado pelo Encargo de Dívida 4, foi de R$344,9 milhões. Dessa forma, seu EBITDA ajustado pelos efeitos da FCESP apresentou índice de cobertura de 8,6 vezes o serviço da dívida no período. O saldo da sua dívida financeira em 31 de dezembro de 2011 era de R$3.726,5 milhões e o somatório de caixa, equivalentes de caixa e investimentos de curto prazo era de R$1.390,5 milhões. No exercício findo em 31 de dezembro de 2010, o EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP da Companhia foi de R$2.574,3 milhões e o seu serviço da dívida, representado pelo Encargo de Dívida, de R$303,5 milhões. Dessa forma, seu EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP apresentou índice de cobertura de 8,5 vezes o serviço da dívida no período. O saldo da sua dívida financeira em 31 de dezembro de 2010 era de R$4.116,1 milhões e o somatório de caixa, equivalentes de caixa e investimentos de curto prazo era de R$1.664,4 milhões. A Companhia apresentava, em 31 de dezembro de 2012, 2,2% da dívida financeira total no circulante e 97,8% no não circulante. Em 31 de dezembro de 2011, 9,1% da dívida financeira total era circulante e 90,9% não circulante. Em 31 de dezembro de 2010, 7,7% da dívida financeira total era circulante e 92,3% não circulante. Os Diretores da Companhia entendem que esse perfil de endividamento não representa uma pressão significativa sobre seu fluxo de caixa em razão da geração de caixa operacional e da reestruturação financeira, concluída em outubro de 2012 com a 15ª emissão de debêntures, que alongou o perfil da dívida possibilitando o atendimento das necessidades de amortização da dívida financeira, conforme atestado pelos seus indicadores de qualidade de crédito. A tabela abaixo indica a evolução da Dívida Financeira Líquida sobre o EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP nos três últimos exercícios sociais e a estrutura de capital da Companhia nos mesmos períodos: R$ Milhões EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP e ativos e passivos regulatórios Exercício encerrado em Exercício encerrado em Exercício encerrado em , , ,3 Dívida Financeira , , ,1 Caixa e Equivalentes de Caixa e Investimentos de Curto Prazo 814, , ,4 Dívida Financeira Líquida , , ,7 Dívida Financeira Líquida / EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP¹ 4,92 0,79 0,95 Passivo Circulante 2.454, , ,3 Passivo não Circulante 4.468, , ,4 Patrimônio Líquido 3.576, , ,4 Dívida Financeira Líquida / Patrimônio Líquido 87,4 58,3% 65,6% Passivo Circulante + Passivo Não Circulante / Passivo Total 65,9% 62,8% 65,1% (1) Dívida Financeira: corresponde as linhas de Empréstimos e Financiamentos, Debêntures, Arrendamento Financeiro, Subvenções Governamentais e Obrigações com entidade de previdência privada do Passivo Circulante e não Circulante do Balanço Patrimonial (2) Dívida Financeira Líquida: é a Dívida Financeira descontando a disponibilidade e aplicações financeiras do mesmo período, representadas pelas linhas Caixa e Equivalentes de Caixa e Investimentos de Curto Prazo do Balanço Patrimonial. d. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes utilizadas Os Diretores da Companhia esclarecem que a Companhia, atualmente não possui linhas de financiamento de capital de giro, pois vem mantendo um saldo confortável em disponibilidades financeiras, representado por caixa, equivalentes de caixa e investimentos de curto prazo, sendo seu saldo contábil em 31 de dezembro de 2012 de R$814,0 milhões. Em 31 de dezembro de 2011 e 2010 esse saldo era de R$1.390,5 milhões e R$1.664,4 milhões, respectivamente. Além disso, nossa própria geração de caixa nos permite investimentos em ativos não circulantes, não havendo necessidade de capital de giro para tal finalidade. 3 Encargo de Dívida: é a soma das linhas de Encargo de dívida de moeda nacional e moeda estrangeira da linha de Despesa Financeira da Demonstração de Resultados do Exercício (DRE) de cada período contábil. 4 Encargo de Dívida: é a soma das linhas de Encargo de dívida de moeda nacional e moeda estrangeira da linha de Despesa Financeira da Demonstração de Resultados do Exercício (DRE) de cada período contábil. PÁGINA: 142 de 332

149 Condições financeiras e patrimoniais gerais 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 da Companhia esclarecem que a Companhia não tem a intenção de captar recursos para capital de giro, no curto prazo. A Companhia está atenta a oportunidades de melhoria na gestão e no perfil de endividamento, através de recursos provenientes do Banco Nacional de Desenvolvimento ( BNDES ), Financiadora de Estudos e Projetos ( FINEP ) e Eletrobrás Centrais Elétricas Brasileiras S.A. ( Eletrobras ) e outras modalidades de financiamentos bancários, como debêntures e cédulas de créditos bancários. 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 As obrigações totais da Companhia, que contemplam o somatório do passivo circulante e não circulante totalizaram R$ 6.922,4 milhões em 31 de dezembro de 2012, R$6.756,3 milhões em 31 de dezembro de 2011 e R$ 6.972,7 milhões em 31 de dezembro de 2010 estão representadas nos itens 3.7 e 3.8 deste Formulário de Referência de forma resumida. Deste montante, R$ 2.983,0 milhões, R$ 3.029,7 milhões e R$ 2.856,6 milhões em 31 de dezembro de 2012, 31 de dezembro de 2011 e 31 de dezembro de 2010, respectivamente, tratam de obrigações da Companhia referente às suas operações e não se referem a contratos de empréstimos e financiamentos. Em 31 de dezembro de 2012, a composição deste valor correspondeu a R$2.368,4 milhões no passivo circulante e R$614,6 milhões no passivo não circulante. Em 31 de dezembro de 2011, a composição deste valor correspondeu a R$2.310,7 milhões no passivo circulante e R$719,0 milhões no passivo não circulante, enquanto em 31 de dezembro de 2010 o valor correspondeu à R$2.178,0 milhões no passivo circulante e à R$678,6 milhões no passivo de longo prazo. Os outros R$ 3.939,4 milhões, R$3.726,5 milhões e R$4.116,1 milhões em 31 de dezembro de 2012, 31 de dezembro de 2011 e 2010, respectivamente, estão relacionados à divida financeira da Companhia e suas características serão detalhadas neste item. Em 31 de dezembro de 2012, o saldo contábil da dívida financeira da Companhia atingiu R$3.939,4 milhões, o que resultou em um acréscimo de R$212,9 milhões no saldo, em comparação a 31 de dezembro de Os Diretores da Companhia esclarecem que esse aumento refere-se, principalmente: (i) 14ª emissão de debêntures, em novembro de 2011, no valor de R$ 600 milhões com desembolso em janeiro de 2012; (ii) 15ª emissão de debêntures, em outubro de 2012, no valor de R$ 750 milhões e; (iii) desembolsos da FINEP durante o período de 2012, no valor de R$ 19,8 milhões; parcialmente compensados pelas: (iv) amortizações de principal da 10ª emissão de debêntures em setembro de 2012 no valor de R$ 200 milhões, CCB Citibank em maio de 2012 no valor de R$ 50 milhões e CCB Bradesco em novembro de 2012 no valor de R$ 30 milhões; (v) à redução do saldo contabilizado da dívida com a Fundação CESP de R$ 96,9 milhões, que totalizou R$ 1.133,7 milhões em 31 de dezembro de 2012 e; (iv) resgate antecipado da 10ª e 12ª emissões de debêntures e CCB Citibank no valor do principal de R$ 200 milhões, R$ 400 milhões e R$ 150 milhões, respectivamente. Em 31 de dezembro de 2011, o saldo contábil da dívida financeira 5 da Companhia atingiu R$3.726,5 milhões, o que resultou em um decréscimo de R$389,6 milhões no saldo, em comparação ao saldo em 31 de dezembro de Essa redução refere-se, principalmente: (i) ao pagamento, em setembro de 2011, de R$ 200 milhões referentes à 1ª parcela de amortização da 10ª emissão de debêntures; e (ii) à redução do saldo contabilizado da dívida com a FCESP em R$ 142,2 milhões, que totalizou R$ 1.230,5 milhões em 31 de dezembro de A redução de R$142,2 milhões no saldo contábil da dívida da FCESP é resultado dos pagamentos das parcelas referentes ao ano de 2011, acrescido das despesas provenientes do cálculo atuarial. Em 31 de dezembro de 2010, o saldo contábil da dívida financeira da Companhia atingiu R$4.116,1 milhões, o que resultou em um aumento de R$176,0 milhões no saldo, em comparação ao saldo em 31 de dezembro de Esse aumento foi resultado da 12ª e 13ª emissões de debêntures realizadas no segundo trimestre de 2010 no montante total de R$ 800 milhões, visando à liquidação dos bonds em reais no valor de R$ 474 milhões, além da utilização do montante restante em investimentos ao longo de Os Diretores da Companhia, com base em análise dos indicadores de desempenho, da geração operacional de caixa e da posição de caixa da Companhia após os eventos descritos abaixo, entendem que a Companhia possui plenas condições para honrar as obrigações de curto, médio e longo prazo existentes, incluindo as Debêntures, bem como para continuar expandindo suas operações. De acordo com os administradores da Companhia, sua geração de caixa confere à Companhia margem de conforto para honrar todas as obrigações de longo prazo existentes (considerando seu endividamento líquido, assim entendido como seus passivos de curto, médio e longo prazo deduzidos de seu saldo de caixa e equivalentes de caixa). No entanto, periodicamente a Companhia reavalia sua estrutura de capital e pode vir a propor ajustes aos acionistas no sentido de manter um perfil de capitalização adequado à condução de suas operações. R$ MILHÕES VENCIMENTO INDEXADOR TAXA EFETIVA Debêntures - 9a Emissão 247,9 256,0 254,7 ago/18 CDI 2,33% Debêntures - 10a Emissão - 410,6 613,4 set/13 CDI 2,07% Debêntures - 11a Emissão 201,8 203,2 203,1 nov/18 CDI 1,86% Debêntures - 12a Emissão - 410,0 408,9 abr/14 CDI 1,50% 5 Dívida Financeira corresponde às linhas de Empréstimos e Financiamentos, Debêntures, Arrendamento Financeiro, Subvenções Governamentais e Obrigações com entidade de previdência privada do Passivo Circulante e não Circulante do Balanço Patrimonial de cada período contábil. PÁGINA: 143 de 332

150 Condições financeiras e patrimoniais gerais Debêntures - 13a Emissão 398,5 400,2 399,2 mai/20 CDI 1,90% Debêntures - 14a Emissão 599,7 - - nov/21 CDI 1,66% Debêntures - 15a Emissão 758,6 - - out/18 CDI 1,40% Euro Real Bonds (19,125%a.a) jun/ CCB 2006 Citibank - 200,8 250,4 mai/15 CDI 2,51% CCB 2009 Bradesco 564,8 596,1 594,5 nov/19 CDI 2,00% Eletrobrás Reluz 2,2 2,6 3,4 ago/15-5,00% Fundação Cesp 1.133, , ,8 abr/28 IGP-DI 6,00% BNDES - FINAME 4,6 4,1 - mai/16-8,70% FINEP 16,6 - - fev/20-4,00% Outros 0,3 0,3 0,3 Diversos Diversos Diversos Leasing (Diversos) 7,1 12,1 15,4 Diversos Diversos Diversos Subvenções Governamentais 3, TOTAL 3.939, , , Do montante da dívida financeira de R$3.939,4 milhões apresentado em 31 de dezembro de 2012, 100% são dívidas contratadas junto a terceiros, sendo R$ 2.796,9 milhões o saldo de principal, que tem a seguinte disposição de vencimento, incluindo a dívida com a FCESP: Em R$ milhões Empréstimos Fundação CESP e 2021 a ,8 131,3 226,6 638,6 531,4 745,2 384,3 285,8 834, ,4 Total Principais contratos relacionados ao endividamento da Companhia A Companhia possui diversos contratos relacionados ao seu endividamento, os quais se encontram detalhadamente descritos abaixo. Debêntures 9ª Emissão Em agosto de 2007, a Companhia efetuou a renegociação da 9ª emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, em série única, de espécie quirografária, todas nominativas e escriturais, com valor nominal unitário de R$10 mil, reduzindo o custo da dívida de Certificados de Depósito Bancário ( CDI ) +2,5% ao ano para 100,0% da variação do DI Depósitos Interfinanceiros ( Taxa DI ), capitalizada de um spread de 1,75% ao ano, com taxa efetiva de 2,42% ao ano, e estendendo o prazo de 8 para 13 anos, sendo o vencimento final em 20 de agosto de Com isso o perfil de endividamento da Companhia foi melhorado. Em setembro de 2012, a Companhia efetuou aditivo reduzindo o custo da divida de Certificados de Depósito Bancário ( CDI ) + 1,75% ao ano para 100,0% da variação do DI Depósitos Interfinanceiros ( Taxa DI ), capitalizada de um spread de 1,12% ao ano, com taxa efetiva de 2,42% ao ano. Não houve alteração no vencimento, o qual manteve-se em 20 de agosto de Estas debêntures impõem à Companhia o dever de manter determinados índices financeiros (covenants), além de restrições em relação à alteração do controle acionário da Companhia que não resulte na The AES Corporation ( AES Corporation ) ou no BNDES, ou ambos, como controladores (diretos ou indiretos) da Companhia, entre outras usuais para instrumentos dessa natureza, conforme descritas no item deste Formulário de Referência. 10ª Emissão Em outubro de 2007, houve o desembolso da 10ª emissão da Companhia de debêntures simples, não conversíveis em ações, em série única, da espécie quirografária, com valor nominal unitário de R$10 mil, no valor total de R$600 milhões, com data de emissão em 15 de setembro de As debêntures rendem juros, correspondentes a 100,0% da variação da Taxa DI, capitalizada de um spread de 0,90% ao ano, base 252 dias úteis, com taxa efetiva de 2,07% ao ano. O vencimento final das debêntures desta emissão é 15 de setembro de Em 29 de outubro de 2012, a Companhia realizou o resgate antecipado do saldo da 10ª Emissão de Debêntures, no valor de R$ As Debêntures foram resgatadas, cada uma, pelo saldo do Valor Nominal Unitário das Debêntures, acrescido da remuneração, calculada pro rata temporis desde a data do último pagamento da remuneração até a data do efetivo resgate, e de prêmio, calculado sobre o saldo do Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração mencionada no item acima, equivalente a 0,5%, o que corresponde a R$ Os recursos para pagamento do resgate total foram provenientes da 15ª Emissão de Debêntures. 11ª Emissão PÁGINA: 144 de 332

151 Condições financeiras e patrimoniais gerais Em 23 de outubro de 2007, a Companhia realizou a emissão da 11ª emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, em série única, da espécie quirografária, com valor nominal unitário de R$10 mil, no valor total de R$200 milhões, com data de emissão em 1º de novembro de As debêntures rendem juros, correspondentes a 100,0% da variação da Taxa DI, capitalizada de um spread de 1,75% ao ano, com taxa efetiva de 1,86% ao ano. O vencimento das debêntures desta emissão é 1º de novembro de Estas debêntures contêm as mesmas obrigações (covenants) estabelecidas para a 9ª Emissão. Para mais informações, vide item deste Formulário de Referência. 12ª Emissão Em 1º de abril de 2010, a Companhia realizou a emissão da 12ª emissão de 400 mil debêntures simples, não conversíveis em ações, em série única, da espécie subordinada, com valor nominal unitário de R$1 mil, no valor total de R$ 400 milhões, com data de emissão em 1º de abril de As debêntures rendem juros, correspondentes a 100,0% da variação da Taxa DI, capitalizada de um spread de 1,25% ao ano, com taxa efetiva de 1,50% ao ano. O vencimento das debêntures desta emissão é 1º de abril de Em 6 de novembro de 2012, a Companhia realizou o resgate antecipado da 12ª Emissão de Debêntures, no valor de R$ As Debêntures foram resgatadas, cada uma, pelo saldo do Valor Nominal Unitário das Debêntures, acrescido da remuneração, calculada pro rata temporis desde a data do último pagamento da remuneração até a data do efetivo resgate, e de prêmio, calculado sobre o saldo do Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração mencionada no item acima, equivalente a 0,25%, o que corresponde a R$ Os recursos para pagamento do resgate total foram provenientes da 15ª Emissão de Debêntures. 13ª Emissão Em 14 de maio de 2010, a Companhia realizou a emissão da 13ª emissão de 400 mil debêntures simples, não conversíveis em ações, em série única, da espécie subordinada, com valor nominal unitário de R$1 mil, no valor total de R$ 400 milhões, com data de emissão em 14 de maio de As debêntures rendem juros, correspondentes a 100,0% da variação da Taxa DI, capitalizada de um spread de 1,50% ao ano, com taxa efetiva de 1,90% ao ano. O vencimento das debêntures desta emissão é 14 de maio de Estas debêntures contêm as mesmas obrigações (covenants) estabelecidas para a 9ª Emissão. Para mais informações, vide item deste Formulário de Referência. 14ª Emissão Em 05 de janeiro de 2012, houve a 14ª emissão de 600 debêntures simples, não conversíveis em ações, em série única, da espécie quirografária, com valor nominal unitário de R$1 milhão, no valor total de R$ 600 milhões, com data de emissão em 28 de novembro de As debêntures rendem juros, correspondentes a 100,0% da variação da Taxa DI, capitalizada de um spread de 1,50% ao ano, com taxa efetiva de 1,66% ao ano. O vencimento das debêntures desta emissão é 28 de novembro de Estas debêntures contêm as mesmas obrigações (covenants) estabelecidas para a 9ª Emissão. Para mais informações, vide item deste Formulário de Referência. 15ª Emissão Em 09 de outubro de 2012, houve a 15ª emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações, em série única, da espécie quirografária, com valor nominal unitário de R$10 mil reais, no valor total de R$ 750 milhões, com data de emissão em 09 de outubro de As debêntures rendem juros, correspondentes a 100,0% da variação da Taxa DI, capitalizada de um spread de 1,24% ao ano, com taxa efetiva de 1,40% ao ano. O vencimento das debêntures desta emissão é 09 de outubro de Estas debêntures contêm as mesmas obrigações (covenants) estabelecidas para a 9ª Emissão. Para mais informações, vide item deste Formulário de Referência. Cédula de Crédito Bancário ( CCB ) 2006 Em maio de 2007, a Companhia renegociou a CCB de maio de 2006, que é um empréstimo sindicalizado no Brasil formalizado por cédulas de crédito bancário, com várias instituições financeiras lideradas pelo Banco Citibank S.A., no montante principal de R$300 milhões. Empréstimo composto por duas tranches com remuneração semestral de CDI + 1,20% ao ano, com taxa efetiva de 2,51% ao ano com prazo final de 96 meses, sendo que serão pagas parcelas anuais sucessivas a partir do 36º mês, inclusive, e o valor de cada parcela será de R$ 50 milhões (somando as 2 tranches). Em 12 de novembro de 2012, a Companhia realizou o pagamento antecipado total do saldo das Cédulas de Crédito Bancário (CCB s) liderados pelo Banco Citibank. As Cédulas de Crédito Bancário (CCB s) foram pagas, pelo saldo, acrescido da remuneração, calculada pro rata temporis desde a data do último pagamento da remuneração até a data da efetiva liquidação. Os recursos para pagamento total foram provenientes da 15ª Emissão de Debêntures. CCB 2009 Em 25 de novembro de 2009, a Companhia emitiu 24 CCBs com o Banco Bradesco S.A. no valor agregado de R$600 milhões. As CCBs rendem juros, correspondentes a 100,0% da variação da Taxa CDI, capitalizada de um spread de 1,5% ao ano, com taxa efetiva de 2,00% ao ano. O vencimento da dívida é em 25 de novembro de 2019, sendo essa captação devida à adesão da Companhia ao Programa REFIS da Receita Federal. Estas CCB s impõe à Companhia o dever de manter determinados índices financeiros (covenants), além de restrições em relação à alteração do controle acionário da Companhia que não resulte na The AES Corporation ( AES Corporation ) ou no BNDES, ou ambos, como controladores (diretos ou indiretos) da Companhia, entre outras usuais para instrumentos dessa natureza, conforme descritas no item deste Formulário de Referência. PÁGINA: 145 de 332

152 Condições financeiras e patrimoniais gerais Contratos com a FCESP Em setembro de 1997, a Companhia firmou um contrato de ajuste de reserva matemática e um contrato de confissão de dívida com a FCESP, assumindo a cobertura do déficit atuarial do plano de previdência privada vigente até aquele momento, o que garante os benefícios de aposentados e pensionistas e os futuros benefícios dos empregados ativos, na data de sua aposentadoria, proporcionais aos serviços prestados até o mencionado período. De acordo com o contrato de ajuste de reserva matemática, R$1.214 milhões eram devidos em 240 parcelas mensais, começando em outubro de O contrato também obrigava a Companhia a efetuar 20 pagamentos anuais adicionais, cada um no montante inicial igual a 14,9% dos seus custos totais mensais com a folha de pagamento. Sobre esse contrato incidiam juros equivalentes ao que era maior entre TR mais 8,0% ao ano ou os custos atuariais. Essa taxa era revisada semestralmente a fim de refletir variações em nossa folha de pagamento. Em função de um novo acordo com aposentados e participantes, este contrato foi aditado em 28 de dezembro de 2006, estendendo o prazo final para abril de Segundo este aditamento a Companhia se comprometeu a pagar o saldo calculado em 31 de dezembro de 2005 em 196 parcelas consecutivas que incluíam juros anuais de 6,0% e ajuste mensal das parcelas por IGP-DI. Em 12 de agosto de 2008 foi assinado o segundo aditamento do contrato, onde houve a extensão do prazo da dívida de abril de 2022 para abril de 2028, nesse aditamento a Companhia se comprometeu a pagar o saldo calculado em 31 de dezembro de 2008 em 244 parcelas consecutivas. No final de cada exercício é feita uma avaliação atuarial e eventuais déficits ou superávits do plano são acrescidos ou subtraídos do saldo do contrato, promovendo um recalculo das parcelas remanescentes. O saldo do contrato de confissão de dívida era de R$513 milhões, dos quais R$90 milhões eram devidos em 60 parcelas mensais e cujos juros equivaliam ao que era maior entre a TR mais 8,0% ao ano ou os custos atuariais. Tal contrato foi aditado e consolidado em fevereiro de 1999 para tratar do pagamento do montante restante de R$423 milhões. De acordo com o referido aditamento e consolidação, a Companhia obrigou-se a pagar R$423 milhões da seguinte forma: (i) R$23 milhões deveriam ser pagos por meio de transferência de imóveis à Fundação CESP; e (ii) R$510 milhões deveriam ser pagos em 108 parcelas mensais, com valor de R$4,7 milhões cada, começando em janeiro de Sobre o montante restante de R$423 milhões corriam juros equivalentes ao que era maior entre a TR mais 8,0% ao ano ou os custos atuariais. Ainda com relação ao contrato de confissão de dívida, um novo aditamento foi celebrado com os assistidos e participantes dos planos oferecidos pela FCESP aos funcionários da Companhia, por meio tal aditamento, o qual foi celebrado em 29 de setembro de 2006, a Companhia se comprometeu a pagar o saldo de R$597 milhões, calculado em 31 de dezembro de 2005 em 196 parcelas consecutivas, nas quais já se incluem juros anuais de 8,0%, e cujo vencimento a última parcela se dará em abril de As parcelas são ajustadas mensalmente pela TR e, no final de cada exercício, caso o custo atuarial tenha sido superior ao custo de TR + 8,0% ao ano, é gerada uma parcela adicional de ajuste. Em 13 de agosto de 2009 foi assinado o terceiro aditamento ao contrato, de confissão de dívida, no qual se convencionou a extensão do prazo para o pagamento da dívida assumida pela Companhia, de abril de 2022 para maio de Ademais, a Companhia se comprometeu a pagar o saldo de R$563 milhões, calculado em 31 de dezembro de 2009, em 233 parcelas consecutivas, as quais são mensalmente ajustadas pela TR acrescida de juros de 8,0% ao ano. Além disso, é importante mencionar que existe uma parcela do contrato de ajuste de reserva não registrada nas demonstrações financeiras da Companhia, no montante de R$ 1.494,6 milhões em 31 de dezembro de 2012 (R$ 1.321,9 milhões em 31 de dezembro de 2011 e de R$1.170,1 milhões em 31 de dezembro de 2010), decorrente da diferença de premissas utilizadas pela Companhia para fins de atendimento da Deliberação da Comissão de Valores Mobiliários nº 371 de 13 de dezembro de 2000 e aquelas utilizadas pela Fundação Cesp (administradora do plano de benefícios) para fins de atendimento das Resoluções do Conselho Geral de Previdência Complementar, órgão regulador dos fundos de pensão. Por ter o referido contrato de ajuste de reserva matemática um montante variável e ser ajustado anualmente pelos efeitos dos ganhos e perdas atuariais apurados no âmbito da FCESP, essa diferença será eliminada ao longo do tempo com a maturação do plano. Em 31 de dezembro de 2012, o saldo em aberto devido nos termos do contrato de ajuste de reserva não registrada nas demonstrações financeiras da Companhia era de R$1.271,7 milhões. Em janeiro de 2013, os ganhos e perdas atuariais, que constituíam o corredor, eram informados apenas em nota explicativa das Demonstrações Financeiras, passaram a ser contabilizados como dívida com contrapartida no Patrimônio Líquido da Companhia, na linha de outros resultados abrangentes, em conformidade com a instrução CVM nº De acordo com o CPC 23 Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro, quando ocorre mudança na política contábil da Companhia esta deve ajustar o saldo de abertura de cada componente afetado para o período anterior mais antigo apresentado e os demais montantes comparativos divulgados para cada período anterior apresentado, como se a nova política contábil tivesse sempre sido aplicada. Diante disso, o passivo com a FCESP em 31 de dezembro de 2012 aumentou R$ 2.830,1 milhões, totalizando R$ 3.988,6 milhões. Os contratos de confissão de dívida e de reserva matemática não apresentam cláusulas restritivas impostas à Companhia. Covenants: Em 12 de setembro de 2012, a Companhia encerrou o processo de readequação dos termos da 9ª, 11ª, 13ª e 14ª emissões de debêntures e CCB s do Bradesco à nova realidade trazida pela revisão tarifária e, principalmente, às condições inicialmente pactuadas com os credores. Dessa forma, foram feitos os seguintes ajustes: (i) inclusão dos ativos e passivos regulatórios no cálculo do Ebitda ajustado, excluindo a volatilidade no resultado gerada pela adoção do IFRS; (ii) exclusão do corredor do cálculo da dívida, já que a CVM passou a reconhecer, a partir de 2013, o saldo dos ganhos e perdas atuariais como dívida e como conta redutora do PL; (iii) exclusão dos empréstimos onde a Companhia for apenas agente repassador desses empréstimos; (iv) alteração do limite de covenants de 3,5x Dívida Bruta/Ebitda ajustado para 3,5x Dívida Líquida/Ebitda ajustado, permitindo maior flexibilização da gestão da alavancagem da companhia; (v) conceito de quebra de covenants somente se índice ultrapassar valor contratual por dois trimestres consecutivos; Em 31 de dezembro de 2012, os índices financeiros da Companhia foram: PÁGINA: 146 de 332

153 Condições financeiras e patrimoniais gerais (i) (ii) Dívida líquida/ebitda ajustado = 4,9 vezes EBITDA Ajustado/despesa financeira = 2,04 vezes Conforme descrito nos contratos de dívida, o descumprimento dos índices acima, por dois trimestres consecutivos, implica na possibilidade de antecipação do vencimento da dívida. Sendo assim, em 31 de dezembro de 2012, a Companhia ultrapassou o limite financeiro estabelecido nos contratos de divida (divida líquida/ebitda<3,5x). Contudo não estava em descumprimento com os termos dos covenants. Em março de 2013, a Companhia concluiu o processo de renegociação do limite dos covenants de 3,5x Dívida Líquida/Ebitda ajustado para: (i) 5,5 vezes no 1º trimestre de 2013; e (ii) 3,75 vezes no 2º trimestre de 2013 Essa renegociação foi necessária devido ao baixo nível dos reservatórios no país, que resultou em um aumento significativo do despacho de energia térmica e consequentemente, nas despesas com Parcela A, reduzindo o caixa das distribuidoras. Dada à indefinição sobre uma possível solução de liquidez para as distribuidoras advinda do Governo Federal, a Companhia renegociou a alteração dos limites de covenants da 9ª, 11ª, 13ª, 14ª e 15ª emissões de debêntures e CCBs do Bradesco para o primeiro e segundo trimestre de 2013, de forma a permitir uma maior flexibilização na gestão da alavancagem. Exceto por aquelas dívidas garantidas por direito real, que estão configuradas em todos os contratos celebrados com a FCESP e Reluz, não há qualquer grau de subordinação entre as dívidas da Companhia, ressalvado que as debêntures quirografárias possuem crédito privilegiado em relação às debêntures subordinadas, nos termos do artigo 83 da Lei de 9 de fevereiro de Além disso, há restrições em relação à alteração do controle acionário da Companhia que não resulte na AES Corporation ou no BNDES, ou ambos, como controladores (diretos ou indiretos) da Companhia, entre outras usuais para instrumentos dessa natureza, conforme descritas no item 18.5 desse Formulário de Referência. g. limites de utilização dos financiamentos já contratados Os Diretores da Companhia esclarecem que todos os recursos obtidos com os financiamentos contratados, foram destinados à finalidade contratualmente prevista, ou seja, todos respeitaram os limites de utilização contratualmente previstos. Os recursos dos empréstimos da FINEP são liberados de acordo com o cronograma físico-financeiro dos projetos aprovados. Em 31 de dezembro de 2012, existiam R$ 17,0 milhões contratados e não liberados pela FINEP. h. alterações significativas em cada item das demonstrações contábeis As alterações significativas ocorridas nos principais itens das Demonstrações dos Resultados, Demonstrações dos Fluxos de Caixa e Balanço Patrimonial estão explicadas a seguir. Em função do arredondamento em milhões, alguns itens podem não perfazer precisamente o montante divulgado nas Demonstrações Contábeis para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e Reclassificações nas informações contábeis para fins de comparabilidade Ativo e passivo não circulante Em 2011, a Companhia passou a apresentar os impostos de renda e contribuição social diferidos líquido no passivo não circulante e efetuou a reclassificação dos saldos apresentados nas demonstrações financeiras do exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2010 para fins de comparabilidade. Demonstrações do resultado, fluxos de caixa e valor adicionado A Companhia efetuou algumas reclassificações de contas relativas às demonstrações do resultado para o exercício findo em 31 de dezembro de Desse modo, as demonstrações do resultado, fluxo de caixa e valor adicionado referentes aos anos de 2011 e 2010 estão apresentadas no mesmo formato das demonstrações referentes ao ano de 2012 com o intuito de propiciar a comparabilidade das informações. As principais alterações foram: (i) despesa com taxas de administração com a Fundação CESP (administradora dos planos de pensão) da rubrica Pessoal e Administradores para a rubrica Outros custos ; (ii) as discussões judiciais trabalhistas finalizadas por intermédio de acordo ou condenação, foram reclassificadas da rubrica Pessoal e Administradores para a rubrica Provisão/Reversão para processos judiciais e outros visto que a reversão da provisão relacionada ao mesmo litígio já estava sendo apresentada nesta ultima rubrica; (iii) as discussões judiciais cíveis e fiscais finalizadas por intermédio de acordo ou condenação, foram reclassificadas da rubrica Outros custos para a rubrica Provisão/Reversão para processos judiciais e outros visto que a reversão da provisão relacionada ao mesmo litígio já estava sendo apresentada nesta ultima rubrica; (iv) despesa relativa à perda de contas a receber da rubrica Outros custos para a rubrica Provisão/Reversão para créditos de liquidação duvidosa visto que a reversão da provisão é registrada nesta ultima rubrica. Adicionalmente houve também a reclassificação do pagamento de obrigações com entidade de previdência privada da atividade de financiamento para a atividade operacional no fluxo de caixa relacionado ao exercício findo em 31 de dezembro de 2011 e 2010 para permitir a comparabilidade. PÁGINA: 147 de 332

154 Condições financeiras e patrimoniais gerais DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS A tabela abaixo mostra informações extraídas das Demonstrações dos Resultados da Companhia, para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010, com análise horizontal e vertical DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS (EM R$ MILHÕES) R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 9.959,2 100,0% 1,3% 9.835,6 100,0% 1,4% 9.697,2 100,0% CUSTOS OPERACIONAIS Custo com Energia Elétrica Energia elétrica comprada para revenda (5.165,5) -51,9% 20,0% (4.305,0) -43,8% 2,8% (4.186,2) -43,2% Energia elétrica comprada para revenda - Proinfa (210,8) -2,1% 32,6% (159,0) -1,6% -5,1% (167,6) -1,7% Encargos do uso do sistema de transmissão e distribuição (1.482,2) -14,9% 21,0% (1.225,1) -12,5% 7,9% (1.135,9) -11,7% Taxa de Fiscalização (24,0) -0,2% 4,8% (22,9) -0,2% 18,7% (19,3) -0,2% Custo de Operação Pessoal e Administradores (537,9) -5,4% 24,1% (433,6) -4,4% 11,4% (389,1) -4,0% Entidade de previdência privada (166,7) -1,7% 48,4% (112,3) -1,1% -33,1% (167,9) -1,7% Serviços de terceiros (503,0) -5,1% 9,1% (461,0) -4,7% 13,3% (406,9) -4,2% Material (62,5) -0,6% 20,9% (51,7) -0,5% 44,4% (35,8) -0,4% Custo de construção (831,1) -8,3% 12,5% (738,7) -7,5% 4,2% (708,7) -7,3% Provisão/Reversão para créditos de liquidação duvidosa, líquida (39,2) -0,4% -443,9% 11,4 0,1% -120,3% (56,1) -0,6% Provisão/Reversão para processos judiciais e outros, líquidas (73,6) -0,7% 279,4% (19,4) -0,2% -58,1% (46,3) -0,5% Depreciação e amortização (450,9) -4,5% -10,4% (503,3) -5,1% 0,7% (499,7) -5,2% Outros custos (207,1) -2,1% 16,5% (177,8) -1,8% -22,7% (230,1) -2,4% Outras receitas - alienação de investimento - 0,0% -100,0% 707,3 7,2% 100,0% 265,4 2,7% TOTAL DOS CUSTOS OPERACIONAIS (9.754,5) -97,9% 30,2% (7.491,1) -76,2% -3,8% (7.784,2) -80,3% RESULTADO DO SERVIÇO 204,7 2,1% -91,3% 2.344,5 23,8% 22,6% 1.913,0 19,7% RESULTADO FINANCEIRO Receitas financeiras 238,7 2,4% -25,0% 318,3 3,2% 16,0% 274,5 2,8% Despesas financeiras (399,6) -4,0% -4,1% (416,5) -4,2% 61,1% (258,6) -2,7% Variações monetárias e cambiais, líquidas 109,3 1,1% 42,1% 76,9 0,8% -11,7% 87,1 0,9% TOTAL DO RESULTADO FINANCEIRO (51,6) -0,5% 142,3% (21,3) -0,2% -120,7% 103,0 1,1% RESULTADO ANTES DOS TRIBUTOS 153,1 1,5% -93,4% 2.323,2 23,6% 15,2% 2.016,0 20,8% Contribuição social 0,4 0,0% -100,2% (199,9) -2,0% 27,2% (157,1) -1,6% Imposto de renda (1,1) 0,0% -99,8% (533,2) -5,4% 30,9% (407,2) -4,2% Contribuição social diferida (11,8) -0,1% 145,8% (4,8) 0,0% -81,7% (26,2) -0,3% Imposto de renda diferido (32,7) -0,3% 147,7% (13,2) -0,1% -83,0% (77,8) -0,8% TOTAL DOS TRIBUTOS (45,2) -0,5% -94,0% (751,1) -7,6% 12,4% (668,3) -6,9% LUCRO (PREJUÍZO) LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 107,9 1,1% -93,1% 1.572,1 16,0% 16,7% 1.347,7 13,9% ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES: 31 DE DEZEMBRO DE 2012 COMPARADO A 31 DE DEZEMBRO DE 2011 Receita Operacional Bruta A receita operacional bruta da Companhia nos anos de 2012 e 2011 foi de R$15.313,7 milhões e R$15.240,2 milhões, respectivamente. Sendo composta substancialmente pela receita relacionada ao fornecimento e distribuição de energia elétrica. Estas receitas, comparando os exercícios de 2012 e 2011 apresentaram um aumento de 0,5%. Essa variação é explicada principalmente pelo aumento das receitas com clientes da classe residencial de R$164,1 milhões, somado ao crescimento de R$52,1 milhões na receita de comercialização de energia no mercado de curto prazo ( CCEE ), compensado parcialmente pela queda da receita com clientes da classe industrial e comercial em R$132,2 milhões. Abaixo segue descrição da receita operacional bruta da Companhia, classificadas por tipo de cliente cativo: Tipo de Cliente Receita Operacional Bruta (em R$ milhões) R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) Residencial 6.622,5 43,2% 2,5% 6.458,4 42,4% Industrial 1.911,0 12,5% -5,3% 2.017,4 13,2% Comercial 4.125,8 26,9% -0,6% 4.151,6 27,2% Outros 2.654,4 17,3% 1,6% 2.612,8 17,1% Total ,7 100,0% 0,5% ,2 100,0% O volume total de energia vendido aos clientes cativos da Companhia foi de ,9 GWh no ano de 2012, comparado com ,9 GWh no ano de Os diretores da Companhia entendem que este aumento de 2,0% foi causado principalmente pelo maior volume da classe residencial, com 2,5% de acréscimo, compensado pela queda das classes industriais em 5,3%. O crescimento no volume de energia vendido aos clientes residenciais da Companhia resultou principalmente do incremento no número de consumidores faturados (6,1 milhões em 2012 ante 6,0 milhões em 2011), além da queda da taxa de desemprego e crescimento da renda real da população. Já a diminuição do número de clientes das classes industriais e comerciais faturados entre os anos, reflete o baixo crescimento econômico do país, que impactou principalmente a atividade industrial na área de concessão da Companhia. PÁGINA: 148 de 332

155 Condições financeiras e patrimoniais gerais Adicionalmente, houve um aumento na receita relacionada à comercialização de energia no mercado de curto prazo (CCEE), impactada principalmente pelo crescimento do Preço de Liquidação das Diferenças, divulgado pela Câmara de Comercialização de Energia para transações de energia no mercado de curto prazo ( PLD ), que no ano de 2012 teve seu valor médio maior devido ao baixo índice dos reservatórios hídricos. Em contrapartida, baseado no despacho da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL ( ANEEL ) n o. 4991, de 29 de dezembro de 2011 e de acordo com a metodologia aprovada para o 3º Ciclo de Revisão Tarifária, as receitas auferidas com ultrapassagem de demanda e excedentes de reativos passaram a ser contabilizadas como Obrigações Especiais a partir da data da revisão tarifária do 3º ciclo da Companhia (4 de julho de 2011), causando um impacto negativo na receita bruta da Companhia de R$121,3 milhões em 2012 e R$56,5 milhões em Deduções da Receita Operacional As deduções da receita operacional da Companhia são representadas pelos encargos setoriais (Encargo de Capacidade Emergencial ( ECE ), Cotas da Reserva Global de Reversão ( RGR ), Conta de Consumo de Combustível ( CCC ) e Conta de Desenvolvimento Energético ( CDE )) e tributários Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços ( ICMS ), Programa de Integração Social ( PIS ) e Contribuição para Financiamento da Seguridade Social ( COFINS ) e Imposto sobre Serviços ( ISS ). As deduções da receita operacional da Companhia nos anos de 2012 e 2011 foram de R$5.354,5 milhões e R$5.404,6 milhões, respectivamente. A redução de 0,9% é explicada principalmente pela redução dos valores definidos pela ANEEL para os encargos de CCC e Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica ( PROINFA ), compensados parcialmente pelo aumento do encargo setorial Conta de Desenvolvimento Energético ( CDE ) e pela evolução dos encargos tributários incidentes na receita (PIS e COFINS), em linha com o crescimento da receita bruta. Receita Operacional Líquida Em 2012 a receita operacional líquida da Companhia acumulou R$9.959,2 milhões, montante 1,3% superior à registrada em 2011, que foi de R$9.835,6 milhões. Os diretores da Companhia entendem que tal aumento é explicado pela evolução das receitas com clientes da classe residencial, somado ao crescimento de R$52,1 milhões na receita de comercialização de energia no mercado de curto prazo ( CCEE ) e atrelado à redução das deduções da receita operacional, principalmente pelo encargo setorial Conta de Consumo de Combustível ( CCC ), compensado parcialmente pela queda nas receitas com clientes da classe industrial e comercial, e aumento no encargo setorial Conta de Desenvolvimento Energético ( CDE ). CUSTOS OPERACIONAIS: CUSTOS COM ENERGIA ELÉTRICA E CUSTOS DE OPERAÇÃO Energia elétrica comprada para revenda As despesas da Companhia com energia elétrica comprada para revenda nos anos de 2012 e 2011 foram de R$5.376,3 milhões e R$4.464,0 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia esclarecem que o aumento de 20,4%, comparando-se 2012 a 2011, foi ocasionado devido aos seguintes fatores: (i) reajuste dos preços contratuais de energia comprada em leilões, resultando em um aumento de R$591,7 milhões, devido ao acionamento das usinas termelétricas, para compensar os baixos índices dos reservatórios hídricos; (ii) crescimento de R$124,5 milhões na compra de energia da AES Tietê relacionado ao reajuste de preço anual e maior volume de energia comprada; e (iii) aumento de R$147,1 milhões nos gastos com aquisição de energia advinda de Itaipu, devido principalmente aos efeitos reflexos da maior cotação do dólar; (iv) impacto negativo de R$44,9 milhões, devido à reversão de provisão de ICMS sobre perdas comerciais. Encargos do Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição As despesas da Companhia com encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição nos anos de 2012 e 2011 foram de R$1.482,2 milhões e R$1.225,1 milhões, respectivamente, representando um aumento de 21,0%. Os diretores da Companhia entendem que esta variação é explicada, principalmente, pelo aumento de R$136,5 milhões com encargos da Rede Básica, crescimento de R$126,3 milhões nos Encargos do Serviço do Sistema ( ESS ) e aumento de R$11,4 milhões da conexão de rede básica da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista ( CTEEP ), compensados parcialmente pela redução do contrato de uso do sistema de distribuição (CUSD) em R$11,4 milhões. O aumento nos Encargos do Serviço do Sistema é basicamente explicado em função do expressivo aumento de despacho de térmicas no exercício findo em 31 de dezembro de Pessoal e administradores As despesas com pessoal e administradores nos anos de 2012 e 2011 foram de R$537,9 milhões e R$433,6 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 24,1% é explicado principalmente pelo reajuste salarial de 6,55% estabelecido no acordo coletivo de 2012/2013, pelos maiores gastos incorridos com assistência médica e benefícios em função da maior utilização dos serviços médicos pelos colaboradores. Entidade de previdência privada As despesas com entidade de previdência privada nos anos de 2012 e 2011 foram de R$166,7 milhões e R$112,3 milhões, respectivamente, representando um aumento de 48,4%. Esse aumento é decorrente do crescimento no custo dos juros devido à queda da taxa de desconto para o exercício (houve um crescimento do passivo atuarial sobre o qual a taxa de juros é aplicada), além da amortização de perdas atuariais não reconhecidas devido ao uso do método do corredor pela Companhia. Serviços de Terceiros As despesas da Companhia com serviços de terceiros nos anos de 2012 e 2011 foram de R$503,0 milhões e R$461,0 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 9,1% ocorreu principalmente pelas despesas relacionadas às iniciativas do Plano de Ação , que tem como meta a redução de Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor ( DEC ) e Frequência Equivalente de Interrupção por PÁGINA: 149 de 332

156 Condições financeiras e patrimoniais gerais Consumidor ( FEC ), somado aos gastos com reformas efetuadas nas bases operacionais, lojas de atendimento aos clientes e nova sede corporativa, maior despesas com manutenção de frotas de automóveis, compensado pela redução nas despesas com consultoria do projeto Criando Valor. Material As despesas da Companhia com material nos anos de 2012 e 2011 foram de R$62,5 milhões e R$51,7 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 20,9% ocorreu devido à maior demanda de aquisição de materiais de consumo, depósito, estoque e manutenção. Provisão/Reversão para créditos de liquidação duvidosa, líquida O saldo da conta de provisão/reversão para créditos de liquidação duvidosa nos anos de 2012 e 2011 foi uma despesa de R$39,2 milhões e uma receita de R$11,4 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento ocorreu devido basicamente ao baixo volume de cortes efetuados durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2012, aumentando, desta forma, a inadimplência. Provisão/Reversão para processos judiciais e outros, líquidas O saldo da conta de provisão/reversão para processos judiciais e outros nos anos de 2012 e 2011 foi uma despesa de R$73,6 milhões e R$19,4 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 279,4% é resultado basicamente de provisões trabalhistas relacionadas à equiparação salarial, horas extras, adicional de periculosidade e complementação de aposentadoria, somado às reversões de provisões tributárias relacionadas à discussão de dívida de IPTU de imóveis em Depreciação e amortização As despesas com depreciação e amortização nos anos de 2012 e 2011 foram de R$450,9 milhões e R$503,3 milhões, apresentando uma redução de 10,4%. Os diretores da Companhia entendem que a redução é principalmente devido à redução da taxa média de depreciação dos ativos. A ANEEL em 7 de fevereiro de 2012 aprovou a Resolução Normativa nº 474, que alterou as taxas anuais de depreciação de alguns ativos em serviço em relação à Resolução ANEEL nº 367 (esta última vigente em 31 de dezembro de 2011). As alterações nas taxas são prospectivas e têm vigência a partir de 1º de janeiro de Essa alteração reduziu a despesa de depreciação/amortização no exercício findo em 31 de dezembro de 2012 em aproximadamente R$46,2 milhões. Outros custos Este grupo é composto principalmente pelas contas de perdas na desativação de bens e direitos, arrendamentos e aluguéis, publicidade, responsabilidade social, entre outras. Nos anos de 2012 e 2011, foi uma despesa de R$207,1 milhões e R$177,8 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 16,5% deve-se principalmente pela realização de baixas de ativos, devido a mudanças estabelecidas pela ANEEL, que determinou a baixa por item e não mais por grupo de itens, resultando em um impacto negativo de R$32,2 milhões no resultado da Companhia, somado às despesas com alugueis de imóveis, compensado pela redução de despesas com publicidade e patrocínio de projetos de responsabilidade social. Outras receitas - alienação de investimento Os diretores da Companhia entendem que a redução de 100% refere-se ao ganho reconhecido na alienação da Eletropaulo Telecomunicações Ltda. ("AES Eletropaulo Telecom"), firmado entre Brasiliana Energia S.A. ( Brasiliana ) e TIM Celular S.A. ( TIM ), (com o devido repasse do ganho para a Eletropaulo), finalizado em outubro de 2011, gerando um efeito positivo de R$707,3 milhões no saldo desta conta em 2011, em relação a RESULTADO FINANCEIRO Receitas financeiras As receitas financeiras da Companhia nos anos de 2012 e 2011 foram de R$238,7 milhões e R$318,3 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 25,0% é explicada principalmente pelo reconhecimento em 2011 de R$54,7 milhões a título de correção monetária e juros de mora, relacionados a recolhimentos ao FINSOCIAL, considerados inconstitucionais pelo Supremo Tribunal Federal, e pela redução da taxa média do CDI e pelo menor saldo médio de aplicações financeiras (R$ 773,0 milhões em 2012 ante R$ 1.283,8 milhões em 2011), impactando na redução de R$37,7 milhões na receita de aplicações financeiras. Despesas financeiras As despesas financeiras da Companhia nos anos de 2012 e 2011 foram de R$399,6 milhões e R$416,5 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 4,1% é explicada principalmente por: (i) (ii) (iii) redução nos encargos de dívida em R$37,9 milhões devido principalmente à redução do CDI, indexador das principais dívidas da Companhia. decréscimo de R$21,0 milhões nos juros capitalizados, em função da redução do prazo médio de encerramento de obras e entrada em operação do sistema de gestão de obras; aumento nas despesas referentes aos processos regulatórios recebidos da ANEEL. Variações monetárias e cambiais, líquidas PÁGINA: 150 de 332

157 Condições financeiras e patrimoniais gerais A receita financeira da Companhia com variações monetárias e cambiais, líquidas, nos anos de 2012 e 2011 foram de R$109,3 milhões e R$76,9 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 42,1% é explicado principalmente por: (i) reconhecimento do efeito da correção monetária relacionado à alienação de imóveis no valor de R$42,5 milhões (Golf Village) em 2012; parcialmente compensado por, (ii) registro no resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2012 de despesa de R$15,1 milhões referente à estimativa da atualização monetária do ativo financeiro de concessão, que anteriormente era registrada no patrimônio líquido. Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido A despesa com imposto de renda e contribuição social para o ano 2012 foi de R$45,2 milhões, representando uma redução de 94,0% em relação ao ano de 2011, quando a Companhia teve uma despesa de R$751,1 milhões. Os diretores da Companhia entendem que esta variação ocorreu principalmente devido ao menor lucro tributável atingido no exercício. Lucro Líquido do Exercício O lucro líquido do exercício da Companhia nos anos de 2012 e 2011 foi de R$107,9 milhões e R$1.572,1 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 93,1% é explicada pelos principais fatores a seguir: (i) (ii) (iii) (iv) pagamento compensatório da alienação das quotas da AES Eletropaulo Telecom pela Brasiliana para a TIM, com efeito positivo de R$466,8 milhões no lucro líquido de 2011, demonstrado na rubrica outros custos. aumento nos custos de energia elétrica comprada e nos encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição; aumento de 61,4% nas despesas operacionais, em R$1.093,0 milhões, devido principalmente ao reajustes salariais, pelos maiores gastos incorridos com assistência médica, benefícios e encargos relacionados com acordo coletivo de junho de 2012, e entidade de previdência privada, devido ao cálculo atuarial realizado no exercício, somado dos processos judiciais e outros, principalmente de pagamentos e reversões de provisões trabalhistas, refletidos pelos esforços da Companhia em reduzir tais processos judiciais e outros; redução de R$30,3 milhões no resultado financeiro, em função de receita financeira não recorrente ocorrida em 2011, originada de correção monetária e juros de mora sobre a contribuição do Finsocial, e redução de juros capitalizados, parcialmente compensados por menores encargos da dívida em razão da redução do CDI médio e pelas variações monetárias e cambiais superiores ao ano anterior em função, principalmente, de correção monetária relativa à transferência de imóveis alienados em 2007, registradas em ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES: 31 DE DEZEMBRO DE 2011 COMPARADO A 31 DE DEZEMBRO DE 2010 Receita operacional bruta A receita operacional bruta da Companhia nos anos de 2011 e 2010 foi de R$15.240,2 milhões e R$14.713,7 milhões, respectivamente, sendo composta substancialmente pela receita relacionada ao fornecimento e distribuição de energia elétrica. Estas receitas nos anos de 2011 e 2010 apresentaram um aumento de 3,6%. Essa variação é explicada principalmente pelo aumento de 3,9% no consumo cativo entre os períodos, pelo crescimento de R$67,6 milhões na receita de Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição ( TUSD ) (devido ao crescimento de 4,7% no consumo de cliente livres), além do reajuste tarifário aplicado em julho de 2010, com efeito médio percebido pelo consumidor de 1,62%, que contribuiu para evolução da receita no 1º semestre de Abaixo segue descrição da receita operacional bruta da Companhia, classificadas por tipo de cliente cativo: Tipo de Cliente Receita Operacional Bruta (em R$ milhões) R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) Residencial 6.458,4 42,4% 5,7% 6.111,6 41,5% Industrial 2.017,4 13,2% -1,4% 2.046,9 13,9% Comercial 4.151,6 27,2% 5,3% 3.941,0 26,8% Outros 2.612,8 17,1% -0,1% 2.614,2 17,8% Total ,2 100,0% 3,6% ,7 100,0% O volume total de energia vendido aos clientes cativos da Companhia foi de ,9 GWh no ano de 2011, comparado com ,3GWh no ano de Os diretores da Companhia entendem que este aumento de 3,9% foi causado principalmente pelo maior volume das classes residencial, com 5,5% de acréscimo, e comercial com 4,8% de acréscimo. O crescimento no volume de energia vendido aos clientes residenciais da Companhia resultou principalmente do incremento no número de consumidores faturados (6,0 milhões em 2011 ante 5,7 milhões em 2010), além da queda da taxa de desemprego de 7% para 6,2%, de 2010 para Já o crescimento no segmento comercial foi impulsionado pelo crescimento das vendas físicas, auxiliado pelo bom ritmo de crescimento da economia brasileira e das taxas de consumo, além do impacto de 3 dias a mais de faturamento (+ 98 GWh). Adicionalmente, houve um aumento na receita de distribuição de energia no montante de R$67,6 milhões devido ao aumento de volume faturado (8.284 PÁGINA: 151 de 332

158 Condições financeiras e patrimoniais gerais GWh em 2011 ante em 2010). Em contrapartida, baseado no despacho da Agência Nacional de Energia Elétrica ANEEL ( ANEEL ) n o. 4991, de 29 de dezembro de 2011 e de acordo com a metodologia aprovada para o 3º Ciclo de Revisão Tarifária, as receitas auferidas com ultrapassagem de demanda e excedentes de reativos passaram a ser contabilizadas como Obrigações Especiais a partir da data da revisão tarifária do 3º ciclo da Companhia (4 de julho de 2011), causando um impacto negativo de R$56,5 milhões na Receita Bruta da Companhia no exercício findo em 31 de dezembro de Deduções da receita operacional As deduções da receita operacional da Companhia são representadas pelos encargos setoriais (Encargo de Capacidade Emergencial ( ECE ), Cotas da Reserva Global de Reversão ( RGR ), Conta de Consumo de Combustível ( CCC ) e Conta de Desenvolvimento Energético ( CDE )) e tributários (Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços ( ICMS ), Programa de Integração Social ( PIS ) e Contribuição para Financiamento da Seguridade Social ( COFINS ) e Imposto sobre Serviços ( ISS ). As deduções da receita operacional da Companhia nos anos de 2011 e 2010 foram de R$5.404,6 milhões e R$5.016,5 milhões, respectivamente. O aumento de 7,7% é explicado principalmente pela evolução dos encargos tributários incidentes na receita (ICMS, PIS, COFINS e ISS) em linha com o crescimento da receita bruta, e pelo aumento dos valores definidos pela ANEEL para os encargos de CCC, CDE, RGR e Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica ( PROINFA ). Receita operacional líquida Em 2011 a receita operacional líquida da Companhia acumulou R$9.835,6 milhões, montante 1,4% superior à registrada em 2010 que foi de R$9.697,2 milhões. Os diretores da Companhia entendem que tal aumento é explicado principalmente pela evolução das receitas com clientes das classes residencial e comercial, compensados parcialmente pelo aumento das deduções da receita operacional, principalmente com ICMS e CCC. CUSTOS OPERACIONAIS: CUSTOS COM ENERGIA ELÉTRICA E CUSTOS DE OPERAÇÃO Energia elétrica comprada para revenda As despesas da Companhia com energia elétrica comprada para revenda nos anos de 2011 e 2010 foram de R$4.464,0 milhões e R$4.353,8 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia esclarecem que o aumento, comparando-se 2011 a 2010, é de 2,5%, devido aos seguintes fatores: (i) aumento de R$209,5 milhões na compra de energia em leilões; (ii) crescimento de R$127,8 milhões com a compra de energia da AES Tietê S.A. ( AES Tietê ) relacionados ao aumento de preço anual; compensados parcialmente (iii) pela queda de R$90,0 milhões referente à compra de energia no curto prazo devido ao menor volume de energia comprada; (iv) reversão da provisão de ICMS sobre perdas comerciais em R$42,0 milhões; e (v) do decréscimo em R$46,6 milhões nos gastos com aquisição de energia advinda de Itaipu, devido ao menor volume de energia comprado. Encargos do uso do sistema de transmissão e distribuição As despesas da Companhia com encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição nos anos de 2011 e 2010 foram de R$1.225,1 milhões e R$1.135,9 milhões, respectivamente, representando um aumento de 7,9%. Os diretores da Companhia entendem que esta variação é explicada, principalmente, pelo aumento de R$70,4 milhões com encargos de Rede Básica, R$5,9 milhões de aumento da conexão de rede básica da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista ( CTEEP ), além de R$4,5 milhões de transporte da Usina Hidrelétrica de Furnas ( Furnas ) para Usina Hidrelétrica de Itaipu ( Itaipu ). Pessoal e administradores As despesas com pessoal e administradores nos anos de 2011 e 2010 foram de R$433,6 milhões e R$389,1 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 11,4% é explicado principalmente pelos reajustes salariais ocorridos em 2010 e 2011 (6,5% em 2010 e 8% em 2011) e pela internalização de 1,2 mil entregadores de contas e leituristas a partir de agosto de Entidade de previdência privada As despesas com entidade de previdência privada nos anos de 2011 e 2010 foram de R$112,3 milhões e R$167,9 milhões, respectivamente, representando uma redução de 33,1%. De acordo com o cálculo atuarial, os diretores da Companhia entendem que houve um aumento na rentabilidade esperada dos ativos do plano em 2011, parcialmente compensado pelo aumento dos custos dos juros para este ano. Serviços de terceiros As despesas da Companhia com serviços de terceiros nos anos de 2011 e 2010 foram de R$461,0 milhões e R$406,9 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 13,3% ocorreu principalmente por: (i) maiores despesas com o Plano de Ação ; (ii) ações de redução de Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor ( DEC ) e Frequência Equivalente de Interrupção por Consumidor ( FEC ) iniciadas no 2º semestre de 2010; (iii) acréscimo nos gastos com consultoria, melhoria nos serviços de cobrança e iluminação pública; (iv) redução das despesas com serviços de leitura e entrega; e (v) redução das despesas relativas a ações de corte e religa. Material As despesas da Companhia com material nos anos de 2011 e 2010 foram de R$51,7 milhões e R$35,8 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 44,4% ocorreu devido à maior demanda de aquisição de materiais de consumo (depósito, estoque e manutenção, entre outros). PÁGINA: 152 de 332

159 Condições financeiras e patrimoniais gerais Provisão/Reversão para créditos de liquidação duvidosa, líquida O saldo da conta de provisão/reversão para créditos de liquidação duvidosa nos anos de 2011 e 2010 foi uma receita de R$11,4 milhões e uma despesa de R$56,1 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução ocorreu basicamente pela alteração do critério de constituição de PCLD, que a exemplo de outras distribuidoras, a partir de setembro de 2011, a Companhia passou a constituir PCLD para os clientes residenciais e comerciais apenas considerando as contas vencidas após 90 dias, e não mais as contas vencidas e não pagas em um período menor. Provisão/Reversão para processos judiciais e outros, líquidas O saldo da conta de provisão/reversão para processos judiciais e outros nos anos de 2011 e 2010 foi uma despesa de R$19,4 milhões e R$46,3 milhões, respectivamente. A redução de 58,1% é resultado das reversões, ocorridas em 2011, de provisões (i) trabalhistas, no valor de R$42,9 milhões, relativas a processos de equiparação salarial; e (ii) fiscais, no montante de R$27,2 milhões, relacionadas à discussão de dívida de Imposto Predial e Territorial Urbano ( IPTU ) de imóveis. Depreciação e amortização As despesas com depreciação e amortização nos anos de 2011 e 2010 foram de R$503,3 milhões e R$499,7 milhões, mantendo-se no mesmo patamar, observando-se uma evolução apenas de 0,7%. Outros custos Este grupo é composto principalmente pelas contas de recuperação de despesas, perdas/baixas no contas a receber, perdas na desativação de bens e direitos, outras despesas e receitas operacionais. Em 2011, atingiu uma despesa de R$177,8 milhões, representando uma redução de R$52,3 milhões em relação a 2010, quando atingiu uma despesa de R$230,1 milhões. Outras receitas - alienação de investimento Refere-se ao ganho reconhecido na alienação da Eletropaulo Telecomunicações Ltda. ("AES Eletropaulo Telecom"), firmado entre Brasiliana Energia S.A. ( Brasiliana ) e TIM Celular S.A. ( TIM ), (com o devido repasse do ganho para a Eletropaulo), finalizado em outubro de 2011, gerando um efeito positivo de R$707,3 milhões no saldo desta conta em 2011, em relação a 2010, quando houve uma receita de R$265,4 milhões. RESULTADO FINANCEIRO Receitas financeiras As receitas financeiras da Companhia nos anos de 2011 e 2010 foram de R$318,3 milhões e R$274,5 milhões, respectivamente. O aumento de 16,0% é explicado principalmente pelo impacto positivo de R$54,7 milhões da correção monetária do Fundo de Investimento Social ( Finsocial ) e pelo crescimento de R$3,8 milhões no rendimento de aplicações financeiras em Despesas financeiras As despesas financeiras da Companhia nos anos de 2011 e 2010 foram de R$416,5 milhões e R$258,6 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 61,1% é explicado principalmente por: (i) (ii) (iii) constituição de provisão no montante de R$26,8 milhões referente a autos de infração emitidos pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo ( ARSESP ) e ANEEL, relacionados à ação fiscalizadora técnica periódica realizada com o objetivo de verificar os processos de qualidade técnica e possíveis interrupções no fornecimento de energia elétrica; acréscimo de R$36,2 milhões nos encargos da dívida, principalmente pela amortização dos custos de transação sobre debêntures, reconhecida no resultado em 2011; efeito positivo e não recorrente de R$100,1 milhões registrado em 2010 relacionado ao final da discussão sobre o acordo com a massa falida do Banco Santos S.A. ( Banco Santos ). Variações monetárias e cambiais, líquidas A receita financeira da Companhia com variações monetárias e cambiais, líquidas, nos anos de 2011 e 2010 foi de R$76,9 milhões e R$87,1 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 11,7% é explicada principalmente por: (i) impacto negativo de R$24,3 milhões relacionados principalmente à variação cambial sobre o valor da energia comprada de Itaipu; compensados pelo; (ii) aumento de R$13,5 milhões em função do reconhecimento do ajuste de variação monetária sobre a energia livre com impacto negativo de R$15 milhões no ano de 2010, principalmente devido à mudança no critério de correção monetária da energia livre que passou a ser corrigido pelo Sistema Especial de Liquidação e de Custódia ( Selic ) ao invés do Índice Geral de Preços do Mercado ( IGP-M ). Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido A despesa com imposto de renda e contribuição social para o ano 2011 foi de R$751,1 milhões, representando um aumento de 12,4% em relação ao ano de 2010, quando a Companhia teve uma despesa de R$668,3 milhões. Os diretores da Companhia entendem que esta variação ocorreu principalmente devido ao maior lucro tributável atingido no exercício. PÁGINA: 153 de 332

160 Condições financeiras e patrimoniais gerais Lucro líquido do exercício O lucro líquido do exercício da Companhia nos anos de 2011 e 2010 foi de R$1.572,1 milhões e R$1.347,7 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 16,7% é explicado pelos principais fatores a seguir: (i) (ii) (iii) (iv) (v) acréscimo de 3,9% no consumo do mercado cativo, somado ao efeito positivo do reajuste tarifário médio de 2010, que contribuiu para o aumento de 1,4% da Receita Operacional Líquida; pagamento compensatório da alienação das quotas da AES Eletropaulo Telecom pela Brasiliana para a TIM no 4º Trimestre de 2011, com efeito positivo de R$466,8 milhões no lucro líquido; aumento de R$203,0 milhões nos custos com energia elétrica, principalmente devido ao maior volume de energia elétrica comprada para revenda em leilões e da AES Tietê; redução do resultado financeiro em R$124,3 milhões; e aumento de R$82,8 milhões das despesas com tributos, devido ao maior lucro tributável atingido no ano. DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA A tabela abaixo mostra informações extraídas das Demonstrações dos Fluxos de Caixa da Companhia, para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e Nesta estão apresentados os principais itens que impactaram as respectivas atividades e desta forma o caixa e os equivalentes de caixa da Companhia. Demonstrações dos Fluxos de Caixa AH (%) AH (%) Em R$ milhões 2012 x x 2010 Caixa Líquido Atividades Operacionais 332, , ,7-71,2% -39,0% Caixa Líquido Atividades de Investimento (80,2) 164,1 (768,9) -148,9% -121,3% Adições de ativo imobilizado e intangível (871,9) (780,1) (708,7) 11,8% 10,1% Consumidores - Participação financeira 184,3 92,5 39,9 99,3% 131,8% Aplicações em investimento de curto prazo (7.816,6) (4.841,1) (4.514,1) 61,5% 7,2% Resgates de investimento de curto prazo 8.356, , ,1 68,3% 20,9% Aplicações/Resgates de cauções e depósitos vinculados 21,0 33,9 (2,5) -38,0% -1456,0% Recebimento de venda de ativo imobilizado e intagível 46,1 0,0 0,0 100,0% N/A Alienação de investimento - Eletropaulo Telecom 0,0 693,3 308,4-100,0% 124,8% Caixa Líquido Atividades de Financiamento (300,9) (1.452,2) (1.106,8) -79,3% 31,2% Ingressos de novos empréstimos e debêntures 1.371,1 4,0 803, ,3% -99,5% Dividendos e juros sobre capital próprio pagos (608,3) (1.192,1) (1.366,7) -49,0% -12,8% Imposto de renda sobre juros sobre capital próprio (8,6) (9,1) (8,1) -5,0% 12,3% Pagamento de empréstimos e debêntures (principal) (1.030,9) (250,8) (521,5) 311,0% -51,9% Custo de empréstimos (custos de transação e prêmios) (16,7) 0,0 (10,7) 100,0% -100,0% Pagamento de obrigações por arrendamento financeiro (7,4) (4,2) (3,0) 79,1% 39,7% Aumento (Redução) de Caixa e Equivalentes de Caixa (48,8) (136,2) 13,0 Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 163,0 299,1 286,2 Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 114,1 163,0 299,1 ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES: 31 DE DEZEMBRO DE 2012 COMPARADO A 31 DE DEZEMBRO DE 2011 Os diretores da Companhia entendem que a redução de 71,1% do caixa gerado nas atividades operacionais deve-se basicamente aos impactos da revisão tarifária ocorrida em julho de 2012, maiores pagamentos decorrentes de compra de energia e encargos de transmissão e distribuição, aos maiores pagamentos de encargos tarifários e aos maiores pagamentos de litígios (principalmente trabalhista). A redução de 148,8% do caixa utilizado nas atividades de investimento deve-se basicamente à movimentação líquida de investimentos de curto prazo, que apresentou menor volume de caixa gerado em relação ao ano anterior, além dos maiores investimentos em ativo imobilizado e intangível, somado ao caixa gerado da venda de imóveis e ao evento não recorrente de maior caixa recebido na alienação de investimentos em 2011, devido aos recebimentos compensatórios referentes à venda da AES Eletropaulo Telecom. A redução de 79,3% no caixa utilizado nas atividades de financiamento deve-se à captação de novos empréstimos e debêntures (14ª Emissão de Debêntures e 15ª Emissão de Debêntures), compensado pelo pagamento de custos diferidos referentes a essas emissões, menor montante de dividendos e juros sobre capital próprio pagos em relação ao ano anterior, e pelo resgate antecipado da 10ª Emissão de Debêntures, 12ª Emissão de Debêntures e Cédulas de Crédito Bancário (CCB s), lideradas pelo Banco Citibank S.A. ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES: 31 DE DEZEMBRO DE 2011 COMPARADO A 31 DE DEZEMBRO DE 2010 Os diretores da Companhia entendem que a redução de 34,2% do caixa gerado nas atividades operacionais deve-se basicamente aos maiores pagamentos de imposto de renda e contribuição social no exercício, impactados pela receita gerada em função da venda da AES Eletropaulo Telecom para a TIM, maiores pagamentos de contribuição para iluminação publica e maiores pagamentos decorrentes da compra de energia para revenda. PÁGINA: 154 de 332

161 Condições financeiras e patrimoniais gerais O aumento de 121,4% do caixa gerado nas atividades de investimento deve-se basicamente à movimentação líquida de investimentos de curto prazo que apresentou aumento de caixa devido aos resgates realizados, aos maiores recebimentos de consumidores (Participação financeira), ao maior caixa recebido na alienação de investimentos, devido aos recebimentos compensatórios referentes à venda da AES Eletropaulo Telecom, parcialmente compensados por maiores investimentos em ativo imobilizado e intangível. O aumento de 26,8% do caixa utilizado nas atividades de financiamento deve-se basicamente à menor captação de recursos via empréstimos e debêntures em relação a 2010, além dos maiores pagamentos de contribuições com planos de pensão, compensados parcialmente pelo montante inferior de empréstimos e dividendos e juros sobre capital próprio pagos em relação a BALANÇO PATRIMONIAL A tabela abaixo contém informações extraídas do Balanço Patrimonial da Companhia levantados em 31 de dezembro de 2012, 2011 e BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (EM R$ MILHÕES) R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) CIRCULANTE Caixa e equivalentes de caixa 114,1 1,1% -30,0% 163,0 1,5% -45,5% 299,1 2,8% Investimentos de curto prazo 699,9 6,7% -43,0% 1.227,5 11,4% -10,1% 1.365,3 12,7% Consumidores, concessionárias e permissionárias 1.594,0 15,2% 4,8% 1.520,6 14,1% 4,8% 1.450,9 13,5% Imposto de renda e contribuição social compensáveis 232,7 2,2% 384,8% 48,0 0,4% -16,7% 57,6 0,5% Outros tributos compensáveis 182,5 1,7% 116,7% 84,2 0,8% 14,1% 73,8 0,7% Devedores diversos 1,7 0,0% 0,0% 1,7 0,0% -29,2% 2,4 0,0% Contas a receber - acordos 234,3 2,2% -9,0% 257,5 2,4% 27,7% 201,7 1,9% Outros créditos 130,9 1,2% 23,8% 105,7 1,0% 1,8% 103,8 1,0% Provisão para créditos de liquidação duvidosa (289,7) -2,8% -18,3% (354,8) -3,3% 3,2% (343,8) -3,2% Almoxarifado 63,9 0,6% 21,5% 52,6 0,5% -3,5% 54,5 0,5% Despesas pagas antecipadamente 1,0 0,0% 25,0% 0,8 0,0% 14,3% 0,7 0,0% TOTAL ATIVO CIRCULANTE 2.965,3 28,2% -4,6% 3.106,8 28,9% -4,9% 3.266,0 30,5% NÃO CIRCULANTE Outros tributos compensáveis 52,3 0,5% -49,7% 104,0 1,0% 9,5% 95,0 0,9% Cauções e depósitos vinculados 461,5 4,4% -3,0% 476,0 4,4% 0,3% 474,6 4,4% Contas a receber - acordos 79,7 0,8% -15,9% 94,8 0,9% -48,4% 183,6 1,7% Outros créditos 50,3 0,5% -51,8% 104,3 1,0% 22,0% 85,5 0,8% Provisão para créditos de liquidação duvidosa (64,6) -0,6% 19,6% (54,0) -0,5% -62,6% (144,4) -1,3% Ativo financeiro de concessão 1.181,9 11,3% 13,4% 1.041,8 9,7% 19,5% 872,1 8,1% Investimentos 9,5 0,1% 0,0% 9,5 0,1% 0,0% 9,5 0,1% Imobilizado, líquido 6,1 0,1% -35,8% 9,5 0,1% -37,5% 15,2 0,1% Intangível 5.757,2 54,8% -2,0% 5.873,3 54,6% 0,3% 5.853,0 54,6% TOTAL ATIVO NÃO CIRCULANTE 7.533,9 71,8% -1,6% 7.659,2 71,1% 2,9% 7.444,1 69,5% TOTAL DO ATIVO ,2 100,0% -2,5% ,0 100,0% 0,5% ,1 100,0% PÁGINA: 155 de 332

162 Condições financeiras e patrimoniais gerais BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (EM R$ MILHÕES) R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) CIRCULANTE Fornecedores 1.382,4 13,2% 30,0% 1.063,1 9,9% 8,7% 978,3 9,1% Empréstimos e financiamentos 33,9 0,3% -61,9% 88,9 0,8% 45,0% 61,3 0,6% Debêntures 46,8 0,4% -80,8% 243,3 2,3% -2,2% 248,9 2,3% Arrendamento financeiro 4,5 0,0% -43,8% 8,0 0,1% 12,7% 7,1 0,1% Subvenções governamentais 0,8 0,0% 100,0% - 0,0% N/A - 0,0% Imposto de renda e contribuição social a pagar 2,3 0,0% -47,7% 4,4 0,0% 12,8% 3,9 0,0% Outros tributos a pagar 335,0 3,2% -25,5% 449,9 4,2% -2,9% 463,1 4,3% Dividendos e juros sobre capital próprio a pagar 64,9 0,6% -69,3% 211,1 2,0% 150,7% 84,2 0,8% Obrigações estimadas 103,8 1,0% 8,4% 95,8 0,9% 15,6% 82,9 0,8% Obrigações sociais e trabalhistas 4,1 0,0% 32,3% 3,1 0,0% 34,8% 2,3 0,0% Encargos tarifários e do consumidor a recolher 81,8 0,8% -19,9% 102,1 0,9% 14,3% 89,3 0,8% Provisões para processos judiciais e outros 170,0 1,6% 0,8% 168,7 1,6% -20,6% 212,4 2,0% Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 48,3 0,5% 18,7% 40,7 0,4% -46,0% 75,4 0,7% Outras obrigações 175,7 1,7% 2,3% 171,8 1,6% -7,7% 186,2 1,7% TOTAL PASSIVO CIRCULANTE 2.454,3 23,4% -7,4% 2.650,9 24,6% 6,2% 2.495,3 23,3% NÃO CIRCULANTE Empréstimos e financiamentos 554,7 5,3% -22,4% 715,0 6,6% -9,2% 787,3 7,4% Debêntures 2.159,8 20,6% 50,3% 1.436,7 13,3% -11,9% 1.630,3 15,2% Arrendamento financeiro 2,6 0,0% -36,6% 4,1 0,0% -50,6% 8,3 0,1% Subvenções governamentais 2,7 0,0% 100,0% - 0,0% N/A - 0,0% Tributos e contribuições sociais diferidos 158,1 1,5% 4,6% 151,2 1,4% 26,7% 119,3 1,1% Obrigações com entidade de previdência privada 1.133,7 10,8% -7,9% 1.230,5 11,4% -10,4% 1.372,8 12,8% Encargos tarifários e do consumidor a recolher 2,7 0,0% -90,0% 27,1 0,3% 0,7% 26,9 0,3% Provisões para processos judiciais e outros 315,1 3,0% -2,2% 322,1 3,0% -1,9% 328,4 3,1% Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 25,6 0,2% -66,6% 76,7 0,7% -12,6% 87,8 0,8% Obrigações estimadas 20,0 0,2% -2,0% 20,4 0,2% 12,1% 18,2 0,2% Reserva de reversão 66,1 0,6% 0,0% 66,1 0,6% 0,0% 66,1 0,6% Outras obrigações 27,0 0,3% -51,4% 55,5 0,5% 73,4% 32,0 0,3% TOTAL PASSIVO NÃO CIRCULANTE 4.468,1 42,6% 8,8% 4.105,4 38,1% -8,3% 4.477,4 41,8% PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social 1.157,6 11,0% 9,5% 1.057,6 9,8% 0,0% 1.057,6 9,9% Reserva de capital 17,3 0,2% 4,8% 16,5 0,2% 5,8% 15,6 0,1% Outros resultados abrangentes/ajustes de avaliação patrimonial 1.377,3 13,1% -10,6% 1.540,1 14,3% -4,3% 1.609,1 15,0% Reserva lucros: Reserva legal 221,4 2,1% 4,7% 211,5 2,0% 0,0% 211,5 2,0% Reserva estatutária 803,2 7,7% 0,0% 765,0 7,1% 0,0% - 0,0% Proposta de distribuição de dividendos adicionais - 0,0% -100,0% 419,0 3,9% -50,3% 843,6 7,9% TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 3.576,8 34,1% -10,8% 4.009,7 37,2% 7,3% 3.737,4 34,9% TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ,2 100,0% -2,5% ,0 100,0% 0,5% ,1 100,0% ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES: 31 DE DEZEMBRO DE 2012 COMPARADO A 31 DE DEZEMBRO DE 2011 Ativo Ativo Circulante Caixa e equivalentes de caixa O saldo da conta de caixa e equivalentes de caixa em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$114,1 milhões e R$163,0 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 30,0% observada é explicada principalmente: i) pela menor geração de caixa nas atividades operacionais em decorrência da revisão tarifária ocorrida em julho de 2012, basicamente devido aos maiores pagamentos decorrentes de compra de energia e encargos de transmissão e distribuição, aos maiores pagamentos de encargos tarifários e aos maiores pagamentos de processos judiciais e outros; ii) iii) pelo menor caixa utilizado nas atividades de investimento devido aos maiores resgates líquidos dos investimentos de curto prazo, que apresentou menor volume de caixa gerado em relação ao ano anterior, maiores investimentos em ativo imobilizado e intangível. pela menor geração (maior desembolso) de caixa nas atividades de financiamento, devido ao pagamento empréstimos, ao montante de dividendos e juros sobre capital próprio pagos no exercício, compensados parcialmente pela captação de novos empréstimos e debêntures (14ª e 15ª Emissões). Investimentos de curto prazo Os saldos da conta investimentos de curto prazo em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$699,9 e R$1.227,5 milhões, respectivamente. A redução de 43,0% observada é explicada principalmente pelos resgates realizados no montante de R$8.456,8 milhões, compensados pelas aplicações no montante de R$7.816,6 milhões, receita auferida nas aplicações no montante de R$105,0 milhões e outras movimentações (Imposto de Renda Retido na Fonte ( IRRF ) e depósitos restritos), no montante de R$7,6 milhões. Consumidores, concessionárias e permissionárias Os saldos da conta consumidores, concessionárias e permissionárias em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$1.594,0 milhões e R$1.520,6 milhões, respectivamente. O aumento de 4,8% é explicado principalmente pelo maior número de consumidores da classe PÁGINA: 156 de 332

163 Condições financeiras e patrimoniais gerais residencial, o que causou um incremento de R$46,7 milhões no contas a receber, compensado parcialmente pela queda na receita com clientes da classe industrial devido à migração de clientes para a rede básica. Imposto de renda e contribuição social compensáveis Os saldos da conta imposto de renda e contribuição social compensáveis em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$232,7 milhões e R$48,0 milhões, respectivamente. O saldo desta conta é composto por imposto de renda retido na fonte e antecipações de imposto de renda e contribuição social. As antecipações de Imposto de Renda Pessoa Jurídica ( IRPJ ) e Contribuição Social sobre o Lucro ( CSSL ) realizadas pela Companhia durante o exercício justificam o aumento significativa desta conta. Os créditos constituídos são compensados normalmente no decorrer do exercício seguinte. Contudo, a Companhia apurou prejuízo fiscal no exercício findo em 31 de dezembro de 2012 e as antecipações realizadas durante o decorrer deste mesmo exercício não puderam ser compensadas com o imposto a pagar. Os diretores da Companhia esclarecem que este saldo pode ser compensado com outros tributos federais a pagar durante o próximo exercício. Outros tributos compensáveis Os saldos da conta outros tributos compensáveis em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$182,5 milhões e R$84,2 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o crescimento de 116,7% é explicado principalmente pela transferência de crédito tributário de PIS (*) do não circulante para o circulante para compensação do tributo com outros tributos federais em um ano. (*) PIS Compensação: ação judicial que busca o reconhecimento dos créditos de PIS originados pelas alterações contidas nos Decretos nº e de 1988, na medida em que a cobrança de tais quantias foi declarada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal. Houve decisão favorável definitiva em maio de Contas a receber - acordos Os saldos de contas a receber - acordos em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$234,3 milhões e R$257,5 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 9,0% se deve principalmente pelo recebimento de R$75,5 milhões da Prefeitura Municipal de São Paulo, parcialmente compensado por novos acordos firmados com consumidores para recebimento de contas vencidas e não liquidadas. Outros créditos Os saldos da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$130,9 milhões e R$105,7 milhões, respectivamente, representando um aumento de 23,8%. Este aumento é basicamente justificado pelo maior saldo de cauções e depósitos vinculados no valor R$16,5 milhões que representam investimentos dado em garantia para o mercado de curto prazo da CCEE (Câmara de Comercialização de Energia Elétrica) e para Leilão de Energia, para cumprir exigências de compra de energia elétrica. Provisão para créditos de liquidação duvidosa Os saldos da conta de provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$289,7 milhões e R$354,8 milhões, respectivamente. A redução de 18,3% é justificada pelas reversões de R$177,2 milhões, em função principalmente do recebimento de contas a receber de referente ao acordo da Prefeitura Municipal de São Paulo, somado às baixas para perdas de R$116,1 milhões e transferências do circulante para o não circulante de R$9,4 milhões, compensado parcialmente pelas provisões de R$237,7 milhões, em função de novos acordos firmados com consumidores com contas em atraso. Ativo Não Circulante Outros tributos compensáveis Os saldos da conta de outros tributos compensáveis em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$52,3 milhões e R$104,0 milhões, respectivamente. A redução de 49,7% é decorrente da transferência de crédito tributário de PIS do não circulante para o circulante para compensação do tributo com outros tributos federais em um ano, compensada parcialmente pela maior constituição de créditos a compensar de ICMS decorrente da aquisição de ativos intangíveis no montante de R$8,9 milhões. Cauções e depósitos vinculados Os saldos da conta cauções e depósitos vinculados em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$461,5 milhões e R$476,0 milhões, respectivamente. A redução de 3,0% é justificada pelos resgates no montante de R$102,9 milhões (basicamente depósitos judiciais vinculados a processos trabalhistas), compensados parcialmente pelas aplicações no montante de R$58,7 milhões e atualização monetária de R$29,7 milhões. Contas a receber - acordos Os saldos de contas a receber - acordos em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$79,7 milhões e R$94,8 milhões, respectivamente. A redução de 15,9% é explicada principalmente pela transferência de montantes relativos a acordos com diversas prefeituras do não circulante para o circulante devido ao prazo de vencimento das parcelas destes acordos. Outros créditos Os saldos da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$50,3 milhões e R$104,3 milhões, respectivamente. A redução de 51,8% foi ocasionada pela conclusão da venda de imóveis da Companhia para a Golf Village Empreendimentos Imobiliários S.A. Em dezembro de 2012, a Companhia concluiu a venda dos imóveis remanescentes, os quais ainda se encontravam sob sua posse e responsabilidade. Desta forma, o valor recebido a título de adiantamento e anteriormente classificado na rubrica de outras obrigações foi compensado com o valor dos PÁGINA: 157 de 332

164 Condições financeiras e patrimoniais gerais imóveis transferidos (registrados na rubrica outros créditos bens e direitos destinados à alienação). Provisão para créditos de liquidação duvidosa Os saldos da conta provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$64,6 milhões e R$54,0 milhões, respectivamente. O aumento de 19,6% foi ocasionado principalmente pelas transferências, no montante de R$9,4 milhões, do circulante para o não circulante (basicamente relacionadas a acordos com consumidores e prefeituras diversas). Ativo financeiro de concessão Os saldos da conta ativo financeiro de concessão em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$1.181,9 milhões e R$1.041,8 milhões, respectivamente. Os ativos classificados como financeiros representam a parcela estimada dos investimentos realizados e que não serão amortizados até o final da concessão, sobre a qual a Companhia possui o direito incondicional de receber dinheiro ou outro ativo financeiro do poder concedente a título de indenização pela reversão da infraestrutura do serviço público. O aumento de 13,4% no saldo é explicado pelas adições provenientes ao ativo intangível em curso de R$140,0 milhões, pelas transferências do intangível de concessão de R$134,0 milhões devido à alteração das taxas anuais de depreciação estabelecida pela Resolução Normativa nº 474 da ANEEL, compensado parcialmente pela realização de baixas no montante de R$8,3 milhões e atualização do valor justo no montante de R$125,6 milhões (redução do ativo financeiro com base no laudo de avaliação referente ao 3º ciclo de revisão tarifária). Imobilizado Os saldos da conta imobilizado em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$6,1 milhões e R$9,5 milhões, respectivamente. O imobilizado da Companhia é composto somente por arrendamento financeiro, sendo a redução de 35,8% é explicada basicamente pela depreciação de R$4,5 milhões, somado as baixas de R$0,3 milhão, compensado parcialmente pelas adições no montante de R$1,4 milhão. Intangível Os saldos da conta intangível em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$5.757,2 milhões e R$5.873,3 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 2,0% é explicada principalmente pelas transferências para o ativo financeiro de concessão no montante de R$274,0 milhões (incluindo transferências de novas adições e de mudança na taxa de depreciação), pela amortização registrada de R$446,4 milhões (incluindo amortização de obrigações especiais), pelas baixas no montante de R$83,2 milhões, compensadas parcialmente pela aquisição de ativos intangíveis de concessão no montante de R$871,9 milhões. Adicionalmente, baseado no despacho ANEEL n o de 29 de dezembro de 2011, as receitas auferidas com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos foram registradas como obrigações especiais a partir da data da revisão tarifária referente ao 3º ciclo da Companhia (a partir de 04 de julho de 2011). O efeito total das adições de obrigações especiais no ativo intangível causou uma redução no ativo intangível de concessão no montante de R$184,3 milhões. Passivo Passivo Circulante Fornecedores Os saldos da conta fornecedores em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$1.382,4 milhões e R$1.063,1 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 30,0% é explicado principalmente pelo maior saldo a pagar de energia comprada em leilões (CCEAR) devido aos reajustes contratuais ocorridos no exercício, somado ao maior saldo de encargos do serviço do sistema (ESS/EER), oriundo do maior despacho das térmicas devido ao baixo índice dos reservatórios hídricos. Empréstimos e financiamentos Os saldos da conta empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$33,9 milhões e R$88,9 milhões, respectivamente. A redução de 61,9% é explicada principalmente: i) pelo pagamento de principal de Cédulas de Crédito Bancário (CCB s) do Banco Citibank S.A. de R$ 200,0 milhões e Banco Bradesco S.A. de R$30,0 milhões; ii) iii) iv) pagamento de encargos de dívida relacionados principalmente de CCB s Citibank e Bradesco no valor de R$83,2 milhões; transferências de custos de transação do não circulante para o circulante no montante de R$2,5 milhões, compensados parcialmente; pelas transferências do não circulante para o circulante em R$181,2 milhões referentes principalmente aos CCB s Citibank e Bradesco; v) provisão de encargos de dívida de R$77,0 milhões; vi) amortização dos custos de transação de R$2,5 milhões. Debêntures Os saldos da conta debêntures em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$46,8 milhões e R$243,3 milhões, respectivamente. A redução de 80,8% ocorreu principalmente: PÁGINA: 158 de 332

165 Condições financeiras e patrimoniais gerais i) pelo resgate antecipado da 10ª emissão de debêntures no valor de R$200,0 milhões (valor do principal); ii) iii) iv) somado ao pagamento de encargos de dívida no montante de R$233,7 milhões; transferência do não circulante para o circulante de custos de transação no valor de R$4,8 milhões; ingresso de custos a amortizar de R$2,1 milhões; compensado pelas v) transferência de R$20,0 milhões do não circulante para o circulante referente à 13ª emissões de debêntures; vi) vii) provisão de encargos de dívida de R$216,6 milhões; amortização dos custos de transação em R$7,5 milhões. Subvenções governamentais A Companhia possui atualmente uma linha de empréstimos e financiamentos caracterizados como subvenções governamentais, o FINEP - Financiadora de Estudos e Projetos. A realização dessa subvenção governamental ocorrerá no mesmo período da realização dos projetos e dos ativos adquiridos com estes recursos. Esse contrato de financiamento obtido junto à instituição FINEP possui como principal característica as taxas de juros contratuais inferiores com relação às taxas de mercado e está relacionado diretamente ao financiamento de projetos de inovação. Desse modo, o subsídio concedido nas taxas de juros desse financiamento é qualificado como uma subvenção governamental a qual foi registrada durante o exercício findo em 31 de dezembro de Outros tributos a pagar O saldo da conta outros tributos a pagar em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$335,0 milhões e R$449,9 milhões, respectivamente. A redução de 25,5% no saldo a pagar referente ao ICMS deve-se à mudança no recolhimento deste imposto. O recolhimento até 2011 era feito de acordo com o vencimento da fatura de energia. Em 2012, a Sefaz mudou a forma de recolhimento sendo a mesma realizada quando do faturamento. Dividendos e juros sobre capital próprio a pagar Os saldos da conta dividendos e juros sobre capital próprio a pagar em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$64,9 milhões e R$211,1 milhões, respectivamente. A redução 69,3% ocorreu devido aos pagamentos de dividendos e juros sobre capital próprio no montante de R$608,3 milhões, somado à reversão dos dividendos e juros sobre o capital próprio prescritos no montante de R$5,1 milhões, compensado parcialmente pela destinação dos dividendos complementares excedentes ao mínimo obrigatório do exercício de 2011 no montante de R$419,0 milhões, destinações de R$0,5 milhão referente aos dividendos complementares ao mínimo obrigatório e R$47,7 milhões de juros sobre o capital próprio imputáveis ao dividendo mínimo obrigatório. Encargos tarifários e do consumidor a recolher Os saldos da conta encargos tarifários e do consumidor a recolher em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$81,8 milhões e R$102,1 milhões, respectivamente. A redução de 19,9% é explicada principalmente pelo reajuste da Conta de Consumo de Combustível (CCC), devido à redução ao valor homologado pela ANEEL em Provisões para processos judiciais e outros Os saldos da conta provisões para processos judiciais e outros em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$170,0 milhões e R$168,7 milhões, respectivamente. O aumento de 0,8% é explicado principalmente pelas novas provisões em R$46,1 milhões e atualizações monetárias no montante de R$6,0 milhões, somado pelas transferências do não circulante para circulante no montante de R$105,8 milhões, compensados pelos pagamentos de R$135,8 milhões e reversões de R$20,8 milhões (principalmente de processos trabalhistas, cíveis e plano cruzado). Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética O saldo da conta pesquisa e desenvolvimento em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$48,3 milhões e R$40,7 milhões, respectivamente. O aumento de 18,7% é explicado principalmente pelas provisões no montante de R$79,2 milhões, atualização monetária no valor de R$6,9 milhões e pelas transferências do não circulante para o circulante de R$51,1 milhões, compensados parcialmente pelos pagamentos no montante de R$23,4 milhões e pelas aplicações de recursos em novos projetos de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética de R$106,2 milhões. Outras obrigações O saldo da conta outras obrigações em 31 de dezembro de 2012 e em 31 de dezembro de 2011 era de R$175,7 milhões e R$171,8 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 2,3% é decorrente principalmente do aumento das obrigações com ajustes de faturas (revisão de faturamento), e recebimento em duplicidade de clientes. Passivo Não Circulante Empréstimos e financiamentos Os saldos da conta empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$554,7 milhões e R$715,0 milhões, respectivamente. A redução de 22,4% é explicada principalmente pelas: PÁGINA: 159 de 332

166 Condições financeiras e patrimoniais gerais i) transferências de empréstimos do não circulante para o circulante em R$181,2 milhões referente principalmente aos CCB s Citibank e Bradesco, compensado parcialmente: ii) iii) iv) pelo ingresso novos empréstimos em R$17,6 milhões relacionados ao FINEP, liquido das subvenções governamentais, BNDES Finame e Eletrobrás Reluz - SBC, amortização dos encargos de dívida de R$0,8 milhão; e transferências de custos de transação do não circulante para o circulante no montante de R$2,5 milhões. Debêntures Os saldos da conta debêntures em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$2.159,8 milhões e R$1.436,7 milhões, respectivamente. O aumento de 50,3% foi ocasionado pelo: i) ingresso da 14ª Emissão de Debêntures no montante de R$600,0 milhões e da 15ª Emissão de Debêntures no montante de R$750,0 milhões; ii) iii) iv) transferência do não circulante para o circulante de custos de transação de R$4,8 milhões; reversão de custo de transação de R$0,5 milhão, compensado parcialmente pelo; resgate antecipado de R$600,0 milhões referente à 10ª e 12ª Emissões de Debêntures; v) transferência de R$20,0 milhões do não circulante para o circulante referente à 13ª Emissões de Debêntures, devido ao prazo de amortização desta dívida; vi) ingressos de custos de transação a amortizar no montante de R$12,2 milhões. Subvenções governamentais A Companhia possui atualmente uma linha de empréstimos e financiamentos caracterizados como subvenções governamentais, o FINEP - Financiadora de Estudos e Projetos. A realização dessa subvenção governamental ocorrerá no mesmo período da realização dos projetos e dos ativos adquiridos com estes recursos. Esse contrato de financiamento obtido junto à instituição FINEP possui como principal característica as taxas de juros contratuais inferiores com relação às taxas de mercado e está relacionado diretamente ao financiamento de projetos de inovação. Desse modo, o subsídio concedido nas taxas de juros desse financiamento é qualificado como uma subvenção governamental a qual foi registrada durante o exercício findo em 31 de dezembro de Tributos e contribuições sociais diferidos Os saldos da conta tributos e contribuições sociais diferidos em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$158,1 milhões e R$151,2 milhões, respectivamente, apresentando um aumento de 4,6%, ocasionado principalmente pelo reconhecimento dos tributos diferidos decorrentes da reversão de ativos e passivos regulatórios (principalmente devido aos efeitos da revisão tarifária), parcialmente compensados pela constituição de impostos diferidos ativos sobre prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social. Estes impostos são provisionados às alíquotas regulares de 25% para o Imposto de Renda e 9% para a Contribuição Social. Obrigações com entidade de previdência privada Os saldos da conta obrigações com entidade de previdência privada em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$1.133,7 milhões e R$1.230,5 milhões, respectivamente. A redução de 7,9% é decorrente dos pagamentos de contribuições no montante de R$260,8 milhões, compensados parcialmente pelas provisões no montante de R$164,0 milhões (despesa com previdência conforme laudo atuarial). Provisões para processos judiciais e outros O saldo da conta provisões para processos judiciais e outros em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$315,1 milhões e R$322,1 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 2,2% é explicada principalmente pelas transferências do não circulante para o circulante no montante de R$105,8 milhões, somado às reversões no montante de R$91,1 milhões, compensado parcialmente pelas provisões no montante de R$166 milhões (principalmente de processos trabalhistas) e atualizações monetárias de R$23,9 milhões. Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética O saldo da conta pesquisa e desenvolvimento em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$25,6 milhões e R$76,7 milhões, respectivamente. A redução de 66,6% é explicada pelas transferências do não circulante para o circulante no valor de R$51,1 milhões. Outras obrigações Os saldos da conta outras obrigações em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$27,0 milhões e R$55,5 milhões, respectivamente. A redução de 51,4% foi ocasionada pelo reconhecimento da venda de determinados imóveis (para o Golf Village Empreendimentos Imobiliários S.A..) e, desta forma, o saldo reconhecido como adiantamento relacionado à venda de ativos foi compensado com o ativo vendido (maiores informações vide outros creditos acima). Esta redução foi parcialmente compensada pelo recebimento de novos adiantamentos relacionados à venda de outros bens da Companhia (imóvel no Cambuci), para a GTIS Cambuci Empreendimentos e Participações Ltda. PÁGINA: 160 de 332

167 Condições financeiras e patrimoniais gerais Patrimônio Líquido Os saldos do patrimônio líquido em 31 de dezembro de 2012 e 31 de dezembro de 2011 eram de R$3.576,8 milhões e R$4.009,7 milhões, respectivamente, atingindo uma redução de 10,8%. Esta redução é justificada principalmente pela aprovação dos dividendos complementares excedentes ao mínimo obrigatório do exercício de 2011 no montante de R$419,0 milhões, pelo efeito negativo relacionado ao ativo financeiro de concessão (líquido de imposto de renda e contribuição social diferidos) no montante de R$72,9 milhões, somado à declaração de juros sobre o capital próprio de R$54,3 milhões, compensados parcialmente pelo lucro líquido atingido no exercício de R$107,9 milhões e outros no montante de R$ 5,4 milhões. ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES: 31 DE DEZEMBRO DE 2011 COMPARADO A 31 DE DEZEMBRO DE 2010 Ativo Ativo Circulante Caixa e equivalentes de caixa O saldo da conta de caixa e equivalentes de caixa em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$163,0 milhões e R$299,1 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 45,5% observada é explicada principalmente: (i) (ii) (iii) pelo caixa utilizado nas atividades de financiamento no montante de R$1.706,8 milhões, principalmente pelos pagamentos de empréstimos, dividendos e juros sobre capital próprio, contribuições com plano de pensão, somados ao fato de a Companhia praticamente não ter realizado captação de recursos via empréstimos ou debêntures em 2011; pela geração de caixa nas atividades de investimento em 2011 de R$164,2 milhões, principalmente pela movimentação líquida de investimentos de curto prazo que apresentou aumento de caixa devido aos resgates realizados, aos recebimentos de consumidores (Participação financeira), ao caixa recebido na alienação de investimentos, devido aos recebimentos compensatórios referentes à venda da AES EP Telecom ( EP Telecom ), parcialmente compensados pelas aquisições de ativo imobilizado e intangível. pela geração de caixa nas atividades operacionais em 2011 de R$1.406,4 milhões. Investimentos de curto prazo O saldo da conta investimentos de curto prazo em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$1.227,5 milhões e R$1.365,3 milhões, respectivamente. A redução de 10,1% observada é explicada principalmente pelos resgates realizados no montante de R$5.097,5 milhões e de outras movimentações (Imposto de Renda Retido na Fonte ( IRRF ) e depósitos restritos) no montante de R$2,4 milhões, parcialmente compensados pelas aplicações no montante de R$4.841,1 milhões e receita auferida nas aplicações no montante de R$121,1 milhões. Consumidores, concessionárias e permissionárias O saldo da conta consumidores, concessionárias e permissionárias em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$1.520,6 milhões e R$1.450,9 milhões, respectivamente. O aumento de 4,8% é explicado principalmente pelo maior número de consumidores da classe residencial, o que acabou causando um incremento de R$45,3 milhões no contas a receber, além do aumento das contas a receber de consumidores da classe comercial no montante de R$17,9 milhões. Imposto de renda e contribuição social compensáveis O saldo da conta imposto de renda e contribuição social compensáveis em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$48,0 milhões e R$57,6 milhões, respectivamente. O saldo desta conta é composto basicamente por imposto de renda retido na fonte e antecipações de imposto de renda e contribuição social. Em 2010, a Companhia realizou antecipações de Imposto de Renda Pessoa Jurídica ( IRPJ ) e Contribuição Social sobre o Lucro ( CSSL ) em um montante de R$27,1 milhões superior aos impostos devidos. Os créditos constituídos são compensados normalmente no decorrer do exercício seguinte. Outros tributos compensáveis O saldo da conta outros tributos compensáveis em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$84,2 milhões e R$73,8 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o crescimento de 14,1% é explicado principalmente pela constituição de créditos de ICMS, PIS e COFINS a compensar na aquisição de energia, serviços e materiais. Contas a receber - acordos O saldo de contas a receber - acordos em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de era de R$257,5 milhões e R$201,7 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a variação de 27,7% se deve principalmente pelo aumento de R$54,6 milhões referente a novos acordos firmados com consumidores em 2011, para recebimento de contas vencidas e não liquidadas. Outros créditos O saldo da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$105,7 milhões e R$103,8 milhões, respectivamente, mantendo-se praticamente em linha entre os períodos, com aumento de 1,8%. PÁGINA: 161 de 332

168 Condições financeiras e patrimoniais gerais Provisão para créditos de liquidação duvidosa O saldo da conta de provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$354,8 milhões e R$343,8 milhões, respectivamente. O aumento de 3,2% é decorrente, principalmente de provisões de PCLD em função de novos acordos firmados com consumidores com contas em atraso (vide item contas a receber acordos), além de transferências de longo para o curto prazo, compensadas parcialmente pelas reversões devido aos recebimentos. Ativo Não Circulante Outros tributos compensáveis O saldo da conta de outros tributos compensáveis em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$104,0 milhões e R$95,0 milhões, respectivamente. O aumento de 9,5% é decorrente da maior constituição de créditos de ICMS na compra de materiais parcialmente compensado pela transferência do referido tributo do não circulante para o circulante. Cauções e depósitos vinculados O saldo da conta cauções e depósitos vinculados em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 eram de R$476,0 milhões e R$474,6 milhões, respectivamente, mantendo-se praticamente em linha entre os períodos, apresentando um aumento de 0,3%. Em 2011, houve provisões no montante de R$37,6 milhões e atualização monetária de R$35,3 milhões, compensados parcialmente pelas baixas/reversões no montante de R$71,5 milhões. Contas a receber - acordos O saldo de contas a receber - acordos em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$94,8 milhões e R$183,6 milhões, respectivamente. A redução de 48,4% é explicada principalmente pela transferência da última parcela da Prefeitura de São Paulo, que vence em julho de 2012, do não circulante para o circulante no montante de R$75,5 milhões. Outros créditos O saldo da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$104,3 milhões e R$85,5 milhões, respectivamente. O aumento de 22,0% foi gerado principalmente pela contabilização de R$14,2 milhões a receber com a Brasiliana, decorrentes da alienação da AES Eletropaulo Telecom à TIM. Este valor foi estabelecido no contrato de venda como garantia, inicialmente com prazo previsto de 24 meses, para cobertura de eventuais riscos ou pendências precedentes à data da venda que a empresa vendida possa apresentar. Provisão para créditos de liquidação duvidosa O saldo da conta provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$54,0 milhões e R$144,4 milhões, respectivamente. A redução de 62,6% foi ocasionada pelas transferências no montante de R$94,7 milhões da PCLD sobre valores a receber de acordos firmados com a Prefeitura de São Paulo e outras prefeituras do não circulante para o circulante. Ativo financeiro de concessão O saldo da conta ativo financeiro de concessão em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$1.041,8 milhões e R$872,1 milhões, respectivamente. Os ativos classificados como financeiros representam a parcela estimada dos investimentos realizados e que não serão amortizados até o final da concessão, sobre a qual a Companhia possui o direito incondicional de receber dinheiro ou outro ativo financeiro do poder concedente a título de indenização pela reversão da infraestrutura do serviço público. A variação de 19,5% é explicada por novas adições no montante de R$128,8 milhões e atualização do valor justo com base na variação do IGP-M no montante de R$40,9 milhões. Imobilizado O saldo da conta imobilizado em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$9,5 milhões e R$15,2 milhões, respectivamente. O imobilizado da Companhia é composto somente por arrendamento financeiro, sendo a redução de 37,5% explicada principalmente pela depreciação de R$6,8 milhões reconhecida no exercício. Intangíveis O saldo da conta intangíveis em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$5.873,3 milhões e R$5.853,0 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 0,3% ou de R$20,3 milhões é explicado principalmente pela aquisição de ativos intangíveis de concessão no montante de R$779,9 milhões, contrabalançado pelas baixas e amortização reconhecidas no exercício. Adicionalmente, baseado no despacho ANEEL n o de 29 de dezembro de 2011, as receitas auferidas com ultrapassagem de demanda e excedente de reativos foram registradas como obrigações especiais a partir da data da revisão tarifária referente ao 3º ciclo da Companhia (a partir de 04 de julho de 2011). O efeito total das adições de obrigações especiais no ativo intangível causou uma redução de R$92,5 milhões. Passivo Passivo Circulante PÁGINA: 162 de 332

169 Condições financeiras e patrimoniais gerais Fornecedores O saldo da conta fornecedores em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$1.063,1 milhões e R$978,3 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 8,7% é explicado, principalmente, pelo saldo a pagar para a AES Tietê, decorrente do maior volume de energia comprado nos últimos meses do exercício de 2011 bem como o aumento do preço além do saldo a pagar à Itaipu, também influenciado pela variação cambial, somados ao saldo a pagar de encargos de uso da rede básica, que teve crescimento de gastos em Empréstimos e financiamentos O saldo da conta empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 eram de R$88,9 milhões e R$61,3 milhões, respectivamente. O aumento de 45,0% ocorreu principalmente pelas transferências do não circulante para o circulante no montante de R$80,8 milhões, pela provisão de encargos de dívida no montante de R$108,0 milhões e pela amortização de custos de transação no montante de R$1,7 milhão, compensadas parcialmente pelos pagamentos de empréstimos no montante de R$50,8 milhões, pelos pagamentos de encargos de R$108,8 milhões e transferência do não circulante para o circulante de custos de transação de R$3,4 milhões. Debêntures O saldo da conta debêntures em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$243,3 milhões e R$248,9 milhões, respectivamente. A redução de 2,2% ocorreu principalmente pelos pagamentos referentes à 10ª Emissão em R$200,0 milhões, pela transferência do não circulante para o circulante de custos de transação em R$5,4 milhões e pelos pagamentos de encargos de dívida de R$233,3 milhões, compensados parcialmente pela transferência do não circulante para o circulante de R$200,0 milhões referente à 10ª Emissão, pela provisão de encargos de dívida de R$228,6 milhões e amortização de custos de transação de R$4,5 milhões. Outros tributos a pagar O saldo da conta outros tributos a pagar e contribuições sociais em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$449,9 milhões e R$463,1 milhões, respectivamente. A redução de 2,9% é explicada principalmente pela reversão do ICMS sobre perdas comerciais em 2011 (em 2010 havia sido contabilizado R$42,0 milhões), sendo compensados parcialmente pelo aumento do ICMS a pagar em R$25,3 milhões. A Companhia efetuou revisão do procedimento adotado para o cálculo da provisão do ICMS sobre perdas comerciais e concluiu que o valor das perdas repassadas na tarifa são superiores às perdas incorridas pela empresa, não havendo, desta forma, base adicional para cálculo do referido tributo. Dividendos e juros sobre capital próprio a pagar O saldo da conta dividendos e juros sobre capital próprio a pagar em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$211,1 milhões e R$84,2 milhões, respectivamente. O aumento de 150,7% ocorreu devido a Companhia ter destinado para dividendos e juros sobre capital próprio o montante de R$1.335,7 milhões em 2011, sendo pagos no próprio exercício o montante de R$1.192,1 milhões e R$8,6 milhões referente ao imposto de renda sobre juros sobre capital próprio. Adicionalmente foi apurado o montante de R$8,0 milhões referente a dividendos prescritos os quais foram revertidos para o patrimônio líquido da Companhia. Obrigações estimadas O saldo da conta obrigações estimadas em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$95,8 milhões e R$82,9 milhões, respectivamente. A variação de 15,6% é decorrente principalmente do aumento dos encargos com provisões de férias e participação nos lucros e resultados, em um montante superior em R$13,6 milhões ao ano anterior. Encargos tarifários e do consumidor a recolher O saldo da conta encargos tarifários e do consumidor a recolher em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$102,1 milhões e R$89,3 milhões, respectivamente. O aumento de 14,3% é explicado pelo reajuste dos encargos de quotas para a CCC, CDE e RGR, que são determinadas anualmente pela ANEEL. Provisões para processos judiciais e outros O saldo da conta provisões para processos judiciais e outros em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$168,7 milhões e R$212,4 milhões, respectivamente. A redução de 20,6% é explicada principalmente pelos pagamentos de processos judiciais e outros realizados pela Companhia no montante de R$104,0 milhões (principalmente de processos trabalhistas e cíveis) e pelas baixas em R$27,3 milhões, compensados parcialmente pelas novas provisões em R$29,9 milhões e transferências do não circulante para o circulante no montante de R$55,0 milhões. Vale destacar que as baixas são relacionadas à discussão de dívida de IPTU de imóveis. Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética O saldo da conta pesquisa e desenvolvimento em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$40,7 milhões e R$75,4 milhões, respectivamente. A redução de 46,0% é explicada principalmente pelas aplicações de recursos em novos projetos de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética no montante de R$141,9 milhões, compensadas parcialmente pelas transferências do não circulante para o circulante em R$25,4 milhões e provisões e variação monetária no montante de R$81,8 milhões. Outras obrigações O saldo da conta outras obrigações em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$171,8 milhões e R$186,2 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 7,7% é decorrente principalmente da Cosip (Contribuição para o custeio do serviço de iluminação pública), que é constituída com base na inadimplência observada, pela qual é feito o repasse às prefeituras. Em relação a 2010, PÁGINA: 163 de 332

170 Condições financeiras e patrimoniais gerais houve redução de R$20,5 milhões no saldo a pagar de Cosip. Em contrapartida, houve aumento das obrigações com ajustes de faturas (revisão de faturamento), obrigações vinculadas à concessão, entre outras. Passivo Não Circulante Empréstimos e financiamentos O saldo da conta empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 eram de R$715,0 milhões e R$787,3 milhões, respectivamente. A redução de 9,2% é explicada pelas transferências de empréstimos do não circulante para o circulante em R$80,8 milhões, compensadas parcialmente pelo ingresso de novos empréstimos de R$4,0 milhões, transferência de custos de transação do não circulante para o circulante de R$3,4 milhões e amortização destes custos de R$1,1 milhão. Debêntures O saldo da conta debêntures em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$1.436,7 milhões e R$1.630,3 milhões, respectivamente. A redução de 11,9% é decorrente da transferência de R$200 milhões do não circulante para o circulante da 10ª Emissão de Debêntures, compensada parcialmente pela transferência de custos de transação do não circulante para o circulante de R$5,4 milhões e amortização destes custos de R$1,0 milhão. Tributos e contribuições sociais diferidos O saldo da conta tributos e contribuições sociais diferidos em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 eram de R$151,2 milhões e R$119,3 milhões, respectivamente, apresentando um aumento de 26,7%, ocasionado principalmente pelo reconhecimento dos tributos diferidos sobre realização de ajuste de avaliação patrimonial (mais valia de ativos), somados ao efeito do menor reconhecimento destes tributos, em relação a 2010, sobre provisões de benefícios a empregados, processos judiciais, e créditos de liquidação duvidosa. Estes impostos são provisionados às alíquotas regulares, 25% para o Imposto de Renda e 9% para a Contribuição Social. Obrigações com entidade de previdência privada O saldo da conta obrigações com entidade de previdência privada em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$1.230,5 milhões e R$1.372,8 milhões, respectivamente. A redução de 10,4% é decorrente dos pagamentos realizados em 2011 no montante de R$254,6 milhões, principalmente com reserva matemática, compensados parcialmente pelas provisões do ano no montante de R$112,3 milhões. Provisões para processos judiciais e outros O saldo da conta provisões para processos judiciais e outros em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$322,1 milhões e R$328,4 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 1,9% é explicada principalmente pelas transferências do não circulante para o circulante no montante de R$55,0 milhões, somado às reversões no montante de R$45,4 milhões (principalmente de processos trabalhistas, fiscais e cíveis), contrabalançadas pelas provisões no montante de R$94,1 milhões (principalmente processos trabalhistas e cíveis). Quanto às reversões, em virtude de julgamento favorável, em 2ª instância, e da mudança no entendimento do Tribunal Superior do Trabalho sobre processos de equiparação salarial em cadeia, os advogados da Companhia consideraram que houve redução de riscos e, como consequência, adequaram os processos judiciais e outros a este novo risco. Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética O saldo da conta pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$76,7 milhões e R$87,8 milhões, respectivamente. A redução de 12,6% é devida às transferências realizadas do não circulante para o circulante no montante de R$25,4 milhões, compensadas parcialmente pelas provisões e variação monetária no montante de R$14,3 milhões. Obrigações estimadas O saldo de obrigações estimadas em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$20,4 milhões e R$18,2 milhões, respectivamente. A variação de 12,1% foi ocasionada pelos maiores gastos provisionados com assistência saúde pós-emprego (Lei 9656), passando o saldo a pagar de R$17,7 milhões em 2010 para R$19,9 milhões em Outras obrigações O saldo de outras obrigações em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$55,5 milhões e R$32,0 milhões, respectivamente. O aumento de 73,4% foi ocasionado por adiantamentos relacionados à venda de bens da Companhia. Patrimônio Líquido O saldo total do patrimônio líquido em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$4.009,7 milhões e R$3.737,4 milhões, respectivamente, atingindo um aumento de 7,3%, que é justificado principalmente pelo lucro líquido de R$1.572,1 milhões em 2011 pela atualização do ativo financeiro de concessão no montante líquido de R$27,0 milhões, compensado parcialmente por dividendos declarados de R$1.335,7 milhões para fins de dividendos e juros sobre capital próprio. PÁGINA: 164 de 332

171 Resultado operacional e financeiro 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) (ii) A receita líquida da Companhia é composta essencialmente pelo faturamento do consumo de energia dos consumidores da área de concessão, somando R$9.959,2 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de A tarifa cobrada dos consumidores é definida anualmente pela ANEEL, sendo que quaisquer modificações nas regras vigentes para o setor ou na metodologia de cálculo das tarifas podem afetar a receita da Companhia. Além disto, o volume de energia faturado da base de clientes da Companhia reflete as mudanças na economia da região metropolitana de São Paulo, onde a representatividade do setor de serviços tem aumentado em relação à produção industrial. Os diretores da Companhia entendem que a carteira diversificada de clientes, somada à renda média dos clientes residenciais superior à média nacional, reduz os riscos de diminuição do consumo na área de concessão, dado que o mercado residencial tende a ser menos sensível às oscilações da economia do que o mercado comercial e industrial, que reagem mais rapidamente a reduções no ritmo de desenvolvimento e crescimento econômico. Para demais informações sobre a composição das tarifas, área de concessão e vantagens competitivas vide o item 7.3.b características do processo de distribuição deste Formulário de Referência. Os diretores da Companhia entendem que os resultados das operações da Companhia nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2010, 31 de dezembro de 2011 e 31 de dezembro de 2012, são significativamente afetados por inúmeros fatores, inclusive: alteração nos custos da Companhia, incluído o preço de energia; alterações nas tarifas de energia que a Companhia poderá cobrar de seus clientes decorrente de revisão e reajustes tarifários homologados pela ANEEL; disponibilidade de energia para atendimento sem restrições ao mercado; condições econômicas no Brasil em geral e na área de concessão da Companhia 24 municípios concentrados essencialmente na região metropolitana de São Paulo - em particular; mudanças na regulação e legislação do setor elétrico; resultados das disputas judiciais e outros; e variação cambial e de taxa de juros. b. variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio, inflação, alterações de volumes e introdução de novos produtos e serviços A receita operacional bruta da Companhia nos anos de 2012 e 2011 foi de R$15.313,7 milhões e R$15.240,2 milhões, respectivamente, apresentando acréscimo de 0,5% entre os exercícios. Essa variação é explicada principalmente pelo aumento de 1,9% no volume de energia vendido ao mercado cativo entre os exercícios. Não houve variação de tarifa entre os períodos devido à decisão da ANEEL de postergar a revisão tarifária da Companhia de 4 de julho de 2011 para 4 de julho de A receita operacional bruta da Companhia nos anos de 2011 e 2010 foi de R$15.240,2 milhões e R$14.713,7 milhões, respectivamente, apresentando acréscimo de 3,6% entre os períodos. Os diretores da Companhia entendem que essa variação é explicada principalmente pelo aumento de 3,9% no volume de energia vendida ao mercado cativo entre os períodos, pelo crescimento de R$67,6 milhões na receita de Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição ( TUSD ) (devido ao crescimento de 4,7% da energia vendida aos clientes livres), além do reajuste tarifário aplicado em julho de 2010, com efeito médio percebido pelo consumidor de 1,62%, que contribuiu para evolução da receita no 1º semestre de O setor elétrico segue um modelo que define tarifas para o ciclo tarifário de 1 ano. No caso da Companhia, o ano tarifário vai de 4 de julho de um ano até 3 de julho do ano seguinte. Neste modelo são consideradas estimativas para os custos com encargos do setor, compra de energia (inclusive a energia de Itaipu que é precificada em dólar), entre outros, que são considerados não gerenciáveis pela empresa. A Demonstração de Resultados do Exercício ( DRE ) da Companhia sempre refletirá na receita a tarifa homologada que incluiu a expectativa desses custos não gerenciáveis. Desta forma, à medida que são apurados os custos reais, os resultados da Companhia serão afetados por qualquer oscilação entre o valor realizado e aquele considerado na tarifa. Porém, para fins de modicidade tarifária junto à ANEEL a Companhia constituirá no Balanço Regulatório uma conta de CVA para registrar qualquer variação entre o custo projetado e o real, especificamente dos itens não gerenciáveis, para posterior cobrança e/ou devolução de diferença para os consumidores. 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 diretores da Companhia esclarecem que situação financeira e o resultado das operações da Companhia são afetados pela inflação, pelas tarifas praticadas nos leilões de venda de energia que refletem oferta e demanda, além das características da fonte da energia comercializada, as oscilações nas tarifas cobradas dos consumidores e os encargos setoriais ambos homologados anualmente pela ANEEL, sendo que as variações são reconhecidas nas tarifas cobradas dos consumidores por meio do mecanismo de CVA, mencionado acima. Desta forma, a maioria de seus custos e despesas é denominada em Reais e está atrelada aos índices de medição da inflação, exceto pela tarifa de compra de energia das quotas de Itaipu que é denominada em dólar, sendo que as variações da taxa de câmbio desse contrato também são reconhecidas nas tarifas de distribuição por meio do mecanismo da CVA, onde o consumidor ressarce a Companhia do custo adicional no próximo reajuste tarifário. Além disso, a Companhia está exposta às taxas de juros cobradas nos financiamentos e não possui divida significativa denominada em moeda estrangeira. Para mais informações sobre composição das tarifas, área de concessão e vantagens competitivas vide o item 7.3.b características do processo de distribuição, bem como para demais informações sobre as características do endividamento da Companhia, consultar o item 10.1.c deste Formulário de Referência. PÁGINA: 165 de 332

172 Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras 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 Os diretores da Companhia esclarecem que a atividade de distribuição de energia da Companhia é realizada de acordo com um contrato de concessão firmado com a União por intermédio da ANEEL, com vigência até 2028, sendo que a concessão existente poderá ser renovada de acordo com o poder concedente, por igual período. De acordo com as regras vigentes para a concessão do serviço de distribuição de energia elétrica do País, uma distribuidora não pode desenvolver outras atividades operacionais e/ou deter participações em controladas e coligadas. Desta forma, os investimentos da Companhia consistem basicamente em expansão e manutenção de seus ativos para prestação do serviço de distribuição em sua área de concessão. b. constituição, aquisição ou alienação de participação societária Venda da AES Eletropaulo Telecom realizada pela Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. ( Companhia ) para a Companhia Brasiliana de Energia Os Diretores da Companhia esclarecem que a Companhia mantinha investimentos na AES Eletropaulo Telecom, sociedade por quotas de responsabilidade limitada, constituída em 1998, com o objetivo de prestar serviços de telecomunicações em geral e serviços técnicos de consultoria e de manutenção. A ANEEL, por meio do Ofício nº 561/2005-SFF, exigiu a segregação da participação acionária detida pela Companhia na AES Eletropaulo Telecom, baseada no artigo 8º da Lei nº , de 15 de março de 2004, conforme alterada, pela qual é vedado às concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica deter participação societária em outras sociedades, cujo objeto social seja estranho ao objeto do contrato de concessão. Tendo em vista o acima exposto, a Companhia firmou, em 15 de setembro de 2005, o contrato de compra e venda de quotas da AES Eletropaulo Telecom (valor contábil registrado em julho de 2005 de R$ ), com a AES Transgás Empreendimentos S.A. ( AES Transgás ), a qual foi posteriormente incorporada pela Companhia Brasiliana de Energia (Brasiliana). Essa transação foi aprovada pelos Conselhos de Administração da Companhia e da AES Transgás em 15 de setembro de 2005 e anuída pela ANEEL por meio do Despacho nº 1.363, de 28 de setembro de O referido contrato de compra e venda previa o ajuste do preço de aquisição e a consequente liquidação financeira de acordo com o valor econômico da AES Eletropaulo Telecom, apurado com base no critério do fluxo de caixa descontado, conforme laudo de avaliação elaborado por avaliador independente. Em 2 de junho de 2010, o Conselho de Administração da Companhia e da Brasiliana, aprovaram a liquidação financeira, com base no valor determinado por avaliador independente, e o termo de quitação referente à aquisição das quotas da AES Eletropaulo Telecom. O preço de aquisição, no valor de R$ mil, apurado na data-base 31 de dezembro de 2009, foi atualizado pela SELIC até a data de seu efetivo pagamento em 24 de junho de 2010, resultando em um pagamento no valor de R$ mil. Em consequência, a Companhia registrou, no primeiro semestre de 2010, um ganho de R$ mil na rubrica outras receitas operacionais. Os Diretores da Companhia entendem que o evento não recorrente mencionado foi positivo para a Companhia uma vez que o impacto no lucro líquido da Companhia no exercício findo em 31 de dezembro de 2010 foi de R$ mil. c. eventos ou operações não usuais Venda da Eletropaulo Telecomunicações Ltda. realizada pela Brasiliana para a TIM Celular S.A. ( Tim ) Os Diretores da Companhia esclarecem que em 31 de outubro de 2011, a Brasiliana concluiu a venda, para a TIM, das quotas da AES Eletropaulo Telecom, nos termos do Contrato de Compra e Venda de Ações e Quotas celebrado entre Brasiliana e TIM em 8 de julho de 2011 ( Contrato ).A Brasiliana recebeu R$ mil pelas quotas da AES Eletropaulo Telecom dos quais R$ mil estão retidos em conta garantida pelo prazo máximo de 42 meses, de forma a garantir eventuais obrigações da Brasiliana, nos termos do Contrato. Na forma do art. 245 da Lei das Sociedades por Ações, e descontando o valor da liquidação financeira do contrato celebrado em 2005 entre Brasiliana e a Companhia para a venda das quotas da AES EletroPaulo Telecom ( Contrato Brasiliana - Eletropaulo ), ocorrida em junho de 2010, a Brasiliana efetuou compensação à Companhia, em 31 de outubro de 2011, a título de ajuste de preço, no montante de R$ mil sendo descontados R$ mil referentes a custos de transação. Do total devido de R$ mil, a Brasiliana efetuou o pagamento de R$ mil à Companhia e o montante de R$ mil foi registrado pela Companhia como contas a receber da Brasiliana. Os Diretores da Companhia entendem que o evento não recorrente mencionado foi positivo para a Companhia uma vez que o pagamento compensatório produziu um impacto positivo de R$ mil no lucro líquido da Companhia no segundo semestre de PÁGINA: 166 de 332

173 Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor Comentários dos diretores sobre a. mudanças significativas nas práticas contábeis Os diretores da Companhia esclarecem que, para o exercício social findo em 31 de dezembro de 2012 e 2011 não houve mudanças significativas nas práticas contábeis, visto que a Companhia já adotou inicialmente as normas internacionais de contabilidade (IFRS) para o exercício social findo em 31 de dezembro de 2010, estando em conformidade com os pronunciamentos contábeis emitidos pelo CPC até a data atual. No exercício findo em 31 de dezembro de 2012, a CVM aprovou os seguintes pronunciamentos técnicos do CPC: CPC 17(R1) Contratos de construção - Deliberação CVM nº 691 de 08 de novembro de A norma encontra-se em vigor para o exercício findo em 31 de dezembro de CPC 18(R2) Investimento em coligada, em controlada e em empreendimento controlado em conjunto - Deliberação CVM nº 696 de 13 de dezembro de A norma entrará em vigor a partir de 1º de janeiro de CPC 19(R2) Negócios em conjunto - Deliberação CVM nº 694 de 23 de novembro de A norma entrará em vigor a partir de 1º de janeiro de CPC 30(R1) Receitas - Deliberação CVM nº 692 de 08 de novembro de A norma encontra-se em vigor para o exercício findo em 31 de dezembro de CPC 33(R1) Benefícios a empregados - Deliberação CVM nº 695 de 13 de dezembro de A norma entrará em vigor a partir de 1º de janeiro de CPC 35(R2) Demonstrações separadas - Deliberação CVM nº 693 de 08 de novembro de A norma encontra-se em vigor para o exercício findo em 31 de dezembro de CPC 36(R3) Demonstrações consolidadas - Deliberação CVM nº 698 de 20 de dezembro de A norma entrará em vigor a partir de 1º de janeiro de CPC 40(R1) Instrumentos financeiros: Evidenciação Deliberação CVM nº. 684 de 30 de agosto de A norma encontra-se em vigor para o exercício findo em 31 de dezembro de CPC 45 Divulgação de participações em outras entidades - Deliberação CVM nº 697 de 13 de dezembro de A norma entrará em vigor a partir de 1º de janeiro de CPC 46 Mensuração do valor justo Deliberação nº 699 de 20 de dezembro de 2012; A norma entrará em vigor a partir de 1º de janeiro de ICPC 08(R1) Contabilização da proposta de pagamento de dividendos Deliberação CVM nº 683 de 30 de agosto de A norma encontra-se em vigor para o exercício findo em 31 de dezembro de ICPC 09(R1) Demonstrações contábeis individuais, demonstrações separadas, demonstrações consolidadas e aplicação do método da equivalência patrimonial Deliberação CVM nº 687 de 04 de outubro de A norma encontra-se em vigor para o exercício findo em 31 de dezembro de No exercício findo em 31 de dezembro de 2011, a CVM aprovou os seguintes pronunciamentos técnicos do CPC: CPC 15 R1 Combinação de Negócios Deliberação CVM nº. 665 de 4 de agosto de 2011; CPC 19 R1 Investimentos em Empreendimentos Controlado em Conjunto Deliberação CVM nº. 666 de 4 de agosto de 2001; CPC 35 R1 Demonstrações Separadas Deliberação CVM nº. 667 de 4 de agosto de 2011; CPC 36 R2 Demonstrações Consolidadas Deliberação CVM nº. 668 de 4 de agosto de 2011; CPC 20 R1 Custo de Empréstimos Deliberação CVM nº. 672 de 20 de outubro de 2011; e CPC 21 R1 - Demonstração Intermediária Deliberação CVM nº. 673 de 20 de outubro de CPC 00 R1 Estrutura Conceitual para a Elaboração e Divulgação de Relatório Contábil-Financeiro Deliberação CVM nº. 675 de 13 de dezembro de 2011 CPC 26 R1 Apresentação das Demonstrações Contábeis Deliberação CVM nº. 676 de 13 de dezembro de ICPC 01 R1 Contratos de Concessão Deliberação CVM nº. 677 de 13 de dezembro de ICPC 17 Contratos de Concessão: Evidenciação Deliberação CVM nº. 677 de 13 de dezembro de PÁGINA: 167 de 332

174 Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor Os diretores da Companhia afirmam que não houve mudanças significativas na adoção dos pronunciamentos acima mencionados para o exercício findo em 31 de dezembro de Em relação aos pronunciamentos que entrarão em vigor a partir de 1º de janeiro de 2013, a Companhia somente espera impacto significativo na adoção do CPC 33(R1) Benefícios a empregados. b. efeitos significativos das alterações em práticas contábeis Conforme explicado no item anterior, não houve mudanças significativas nas práticas contábeis adotadas pela Companhia para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e Como informação adicional, a partir do exercício de 2013 a Companhia deverá aplicar o CPC 33 (R1) - Benefícios a empregados, que teve sua revisão aprovada pela Deliberação CVM nº 695 de 13 de dezembro de Os diretores da Companhia entendem que os principais impactos decorrente da aplicação dessa norma são (i) a eliminação do critério do corredor e (ii) o cálculo da estimativa do retorno dos ativos utilizando a mesma taxa de desconto utilizada no cálculo do passivo atuarial. Para a Companhia, a aplicação dessa norma requererá a descontinuação do método do corredor e consequente registro da perda atuarial não registrada em contrapartida a outros resultados abrangentes. Em janeiro de 2013, os ganhos e perdas atuariais, que constituíam o corredor, e eram informados apenas em nota explicativa das Demonstrações Financeiras, passaram a ser contabilizados como dívida e tem contrapartida no Patrimônio Líquido da Companhia, na linha de outros resultados abrangentes, em conformidade com a instrução CVM nº De acordo com o CPC 23 Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retificação de Erro, quando uma mudança na política contábil ocorre a Companhia deve ajustar o saldo de abertura de cada componente afetado para o período anterior mais antigo apresentado e os demais montantes comparativos divulgados para cada período anterior apresentado, como se a nova política contábil tivesse sempre sido aplicada. Diante disso, o passivo com a FCESP em 31 de dezembro de 2012 aumentou R$ 2.830,1 milhões, totalizando R$ 3.988,6 milhões. c. ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor Os diretores da Companhia afirmam que não há ressalvas e ênfases presentes nos Relatórios dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e Os diretores da Companhia afirmam que a apresentação das demonstrações do valor adicionado (DVA), para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010, foi realizada em atendimento à legislação societária brasileira. Estas demonstrações foram também examinadas pelos auditores independentes e estão adequadamente representadas em todos seus aspectos relevantes. PÁGINA: 168 de 332

175 Políticas contábeis críticas 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) Os Diretores da Companhia afirmam que a Companhia divulga suas principais políticas e estimativas contábeis na nota explicativa número 3 de suas demonstrações contábeis. O uso de julgamentos e estimativas é baseado em informações disponíveis quando da preparação das demonstrações contábeis. Quando necessários os julgamentos e as estimativas estão suportados por pareceres elaborados por especialistas. A Companhia adota premissas derivadas de sua experiência e outros fatores que entende como razoáveis e relevantes nas circunstâncias. As premissas adotadas pela Companhia são revisadas periodicamente no curso ordinário dos negócios. Contudo, os Diretores da Companhia entendem que deve ser considerado que há uma incerteza inerente relativa à determinação dessas premissas e estimativas, o que pode levar a resultados que requeiram um ajuste significativo ao valor contábil do referido ativo ou passivo em períodos futuros à medida que novas informações estejam disponíveis. A seguir os Diretores da Companhia elencam as principais políticas e estimativas contábeis consideradas críticas: Ativos e passivos regulatórios A partir da adoção do IFRS, as variações entre os valores recebidos nas tarifas e os valores efetivamente desembolsados pela Companhia (denominados ativos e passivos regulatórios) deixaram de ser diferidos e passaram a ser contabilizados no resultado, gerando assim volatilidade nos resultados da Companhia. Não há previsão de reconhecimento de ativos e/ou passivos regulatórios no IFRS, tendo em vista que os mesmos não atendem ao conceito de ativo do Framework. Framework para o ativo: ativo é um recurso controlado pela entidade como resultado de eventos passados e para o qual são esperados que benefícios econômicos fruam para a entidade. A argumentação é que para a empresa receber este ativo regulatório, o evento que deve acontecer é a entrega da energia, que vai ocorrer no futuro. O reconhecimento dos ativos e passivos regulatórios tem a finalidade de neutralizar os impactos econômicos no resultado em função dos aumentos dos custos não gerenciáveis denominados de Parcela A. As Normas Internacionais de relatório financeiro não permitem o registro destes ativos e passivos. Benefícios de aposentadoria e outros benefícios pós-emprego A Companhia patrocina planos de benefícios suplementares de aposentadoria e pensão para seus empregados, ex-empregados e respectivos beneficiários, com o objeto de suplementar os benefícios garantidos pelo sistema oficial da previdência social. O plano de aposentadoria na modalidade benefício definido tem o custo da concessão dos benefícios determinados pelo Método da Unidade de Crédito Projetada, líquido dos ativos garantidores do plano. A avaliação atuarial e suas premissas e projeções são revisadas e atualizadas em bases anuais, ao final de cada exercício. A avaliação atuarial envolve o uso de premissas sobre as taxas de desconto, taxas de retorno de ativos esperadas, aumentos salariais futuros, taxas de mortalidade e aumentos futuros de benefícios de aposentadorias e pensões. A obrigação de benefício definido é altamente sensível a mudanças nessas premissas. Todas as premissas são revisadas a cada data base. Ao determinar a taxa de desconto adequada, a administração considera as taxas de debêntures não conversíveis emitidas por corporações de elevada solvência e títulos do Tesouro Nacional com vencimento correspondente a duração da obrigação do benefício definido. A qualidade dos títulos é revisada, e aqueles com um spread de crédito excessivo são excluídos da população de títulos os quais são utilizados para identificar a taxa de juros. A taxa de mortalidade se baseia em tábuas de mortalidade disponíveis no país as quais são testadas anualmente a fim de verificar sua aderência à experiência recente da população do plano. Aumentos futuros de salários e de benefícios de aposentadoria e de pensão se baseiam nas taxas de inflação futuras esperadas para o país. A Companhia faz levantamento junto a departamentos de economia de diversas instituições financeiras, sobre projeções de inflação para o longo prazo. A Companhia também optou pela utilização do método do corredor para registro dos ganhos e perdas atuariais (esta política contábil é somente válida até o exercício findo em 31 de dezembro de 2012, para maiores explicações vide nota explicativa nº 18.2 das demonstrações contábeis). Desta forma, ganhos/perdas que estejam abaixo dos limites do corredor não são reconhecidos imediatamente nas demonstrações contábeis. Quando o valor acumulado líquido dos ganhos ou perdas atuariais não reconhecidos, para cada plano, no final do período base anterior ultrapassar 10% do maior entre a obrigação por benefícios definidos ou o valor justo dos ativos do plano naquela data (método do corredor), o valor excedente dos ganhos e perdas atuariais passam a ser reconhecidos como receita ou despesa ao longo do tempo de serviço médio de trabalho remanescente esperado dos funcionários que participam do plano. Amortização de ativo intangível de concessão O método de amortização do ativo intangível deve refletir o padrão através do qual os benefícios futuros decorrentes do ativo sejam consumidos pela empresa. Os ativos intangíveis são amortizados de forma linear pelo prazo correspondente ao direito de cobrar os consumidores pelo uso do ativo da concessão que o gerou (vida útil regulatória dos ativos) ou pelo prazo do contrato de concessão (sem considerar a renovação da mesma), dos dois, o menor. PÁGINA: 169 de 332

176 Políticas contábeis críticas Em 7 de fevereiro de 2012, a ANEEL aprovou a Resolução Normativa nº 474, que alterou as taxas anuais de depreciação de alguns ativos em serviço. De acordo com essa Resolução as alterações nas taxas têm vigência a partir de 1º de janeiro de 2012 (prospectivamente). Desta forma, a Companhia adotou as vidas úteis regulatórias definidas na Resolução nº 474 para o exercício findo em 31 de dezembro de Os diretores da Companhia entendem que a utilização das taxas de depreciação acima referidas é adequada a seus negócios, representando uma estimativa próxima à expectativa dos benefícios econômicos futuros a serem gerados durante a vida econômica destes ativos. Ativo financeiro de concessão O ativo financeiro representa a parcela estimada dos investimentos realizados que não serão amortizados até o final da concessão, ou seja, não serão recuperados via tarifa durante o período da concessão. Sobre esse ativo a Companhia possui o direito incondicional de receber dinheiro ou outro ativo financeiro do Poder Concedente a título de indenização pela reversão da infraestrutura do serviço público. É importante ressaltar que este não é um ativo financeiro como os demais ativos comparáveis e disponíveis no mercado, mas um ativo que é derivado e intrinsecamente vinculado à infraestrutura existente da Companhia, suscetível a variações decorrentes de mudanças no ambiente regulatório e no preço das commodities relacionadas à infraestrutura. A Revisão Tarifária da Companhia ocorre a cada 5 anos, e somente nessa data a Base de Remuneração é homologada pela ANEEL através do VNR depreciado. Nos períodos entre as datas de Revisão Tarifária, a Administração atualiza o ativo financeiro mantendo-o a valor justo, utilizando o critério determinado pela ANEEL para atualização da Base de Remuneração entre os períodos de revisão, ou seja, aplica o IGP-M como fator de atualização do valor justo da Base de Remuneração. Cabe lembrar que o critério definido pela ANEEL atribui valor à infraestrutura do concessionário, ou seja, atribui valor ao ativo imobilizado, sendo o valor do ativo financeiro uma representação da parcela desse ativo imobilizado que não deve estar depreciado/amortizado ao final do prazo da concessão. Portanto, esse ativo financeiro é intrinsecamente vinculado à infraestrutura, a qual por sua vez tem seus critérios de avaliação definidos pela ANEEL. Esses critérios podem ser modificados pela ANEEL tempestivamente. Perda por redução ao valor recuperável de ativos não circulantes ou de longa duração A Administração revisa, no mínimo, anualmente o valor contábil líquido dos ativos com o objetivo de avaliar eventos ou mudanças nas circunstâncias econômicas, operacionais ou tecnológicas, que possam indicar deterioração ou perda de seu valor recuperável. A Companhia não possuía ativos intangíveis com vidas úteis indefinidas para os quais seriam requeridos testes de recuperação dos valores registrados. O valor recuperável do ativo ou de determinada unidade geradora de caixa é definido como sendo o maior entre o valor de uso e o valor líquido de venda. O gerenciamento dos negócios da Companhia considera uma rede integrada de distribuição, compondo uma única unidade geradora de caixa. O cálculo do valor justo menos custos de vendas é baseado em informações disponíveis de transações de venda de ativos similares ou preços de mercado menos custos adicionais para descartar o ativo. O cálculo do valor em uso é baseado no modelo de fluxo de caixa descontado. Os fluxos de caixa derivam do orçamento de curto prazo e das projeções de longo prazo, correspondentes ao período de concessão e não incluem atividades de reorganização com as quais a Companhia ainda não tenha se comprometido ou investimentos futuros significativos que melhorarão a base de ativos da unidade geradora de caixa objeto de teste. O valor recuperável é sensível à taxa de desconto utilizada no método de fluxo de caixa descontado, bem como aos recebimentos de caixa futuros esperados e à taxa de crescimento utilizada para fins de extrapolação. Impostos correntes e diferidos O imposto de renda e a contribuição social correntes sobre o lucro são contabilizados pelo regime de competência e segundo a legislação em vigor, as alíquotas básicas são de 25% e 9% respectivamente. A administração avalia, periodicamente, a posição fiscal de situações que requerem interpretações da regulamentação fiscal e estabelece provisões quando apropriado. Existem incertezas com relação à interpretação de regulamentos tributários. A Companhia constitui provisões, com base em estimativas cabíveis, na hipótese de assuntos identificados em fiscalizações realizadas pelas autoridades tributárias das respectivas jurisdições em que opera e cuja probabilidade de perda seja avaliada como provável. O valor dessas provisões baseia-se em vários fatores, como experiência em fiscalizações anteriores e interpretações divergentes dos regulamentos tributários pela entidade tributável e pela autoridade fiscal responsável. Essas diferenças de interpretação podem surgir numa ampla variedade de assuntos, dependendo das condições vigentes no respectivo domicílio da Companhia. Os efeitos do imposto de renda e da contribuição social diferidos estão registrados nas demonstrações contábeis com base no Pronunciamento Técnico CPC 32 (IAS 12) - Tributos sobre o Lucro. Impostos diferidos passivos são reconhecidos para todas as diferenças tributárias temporárias. Impostos diferidos ativos são reconhecidos para todas as diferenças temporárias na extensão em que seja provável que lucros tributáveis futuros estejam disponíveis para que as estas possam ser realizadas. A recuperação do saldo dos impostos diferidos ativos é revisada a cada encerramento de balanço e, quando não for mais provável que lucros tributáveis futuros estarão disponíveis para permitir a recuperação de todo o ativo, ou parte dele, o saldo do ativo é ajustado pelo montante que se espera que seja recuperado, no prazo e condições previstos na Instrução CVM nº 371. A expectativa de geração de lucros tributáveis futuros é determinada por estudo técnico aprovado pelos órgãos de Administração da Companhia A Companhia revisa anualmente o valor contábil dos tributos diferidos ativos. As premissas utilizadas nas projeções de resultados operacionais e financeiros e o potencial de crescimento da Companhia foram baseados nas expectativas de sua Administração em relação ao futuro da Companhia. PÁGINA: 170 de 332

177 Políticas contábeis críticas Provisão para créditos de liquidação duvidosa A provisão para créditos de liquidação duvidosa está constituída com base na estimativa das prováveis perdas que possam ocorrer na cobrança dos créditos e os saldos estão demonstrados no ativo circulante ou não circulante, de acordo com a classificação do título que as originaram. A provisão para créditos de liquidação duvidosa está consistente com o Manual de Contabilidade do Serviço Elétrico (MCSE). Reconhecimento de receita A receita de venda inclui somente os ingressos de benefícios econômicos recebidos e a receber pela entidade. Uma receita não é reconhecida se houver uma incerteza significativa sobre a sua realização. A estimativa da receita não faturada (os serviços prestados entre a data da leitura e o encerramento de cada mês) é efetuada mensalmente com a finalidade de adequar o faturamento ao período de competência. Provisão para processos judiciais e outros A Companhia, no curso normal de suas operações, está envolvida em processos legais, de natureza cível, tributária, trabalhista e ambiental. A Companhia constituiu provisões para processos legais de acordo com orientações de seus consultores legais e sua Administração, suficientes para cobrir perdas prováveis. As estimativas e premissas utilizadas no registro de provisões para processos judiciais e outros da Companhia são revisadas, no mínimo, trimestralmente. Valor justo de instrumentos financeiros O valor justo de instrumentos financeiros ativamente negociados em mercados financeiros organizados é determinado com base nos preços de compra cotados no mercado no fechamento dos negócios na data do balanço, sem dedução dos custos de transação. O valor justo de instrumentos financeiros para os quais não haja mercado ativo é determinado utilizando técnicas de avaliação. Essas técnicas de avaliação podem incluir o uso de transações recentes de mercado (com isenção de interesses); referência ao valor justo corrente de outro instrumento similar; análise de fluxo de caixa descontado ou outros modelos de avaliação. Transações com Pagamentos Baseados em Ações A Companhia mensura o custo de transações liquidadas com ações com funcionários baseado no valor justo dos instrumentos patrimoniais na data da sua outorga. A estimativa do valor justo dos pagamentos com base em ações requer a determinação do modelo de avaliação mais adequado para a concessão de instrumentos patrimoniais, o que depende dos termos e condições da concessão. Isso requer também a determinação dos dados mais adequados para o modelo de avaliação, incluindo a vida esperada da opção, volatilidade e rendimento de dividendos e correspondentes premissas. PÁGINA: 171 de 332

178 Controles internos relativos à elaboração das demonstrações financeiras - Grau de eficiência e deficiência e recomendações presentes no relatório do auditor 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 Os diretores da Companhia entendem que os procedimentos internos adotados para a elaboração de demonstrações financeiras são suficientes e satisfatórios para assegurar sua eficiência e precisão. Em sua estrutura, a Companhia conta com a Gerência de Análises Contábeis e Riscos que tem como principais atribuições o mapeamento de atividades de controle sobre as práticas que possam impactar as demonstrações financeiras, bem como auxiliar na revisão de processos de maneira a assegurar que as políticas, procedimentos e normas internas em geral estabeleçam um ambiente de controles internos confiável e níveis de competência para aprovação de contratações e desembolsos. A execução dos 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 ou corrigi-los, definindo prazos e responsabilidades para colocar em prática a melhoria desses controles de forma efetiva. Outro aspecto relevante do nosso ambiente de controles internos diz respeito à prática de segregação de funções, que é objeto de constante monitoramento por meio do Sistema GRC - Governance, Risk and Compliance (módulo Access Control - SAP), que nos permite avaliar os acessos informatizados concedidos aos diversos colaboradores e se ocorre conflito com as demais atividades por estes desempenhadas. A Companhia conta também com uma Diretoria de Auditoria Interna, que atua em quatro segmentos: operacional, financeira, tecnologia da informação e forense. A primeira avalia todos os processos e procedimentos ligados à operação da Companhia, a segunda avalia as demonstrações financeiras e os controles associados, a terceira os controles de segurança da informação e a investigação de possíveis fraudes e irregularidades, 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 por meio 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 e apresentado ao Conselho de Administração e Fiscal. Além disto, o resultado das respectivas auditorias e o plano de ação para regularização de potenciais melhorias são apresentados ao Conselho Fiscal em base trimestral. b. deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório do auditor independente Os auditores externos da Companhia, durante a execução de seus trabalhos de auditoria das demonstrações contábeis dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010, não identificaram recomendações ou deficiências em relação aos controles internos da Companhia que pudessem ser consideradas significativas e/ou com impactos relevantes sobre as demonstrações contábeis. Os diretores da Companhia reintegram o compromisso com a governança corporativa e não esperam qualquer recomendação relevante dos auditores no futuro. PÁGINA: 172 de 332

179 Destinação de recursos de ofertas públicas de distribuição e eventuais desvios Comentários dos diretores sobre aspectos referentes a eventuais ofertas públicas de distribuição de valores mobiliários a. como os recursos resultantes da oferta foram utilizados A Companhia não realizou oferta pública de ações nos três últimos exercícios sociais. No exercício social de 2010, a Companhia realizou a sua 12ª Emissão de Debêntures Simples, Não Conversíveis em ações, em série única, todas nominativas e escriturais, da espécie quirografária, objeto de distribuição pública de acordo com a Instrução CVM 400. Os recursos obtidos com a emissão da 12ª emissão foram utilizados para o pagamento dos Bonds denominados em reais, emitidos pela Companhia em junho de 2005 e vencíveis em junho de 2010, no valor de R$ ,00 (quatrocentos e setenta e quatro milhões e sessenta mil reais). Ainda no exercício social de 2010, a Companhia realizou a sua 13ª Emissão de Debêntures simples, não conversíveis em ações, em série única, todas nominativas e escriturais, da espécie subordinada, tendo sido objeto de oferta pública com esforços restritos de colocação, nos termos da Instrução CVM 476. Os recursos oriundos da 13ª emissão de Debêntures foram utilizados parcialmente para o pagamento dos Bonds denominados em reais, emitidos pela Companhia em junho de 2005 e vencíveis em de junho de 2010, no valor de R$ ,00 (quatrocentos e setenta e quatro milhões e sessenta mil reais) e para financiamento de parte dos investimentos de No exercício social de 2011, a Companhia realizou a sua 14ª Emissão de Debêntures simples, não conversíveis em ações, em série única, todas nominativas e escriturais, da espécie quirografária, tendo sido objeto de oferta pública com esforços restritos de colocação, nos termos da Instrução CVM 476. Os recursos obtidos com a emissão da 14ª emissão de debêntures foram utilizados para recomposição de caixa em virtude das amortizações de dívida referentes a 2011 e No exercício social de 2012, a Companhia realizou a sua 15ª Emissão de Debêntures simples, não conversíveis em ações, em série única, todas nominativas e escriturais, da espécie quirografária, tendo sido objeto de oferta pública de distribuição das debêntures, nos termos da Instrução CVM 400. Os recursos obtidos com a emissão da 15ª emissão de debêntures foram utilizados para resgate antecipado da totalidade da 10ª e 12ª emissões de debêntures e o pagamento integral das Cédulas de Crédito Bancário no âmbito do contrato de abertura de crédito e outras avenças com o Citibank. Os Diretores da Companhia entendem que as transações mencionadas acima proporcionaram uma melhora no perfil da divida, alongando seu prazo médio e reduzindo seu custo médio, gerando um impacto positivo no fluxo de caixa da Companhia. b. se houve desvios relevantes entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação divulgadas nos prospectos da respectiva distribuição Os Diretores da Companhia esclarecem que a Companhia não realizou oferta pública de ações nos três últimos exercícios sociais. Em relação à 12ª, 13ª, 14ª e 15ª emissões de debêntures, não houve desvios entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação. c. caso tenha havido desvios, as razões para tais desvios A Companhia não realizou oferta pública de ações nos três últimos exercícios sociais. Os Diretores da Companhia esclarecem que em relação à 12ª, 13ª, 14ª e 15ª emissões de debêntures, não houve desvios entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação. PÁGINA: 173 de 332

180 Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras 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 (offbalance 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 De acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e em conformidade às normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), 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. A Companhia está inserida em ambiente regulado pela ANEEL e reconhece para fins regulatórios, ativos e passivos no montante de R$768,8 milhões, R$752,2 milhões e R$274,4 milhões, para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e 2010, respectivamente. Estes valores não foram contabilizados pela Companhia e estão apresentados somente para fins informativos na respectiva nota explicativa das demonstrações contábeis destas datas. Portanto, não existem outros ativos ou passivos não reconhecidos pela Companhia. b. outros itens não evidenciados nas demonstrações contábeis Não há outros itens relevantes não evidenciados nas demonstrações contábeis da Companhia nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e PÁGINA: 174 de 332

181 Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras Comentários dos diretores sobre cada um dos itens não evidenciados nas demonstrações contábeis 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 Os diretores da Companhia esclarecem que não há ativos e passivos relevantes que não estejam refletidos nas demonstrações contábeis da Companhia dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2012, 2011 e PÁGINA: 175 de 332

182 Plano de negócios Comentário dos diretores sobre principais elementos do plano de negócios da Companhia a. investimentos, incluindo: i) descrição quantitativa e qualitativa dos investimentos em andamento e dos investimentos previstos; ii) fontes de financiamento dos investimentos; iii) desinvestimentos relevantes em andamento e desinvestimentos previstos Os diretores da Companhia esclarecem que os principais investimentos da Companhia nos últimos anos foram destinados a serviços de atendimento aos consumidores, a expansão da sua rede, à melhoria da qualidade dos serviços prestados, recuperação de perdas, manutenção, programas de segurança e em tecnologia da informação, visando o ganho de eficiência e o melhor atendimento a todas as classes de consumo. O quadro a seguir mostra os investimentos realizados nos três exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2012, 2011 e Investimentos R$ milhões Serviço ao Consumidor e Expansão do Sistema 348,1 361,2 412,0 Manutenção 186,4 227,0 213,0 Recuperação de Perdas 63,8 35,0 27,9 Tecnologia da Informação 28,0 38,7 35,6 Outros 27,8 54,9 107,7 Total (c/ recursos próprios) 654,1 716,7 796,2 Financiado pelo cliente 28,1 22,0 34,9 Total 682,3 738,7 831,1 Em 2012, 2011 e 2010 a Companhia investiu, respectivamente, R$412,0 milhões, R$361,2 milhões e R$348,1 milhões em melhorias no serviço de atendimento ao cliente e expansão do sistema, R$213,0 milhões, R$227,0 milhões e R$186,4 milhões em custos de manutenção, R$27,9 milhões, R$35,0 milhões e R$63,8 milhões em recuperação de programas de perdas, R$35,6 milhões, R$38,7 milhões e R$28,0 milhões em tecnologia da informação, R$34,9 milhões, R$22,0 milhões e R$28,1 milhões em custos autofinanciáveis e R$107,7 milhões, R$54,9 milhões e R$27,8 milhões em outros dispêndios. O aumento de 12,5% nos investimentos da Companhia em 2012, comparado aos investimentos realizados em 2011, resulta de maiores investimentos em serviços de atendimento ao cliente, expansão do sistema e outros custos com a Nova Sede Administrativa. O aumento de 8,2% nos investimentos da Companhia em 2011, comparado aos investimentos realizados em 2010, resulta de maiores investimento em serviços de atendimento ao consumidor e expansão do sistema e manutenção. A Companhia tem como estimativa investir R$646,8 milhões em Para o período serão destinados aproximadamente R$ 3,2 bilhões. Em 2012 o volume de investimentos da Companhia atingiu R$ 831,1 milhões, apresentando aumento de 12,5% quando comparado ao investido em Os investimentos com recursos próprios totalizaram R$ 796,2 milhões, enquanto os projetos financiados pelo cliente neste período somaram R$ 34,9 milhões. Em 2013, a Companhia planeja investir R$646,8 milhões. Deste montante, são previstos R$621,0 milhões com recursos próprios e R$25,8 milhões financiados pelos clientes. Dentre os investimentos programados estão: energização de uma subestação adicionando 120 MVA de capacidade ao sistema; repotenciação de quatro subestações adicionando 133 MVA de capacidade ao sistema; 30,0 km de novas linhas de transmissão; manutenção de mais de 5 mil km de redes de distribuição; regularização de 75 mil ligações ilegais e substituição de 125 mil medidores obsoletos. A Companhia prevê a alienação de imóveis ao longo de 2012 e 2013 cujo valor de venda estimado é de até R$ 239 milhões. PÁGINA: 176 de 332

183 Plano de negócios b. aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou outros ativos que devam influenciar materialmente a capacidade produtiva da Companhia Não existem planos e/ou projetos já divulgados para 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 Não há novos projetos com investimentos relevantes além dos já citados anteriormente. PÁGINA: 177 de 332

184 Outros fatores com influência relevante 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 De acordo com o contrato de concessão, a revisão tarifária da Companhia deveria ter ocorrido no dia 4 de julho de Porém, a metodologia a ser aplicada no 3º Ciclo de Revisão Tarifária foi finalizada apenas durante o mês de dezembro de Em virtude da proximidade da data de aplicação da nova metodologia e a do reajuste tarifário de 2012, a ANEEL, em 07 de fevereiro de 2012, aprovou a aplicação conjunta da revisão e reajuste tarifários para a Companhia. Os diretores da Companhia entendem que o resultado da Companhia em 2011 e 2012 foi positivamente impactado pelo adiamento da revisão tarifária, uma vez que a aplicação da nova metodologia refletiu em uma queda da tarifa ao consumidor. PÁGINA: 178 de 332

185 Projeções divulgadas e premissas Projeções relativas aos 3 últimos exercícios sociais a ao exercício social corrente a. objeto da projeção Os objetos das projeções divulgadas ao mercado são: (i) (ii) (iii) (iv) Investimentos em serviços ao consumidor, expansão do sistema, manutenção, recuperação de perdas, tecnologia de informação e outros; Impacto do EBITDA relacionado à atividade de distribuição de energia em função da aplicação 3º Ciclo de Revisão Tarifária; Impactos no resultado da Companhia do programa Criando Valor, que busca ganhos de eficiência e melhorias na gestão de custos; e Valor de venda de imóveis que hoje são pertencentes à Companhia e que será possível devido à mudança da sede da Companhia para o município de Barueri. 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. A projeção do impacto no EBITDA anual devido à revisão tarifária é válida até 2015, quando se encerra o 3º Ciclo de Revisão Tarifária da Companhia. A validade é até a sua concretização ou eventual substituição por nova projeção. As estimativas quanto aos resultados do Programa Criando Valor é válida para os anos de 2012 e A Companhia também projeta o valor caixa de venda de imóveis que deverá ocorrer ao longo dos anos de 2012 e A validade dessa projeção é até a sua concretização ou eventual substituição por nova projeção. c. premissas da projeção, com a indicação de quais podem ser influenciadas pela administração da Companhia e quais escapam ao seu controle As projeções de investimentos da Companhia baseiam-se principalmente nas seguintes premissas: Indicadores de crescimento (PIB, inflação, densidade demográfica); Diagnósticos de rede; Demanda dos consumidores; Cronograma das manutenções; Obrigações regulatórias; e Iniciativas estratégicas. Todas as premissas podem ser influenciadas pela administração, exceto os indicadores de crescimento, demanda dos consumidores e as obrigações regulatórias que fogem ao seu controle. As projeções para o Programa Criando Valor estão diretamente relacionadas aos resultados estimados para as iniciativas descritas a seguir: revisão de processos operacionais e nas áreas de suporte, como a diminuição nos níveis hierárquicos; aumento da produtividade das equipes em campo; otimização dos despachos das turmas de emergência; melhoria na gestão de contratos com fornecedores de materiais e serviços; uso eficiente da frota operacional; racionalização e modernização das lojas de atendimento e faturamento no site. Os resultados das iniciativas mencionadas podem ser em partes influenciadas pela administração, porém não há como prever os eventuais fatores externos e não gerenciáveis pela Companhia que possam influenciar o desempenho do programa. A projeção de redução do EBITDA anual recorrente para o 3º Ciclo de Revisão Tarifária, baseia-se na expectativa de performance econômico-financeira da Companhia frente ao novo patamar tarifário definido pelo 3º Ciclo de Revisão Tarifária e aplicado a partir de 4 de julho de Em linhas gerais, as premissas utilizadas são: PÁGINA: 179 de 332

186 Projeções divulgadas e premissas metodologia do 3º Ciclo de Revisão Tarifária; indicadores macroeconômicos (PIB, inflação, taxa de juros, taxa de câmbio, etc); demanda por energia por parte dos consumidores; mudanças na regulação vigente; iniciativas estratégicas para aumento da produtividade e redução dos custos operacionais, dentre outras. Das premissas utilizadas, apenas as iniciativas estratégicas são influenciadas pela administração, as outras escapam ao seu controle. A estimativa para o valor de venda de imóveis que hoje se encontram em posse da Companhia foi obtida utilizando-se premissas para indicadores macroeconômicos do país, principalmente aqueles relacionados à atividade do mercado imobiliário, e não são controláveis pela Companhia. d. valores dos indicadores que são objeto da previsão A Companhia informa os montantes de investimentos esperados para o ano corrente, divididos em 2 parcelas: investimentos com recursos da Companhia e aqueles realizados com recursos dos consumidores. Os valores previstos referentes aos três últimos exercícios sociais encontram-se nas tabelas abaixo R$ Milhões Previsão para o ano, informada durante o: Valor realizado 1º Trimestre de 2º Trimestre de 3º Trimestre de R$ Milhões Descrição 2010 Previsão para o ano, 2010 informada durante 2010 o: Valor 2010 realizado Total Recursos Próprios 1º Trimestre 637,1 de 2º Trimestre 637,1 de 3º Trimestre 637,1 de 654,1 Financiado R$ Milhões pelo Descrição cliente ,9 Previsão para o ano, ,9 informada durante ,2 o: Valor ,1 realizado Total investido Recursos Próprios 1º Trimestre 691,0 684,1 de 2º Trimestre 691,0 758,7 de 3º Trimestre 673,3 714,5 de 682,3 716,7 Financiado R$ Milhões pelo Descrição cliente ,9 Valor previsto , , ,0 Total Recursos investido Próprios 720,0 794,1 784,4 794,1 743,9 794,1 738,7 796,2 Descrição Financiado pelo cliente ,4 46,4 46,4 34,9 Total Recursos Próprios Total investido 621,0 840,6 840,6 840,6 831,1 Financiado pelo cliente 25,9 Total investido 646, Adicionalmente, a Companhia planeja investir aproximadamente R$ 3,2 bilhões no período de 2013 a 2017, de acordo com o descrito no item 11.1 acima. A partir do 3º trimestre de 2012 é esperada uma redução anual do EBITDA relacionado à atividade de distribuição de energia em torno de 30% a 35%. A Companhia espera que o programa Criando Valor produza, a partir de 2013, um impacto positivo estimado de R$ 100 milhões no EBITDA de 2013 ao compararmos com o EBITDA de 2012 após as variações de mercado e inflação. A Companhia prevê a alienação de imóveis ao longo de 2012 e 2013 cujo valor de venda estimado é de até R$ 239 milhões. PÁGINA: 180 de 332

187 Acompanhamento e alterações das projeções divulgadas Projeções sobre a evolução de seus indicadores durante os 3 últimos exercícios sociais a. projeções que estão sendo substituídas pelas novas projeções incluídas neste formulário Nos três últimos exercícios sociais a Companhia apresentou as mesmas projeções sempre relativas a investimentos, sendo elas: (i) recursos próprios; e (ii) financiado pelo cliente. Os valores previstos, no entanto, substituíram os de exercícios anteriores conforme pode ser notado nas tabelas constantes no 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 Previsões com os da coluna Realizado. Em 2012, a Companhia manteve a mesma projeção de investimentos, a qual totalizava R$840,6 milhões. O valor realizado pela Companhia em 2012 foi de R$831,1 milhões. A queda deveu-se, principalmente, a não execução com recursos de terceiros relacionados aos projetos de Doação de Rede Primária por Terceiros e Conversão de Rede. Os investimentos com recursos próprios totalizaram R$ 796,2 milhões, enquanto os projetos financiados pelo cliente somaram R$ 34,9 milhões. Para o ano de 2011, a última projeção de investimentos disponibilizada pela Companhia totalizava R$ 743,9 milhões, e o valor realizado pela Companhia no período foi de R$ 738,7 milhões. A queda deveu-se, principalmente, aos investimentos com recursos próprios relacionados à aquisição de veículos para suporte a empreiteiras e turmas de podas e emergência. Os investimentos com recursos próprios totalizaram R$ 716,7 milhões, enquanto os projetos financiados pelo cliente somaram R$ 22,0 milhões. Para o ano de 2010, a última projeção de investimentos disponibilizada pela Companhia totalizava R$ 673,3 milhões, e o valor realizado pela Companhia no período foi de R$ 682,3 milhões devido aos maiores investimentos em novas Subestações e nos projetos de Automação do Sistema Elétrico. 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 Em 2013, a Companhia planeja investir R$646,8 milhões. Deste montante, são previstos R$621,0 milhões com recursos próprios e R$25,8 milhões financiados pelos clientes. As projeções de investimentos da Companhia são divulgadas em seu press release de resultados trimestrais e, posteriormente, atualizadas no Formulário de Referência. A Companhia espera que o programa Criando Valor produza, a partir de 2013, um impacto positivo estimado de R$ 100 milhões no EBITDA de 2013 ao compararmos com o EBITDA de 2012 após as variações de mercado e inflação. A partir do 3º trimestre de 2012 é esperada uma redução anual do EBITDA relacionado à atividade de distribuição de energia em torno de 30% a 35%. PÁGINA: 181 de 332

188 Descrição da estrutura administrativa Estrutura administrativa da Companhia, conforme estabelecido no seu estatuto social e regimento interno a. atribuições de cada órgão e comitê A Companhia é administrada por um conselho de administração ( Conselho de Administração ) e por uma diretoria executiva ( Diretoria ), com os poderes conferidos pela lei aplicável e de acordo com seu Estatuto Social. A Companhia conta ainda com um Comitê de Gestão da Política de Investimentos e Operacional de caráter permanente e disciplinado por regimento interno próprio. As principais características de cada órgão e comitê estão descritas abaixo. Conselho de Administração De acordo com o Estatuto Social da Companhia, além das hipóteses previstas 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 seu Conselho de Administração: (i) fixar a orientação geral dos negócios da Companhia; (ii) convocar a Assembleia Geral; (iii) eleger e destituir os membros da Diretoria Executiva, fixando-lhes as atribuições, inclusive designando o Diretor Vice-Presidente que cumulará a função de Diretor de Relações com Investidores; (iv) manifestar-se a respeito do relatório da administração, das contas da Diretoria Executiva e dos balanços consolidados que deverão ser submetidos à sua apreciação, preferencialmente dentro de 02 (dois) meses contados do término do exercício social; (v) vetar a execução de decisões da Diretoria Executiva eventualmente adotadas contra as disposições de seu Estatuto; (vi) estabelecer a forma de distribuição da remuneração dos administradores da Companhia, se fixada globalmente pela Assembleia Geral; (vii) observadas as disposições legais e ouvido o Conselho Fiscal, se em funcionamento, declarar (a) no curso do exercício social e até a Assembleia Geral Ordinária, dividendos intercalares e/ou intermediários, inclusive a título de antecipação parcial ou total do dividendo mínimo obrigatório, à conta: (a.1) de lucros apurados em balanços semestrais, trimestrais ou em períodos menores de tempo, ou (a.2) de lucros acumulados ou reservas de lucros existentes no último balanço anual, semestral ou trimestral; (b) determinar o pagamento de juros sobre o capital próprio; (viii) a aprovação, no início de cada exercício, dos Planos de Negócios Anual e Quinquenal, 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; (ix) 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$30 milhões, exceto nos seguintes casos: (a) os contratos de compra e venda de energia celebrados com terceiros que não sejam controladores diretos ou indiretos da Companhia e suas afiliadas ou (b) se estiverem especificados no Plano de Negócios Anual; (x) a venda, a locação, cessão, transferência, alienação, liquidação ou outra disposição, de qualquer ativo ou participação acionária da Companhia por um preço que exceda, conjunta ou separadamente, R$ 30 milhões, exceto nos seguintes casos: (a) se estiverem especificados no Plano de Negócios Anual ou (b) os contratos de compra e venda de energia celebrados com terceiros que não sejam controladores diretos ou indiretos da Companhia e suas afiliadas; (xi) a liquidação, venda, transferência ou alienação de bens integrantes do ativo permanente da Companhia de valor total anual superior a R$ 30 milhões, bem como a constituição de hipoteca, oneração ou qualquer gravame sobre esses bens desde que não especificados no Plano de Negócios Anual da Companhia; (xii) a aquisição de quaisquer bens cujo valor exceda a 5% (cinco por cento) do patrimônio líquido total da Companhia, ou qualquer porcentagem inferior do mesmo que venha a ser estabelecida pelo Conselho de Administração, determinado com base nas demonstrações financeiras auditadas mais recentes da Companhia; (xiii) a celebração de quaisquer contratos, acordos, transações ou associações comerciais ou arranjos de qualquer natureza, bem como suas alterações, com as sociedades controladoras diretas ou indiretas, controladas ou coligadas dessas; (xiv) a celebração de acordos, transações ou contratos de assistência técnica ou prestação de serviços com sociedades estrangeiras; (xv) deliberar a respeito da constituição de empresas controladas pela Companhia e/ou da alienação direta ou indireta da participação da Companhia e das suas empresas controladas; (xvi) a celebração de qualquer contrato com qualquer acionista da Companhia; (xvii) a aprovação da política de limite de concessão de crédito pela Companhia; (xviii) a aquisição, pela Companhia, de ações de sua própria emissão, para efeito de cancelamento ou permanência em tesouraria para posterior alienação, nos termos da legislação aplicável; (xix) 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; (xx) deliberar sobre a emissão de Notas Promissórias Comerciais ( Commercial Papers ); (xxi) indicação de procuradores para a execução dos atos aqui listados; (xxii) aprovar os regimentos internos dos Conselhos de Administração e Fiscal; (xxiii) a autorização para a prática de qualquer ato extraordinário de gestão não compreendido, por lei ou pelo Estatuto da Companhia, na competência de outros órgãos societários; (xxiv) 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 subsequente 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; e (xxv) manifestar-se favorável ou contrariamente a respeito de qualquer oferta pública de aquisição de ações que tenha por objeto as ações de emissão da Companhia, por meio de parecer prévio fundamentado, divulgado em até 15 (quinze) dias da publicação do edital da oferta pública de aquisição de ações, que deverá abordar, no mínimo (a) a conveniência e oportunidade da oferta pública de aquisição de ações quanto ao interesse do conjunto dos acionistas e em relação à liquidez dos valores mobiliários de sua titularidade; (b) as repercussões da oferta pública de aquisição de ações sobre os interesses da Companhia; (c) os planos estratégicos divulgados pelo ofertante em relação à Companhia; (d) outros pontos que o Conselho de Administração considerar pertinentes, bem como as informações exigidas pelas regras aplicáveis estabelecidas pela Comissão de Valores Mobiliários CVM ( CVM ); e (xxvi) definir e apresentar à Assembleia Geral lista tríplice para a escolha de instituição ou empresa especializada em avaliação econômica de empresas para a elaboração do laudo de avaliação das ações da Companhia, nos casos de oferta pública de aquisição de ações da Companhia para cancelamento do registro de companhia aberta perante a CVM ou de saída no Nível 2 de Governança Corporativa, na forma do Estatuto Social da Companhia. Além disso, o Conselho de Administração também aprova a forma e o meio pelo qual a Companhia complementará a previdência social a seus empregados e a abertura e a manutenção de filiais, escritórios ou outras instalações da Companhia no exterior. O conselho de administração também delibera sobre o pagamento de juros sobre o capital próprio, previstos no artigo 9º da Lei n.º 9.249/95, alterado pelo artigo 78 da Lei n.º 9.430/96, e na respectiva regulamentação, em substituição total ou parcial aos dividendos intermediários, cuja declaração lhe é facultada pelo caput do artigo 24 do estatuto social da Companhia ou, ainda, em adição aos mesmos, fixando o valor e a data do pagamento de cada parcela de juros sobre o capital próprio, cujo pagamento vier a deliberar. Diretoria Executiva A Diretoria Executiva da Companhia é composta por, no máximo, 25 membros (sendo um Diretor Presidente, e os demais Diretores Vice-Presidentes, dos quais um é o Diretor de Relações com Investidores), acionistas ou não, com um mandato unificado de 3 (três) anos, sendo permitida a reeleição. PÁGINA: 182 de 332

189 Descrição da estrutura administrativa Os Diretores da Companhia desempenharão suas funções de acordo com o objeto social da Companhia e de modo a assegurar a condução normal de seus negócios e operações com estrita observância das disposições do estatuto social da Companhia e das resoluções das assembleias 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 da Companhia ( Conselho Fiscal ), de funcionamento não permanente, exercerá as atribuições impostas por lei e somente será instalado mediante solicitação de acionistas, nos termos da lei aplicável e das Instruções da CVM. Na hipótese de ser instalado o Conselho Fiscal, este será composto por, no mínimo, 3 e, no máximo, 5 membros efetivos e seus respectivos suplentes, acionistas ou não, residentes no país, sendo admitida a reeleição. Comitê de Gestão da Política de Investimentos e Operacional O Comitê de Gestão da Política de Investimentos e Operacional ( Comitê de Gestão ), 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 tem funcionamento permanente e é composto por 6 membros, indicados na forma do acordo de acionistas da Companhia Brasiliana de Energia ( Brasiliana ). Comitê de Sustentabilidade O Comitê de Sustentabilidade tem como missão incentivar e gerir a integração da sustentabilidade no processo de gestão da Companhia, de acordo com a sua Plataforma de Sustentabilidade. Em 2011, o comitê aprovou os compromissos em sustentabilidade para o período Esses planos de ação são de responsabilidade de seis grupos de trabalho: um para cada tema estratégico e um para os temas transversais. A Vice-Presidência de Relações Institucionais, Comunicação e Sustentabilidade, que responde ao Diretor Presidente, é a facilitadora do processo de integração da sustentabilidade na cultura e na gestão de negócios, garantindo o bom funcionamento do modelo de governança e o ritmo e a efetividade na implementação dos planos de ação. As atividades do Comitê de Sustentabilidade, que se reporta ao Conselho de Administração da Companhia, tiveram início em 2011, quando validaram os compromissos da Companhia com a sustentabilidade para os próximos cinco anos. O Conselho de Administração da Companhia é responsável por acompanhar, orientar e validar a estratégia de longo prazo da Companhia no que tange à integração da sustentabilidade no seu processo de gestão. Todos os temas estratégicos da Plataforma de Sustentabilidade estão alinhados aos direcionadores do planejamento estratégico e possuem metas, compromissos e planos de ação específicos. 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 e Extraordinária que ocorreu em 04 de abril de O Comitê de Gestão da Política de Investimentos e Operacional foi criado em 15 de março de 2004 por deliberação da Assembleia Geral Extraordinária. O Comitê de Sustentabilidade foi criado em 28 de junho de 2011 por deliberação do Conselho de Administração. c. mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê A Companhia utiliza os seguintes mecanismos de avaliação de desempenho dos órgãos da administração da Companhia: (a) para o pagamento de salário / pró-labore e benefícios diretos e indiretos a Companhia utiliza como indicadores as práticas de mercado da localidade de trabalho do administrador; (b) para o pagamento da remuneração variável (Bônus e Incentivo de Longo Prazo), a Companhia considera como principais indicadores de desempenho da Companhia os seguintes itens (i) segurança; (ii) fluxo de caixa; (iii) melhoria de performance e o desempenho individual, considerando o alcance / superação de metas, com pesos diferenciados entre esses itens conforme descritos na tabela abaixo: Peso de cada resultado na avaliação de desempenho Segurança Companhia Fluxo de Caixa Melhoria de Performance AES Mundial AES Corporation LOB Utilities Individual 10% 20% 30% 10% 15% 15% d. em relação aos membros da diretoria, suas atribuições e poderes individuais Compete à Diretoria Executiva administrar e representar a Companhia, com poderes para contrair obrigações, transigir, ceder e renunciar direitos, doar, onerar e alienar bens sociais, inclusive os integrantes do ativo permanente. Tais funções devem ser desempenhadas em acordo com o objeto social da Companhia e de modo a assegurar a condução normal de seus negócios e em operações com estrita observância das disposições do Estatuto Social da Companhia e das resoluções das assembleias gerais de acionistas e do Conselho de Administração. PÁGINA: 183 de 332

190 Descrição da estrutura administrativa Não há definição ou individualização das responsabilidades dos diretores estatutários no Estatuto Social da Companhia; entretanto, a Companhia informa abaixo as atribuições dos membros da Diretoria Executiva: Britaldo Pedrosa Soares Diretor Presidente Responsável pelos interesses e direção geral de todos os assuntos do grupo controlado pela The AES Corporation no Brasil ( Grupo AES ), 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 desenvolvimento de novos negócios de curto, médio e longo prazo, dentro das diretrizes estabelecidas e expectativas dos acionistas, coordenação do desenvolvimento, implementação e gestão das ações, políticas e programas de Recursos Humanos. Rinaldo Pecchio Junior - Diretor Vice-Presidente e de Relação com Investidores Compete ao Diretor de Relações com Investidores, dentre outras atribuições que lhe venham a ser estabelecidas, representar a Companhia nas relações com os mercados de capitais e financeiro, interno e externo, responsabilizando-se pela prestação de informações à CVM e às bolsas de valores. Responsável pela política e estratégia de captação de recursos financeiros necessários à operação da Companhia, gerenciando o fluxo de caixa. Responsável pelo relacionamento com os investidores e com os agentes financeiros do mercado em geral. Sheilly Caden Contente Diretora Vice-Presidente Coordenar a condução de temas, ações e negócios de cunho regulatório, 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 do Grupo AES no Brasil. Responsável pelo relacionamento com entidades públicas e privadas relacionadas ao Setor Elétrico como a Eletrobras, Associação Brasileira de Companhias de Energia Elétrica ( ABCE ), Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica ( Abradee ) e o Instituto Acende Brasil. Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Diretor Vice-Presidente Responsável pela definição da estratégia, planejamento e desenvolvimento de ações da Companhia no âmbito jurídico no plano nacional e internacional, bem como pelo desenvolvimento, implementação e gestão das Políticas e Programas de Meio Ambiente. Responsável pela gestão das atividades desenvolvidas pela áreas de Ética e Compliance e Auditoria Interna. Sidney Simonaggio Diretor Vice-Presidente Responsável pela gestão e pela definição de estratégias das áreas de operação e comercial da Companhia, que assegurem eficiência na prestação de serviços, atendimento aos clientes e a sustentabilidade dos negócios da Companhia, por meio da obtenção de resultados operacionais, comerciais e financeiros. Paulo Camillo Vargas Penna Diretor Vice-Presidente Responsável por executar as estratégias corporativas visando à maior interação nas relações da Companhia com órgãos governamentais, órgãos de imprensa, entidades de representação, empresas públicas e privadas com interesses comuns e a consolidação da Política de Sustentabilidade do Grupo AES no Brasil. Gustavo Duarte Pimenta Diretor Vice-Presidente Responsável pela gestão, planejamento e monitoramento do desempenho das áreas da Companhia para assegurar a implementação de seus objetivos estratégicos e das metas estabelecidas; coordenação da gestão e o desenvolvimento das áreas de Suprimentos, Logística e Tecnologia da Informação, avaliando constantemente a relação custo, benefício e qualidade dos serviços que assegurem os objetivos e estratégias de negócios da Companhia; coordenação da gestão e do desenvolvimento das áreas de Suprimentos, Logística e Tecnologia da Informação; coordenação da gestão e do desenvolvimento das áreas de inovação e serviços da Companhia, para assegurar a produtividade e a qualidade dos serviços prestados; coordenação da revisão dos processos organizacionais da Companhia com objetivo de assegurar eficiência na realização de suas atividades e na busca dos seus objetivos estratégicos. Além das atribuições acima elencadas, nos termos do artigo 17, parágrafo único, do Estatuto Social da Companhia, compete aos Diretores Vice Presidentes apresentar, ao Diretor Presidente, relatórios mensais das suas respectivas gestões, sendo a representação da Diretoria perante ao Conselho de Administração e Assembleias Gerais da Companhia exercida pelo Diretor Presidente. 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, conjunto de objetivos estratégicos e metas de curto e longo-prazo contido no mapa estratégico. Essas metas têm abrangência em todos os processos de negocio e áreas, bem como são desdobradas para cada diretor (estatutário e não estatutário) e formalizadas por meio dos contratos de gestão individuais. O acompanhamento do contrato de gestão acontece mensalmente dentro dos fóruns de performance. No final do ano, é feita uma avaliação completa do nível de alcance dos objetivos e metas (da Companhia). As avaliações dos diretores estatutários e não estatutários, são revisadas e validadas pela controladora, AES Corporation no comitê global de Performance e Remuneração. Não existe processo formal de avaliação de desempenho para os membros dos comitês ou órgãos, nem tampouco para os membros dos conselhos de administração e fiscal. Atrelado ao processo de administração de desempenho dos diretores estatutários e não estatutários, a Companhia tem política de remuneração variável baseada em metas empresariais qualitativas e quantitativas. Os mesmos critérios são utilizados para avaliação de desempenho dos membros do Conselho de Administração e do Comitê de Gestão. PÁGINA: 184 de 332

191 Descrição da estrutura administrativa Dessa forma, a Companhia busca atribuir aos seus executivos incentivos de médio e longo prazo, que objetivam alinhar os interesses das partes relacionadas. Entre as metas, a Companhia destaca o acompanhamento do seu resultado mensurado pelo fluxo de caixa, segurança e melhoria de performance 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 e quantidade de Safety Walks. PÁGINA: 185 de 332

192 Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais a. prazos de convocação A Companhia não adota prática diferenciada em relação ao previsto na legislação societária quanto ao prazo de convocação de assembleias gerais. Dessa forma, de acordo com a Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada ( Lei das Sociedades por Ações ), as assembleias 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 assembleia geral, e a segunda convocação deve ser feita com, no mínimo, 8 dias de antecedência. A CVM poderá, todavia, a pedido de qualquer acionista e ouvida a Companhia, em determinadas circunstâncias, requerer que a primeira convocação para suas assembleias gerais seja feita em até 30 dias antes da realização da respectiva assembleia geral. b. competências A Companhia não adota prática diferenciada relativamente em relação ao previsto na legislação societária quanto às competências das assembleias gerais. Nesse sentido, a Companhia adota as competências previstas na Lei das Sociedades por Ações e do Regulamento de Listagem do Nível 2 de Governança Corporativa da BM&FBOVESPA Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros ( BM&FBOVESPA e Regulamento do Nível 2, respectivamente), as quais preveem, exclusivamente, à assembleia geral: (i) reformar o estatuto social da Companhia; (ii) eleger ou destituir, a qualquer tempo, os membros do conselho de administração e do conselho fiscal da Companhia; (iii) tomar, anualmente, as contas dos administradores e deliberar sobre as demonstrações financeiras por eles apresentadas; (iv) suspender o exercício dos direitos do acionista, nos termos do artigo 120 da Lei das Sociedades por Ações; (v) deliberar sobre a avaliação de bens com que o acionista concorrer para a formação do capital social; (vi) deliberar sobre transformação, fusão, incorporação e cisão da Companhia, sua dissolução e liquidação, eleger e destituir liquidantes e julgar-lhes as contas; (vii) autorizar os administradores a confessar falência e pedir concordata; (viii) escolher, em lista tríplice, a instituição ou a empresa especializada em avaliação econômica de empresas que elaborará o laudo de avaliação das ações da Companhia, nos casos de oferta pública de aquisição de ações da Companhia para cancelamento do registro de companhia aberta ou saída do Nível 2 de Governança Corporativa da BM&FBOVESPA.; (ix) deliberar sobre a saída do Nível 2 de Governança Corporativa da BM&FBOVESPA ( Nível 2 ); (x) definir o(s) responsável(is) pela realização da oferta pública de aquisição de ações, na hipótese de a Companhia não possuir acionista controlador e caso seja deliberada sua saída do Nível 2 para que os valores mobiliários por ela emitidos passem a ter registro para negociação fora do Nível 2, ou em virtude de operação de reorganização societária, na qual a sociedade resultante dessa reorganização não tenha seus valores mobiliários admitidos à negociação no Nível 2 ou no Novo Mercado de Governança Corporativa da BM&FBOVESPA no prazo de 120 (cento e vinte) dias contados da aprovação da referida operação; (xi) deliberar ou sobre como sanar o descumprimento das obrigações constantes do Regulamento de Listagem do Nível 2, ou, se for o caso, pela saída da Companhia do Nível 2, na hipótese de a Companhia não possuir acionista controlador e a saída do Nível 2 ocorrer em razão de ato ou fato da administração; e (xii) definir o(s) responsável(is) pela realização da oferta pública de ações, caso se delibere pela saída do Nível 2 na hipótese do item (xi) anterior. c. endereços (físico ou eletrônico) nos quais os documentos relativos à assembleia geral estarão à disposição dos acionistas para análise Os documentos estarão disponíveis na sede da Companhia, na Avenida Dr. Marcos Penteado de Ulhôa Rodrigues, nº 939, lojas 1 e 2 (térreo) e 1º ao 7º andar, Bairro Sítio Tamboré, Torre II do Condomínio Castelo Branco Office Park, na Cidade de Barueri, Estado de São Paulo e nos endereços eletrônicos (websites) da Companhia (www.aeseletropaulo.com.br/ri), da CVM (www.cvm.gov.br) e da BM&FBOVESPA (www.bmfbovespa.com.br). d. identificação e administração de conflitos de interesses A Companhia informa que não possui qualquer mecanismo ou política de identificação e solução de conflitos de interesse além daqueles impostos por lei. A Companhia solucionará eventuais conflitos de interesse de maneira individualizada, conforme sua necessidade. 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 O acionista ou seu representante legal deverá comparecer à assembleia geral munido: (i) de documentos hábeis à comprovação de sua identidade; (ii) de comprovante expedido pela instituição financeira depositária das ações escriturais de titularidade do acionista ou em custódia, na forma do artigo 126 da Lei das Sociedades por Ações; e (iii) do instrumento de mandato, devidamente regularizado na forma da lei, na hipótese de representação do acionista. Para fins de melhor organização da assembleia geral, a Companhia recomenda aos acionistas que depositem na sede da Companhia os documentos retro referidos com antecedência de 72 (setenta e duas) horas contadas da data da realização da assembleia geral. A Companhia ainda não admite procurações outorgadas por meio eletrônico. g. manutenção de fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das assembleias A Companhia não mantém fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das assembleias. PÁGINA: 186 de 332

193 Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais h. transmissão ao vivo do vídeo e/ou do áudio das assembleias A Companhia não transmite ao vivo vídeo e/ou áudio das assembleias. i. mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas por acionistas Não há atualmente mecanismos específicos para permitir a inclusão de propostas formuladas por acionistas para a ordem do dia das Assembleias. A Companhia poderá atender tais solicitações, caso apresentadas e observadas as disposições legais e regulamentares, em cada caso específico. A Companhia possui o canal de Relacionamento com Investidores, conforme indicado no item 12.2(c) deste Formulário de Referência, através do qual são recebidas as solicitações de acionistas e investidores e encaminhadas aos órgãos competentes. PÁGINA: 187 de 332

194 Datas e jornais de publicação das informações exigidas pela Lei nº6.404/76 Exercício Social Publicação Jornal - UF Datas 31/12/2012 Demonstrações Financeiras Valor Econômico e Diário Oficial - SP 04/03/2013 Convocação da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Valor Econômico e Diário Oficial - SP 19/03/ /03/ /03/2013 Ata da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Valor Econômico e Diário Oficial - SP 07/05/ /12/2011 Demonstrações Financeiras Valor Econômico e Diário Oficial - SP 15/03/2012 Convocação da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Valor Econômico e Diário Oficial - SP 30/03/ /03/ /04/2012 Ata da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Valor Econômico e Diário Oficial - SP 17/05/ /12/2010 Demonstrações Financeiras Valor Econômico e Diário Oficial - SP 29/03/2011 Convocação da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Diario Oficial - SP 16/04/2011 Valor Econômico - SP 18/04/2011 Valor Econômico e Diário Oficial - SP 14/04/ /04/2011 Ata da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Valor Econômico e Diário Oficial - SP 14/06/2011 PÁGINA: 188 de 332

195 Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração Regras, políticas e práticas relativas ao conselho de administração O Conselho de Administração da Companhia é o seu órgão de deliberação colegiada, responsável pelo estabelecimento das políticas e diretrizes gerais de negócio, incluindo a sua estratégia de longo prazo, o controle e a fiscalização do seu desempenho. É responsável, também, dentre outras atribuições, pela supervisão da gestão dos diretores da Companhia. O Conselho de Administração será 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, residentes ou não no País, observada a legislação vigente, com mandato unificado de 02 (dois) anos, sendo permitida a reeleição. O Conselho de Administração, eleito pela assembleia geral, é composto por, no mínimo, 20% de conselheiros independentes, tal como definidos no Regulamento de Listagem do Nível 2 da BM&FBOVESPA, os quais devem ser expressamente declarados como tais na assembleia geral que os eleger. Quando a aplicação do percentual de 20% resultar em número fracionário de conselheiros proceder-se-á ao arredondamento para o número inteiro: (i) imediatamente superior, se a fração for igual ou superior a 0,5; ou (ii) imediatamente inferior, se a fração for inferior a 0,5. Adicionalmente, são considerados conselheiros independentes aqueles que forem eleitos mediante a faculdade prevista no artigo 141, 4º e 5º, da Lei das Sociedades por Ações, bem como aqueles conselheiros eleitos pelos titulares das ações preferenciais e os empregados, estes organizados ou não sob a forma de Clube de Investimento ou Associação, os quais terão direito de eleger, cada um, 1 membro efetivo e seu respectivo suplente, do conselho de administração. Neste último caso, os conselheiros também deverão preencher os requisitos constantes da definição de conselheiro independente prevista pelo Regulamento de Listagem do Nível 2 da BM&FBOVESPA. 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 Companhia Brasiliana de Energia, celebrado em 22 de dezembro de 2003, conforme alterado por seu primeiro e segundo aditivos. O Presidente do Conselho de Administração será substituído, nos seus impedimentos temporários por outro conselheiro indicado pelo Presidente e, não havendo indicação, por escolha dos demais membros do Conselho de Administração. Os cargos de Presidente do Conselho de Administração e de Diretor Presidente da Companhia não poderão ser acumulados pela mesma pessoa. Em caso de vacância do cargo de qualquer membro efetivo ou suplente do Conselho de Administração, deverá ser realizada, no prazo máximo de 30 (trinta) dias contados do evento, assembleia geral para eleger seu substituto, sendo que o membro suplente do conselho de administração deverá substituir o respectivo conselheiro efetivo que deixou o seu cargo até que seja eleito novo membro para ocupar o cargo de membro efetivo. Dentre os membros efetivos do Conselho de Administração será escolhido o Presidente da Companhia. 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 de Administração. 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 8 dias úteis, em primeira convocação, e de 3 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, 5 dias contados da realização da reunião. As reuniões do Conselho de Administração dos 3 últimos exercícios sociais e as do exercícios social corrente foram realizadas nas datas e horários abaixo: h h h h h h h h h h h h h h h h h h00 PÁGINA: 189 de 332

196 Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração 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 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 ), conforme alterado pelo primeiro e segundo aditivos, de forma a constar a sucessão da AES Transgás Empreendimentos S.A. pela Brasiliana ( Acordo de Acionistas da 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 sociedades controladas pela Brasiliana, e (ii) as relações entre a AES Holdings Brasil Ltda. ( AES Brasil ) e o Banco Nacional Desenvolvimento Econômico Social BNDES ( BNDES ), por meio da BNDES Participações S.A. ( BNDESPAR ), regulando o controle da Brasiliana, bem como o exercício do direito de voto na Companhia. Nos termos da cláusula 3.1 do Acordo de Acionistas da Brasiliana, algumas matérias sujeitas à aprovação do Conselho de Administração da Companhia devem ser previamente aprovadas pela AES Brasil e pela BNDESPAR, em Reunião Prévia da Brasiliana ( Reunião Prévia ), incluindo, entre outras: (i) a aprovação de planos estratégicos e de investimento de capital da Companhia; (ii) a aprovação de orçamentos da Companhia; (iii) 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; (iv) a celebração de contratos que superem, no exercício social de 2012, o valor de aproximadamente R$ 51 milhões; (v) a emissão de ações, títulos ou outros valores mobiliários pela Companhia; (vi) redução ou aumento do capital social da Companhia; (vii) 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 deste Formulário de Referência, dependerá do voto favorável da AES Brasil e da BNDESPAR, manifestado expressamente na Reunião Prévia, sem o quê 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 em suas reuniões. A AES Brasil e a 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 Acordo de Acionistas da Brasiliana, 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 consequências. De acordo com a Cláusula do Acordo de Acionistas da Brasiliana, os representantes da Brasiliana, nas reuniões do Conselho de Administração da Companhia, apenas aprovarão as matérias referidas no item 18.2 deste Formulário de Referência se tais matérias tiverem sido aprovadas, prévia e expressamente, pela AES Brasil e pela BNDESPAR. A Cláusula do Acordo de Acionistas da Brasiliana ainda determina que a AES Brasil e a BNDESPAR, se obriguem, em relação às matérias descritas no item 18.2 deste Formulário de Referência, a prover no sentido de que os membros do Conselho de Administração da Companhia por eles indicados votem em suas reuniões, 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 pela BNDESPAR em Reunião Prévia ou a AES Brasil e a 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 a 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. PÁGINA: 190 de 332

197 Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração Na hipótese de não ter sido realizada a Reunião Prévia antes da reunião do Conselho de Administração da Companhia, a AES Brasil e a 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 pela 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 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 a 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: Realizar qualquer ato de liberalidade à custas da Companhia, bem como tomar por empréstimo recursos ou bens da Companhia ou usar, em proveito próprio, de sociedade em que tenha interesse ou de terceiros, os bens, serviços ou crédito da Companhia, sem prévia autorização da assembleia geral ou do conselho de administração; Receber, em razão do exercício de seu cargo, qualquer tipo de vantagem pessoal direta ou indireta de terceiros, sem autorização estatutária ou concedida através de assembleia geral; Contratar com a Companhia em condições não razoáveis ou não equitativas, diferentes das que prevaleceriam se a Companhia contratasse no mercado ou com terceiros; 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; Usar, em benefício próprio ou de outrem, com ou sem prejuízo para a Companhia, as oportunidades comerciais de que tenha conhecimento em razão do exercício de seu cargo; Omitir-se no exercício ou proteção de direitos da Companhia ou, visando à obtenção de vantagens, para si ou para outrem, deixar de aproveitar oportunidades de negócio de interesse da Companhia; e Adquirir, para revender com lucro, bem ou direito que sabe necessário à Companhia, ou que esta tencione adquirir. A Lei das Sociedades por Ações não permite ainda que seja eleito para o conselho de administração, salvo dispensa pela assembleia geral, aquele que (i) ocupar cargo em sociedades consideradas concorrentes da Companhia; ou (ii) tiver interesse conflitante com a Companhia. Eventuais conflitos entre os acionistas que ocorram em sede do conselho de administração, e não consigam ser dirimidos entre as partes, deverão ser submetidos pelas partes à Câmara de Arbitragem do Mercado (CAM). Nos termos da lei, os conflitos de interesse são identificados e administrados pelos administradores, cumprindo-lhes cientificar aos demais administradores presentes à reunião do conselho de administração ou da diretoria o seu impedimento e fazendo consignar em ata a natureza e extensão do seu interesse. Não se admite o voto do acionista que tenha interesse conflitante com a matéria da ordem do dia, conforme vedação estabelecida na legislação brasileira. A Companhia não adota outras formas de identificação e administração de conflitos de interesses, além daquelas dispostas na Lei das Sociedades por Ações acima. A Companhia possui uma política de conflito de interesse aplicada a colaboradores internos e, por consequência, aos conselheiros internos. Com relação aos conselheiros externos que integram o Conselho de Administração, a Companhia atua de forma preventiva, por meio da realização de uma due diligence dos potenciais conselheiros independentes. PÁGINA: 191 de 332

198 Descrição da cláusula compromissória para resolução de conflitos por meio de arbitragem Cláusula compromissória inserida no estatuto para a resolução dos conflitos entre acionistas e entre estes e o emissor por meio de arbitragem, se aplicável Nos termos do artigo 39 do estatuto social da Companhia: A Companhia, seus Acionistas, Administradores e os membros do Conselho Fiscal obrigamse a resolver, por meio de arbitragem, perante a Câmara de Arbitragem do Mercado, toda e qualquer disputa ou controvérsia que possa surgir entre eles, relacionada ou oriunda, em especial, da aplicação, validade, eficácia, interpretação, violação e seus efeitos, das disposições contidas na Lei n 6.404/76, no estatuto social da Companhia, nas normas editadas pelo Conselho Monetário Nacional, pelo Banco Central do Brasil e pela Comissão de Valores Mobiliários, bem como nas demais normas aplicáveis ao funcionamento do mercado de capitais em geral, além daquelas constantes do Regulamento de Listagem do Nível 2 da BM&FBOVESPA, do Regulamento de Arbitragem da Câmara de Arbitragem do Mercado (CAM) e do Contrato de Participação no Nível 2 de Governança Corporativa. Ademais, o acordo de acionistas da Brasiliana estabelece procedimento arbitral para a resolução dos conflitos entre seus acionistas, incluindo aqueles relacionados às atividades da Companhia. Em síntese, tal acordo determina que a AES Brasil e o BNDES, por meio da 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 Mercado (CAM). PÁGINA: 192 de 332

199 12.6 / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal Nome Idade Orgão administração Data da eleição Prazo do mandato CPF Profissão Cargo eletivo ocupado Data de posse Foi eleito pelo controlador Outros cargos e funções exercidas no emissor Sheilly Caden Contente 58 Pertence apenas à Diretoria 08/05/2013 AGO/ Engenheira 11 - Diretor Vice Presidente/ Superintendente 09/05/2013 Sim Não se aplica. Gustavo Duarte Pimenta 35 Pertence apenas à Diretoria 08/05/2013 AGO Economista 11 - Diretor Vice Presidente/ Superintendente 09/05/2013 Sim Diretor Vice Presidente de Performance e Serviços. Sidney Simonaggio 56 Pertence apenas à Diretoria 08/05/2013 AGO/ Engenheiro Elétrico 11 - Diretor Vice Presidente/ Superintendente 09/05/2013 Sim Não se aplica Airton Ribeiro de Matos 53 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Contador 23 - Conselho de Administração (Suplente) 17/04/2012 Sim Não se aplica Arminio Francisco Borjas Herrera 60 Pertence apenas ao Conselho de Administração 23/11/2012 AGO/ Advogado 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 26/11/2012 Sim Não se aplica / (PAS) Manuel Francisco Pérez Dubuc 50 Pertence apenas ao Conselho de Administração 04/04/2013 AGO/ Engenheiro 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 05/04/2013 Sim Não se aplica / F (PAS) Bernerd Raymond Da Santos Ávila 49 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Administrador de Empresas 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 17/04/2012 Sim Não se aplica / (PAS) Francisco José Morandi Lopez 45 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Engenheiro 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 17/04/2012 Sim Não se aplica / (PAS) Marcelo de Carvalho Lopes 42 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Engenheiro Mecânico 23 - Conselho de Administração (Suplente) 17/04/2012 Sim Não se aplica. Patrícia Rosa de Oliveira 40 Pertence apenas ao Conselho de Administração 07/05/2012 AGO/2014 PÁGINA: 193 de 332

200 12.6 / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal Nome Idade Orgão administração Data da eleição Prazo do mandato CPF Profissão Cargo eletivo ocupado Data de posse Foi eleito pelo controlador Outros cargos e funções exercidas no emissor Bacharel em Direito 23 - Conselho de Administração (Suplente) 07/05/2012 Sim Não se aplica. Sérgio Canuto da Silva 48 Pertence apenas ao Conselho de Administração 07/05/2012 AGO/ Eletricitário 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 07/05/2012 Sim Não se aplica. Sérgio Silva do Amaral 68 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Bacharel em Direito e Ciências Sociais Não se aplica. Não se aplica / (PAS) Não se aplica. Charles Rene Lebarbenchon 43 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Advogado 28 - Conselho de Adm. Independente (Suplente) 17/04/2012 Não Não se aplica Heloísa Regina Guimarães de Menezes 48 Pertence apenas ao Conselho de Administração 10/07/2012 AGO/ Economista 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 11/07/2012 Sim Não se aplica. Ricardo de Abreu Sampaio Cyrino 47 Pertence apenas ao Conselho de Administração 23/11/2012 AGO/ Engenheiro 23 - Conselho de Administração (Suplente) 26/11/2012 Sim Não se aplica 27 - Conselho de Adm. Independente (Efetivo) 17/04/2012 Sim Flora Lúcia Marin de Oliveira 58 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Socióloga 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 17/04/2012 Não Não se aplica. Vincent Winslow Mathis 50 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Advogado 20 - Presidente do Conselho de Administração 17/04/2012 Sim Manuel Jeremias Leite Caldas 57 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Engenheiro Eletricista 27 - Conselho de Adm. Independente (Efetivo) 17/04/2012 Não Paulo Camillo Vargas Penna 56 Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração 23/11/2012 AGO/2014 PÁGINA: 194 de 332

201 12.6 / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal Nome Idade Orgão administração Data da eleição Prazo do mandato CPF Profissão Cargo eletivo ocupado Data de posse Foi eleito pelo controlador Outros cargos e funções exercidas no emissor Bacharel em Ciências Jurídicas e Sociais Britaldo Pedrosa Soares 57 Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Engenheiro 33 - Conselheiro(Efetivo) e Dir. Presidente 17/04/2012 Sim Diretor Presidente. Data da eleição: 08/05/2013. Data de posse: 09/05/2013. Prazo do Mandato: AGO/ Engenheiro Florestal 45 - C.F.(Efetivo)Eleito p/minor.ordinaristas 05/04/2013 Não Não se aplica. Sebastião Bergamini Junior 59 Conselho Fiscal 04/04/2013 AGO/ Contador 43 - C.F.(Efetivo)Eleito p/controlador 05/04/2013 Sim Não se aplica. Joaquim Dias de Castro 34 Conselho Fiscal 04/04/2013 AGO/ Economista 43 - C.F.(Efetivo)Eleito p/controlador 05/04/2013 Sim Não Aplicável. Luis Eduardo Frisoni Junior 57 Conselho Fiscal 04/04/2013 AGO/ Contador 46 - C.F.(Suplent)Eleito p/controlador 05/04/2013 Sim Não se aplica. Eduardo Coutinho Guerra 46 Conselho Fiscal 04/04/2013 AGO/ Bacharel em Relações Internacionais 48 - C.F.(Suplent)Eleito p/minor.ordinaristas 05/04/2013 Não Não se aplica, 37 - Conselheiro(Suplente) e Dir. Vice Pres. 26/11/2012 Sim Diretor Vice Presidente de Relações Institucionais, Comunicação e Sustentabilidade. Data da eleição: 08/05/2013. Data de posse: 09/05/2013. Prazo do Mandato: AGO/2016. Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira 48 Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração 16/04/2013 AGO/ Advogado 37 - Conselheiro(Suplente) e Dir. Vice Pres. 17/04/2013 Sim Diretor Vice Presidente de Assuntos Legais e Auditoria. Data da eleição: 08/05/2013. Data de posse: 09/05/2013. Prazo do Mandato: AGO/2016. Rinaldo Pecchio Junior 51 Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Economista 37 - Conselheiro(Suplente) e Dir. Vice Pres. 17/04/2012 Sim Diretor Vice Presidente de Finanças e Relações com Investidores. Data da eleição: 08/05/2013. Data de posse: 09/05/2013. Prazo do Mandato: AGO/2016. Marcus Pereira Aucélio 46 Conselho Fiscal 04/04/2013 AGO/2014 Ana Paula de Sousa Soares 46 Conselho Fiscal 04/04/2013 AGO/2014 PÁGINA: 195 de 332

202 12.6 / 8 - Composição e experiência profissional da administração e do conselho fiscal Nome Idade Orgão administração Data da eleição Prazo do mandato CPF Profissão Cargo eletivo ocupado Data de posse Foi eleito pelo controlador Outros cargos e funções exercidas no emissor Contadora 46 - C.F.(Suplent)Eleito p/controlador 05/04/2013 Sim Não se aplica. Experiência profissional / Declaração de eventuais condenações Sheilly Caden Contente Sheilly Caden Contente é Diretora da Companhia desde janeiro de É graduada em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal da Bahia UFBA, pós-graduada em Sistema de Potência pela Escola Federal de Engenharia de Itajubá (EFEI), em Itajubá, Minas Gerais, em 1983, e concluiu o Curso de Especialização em Regulação, pelo International Training Program of Utility Regulation and Strategy - Universidade da Flórida - em Atualmente é: (i) Diretora Vice-Presidente de Assuntos Regulatórios do Grupo AES no Brasil desde janeiro de 2008; (ii) Diretora de Assuntos Regulatórios da AES Tietê S.A. (companhia aberta); (iii) membro suplente do conselho de administração da AES Elpa S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) e membro titular do conselho de administração da AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. (companhia fechada cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica). Nos últimos anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i) 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 (ii) Diretora da SCCONSULT - Consultoria em Energia e Regulação, de agosto de 2006 a dezembro de Gustavo Duarte Pimenta Gustavo Duarte Pimenta é bacharel em Ciências Econômicas pela Universidade Federal de Minas Gerais - UFMG e mestre em Economia pela Fundação Getúlio Vargas - FGV, São Paulo. Atualmente é: (i) Diretor Vice -Presidente da Companhia desde outubro de 2012 (ii) membro suplente do Conselho de Administração da AES Tietê S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a geração de energia elétrica) desde fevereiro de 2010; (iii) membro suplente do Conselho de Administração da AES Elpa S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a participação em outras sociedades) desde dezembro de 2010; e (iv) membro suplente do Conselho de Administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a distribuição de energia elétrica) desde fevereiro de Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as funções de: (i) Diretor de Planejamento Estratégico do Grupo AES Brasil, de novembro de 2011 a agosto de 2012; (ii) Diretor de Suporte à Gestão da AES Brasil, de outubro de 2009 a novembro de 2011; (iii) Vice-Presidente de Estratégia e M&A do Citigroup Inc. (companhia aberta, instituição financeira), em Nova York, de setembro de 2007 a setembro de 2009, além de ter participado de um programa global de desenvolvimento de líderes, em Nova York e Londres, no período de junho de 2006 a setembro de 2007; (iv) Auditor externo na KPMG Auditores Independentes, de setembro/2003 à agosto/2011; e (v) Analista de Crédito no Banco Mercantil S.A. (companhia aberta, instituição financeira) de fevereiro/1999 à fevereiro/2001. Gustavo Duarte Pimenta também participou de diversos programas de desenvolvimento ao longo de sua carreira, entre eles o Programa de Desenvolvimento de Executivos na Fundação Dom Cabral, o Programa de Desenvolvimento de Liderança na Darden School of Business, e o curso de Precificação de Opções Exóticas na New York University. Sidney Simonaggio Sidney Simonaggio é Diretor Vice-presidente da Companhia desde janeiro de É bacharel em Engenharia Elétrica na modalidade Eletrotécnica pela Faculdade de Engenharia Industrial de São Bernardo do Campo - SP, com mestrado sem dissertação na área de Sistema de Potência pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo SP, e também bacharel em Ciências Jurídicas e Sociais pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul Porto Alegre RS. Atualmente é: (i) Vice-Presidente de Operações e Comercial do Grupo AES Brasil desde janeiro de 2012; e (ii) membro efetivo do conselho de administração da AES Elpa (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) desde dezembro de 2011, membro suplente do Conselho de Administração da AES Tietê S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) desde dezembro de Nos últimos cinco anos, além dessas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretor Executivo de Operações da Companhia de abril de 2010 a dezembro de 2011; (ii) Vice-Presidente Corporativo de Operações da Rede Energia S.A. (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de energia) de agosto de 2007 até abril de 2010; (iii) Vice-Presidente Executivo da ENERSUL S.A. (companhia aberta que atua no setor de distribuição de energia) de setembro de 2008 até abril de 2010; e (iv) Sócio-Diretor na Simonaggio Advogados Associados (sociedade de advogados que atua na prestação de serviços jurídicos) de maio a julho de Além destas, exerceu também a função de Presidente na Rio Grande Energia S.A. (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de energia) de março de 2000 até julho de Airton Ribeiro de Matos PÁGINA: 196 de 332

203 Airton Ribeiro de Matos é membro suplente do Conselho de Administração da Companhia desde abril de É bacharel em Ciências Contábeis pela FAE e possui MBA em Finanças Corporativas pelo IBMEC de São Paulo. Atualmente é: (i) Diretor de Controladoria Corporativa do Grupo AES no Brasil desde outubro de 2006; e (ii) membro do conselho de administração da AES Tietê S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica), AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica), AES Elpa S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) e AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. (companhia fechada cuja atividade é a atuação no setor de energia elétrica). Airton Ribeiro de Matos também foi membro do Conselho de Administração da Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) de maio de 2008 a setembro de Airton Ribeiro de Matos não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Arminio Francisco Borjas Herrera Arminio Francisco Borjas Herrera é membro suplente do Conselho de Administração da Companhia desde maio de É bacharel em Direito pela Universidad Católica Andrés Bello, na Venezula. Atualmente é: (i) Diretor Jurídico Regional do grupo AES para a América Latina, responsável por Argentina, Brasil, Colômbia, Chile, República Dominicana, El Salvador e Panamá, desde setembro de 2007; e (ii) membro do Conselho de Administração da AES Gener S.A. (companhia aberta), cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica, AES Panamá S.A. (companhia aberta), cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica, Alumbrado Electrica de San Salvador, S.A. de C.V. (companhia aberta atuante no setor de distribuição e comercialização de energia elétrica), Empresa Electrica de Oriente, S.A. (companhia aberta atuante no setor de distribuição e comercialização de energia elétrica) e C.A. Ron Santa Teresa (companhia aberta atuante no setor de produção, engarrafamento e distribuição de bebidas alcoólicas). Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as seguintes funções: (i) Vice-Presidente de assuntos jurídicos da Electricidad de Caracas, uma subsidiária do grupo AES na Venezuela, cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica, de abril de 2004 a setembro de Foi membro do Conselho de Administração da AES Tietê, cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica. Arminio Francisco Borjas Herrera não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Manuel Francisco Pérez Dubuc Manuel Francisco Pérez Dubuc é membro efetivo e presidente do conselho de administração da AES Sul desde abril de Ele é formado em engenharia elétrica pela Universidade Simón Bolívar em Caracas na Venezuela e possui MBA pelo Instituto de Estudios Superiores de Administración IESA também em Caracas/Venezuela. Atualmente é: (i) Diretor Presidente da AES no México, América Central e Caribe. Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as seguintes funções: (i) Presidente e Diretor de Operações da Meiya Power Company (MPC) (maior empresa chinesa produtora de energia na China e Coréia do Sul), de junho de 2009 a abril de 2011; (ii) Vice-Presidente e Gerente Regional da AES no norte da Ásia, de agosto de 2008 a maio de 2009; e (iii) Vice-Presidente e Gerente Regional da AES na Ásia, de agosto de 2007 a julho de Manuel Francisco Pérez Dubuc não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Bernerd Raymond Da Santos Ávila Bernerd Raymod Da Santos Avila é membro efetivo do Conselho de Administração da Companhia desde maio de É bacharel Cum Laude em Administração de Empresas e Administração Pública pela Universidad José Maria Vargas, com pós-graduação Cum Laude em Gerência de Negócios e em Finanças, MBA Cum Laude pela Universidad José Maria Vargas e concluiu o Programa Avançado no Instituto de Estudios Superiores y de Administración (IESA) em Caracas, bem como o Programa de Liderança da AES na Darden School. Atualmente é: (i) Diretor Vice-Presidente Financeiro do grupo AES na América Latina e África desde julho de 2005; (ii) Diretor Executivo de Finanças da AES Global Utility, desde outubro de 2011; (iii) Presidente do Conselho de Administração da AES Uruguaiana; e (iii) membro do Conselho de Administração das empresas Brasiliana, AES Tietê, AES Gener S.A. (companhia aberta), Companhia de Alumbrado Electrico de San Salvador (CAESS) cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica, Empresa Electrica de Oriente (EEO) cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica, Companhia de Alumbrado Electrico de Santa Ana cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica, Eletricidad de La Plata (EDELAP) cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica, AES Chivor & Cia S.C.A. E.S.P. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica), AES Sonel e Dayton Power & Ligth. Possui 25 anos de experiência em finanças corporativas internacionais no setor de serviços de geração, transmissão e distribuição na América Latina e, recentemente, na África. Além dessas, também exerceu a posição de Diretor Financeiro e Controller na Venezuela, El Salvador e Colômbia, de maio de 2000 a junho de Bernerd Raymond Da Santos Avila não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Francisco José Morandi Lopez Francisco José Morandi Lopez é membro efetivo do Conselho de Administração da Companhia desde maio de É bacharel em Engenharia Civil, com Pós-Graduação em Finanças Corporativas e Mestrado em Administração de Empresas pela Universidad Metropolitana, em Caracas, Venezuela. Atualmente é: (i) Diretor Geral de Projetos Especiais em Serviços Globais da The AES Corporation desde outubro 2011; (ii) Presidente do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) e AES Elpa S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica); e (iii) membro do Conselho de Administração da AES Tietê S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica), Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica), AES Chivor & Cia. SCA ESP (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) e AES Panamá S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica). Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretor Geral para America Latina e Africa, de agosto de 2010 a setembro de 2011; (ii) Diretor Assessor do Presidente Regional da AES Corporation para América Latina, de dezembro de 2008 a julho de 2010; (iii) Diretor Vice-Presidente de Implementação de Estratégia da The AES Corporation de maio de 2007 até novembro de 2008; (ii) Diretor Vice-Presidente de Transformação dos Negócios Globais da The AES Corporation de maio de 2006 até abril de Francisco José Morandi Lopez não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. PÁGINA: 197 de 332

204 Marcelo de Carvalho Lopes Marcelo de Carvalho Lopes é membro suplente do Conselho de Administração da Companhia desde março 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. Atualmente é: (i) Presidente do Badesul Caixa Estadual S.A. - Agência de Fomento do Rio Grande do Sul (companhia fechada cuja principal atividade é a atuação no desenvolvimento econômico e social do Estado do Rio Grande do Sul) desde abril de 2011; e (ii) membro do conselho de administração da Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) desde outubro de 2006 e da Tietê S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) desde dezembro de Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretor Superintendente do Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas do Estado do Rio Grande do Sul de janeiro de 2009 até março de 2011; e (ii) Diretor-Geral do CENSIPAM na Casa Civil/PR Presidência da República de junho de 2006 a dezembro de Marcelo de Carvalho Lopes não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Patrícia Rosa de Oliveira Patrícia Rosa de Oliveira é membro suplente do Conselho de Administração da Companhia desde maio de É bacharel em Direito pela Universidade Nove de Julho (Uninove) e pós-graduada em Direito do Trabalho e Processo do Trabalho na EPD - Escola Paulista de Direito. Atualmente é: (i) Diretora Jurídica no Sindicato dos Eletricitários de São Paulo, com mandato de fevereiro de 2011 a fevereiro de 2015; (ii) Conciliadora na Comissão de Conciliação Prévia dos Eletricitários de São Paulo (CCPESP) desde março de 2009; (iii) membro da Comissão da Criança e Adolescente da Ordem dos Advogados do Brasil de São Paulo - OAB/SP desde abril de 2006; e (iv) assistente Administrativo II da Companhia desde novembro de 2000, sendo responsável pelo controle das equipes de campo (controle de horários de entrada, descanso e saída), cadastro de controle dos contratados, manter controlado postes abalroados, despachar serviços programados e de iluminação pública. Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu a função de preposto da Companhia nas audiências dos Juizados Cíveis de abril de 2005 a março de Patrícia Rosa de Oliveira não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Sérgio Canuto da Silva Sergio Canuto da Silva é membro efetivo do Conselho de Administração da Companhia desde maio de É Técnico em Sistema Elétrico pelo Centro de Educação Técnica e Tecnológica Álvares de Azevedo (CETTAA). Atualmente é: (i) Dirigente Sindical e Diretor Secretário Geral do Sindicato dos Eletricitários de São Paulo desde fevereiro de 2011; (ii) Técnico Sistema Elétrico Campo Sênior da Companhia desde agosto de 2003, sendo responsável, fundamentalmente, por planejar e fiscalizar a execução de obras, serviços de poda e roçada, efetuar medição para pagamento de serviços programados, realizar inspeções de segurança, coordenar a fiscalização, execução e orçamento de projetos de regularização clandestinas; (iii) Membro do Conselho Gestor do Centro de Referência em Saúde do Trabalhador, eleito pelos trabalhadores e usuários do serviço publico de saúde, desde maio de 2011; e (iv) membro do Comitê Gestor da Fundação CESP desde Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as seguintes funções: (i) Dirigente Sindical, Diretor de Base do Sindicato dos Eletricitários de São Paulo de março de 2003 à janeiro de 2011; e (ii) membro suplente do Conselho de Administração da Companhia de abril de 2008 a abril de Sérgio Canuto da Silva não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Sérgio Silva do Amaral Sérgio Silva do Amaral é membro efetivo do Conselho de Administração da Companhia desde setembro de É bacharel em Direito e Ciências Políticas pela Faculdade de Direito da Universidade de São Paulo (USP), cursou Ciência Política na Universidade de Paris I (Panthéon-Sorbonne) e Doutorado de 3º Ciclo na Universidade de Paris I (Panthéon-Sorbonne). Atualmente é: (i) Diplomata desde junho de 1971; (ii) Diretor Internacional da Fundação Armando Álvares Penteado FAAP desde setembro de 2005; (iii) Conselheiro da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo FIESP desde setembro de 2005; (iv) Conselheiro da Felsberg e Associados desde setembro de 2005; (v) Presidente da Associação Brasileira da Indústria do Trigo desde julho de 2008; e (vi) membro efetivo do Conselho de Administração da AES Tietê S.A. (companhia aberta) desde setembro de 2010, e membro dos conselhos de administração das empresas Total AS e Total AS e Compagnie Plastic Omnium, ambas empresas francesas. Sérgio Silva do Amaral não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Flora Lúcia Marin de Oliveira Flora Lúcia Marin de Oliveira é membro efetivo do Conselho de Administração da Companhia desde maio de Graduação (incompleta) em Ciências Sociais pela Faculdade de Filosofia, Letras e Ciências Humanas pela Universidade de São Paulo, São Paulo/SP, e participou de diversos cursos extracurriculares, dentre os quais: (i) Planejamento Estratégico Situacional (PES) pela Universidad Javeriana, Bogotá, Colômbia; (ii) Planejamento por Objetivos (ZOPP) pelo GTZ Instituto de Cooperação Alemã, Brasília, DF; e (iii) The Art of Business Coaching pela Newfield Consulting, Espanha, Venezuela e México. Atualmente é Assessora Especial do Gabinete da Ministra no Ministério do Desenvolvimento Social e Combate à Fome - MDS desde março de Nos últimos anos exerceu, além destas, as seguintes funções: (i) Sócia Administradora do Grupo Desenvolvimento Humano e Institucional S.S. Ltda., cuja principal atividade é a atuação em consultoria especializada, de fevereiro de 2001 a dezembro de 2010; e (ii) Secretária Municipal de Planejamento Estratégico da Prefeitura Municipal de Santo André de setembro de 1997 a fevereiro de Flora Lúcia Marin de Oliveira não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Vincent Winslow Mathis PÁGINA: 198 de 332

205 Vincent Mathis é Presidente do Conselho de Administração da Companhia desde dezembro de É bacharel em Economia e Ciências Políticas pela Universidade de Richmond Virginia, bem como Bacharel em Direito pela Faculdade de Direito da Universidade da Virginia. Atualmente é: (i) Diretor Jurídico de Utilidades Integradas da The AES Corporation, cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica desde outubro de 2011; e (ii) membro efetivo do Conselho de Administração da AES Tietê S.A, cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica (companhia aberta). Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as seguintes funções: (i) Diretor Jurídico, Região da América do Norte da The AES Corporation, cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica de outubro de 2009 à outubro de 2011; e (ii) Diretor Jurídico e Vice-Presidente Executivo da ContourGlobal LP, cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica, de julho de 2006 a outubro de Vincent Mathis não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Manuel Jeremias Leite Caldas Manuel Jeremias Leite Caldas é membro do Conselho de Administração da Companhia desde abril de É bacharel em Engenharia Elétrica pelo Instituto Militar de Engenharia (IME), cursou Administração pela UERJ (curso incompleto), é doutor e mestre em Economia pela Fundação Getúlio Vargas. Atualmente é: (i) Consultor da Alto Capital Gestão de Recursos desde janeiro de 2007; (ii) membro do conselho de administração da Contax Participações S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de atendimentos comerciais); e (iii) membro do conselho de administração da São Carlos Empreendimentos (companhia aberta cuja atividade principal é no setor imobiliário). Foi membro suplente do conselho fiscal da Companhia e membro do conselho fiscal da Companhia Energética do Rio Grande do Norte S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) desde abril Manuel Jeremias Leite Caldas não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Charles Rene Lebarbenchon Charles Rene Lebarbenchon é membro do Conselho de Administração da Companhia desde abril de É bacharel em Direito pela Universidade do Vale do Itajaí UNIVALI, e especialista (MBA) em Direito Tributário pela Fundação Getúlio Vargas FGV/RJ. Atualmente é Consultor Externo do Instituto Innovare, desde março de Nos últimos cinco anos, além dessa exerceu as seguintes funções: (i) Membro do Conselho Deliberativo do Instituto de Previdência OABPrev-SC, desde setembro de 2011; (ii) Diretor de Benefícios do Instituto de Previdência Privada OABPrev-SC de outubro de 2009 a setembro de 20012; e (iii) Assistente da Presidência da Centrais Elétricas de Santa Catarina Celesc S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica), atuando junto à Secretaria do Conselho de Administração como interface entre o Conselho e a Diretoria Executiva, de dezembro de 2008 a maio de Charles Rene Lebarbenchon não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Heloísa Regina Guimarães de Menezes Heloísa Regina Guimarães de Menezes é membro efetivo do Conselho de Administração da Companhia desde julho de É economista graduada pela Pontifícia Católica de Minas Gerais PUC/MG, mestre em Ciências em Desenvolvimento Agrícola, pela CPDA Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro UFRRJ, e aperfeiçoamento em economia pela Universidade Federal de Minas Gerais UFMG (curso incompleto). Atualmente é Secretária do Desenvolvimento da Produção MDIC, Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior, desde fevereiro de Nos últimos cinco anos, além dessas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretora de Relações Institucionais, da Confederação Nacional das Indústrias CNI, de dezembro de 2009 a fevereiro de 2011; e (ii) Superintendente do Instituto Euvaldo Lodi - Sistema Federação das Industrias do Estado de Minas Gerais, de dezembro de 2003 à dezembro de Heloísa Regina Guimarães de Menezes não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Ricardo de Abreu Sampaio Cyrino Ricardo de Abreu Sampaio Cyrino é formado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Itajubá em Minas Gerais, com MBA em Energia pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo (em novembro de 2005), e participou em diversos programas de educação executiva, dentre os quais o AES Finance Leadership Development Program em Darden Graduate School of Business Administration, University of Virginia (em novembro de 2009), o AES Leadership Development Program também em Darden Graduate School of Business Administration (junho de 2005). Atualmente é membro suplente do conselho de administração da AES Sul desde de 29 de abril de Nos últimos cinco anos exerceu, além desta, as seguintes funções:; (i) Diretor de Desenvolvimento de Negócios da AES Tietê S.A. (companhia aberta) de julho de 2009 a março 2011; e (iii) Diretor de Suprimento de Energia da Companhia, de outubro de 2003 a junho de Ricardo de Abreu Sampaio Cyrino não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Paulo Camillo Vargas Penna Paulo Camillo Vargas Penna é graduado em Ciências Jurídicas e Sociais pela Pontifícia Universidade Católica de Minas Gerais. Atualmente é Diretor Vice-Presidente da Companhia desde fevereiro de 2012 e diretor da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (empresa de capital aberto cuja atividade principal é a distribuição de energia elétrica) desde fevereiro de Nos últimos 5 anos, além dessas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretor-Presidente do Instituto Brasileiro de Mineração IBRAM (Associação privada, sem fins lucrativos) de fevereiro de 2006 a janeiro de 2012; (ii) Diretor e, posteriormente, Vice-Presidente do Sindicato Nacional da Indústria da Extração do Ferro e Metais Básicos SINFERBASE, de abril de 2007 a janeiro de Britaldo Pedrosa Soares PÁGINA: 199 de 332

206 Britaldo Pedrosa Soares é membro efetivo do Conselho de Administração da Companhia desde abril de 2008 e Diretor Presidente desde junho de É graduado em Engenharia Metalúrgica pela Universidade Federal de Minas Gerais, com pós-graduação em Engenharia Econômica e Financeira na Fundação Dom Cabral (Minas Gerais) e participou em diversos programas de educação executiva, dentre os quais o Senior Executive Program na Darden School of Business University of Virginia. Atualmente é: (i) Diretor Presidente da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) e AES Tietê S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica); (ii) Diretor Presidente e Relações com Investidores da Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) e AES Elpa S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica); e (iii) membro do Conselho de Administração da Companhia Brasiliana de Energia, AES Elpa S.A., AES Tietê S.A., AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A., AES Gener S.A. (companhia aberta no Chile cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica), da AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. (companhia fechada cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica), do Operador Nacional do Sistema Elétrico ONS, desde abril de 2008, do Instituto Brasileiro de Executivos de Finanças de São Paulo - IBEF desde janeiro de 2011, do Instituto Brasileiro de Executivos de Finanças de São Paulo - IBEF desde janeiro de 2011, da Câmara Americana de Comércio - ANCHAM São Paulo desde janeiro de 2011 e da The Dayton Power and Light Company desde novembro de Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Jarí Celulose S.A. (companhia fechada que atua no setor de papel para embalagens), Elektro Eletricidade e Serviços S.A. (companhia aberta que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de energia), Aços Villares S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de siderurgia), AES Tietê S.A. e da Companhia; (iii) Diretor de Relações com Investidores da Companhia Brasiliana de Energia de fevereiro de 2006 até junho de 2007; e (iii) membro do Conselho de Administração da Companhia Energética de Minas Gerais CEMIG (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) de abril de 2008 até janeiro de Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira é membro suplente do conselho de administração da Companhia desde novembro de É bacharel em Direito pela Universidade Santa Úrsula, Rio de Janeiro, com mestrado em Jurisprudência Comparada pela Universidade de Nova York, EUA e MBA In-House Universidade AMBEV. Atualmente é: (i) Diretor Vice-Presidente de Assuntos Legais da Companhia desde junho de 2008, responsável pela área de Ética e Compliance desde junho de 2008, pela área de Meio Ambiente desde outubro de 2009, e pela área de Auditoria Interna e Processos de Negócio em novembro de 2011; (ii) Vice- Presidente de Assuntos Legais do grupo AES no Brasil desde maio de 2006; (iii) Diretor da AES Elpa S.A., AES Tietê S.A. e Companhia Brasiliana de Energia, todas companhias abertas, cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica; (iv) membro do Conselho de Administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (companhia aberta), Companhia Brasiliana de Energia, AES Elpa S.A., AES Tietê S.A. e AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. (companhias fechadas, cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica). Rinaldo Pecchio Junior Rinaldo Pecchio Junior é membro suplente do Conselho de Administração da Companhia desde maio de É formado em Economia pela Universidade Estadual de Campinas e em Contabilidade pela Pontifícia Universidade Católica de Campinas, com MBA em Finanças pelo IBMEC - Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais. Fez cursos in company de atualização e desenvolvimento gerencial nos Estados Unidos com professores da Harvard Business School e na Tuck School of Business e cursos de atualização e desenvolvimento profissional na Europa com professores do IMD - International Institute for Management Development, Suíça. Atualmente é: (i) Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da AES Tietê S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica,) desde dezembro de 2009; (ii) Diretor da Uruguaiana Empreendimentos S.A. (companhia fechada cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) desde dezembro de 2009; (iii) Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica (companhia aberta) desde fevereiro de 2010; (iv) Diretor da AES Serviços TC Ltda. cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica, desde agosto de 2011; e (v) membro suplente do conselho de administração da AES Tietê S.A. cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica, desde maio de Nos últimos cinco anos, exerceu, além destas, as seguintes funções: (i) Diretor da Eletropaulo Telecomunicações Ltda. cuja principal atividade é a atuação no setor de telefonia e telecomunicações, de dezembro de 2009 a outubro de 2011; e (ii) Diretor Executivo de Finanças e Transformação de Negócios da Tetra Pak Ltda. (sociedade que atua no setor de embalagens para líquidos e alimentos processados) de novembro de 2005 a dezembro de Marcus Pereira Aucélio Marcus Pereira Aucélio é membro suplente do Conselho Fiscal da Companhia desde maio de É graduado em Engenharia Florestal pela Universidade de Brasília, tendo concluído MBA Executivo em Finanças pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais e pós-graduação em Economia do Setor Público pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. Atualmente é: (i) Sub-secretário de Política Fiscal da Secretaria do Tesouro Nacional desde janeiro de 2007; (ii) membro do conselho fiscal da Petrobras Transporte S.A. (companhia de sociedade anônima de capital aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de transporte de petróleo, derivados e gás) desde abril de 2012; (iii) membro do conselho curador do FGTS e do FCVS desde julho de Marcus Pereira Aucélio foi: (i) membro do conselho de administração da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás (companhia focada na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica) no período de abril a novembro de 2007; e (ii) membro de Conselhos Fiscais da Banespa S.A. de abril de 1998 a novembro de 2000, Banco do Brasil S.A. de maio de 2000 a abril de 2005, Caixa de Consórcios de abril de 2007 a abril de 2009, cuja principal atividade é a atuação no setor de consórcios, Petróleo Brasileiro S.A., cuja principal atividade é a atuação no setor de energia, de março de 2005 a março de 2012, e Vale S.A., cuja principal atividade é a atuação no setor de energia, mineração e siderurgia, de outubro de 2009 a maio de Marcus Pereira Aucélio não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Sebastião Bergamini Junior PÁGINA: 200 de 332

207 Sebastião Bergamini Júnior é membro do conselho fiscal da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. desde maio de É formado em Contabilidade pela Faculdade Moraes Junior e pós-graduado em finanças corporativas pela Fundação Getúlio Vargas FGV, também é certificado pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa IBGC (conselho de administração e conselho fiscal), pelo ICSS - Instituto de Certificação dos Profissionais de Seguridade Social (administração em fundos de pensão) e ANBIMA Associação Brasileira das Entidades dos Mercados Financeiros e de Capitais (CPA - 20). Atualmente é: (i) Sócio Consultor da ASCOT Assessoria, Consultoria e Treinamento S/C Ltda. (companhia que presta serviços de assessoria, consultoria e treinamento para empresas) desde maio de 2008; e (ii) Membro do conselho fiscal da AES Tietê S.A. (ambas companhias abertas). Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu as seguintes funções: (i) 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 2009 a junho de 2010; (ii) Membro do conselho deliberativo da Fundação de Assistência e Previdência Social do Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (FAPES) de abril de 2007 a março de 2011; (iii) Foi funcionário do BNDES por 31 anos (de 1977 a 2008), sendo: (a) Subchefe da Auditoria Interna do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES, de 2004 a 2008; (b) Gerente do departamento de avaliação de risco de crédito de empresas não-financeiras de novembro de 1989 a abril de 2004; (c) Gerente de análise de projetos de investimentos na área de infra-estrutura do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES por um 1 ano; (d) Gerente de carteira de investimento, acompanhamento e venda de produtos de renda variável do BNDES Participações S.A. BNDESPAR por dois anos; e (vii) Analista de projetos industriais por dez anos. O Sr. Sebastião Bergamini Júnior foi membro do conselho fiscal da AES Elpa S.A. (companhia aberta), da Companhia Vale do Rio Doce (companhia aberta) e presidente do conselho fiscal da Fundação de Assistência e Previdência Social do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (FAPES), de novembro de 2002 a março de Joaquim Dias de Castro Joaquim Dias de Castro é membro do conselho fiscal da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. desde maio de É economista formado pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul e mestre em Economia pela EPGE/FGV-RJ. Atualmente é: (i) gerente do departamento de acompanhamento e gestão da carteira do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES desde novembro de 2007; e (ii) membro do conselho fiscal da AES Tietê S.A. (companhia aberta), desde abril de Foi membro do conselho de administração da Light S.A. (companhia voltada à distribuição, geração, comercialização e prestação de serviços de energia), da CTX Participações S.A. (companhia voltada à administração e participação de outras sociedades), Telemar Participações S.A. e Tele Norte Leste Participações S.A. (companhias voltadas ao setor de telecomunicações) e Rede Energia S.A. (companhia voltada à distribuição, comercialização e geração de energia), todas companhias abertas. Luis Eduardo Frisoni Junior Luis Eduardo Frisoni Júnior é membro do conselho fiscal da Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. desde abril de É bacharel em Administração de Empresas pela EAESP/FGV - Fundação Getúlio Vargas e em Ciências Contábeis pela Universidade Paulo Eiró. Atualmente, é (i) consultor independente e (ii) membro do conselho fiscal da AES Elpa S.A. e AES Tietê S.A (companhias abertas). Foi sócio da PricewaterhouseCoopers ( PwC ) - Brasil de agosto de 1988 a setembro de 2010, tendo ocupado as seguintes funções nacionais e internacionais: (i) responsável pela prática em Minas Gerais de julho de 1988 a fevereiro de 1992; (ii) network de firmas PwC na América do Sul: (a) de março de 1992 a junho de 1995, sócio coordenador de finanças (CFO); (b) de julho de 1995 a junho de 1999, sócio coordenador de operações (COO); (c) de julho de 1998 a junho de 1999, sócio coordenador de auditoria; (d) de julho de 1999 a junho de 2001, Deputy Senior Partner ; (e) de julho de 2001 a setembro de 2010, Senior Partner (CEO e Chairman do Board de Governança); (iii) no network global da PwC, de julho de 2001 a setembro de 2010, membro efetivo do principal órgão de liderança do network global. Eduardo Coutinho Guerra Eduardo Coutinho Guerra é membro suplente do Conselho Fiscal da Companhia desde abril de É formado em Relações Internacionais pela Universidade de Brasília, com MBA em Administração Financeira e Mercado de Capitais pela Fundação Getúlio Vargas (FGV), Brasília, e especializações em administração pública pelo The Swedish Institute (SI), Estocolmo, e em economia pelo The Institute of Brazilian Issues (IBI), Washington. Atualmente é: (i) subsecretário do Tesouro Nacional desde fevereiro de 2007 e (ii) membro do conselho fiscal das empresas Embraer S.A. (companhia de sociedade de economia mista focada no setor de aeronaves) desde abril de Foi membro suplente do conselho fiscal da Petróleo Brasileiro S.A. Petrobras (companhia de sociedade de economia mista focada no setor de petróleo) de março de 2003 a março de 2010 e da BNDES Participações S.A. - BNDESPAR (companhia constituída como Subsidiária Integral da Empresa Pública Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES) de abril de 2006 a abril de Nos últimos cinco anos, além dessas, exerceu a seguinte função: (i) Coordenador Geral de Responsabilidades Financeiras e Haveres mobiliários, de março de 2003 a fevereiro de Eduardo Coutinho Guerra não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Ana Paula de Sousa Soares Ana Paula de Sousa Soares é formada em Ciências Contábeis pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro - UERJ (1988), com MBA Finanças pelo IBMEC (2001) e MBA Executivo COPPEAD (2012). Atualmente é gerente do departamento de Biocombustíveis do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES, responsável pela análise e acompanhamento de projetos de empresas dos setores de biocombustíveis e energia de biomassa. PÁGINA: 201 de 332

208 Composição dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, financeiro e de remuneração Nome Tipo comitê Cargo ocupado Profissão Data eleição Prazo mandato CPF Descrição outros comitês Descrição outros cargos ocupados Idade Data posse Outros cargos/funções exercidas no emissor Airton Ribeiro de Matos Outros Comitês Membro do Comitê (Efetivo) Contador 29/04/2008 Indeterminado Comitê de Gestão da Política de Investimento e Operacional Membro do Conselho de Administração Daniel Mejdalani Follain Outros Comitês Membro do Comitê (Efetivo) Economista 16/04/2012 Indeterminado Comitê de Gestão da Política de Investimento e Operacional Não aplicável. Gustavo Duarte Pimenta Outros Comitês Membro do Comitê (Efetivo) Economista 08/06/2010 Indeterminado Comitê de Gestão da Política de Investimento e Operacional Diretor Vice-Presidente. Joaquim Dias de Castro Outros Comitês Membro do Comitê (Efetivo) Economista 18/05/2011 Indeterminado Comitê de Gestão da Política de Investimento e Operacional Membro do Conselho Fiscal. Maria Carmen Westerlund Montera Outros Comitês Membro do Comitê (Efetivo) Economista 18/05/2011 Indeterminado Comitê de Gestão da Política de Investimento e Operacional Experiência Profissional / Declaração de Eventuais Condenações Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Outros Comitês Membro do Comitê (Efetivo) Advogado 06/07/2006 Indeterminado Comitê de Gestão da Política de Investimento e Operacional Membro do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente. 48 PÁGINA: 202 de 332

209 Existência de relação conjugal, união estável ou parentesco até o 2º grau relacionadas a administradores do emissor, controladas e controladores Justificativa para o não preenchimento do quadro: a. administradores da Companhia Não aplicável. Não há relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau entre administradores da Companhia e controladores diretos ou indiretos da Companhia. b. (i) administradores da Companhia e (ii) administradores de controladas, diretas ou indiretas, da Companhia Não aplicável. Não há relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau entre administradores da Companhia e controladores diretos ou indiretos da Companhia. c. (i) administradores da Companhia ou de suas controladas, diretas ou indiretas e (ii) controladores diretos ou indiretos da Companhia Não aplicável. Não há relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau entre administradores da Companhia e controladores diretos ou indiretos da Companhia. d. (i) administradores da Companhia e (ii) administradores das sociedades controladoras diretas e indiretas da Companhia Não aplicável. Não há relação conjugal, união estável ou parentesco até o segundo grau entre administradores da Companhia e controladores diretos ou indiretos da Companhia. PÁGINA: 203 de 332

210 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação Cargo/Função CPF/CNPJ Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada Exercício Social 31/12/2012 Administrador do Emissor Britaldo Pedrosa Soares Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração e Diretor Presidente Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Diretor Presidente e Relações com Investidores e Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Britaldo Pedrosa Soares Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração e Diretor Presidente Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Diretor Presidente e Relações com Investidores e Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Britaldo Pedrosa Soares Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração e Diretor Presidente Pessoa Relacionada AES Holdings Brasil Ltda / Diretor Observação Administrador do Emissor PÁGINA: 204 de 332

211 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação Cargo/Função Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Diretor e Membro do Conselho de Administração Observação CPF/CNPJ Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada Administrador do Emissor Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Diretor e Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente Pessoa Relacionada AES Holdings Brasil Ltda / Diretor Observação Administrador do Emissor Bernerd Raymond Da Santos Ávila Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração Pessoa Relacionada PÁGINA: 205 de 332

212 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação CPF/CNPJ Cargo/Função Companhia Brasiliana de Energia / Membro do Conselho de Administração Observação Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada Administrador do Emissor Marcos Ponce de Leon Arruda Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Membro de Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Francisco Jose Morandi Lopez Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Presidente do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Francisco Jose Morandi López Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Membro do Conselho de Administração Observação PÁGINA: 206 de 332

213 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação Cargo/Função CPF/CNPJ Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada Administrador do Emissor Airton Ribeiro Matos Subordinação Controlador Direto Membro Suplente do Conselho de Administração Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Marcelo de Carvalho Lopes Subordinação Controlador Indireto Membro Suplente do Conselho de Administração Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Sidney Simonaggio Subordinação Controlador Direto Diretor Vice-Presidente Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Gustavo Duarte Pimenta Subordinação Controlador Direto PÁGINA: 207 de 332

214 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação CPF/CNPJ Cargo/Função Diretor Vice-Presidente Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Membro do Conselho de Administração Observação Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada Administrador do Emissor Sheilly Caden Contente Subordinação Controlador Direto Diretora Vice-Presidente Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Membro do Conselho de Administração Observação Exercício Social 31/12/2011 Administrador do Emissor Britaldo Pedrosa Soares Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração e Diretor Presidente Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Diretor Presidente e Relações com Investidores e Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Britaldo Pedrosa Soares Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração e Diretor Presidente PÁGINA: 208 de 332

215 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação CPF/CNPJ Cargo/Função Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Diretor Presidente e Relações com Investidores e Membro do Conselho de Administração Observação Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada Administrador do Emissor Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Diretor e Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Berned Raymond Da Santos Ávila Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Francisco Jose Morandi López Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração. Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Presidente do Conselho de Administração PÁGINA: 209 de 332

216 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação Cargo/Função CPF/CNPJ Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada Observação Administrador do Emissor Francisco Jose Morandi López Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Airton Ribeiro Matos Subordinação Controlador Direto Membro Suplente do Conselho de Administração Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Marcelo de Carvalho Lopes Subordinação Controlador Indireto Membro Suplente do Conselho de Administração Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor PÁGINA: 210 de 332

217 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação Cargo/Função Sheilly Caden Contente Subordinação Controlador Direto Diretora Vice-Presidente Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Membro do Conselho de Administração Observação CPF/CNPJ Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada Administrador do Emissor Sidney Simonaggio Subordinação Controlador Direto Diretor Vice-Presidente Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Diretor e membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Marcos Ponce de Leon Arruda Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração Pessoa Relacionada PÁGINA: 211 de 332

218 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação CPF/CNPJ Cargo/Função AES Elpa S.A / Membro do Conselho de Administração Observação Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada Exercício Social 31/12/2010 Administrador do Emissor Britaldo Pedrosa Soares Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração e Diretor Presidente Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Diretor Presidente e Relações com Investidores e Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Britaldo Pedrosa Soares Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração e Diretor Presidente Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Diretor Presidente e Relações com Investidores e Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / PÁGINA: 212 de 332

219 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação Cargo/Função Diretor e Membro do Conselho de Administração CPF/CNPJ Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada Observação Administrador do Emissor Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Diretor e Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Bernerd Raymond Da Santos Ávila Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Francisco Jose Morandi López Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Presidente do Conselho de Administração Observação PÁGINA: 213 de 332

220 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação Cargo/Função Administrador do Emissor Francisco Jose Morandi López Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Presidente do Conselho de Administração Observação CPF/CNPJ Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada Administrador do Emissor Airton Ribeiro Matos Subordinação Controlador Direto Membro Suplente do Conselho de Administração Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Marcelo de Carvalho Lopes Subordinação Controlador Indireto Membro Suplente do Conselho de Administração Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Membro do Conselho de Administração Observação PÁGINA: 214 de 332

221 Acordos, inclusive apólices de seguros, para pagamento ou reembolso de despesas suportadas pelos administradores Descrição das disposições de quaisquer acordos, inclusive apólices de seguro, que prevejam o pagamento ou o reembolso de despesas suportadas pelos administradores, decorrentes da reparação de danos causados a terceiros ou ao emissor, de penalidades impostas por agentes estatais, ou de acordos com o objetivo de encerrar processos administrativos ou judiciais, em virtude do exercício de suas funções Em linha com a política de contratação de seguros da Companhia, contratou-se apólice de seguro de Responsabilidade Civil de Administradores (D&O), visando garantir aos administradores da Companhia o reembolso dos valores pagos a título de indenização decorrentes de reparação de danos causados a terceiros ou à Companhia, durante o regular exercício de suas atividades. A atual apólice de D&O está vigente até 15 de fevereiro de 2014, tem limite máximo de indenização de R$50 milhões e prêmio bruto no montante de R$75.960,46. A referida apólice de seguro, contratada em nome da Brasiliana e que abrange, também, não só os executivos da AES Eletropaulo, como também os executivos das demais controladas da Brasiliana, pode ser insuficiente para garantir a indenização de eventuais danos causados a terceiros e à AES Eletropaulo. Exceto referido seguro, não há outros contratos ou obrigações relevantes entre os administradores e a companhia relativos a pagamento ou reembolso de despesas suportadas pelos administradores decorrentes da reparação de danos causados a terceiros ou à Companhia. PÁGINA: 215 de 332

222 Outras informações relevantes Outras informações que a Companhia julgue relevantes Eleição de conselheiros nos termos do artigo 140 da Lei das Sociedades por Ações Os conselheiros da administração Sr. Sérgio Canuto da Silva e Sra. Patrícia Rosa de Oliveira foram eleitos nos termos do artigo 140 da Lei das Sociedades por Ações, o qual dispõe: O estatuto poderá prever a participação no conselho de representantes dos empregados, escolhidos pelo voto destes, em eleição direta, organizada pela empresa, em conjunto com as entidades sindicais que os representem. Para maiores informações sobre os membros do Conselho de Administração, vide item 12.6/8 deste Formulário de Referência. Práticas de Governança Corporativa recomendadas pelo Instituto Brasileiro de Governança Corporativa Instituto Brasileiro de Governança Corporativa ( IBGC ) e adotadas pela Companhia. Segundo o IBGC, governança corporativa é o sistema pelo qual as sociedades são dirigidas e monitoradas, envolvendo os relacionamentos entre acionistas, conselho de administração, diretoria, auditores independentes e conselho fiscal. Os princípios básicos que norteiam esta prática são: (i) transparência; (ii) equidade; (iii) prestação de contas (accountability); e (iv) responsabilidade corporativa. Dentre as práticas de governança corporativa recomendada pelo IBGC em seu Código das Melhores Práticas de Governança Corporativa, a Companhia adota, entre outras, as seguintes: Transparência na divulgação pública do relatório anual da administração; Segregação das funções de presidente do Conselho e diretor-presidente; Ouvidoria e Canal de Denúncias; e Ampla disseminação da ética. Informações complementares ao quadro 12.7 Experiência Profissional/Declaração de Eventuais Condenações Daniel Mejdalani Follain é formado em ciências econômicas pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro (UERJ), concluído em outubro de 2006, com mestrado em ciências econômicas também pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro (UERJ), concluído em novembro de Atualmente é economista da área de Mercado de Capitais do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES, desde março de 2011, e membro do Comitê de Gestão da Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta) desde abril de De janeiro de 2007 a fevereiro de 2011 atuou como economista na Petróleo Brasileiro S.A. Petrobras (sociedade de economia mista sob controle da União Federal), sendo coordenador na área de Finanças daquela empresa de novembro de 2010 a fevereiro de Daniel Mejdalani Follain não tem qualquer condenação criminal, qualquer condenação em processo administrativo da CVM, nem qualquer condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado a prática de atividade profissional ou comercial. Informações complementares ao quadro Em complemento às informações prestadas no quadro acima, a tabela abaixo apresenta relações de subordinação mantidas entre os administradores da Companhia e as sociedades integrantes do grupo econômico do qual a Companhia faz parte. Em certos casos foi apresentada na tabela abaixo também a relação de subordinação mantida entre administradores da Companhia e sociedades controladoras diretas ou indiretas da Companhia, vez que o quadro não permite a inclusão dessas informações sem a apresentação do número de CNPJ da sociedade relacionada. Administrador Vincent Winslow Mathis Cargo Exercido na Companhia Presidente do Conselho de Administração Sociedade Relacionada AES Tietê S.A. Cargo exercido na Sociedade Relacionada Membro do Conselho de Administração Vincent Winslow Mathis Presidente do Conselho de Administração AES Corporation Diretor Jurídico de Utilidades Integradas Arminio Francisco Borjas Herrera Membro Suplente do Conselho de Administração AES Corporation Diretor Jurídico Regional Arminio Francisco Borjas Herrera Membro Suplente do Conselho de Administração AES Gener S.A. Membro do Conselho de Administração Arminio Francisco Borjas Herrera Membro Suplente do Conselho de Administração AES Panamá S.A. Membro do Conselho de Administração Britaldo Pedrosa Soares Membro do Conselho de Administração e Diretor Presidente AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. Diretor Presidente e Membro do Conselho de Administração Britaldo Pedrosa Soares Membro do Conselho de Administração e Diretor AES Tietê S.A. Diretor Presidente e Membro do PÁGINA: 216 de 332

223 Outras informações relevantes Presidente Conselho de Administração Britaldo Pedrosa Soares Membro do Conselho de Administração e Diretor Presidente AES Gener S.A. Membro do Conselho de Administração Britaldo Pedrosa Soares Membro do Conselho de Administração e Diretor Presidente AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. Membro do Conselho de Administração Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Membro do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente AES Tietê S.A. Diretor de Assuntos Legais e Membro do Conselho de Administração Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Membro do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. Diretor de Assuntos Legais e Membro do Conselho de Administração Bernerd Raymond Da Santos Ávila Membro do Conselho de Administração AES Corporation Diretor Vice-Presidente Financeiro do Grupo AES na América Latina e África Bernerd Raymond Da Santos Ávila Membro do Conselho de Administração AES Global Utility Diretor Executivo de Finanças Bernerd Raymond Da Santos Ávila Membro do Conselho de Administração AES Tietê S.A. Membro do Conselho de Administração Bernerd Raymond Da Santos Ávila Membro do Conselho de Administração AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. Membro do Conselho de Administração Bernerd Raymond Da Santos Ávila Membro do Conselho de Administração AES Sonel Membro do Conselho de Administração Bernerd Raymond Da Santos Ávila Membro do Conselho de Administração AES Gener S.A. Membro do Conselho de Administração Rinaldo Pecchio Junior Membro Suplente do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente e de Relações com Investidores Rinaldo Pecchio Junior Membro Suplente do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente e de Relações com Investidores Rinaldo Pecchio Junior Membro Suplente do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente e de Relações com Investidores Rinaldo Pecchio Junior Membro Suplente do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente e de Relações com Investidores AES Tietê S.A. Uruguaiana Empreendimentos S.A. AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A AES Serviços TC Ltda. Diretor Financeiro e de Relações com Investidores e Membro do Conselho de Administração Diretor Diretor Financeiro e de Relações com Investidores Diretor Francisco Jose Morandi López Membro do Conselho de Administração AES Corporation Diretor Geral de Projetos Especiais em Serviços Globais Francisco Jose Morandi López Membro do Conselho de Administração AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. Membro do Conselho de Administração PÁGINA: 217 de 332

224 Outras informações relevantes Francisco Jose Morandi López Membro do Conselho de Administração AES Tietê S.A. Membro do Conselho de Administração Francisco Jose Morandi López Membro do Conselho de Administração AES Chivor & Cia. SCA ESP Membro do Conselho de Administração Francisco Jose Morandi López Membro do Conselho de Administração AES Panamá S.A. Membro do Conselho de Administração Airton Ribeiro Matos Membro Suplente do Conselho de Administração Airton Ribeiro Matos Membro Suplente do Conselho de Administração Airton Ribeiro Matos Membro Suplente do Conselho de Administração Marcelo de Carvalho Lopes Membro Suplente do Conselho de Administração AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. AES Tietê S.A. AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. AES Tietê S.A. Membro do Conselho de Administração Membro do Conselho de Administração Membro do Conselho de Administração Membro do Conselho de Administração Sergio Silva do Amaral Membro do Conselho de Administração AES Tietê S.A. Membro do Conselho de Administração Sheilly Caden Contente Diretora Vice-Presidente AES Tietê S.A. Diretora de Assuntos Regulatórios Sheilly Caden Contente Diretora Vice-Presidente AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. Membro do Conselho de Administração Sidney Simonaggio Diretor Vice-Presidente AES Tietê S.A. Membro do Conselho de Administração Paulo Camillo Vargas Penna Diretor Vice-Presidente AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. Diretor de Relações Institucionais, Comunicação e Sustentabilidade Paulo Camillo Vargas Penna Diretor Vice-Presidente AES Tietê S.A. Diretor de Relações Institucionais, Comunicação e Sustentabilidade Gustavo Duarte Pimenta Diretor Vice-Presidente AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. Diretor de Performance e Serviços Assembleias Gerais da Companhia Nos últimos 3 (três) anos foram realizadas as seguintes assembleias gerais da Companhia, na respectiva ordem cronológica decrescente: Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 04 de abril de 2013; Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 28 de dezembro de 2012; Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 23 de novembro de 2012; Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 10 de julho de 2012; Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 01 de junho de 2012; Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária, realizada em 16 de abril de 2012; Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 22 de dezembro de 2011; Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 01 de dezembro de 2011; Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária, realizada em 29 de abril de 2011; Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 20 de dezembro de 2010; Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 23 de agosto de 2010; Assembleia Geral Ordinária e Extraordinária, realizada em 30 de abril de 2010; e, Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 26 de janeiro de As assembleias gerais acima relacionadas foram instaladas, na sua totalidade, em primeira convocação, com um quórum de acionistas representando mais de 2/3 do capital social com direito a voto. PÁGINA: 218 de 332

225 Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária Política e prática de remuneração do conselho de administração, da diretoria estatutária e não estatutária, do conselho fiscal, dos comitês estatutários e dos comitês de auditoria, de risco, financeiro e de remuneração. a. objetivos da política ou prática de remuneração Conselho de Administração e Conselho Fiscal A remuneração dos membros dos Conselhos de Administração e Fiscal da Companhia é constituída em sua totalidade de remuneração fixa (Salário / Prólabore) e possui como principal objetivo atrair e reter conselheiros independentes com conhecimento do segmento e de negócios para enriquecer as discussões estratégicas da Companhia, acompanhar e monitorar resultados, aconselhar na condução dos negócios e contribuir com sugestões de melhores práticas de mercado, garantindo as boas práticas de governança corporativa. Diretoria Estatutária e Não Estatutária A remuneração dos diretores da Companhia é determinada de acordo com as funções e responsabilidades de cada um e em relação a outros executivos do mercado de energia e de empresas com boas práticas de recursos humanos. A política de remuneração de diretores foi estruturada com o objetivo de: Vincular o desempenho dos diretores ao desempenho operacional e financeiro da Companhia, aos seus planos de negócio e objetivos; Alinhar a remuneração dos diretores com os interesses dos acionistas da Companhia; Otimizar o investimento da Companhia em recursos humanos visando a atrair e a reter profissionais capacitados e considerados chave para a sustentabilidade de seus negócios, tendo práticas competitivas em relação às empresas do mercado com quem atua. 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: Conselho de Administração e Conselho Fiscal (i) descrição dos elementos da remuneração e os objetivos de cada um deles Salário Base pró-labore: remunerar com base no nível e complexidade do cargo internamente (Companhia) e externamente (mercado). Diretoria Estatutária e Não Estatutária Salário Base pró-labore: remunerar com base no nível e complexidade do cargo internamente (Companhia) e externamente (mercado); Bônus: Reconhecer o alcance/superação de metas empresariais e individuais; Benefícios diretos e indiretos: oferecer benefícios alinhados às práticas de mercado no nível executivo: - veículo designado, plano de saúde, plano odontológico, seguro de vida, check up anual; Benefícios pós-emprego: previdência privada. Outros - Incentivo de Longo Prazo ( ILP ): Estabelecido pela The AES Corporation ( AES Corporation ) e condicionado ao alcance de metas corporativas globais e individuais. Visa reforçar a retenção dos profissionais e a criação de valor para o negócio de forma sustentável e no longo prazo. O incentivo de longo prazo é composto pelos seguintes componentes: (i) Plano de Remuneração baseado em Ações da AES Corporation (a Companhia não possui um plano local de ações), definido e pago pela controladora sem ônus para a Companhia. Representa 50% do ILP de cada Diretor: Existem 3 tipos de remuneração por Ações: Stock Options: o Diretor estatutário recebe o direito de comprar ações da AES Corporation, por um determinado valor após um período de 3 anos; Performance Stock Units: o Diretor recebe um determinado número de ações da AES Corporation (e não da Companhia). O valor dessas ações poderá variar conforme performance do índice Standard & Poors 500 (S&P 500) da Bolsa de Nova Iorque Restricted Stock Units: o Diretor recebe as ações da AES Corporation (e não da Companhia) para, caso deseje, aliená-las no mercado secundário após um período de carência (ii) Plano Performance Units (PU): definido pela AES Corporation, 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 Companhia por não se tratar de remuneração baseada em ações. 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 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); PÁGINA: 219 de 332

226 Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária Diretores Estatutários e Não Estatutários: 47,51% remuneração fixa (salário / pró-labore) 37,69% bônus 3,40% incentivos de longo prazo (Outros - ILP) 7,74% Benefícios diretos e indiretos 3,66% Benefícios pós-emprego (iii) metodologia de cálculo e de reajuste de cada um dos elementos da remuneração Em Assembleia Geral Ordinária de acionistas da Companhia é aprovado o montante que será empregado na remuneração global dos membros do Conselho de Administração, Diretoria e Conselho Fiscal da Companhia, com relação ao exercício social. Como premissa básica de aprovação, a remuneração dos administradores da Companhia deverá representar um custo sustentável e que não comprometa outros investimentos do negócio. Os reajustes são baseados no crescimento das remunerações praticadas pelo mercado. 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 Companhia. (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 da Companhia; 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 A Companhia utiliza os seguintes mecanismos de avaliação de desempenho dos órgãos da administração da Companhia: (a) para o pagamento de salário / pró-labore e Benefícios diretos e indiretos a Companhia utiliza como indicadores as práticas de mercado da localidade de trabalho do administrador; (b) para o pagamento da remuneração variável (Bônus e Incentivo de Longo Prazo), a Companhia considera como principais indicadores de desempenho da Companhia os seguintes itens (i) segurança; (ii) fluxo de caixa; (iii) melhoria de performance e o desempenho individual, considerando o alcance / superação de metas, com pesos diferenciados entre esses itens conforme descritos na tabela abaixo: Peso de cada resultado na avaliação de desempenho Segurança Companhia Fluxo de Caixa Melhoria de Performance AES Mundial AES Corporation Brasil LOB Individual 10% 20% 30% 10% 15% 15% Os indicadores acima possuem os seguintes conceitos: Segurança: índice de fatalidade mensal. Fluxo de Caixa: lucro líquido da Companhia apurado no ano. Melhoria de Performance: pesquisa de clima com os colaboradores e qualidade de gestão operacional. AES Mundial: Resultado geral, incluindo, dentre outros, resultado financeiro e de performance. Brasil LOB: Resultado por Divisão de Negócio (Brasil) Desempenho Individual: Resultado de Avaliação Individual do colaborador. 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, destaca-se o acompanhamento do resultado da Companhia mensurado pelo fluxo de caixa, EBITDA, Lucro líquido, dentre outros, além de resultados de desempenho operacional como DEC (Duração da Interrupção de Energia), FEC (Freqüência da Interrupção da Energia), Perdas Totais, Satisfação dos Clientes, etc. Essas práticas são sustentadas pelos seguintes valores da Companhia: Segurança em primeiro lugar; PÁGINA: 220 de 332

227 Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária Agir com integridade; Honrar compromissos; Buscar excelência; e Realizar-se no trabalho. f. existência de remuneração suportada por subsidiárias, controladas ou controladores diretos ou indiretos A Companhia possui programa de ILP (Incentivo de Longo Prazo) para seus diretores 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 para o Bônus Diferido (PU) e a AES Corporation responsável pelos outros 50% que se referem a Remuneração Baseada em Ações. Em 17 de dezembro de 2008, a Comissão de Valores Mobiliários ( CVM ) 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, a AES Corporation, em favor de seus empregados, em 7 de dezembro de 2009 a Companhia 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 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 Em 18 de junho de 2010, a Companhia recebeu resposta à consulta da CVM a qual orientou o registro da remuneração baseada em ações no resultado em contrapartida ao patrimônio líquido da Companhia. De acordo com o CPC 10, o ICPC 05 e as informações recebidas da CVM a Companhia procedeu ao registro de acordo as Deliberações acima mencionadas, e registrou a contrapartida dessas despesas em reserva de capital, no patrimônio líquido, a qual poderá ser utilizada em favor do acionista controlador após o efetivo aporte de recursos. 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. PÁGINA: 221 de 332

228 Remuneração total do conselho de administração, diretoria estatutária e conselho fiscal Remuneração total prevista para o Exercício Social corrente 31/12/ Valores Anuais Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total Nº de membros 11,00 8,00 5,00 24,00 Remuneração fixa anual Salário ou pró-labore , , , ,00 Benefícios direto e indireto 0, ,00 0, ,00 Participações em comitês 0,00 0,00 0,00 0,00 Outros , , , ,00 Descrição de outras remunerações fixas Encargos. Encargos de INSS. Encargos. Remuneração variável Bônus 0, ,00 0, ,00 Participação de resultados 0,00 0,00 0,00 0,00 Participação em reuniões 0,00 0,00 0,00 0,00 Comissões 0,00 0,00 0,00 0,00 Outros 0, ,00 0, ,00 Descrição de outras remunerações variáveis = Encargos ( ) + ILP ( ). Pós-emprego 0, ,00 0, ,00 Cessação do cargo 0,00 0,00 0,00 0,00 Baseada em ações 0, ,00 0, ,00 Observação Total da remuneração , , , ,00 Remuneração total do Exercício Social em 31/12/ Valores Anuais Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total Nº de membros 10,67 6,91 5,00 22,58 Remuneração fixa anual Salário ou pró-labore , , , ,00 Benefícios direto e indireto 0, ,00 0, ,00 Participações em comitês 0,00 0,00 0,00 0,00 Outros , , , ,00 PÁGINA: 222 de 332

229 Descrição de outras remunerações fixas Encargos. Encargos. Encargos INSS. Remuneração variável Bônus 0, ,00 0, ,00 Participação de resultados 0,00 0,00 0,00 0,00 Participação em reuniões 0,00 0,00 0,00 0,00 Comissões 0,00 0,00 0,00 0,00 Outros 0, ,00 0, ,00 Descrição de outras remunerações variáveis Encargos ( ) + ILP ( ) Pós-emprego 0, ,00 0, ,00 Cessação do cargo 0, ,00 0, ,00 Baseada em ações 0, ,00 0, ,00 Observação Total da remuneração , , , ,00 Remuneração total do Exercício Social em 31/12/ Valores Anuais Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total Nº de membros 10,00 5,92 5,00 20,92 Remuneração fixa anual Salário ou pró-labore , , , ,00 Benefícios direto e indireto 0, ,00 0, ,00 Participações em comitês 0,00 0,00 0,00 0,00 Outros , , , ,00 Descrição de outras remunerações fixas Encargos INSS. Encargos INSS Encargos INSS Remuneração variável Bônus 0, ,00 0, ,00 Participação de resultados 0,00 0,00 0,00 0,00 Participação em reuniões 0,00 0,00 0,00 0,00 Comissões 0,00 0,00 0,00 0,00 Outros 0, ,00 0, ,00 PÁGINA: 223 de 332

230 Descrição de outras remunerações variáveis Outros = Encargos inss (R$ ) e Incentido de Longo Prazo (R$ ) Pós-emprego 0, ,00 0, ,00 Cessação do cargo 0, ,00 0, ,00 Baseada em ações 0, ,00 0, ,00 Observação O número de membros de cada órgão (letra b ) foi apurado da forma especificada no Ofício Circular CVM/SEP/Nº 03/2012. Dado que a remuneração do Conselho Fiscal não é considerada na remuneração que consta na nota explicativa das demonstrações financeiras da Companhia referente à remuneração de sua alta administração, (i) o total da remuneração da alta administração da Companhia que consta de suas demonstrações financeiras pode ser obtido por meio da soma do total geral da coluna conselho de administração e diretoria estatutária das tabelas constantes do item 13.2 deste formulário; e (ii) o valor de Benefícios de curto prazo que consta de suas demonstrações financeiras pode ser obtido por meio da soma das linhas Remuneração fixa anual, Outros (Encargos) e Bônus da coluna Conselho de Administração e Diretoria Estatutária da tabela acima. O número de membros de cada órgão (letra b ) foi apurado da forma especificada no Ofício Circular CVM/SEP/Nº 03/2012. Dado que a remuneração do Conselho Fiscal não é considerada na remuneração que consta na nota explicativa das demonstrações financeiras da Companhia referente à remuneração de sua alta administração, (i) o total da remuneração da alta administração da Companhia que consta de suas demonstrações financeiras pode ser obtido por meio da soma do total geral da coluna conselho de administração e diretoria estatutária das tabelas constantes do item 13.2 deste formulário; e (ii) o valor de Benefícios de curto prazo que consta de suas demonstrações financeiras pode ser obtido por meio da soma das linhas Remuneração fixa anual, Outros (Encargos) e Bônus da coluna Conselho de Administração e Diretoria Estatutária da tabela acima. O número de membros de cada órgão (letra b ) foi apurado da forma especificada no Ofício Circular CVM/SEP/Nº 03/2012. Dado que a remuneração do Conselho Fiscal não é considerada na remuneração que consta na nota explicativa das demonstrações financeiras da Companhia referente à remuneração de sua alta administração, (i) o total da remuneração da alta administração da Companhia que consta de suas demonstrações financeiras pode ser obtido por meio da soma do total geral da coluna conselho de administração e diretoria estatutária das tabelas constantes do item 13.2 deste formulário; e (ii) o valor de Benefícios de curto prazo que consta de suas demonstrações financeiras pode ser obtido por meio da soma das linhas Remuneração fixa anual, Outros (Encargos) e Bônus da coluna Conselho de Administração e Diretoria Estatutária da tabela acima. Total da remuneração , , , ,00 Remuneração total do Exercício Social em 31/12/ Valores Anuais Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total Nº de membros 10,33 6,00 5,00 21,33 Remuneração fixa anual Salário ou pró-labore , , , ,00 Benefícios direto e indireto 0, ,00 0, ,00 Participações em comitês 0,00 0,00 0,00 0,00 Outros , , , ,00 Descrição de outras remunerações fixas Encargos INSS. Encargos INSS Encargos INSS Remuneração variável Bônus 0, ,00 0, ,00 Participação de resultados 0,00 0,00 0,00 0,00 Participação em reuniões 0,00 0,00 0,00 0,00 Comissões 0,00 0,00 0,00 0,00 Outros 0, ,00 0, ,00 PÁGINA: 224 de 332

231 Descrição de outras remunerações variáveis Outros = Encargos inss (R$ ,00) e Incentivo de Longo Prazo (R$ ,00) Pós-emprego 0, ,00 0, ,00 Cessação do cargo 0,00 0,00 0,00 0,00 Baseada em ações 0, ,00 0, ,00 Observação O número de membros de cada órgão (letra b ) foi apurado da forma especificada no Ofício Circular CVM/SEP/Nº 03/2012. Dado que a remuneração do Conselho Fiscal não é considerada na remuneração que consta na nota explicativa das demonstrações financeiras da Companhia referente à remuneração de sua alta administração, (i) o total da remuneração da alta administração da Companhia que consta de suas demonstrações financeiras pode ser obtido por meio da soma do total geral da coluna conselho de administração e diretoria estatutária das tabelas constantes do item 13.2 deste formulário; e (ii) o valor de Benefícios de curto prazo que consta de suas demonstrações financeiras pode ser obtido por meio da soma das linhas Remuneração fixa anual, Outros (Encargos) e Bônus da coluna Conselho de Administração e Diretoria Estatutária da tabela acima. O número de membros de cada órgão (letra b ) foi apurado da forma especificada no Ofício Circular CVM/SEP/Nº 03/2012. Dado que a remuneração do Conselho Fiscal não é considerada na remuneração que consta na nota explicativa das demonstrações financeiras da Companhia referente à remuneração de sua alta administração, (i) o total da remuneração da alta administração da Companhia que consta de suas demonstrações financeiras pode ser obtido por meio da soma do total geral da coluna conselho de administração e diretoria estatutária das tabelas constantes do item 13.2 deste formulário; e (ii) o valor de Benefícios de curto prazo que consta de suas demonstrações financeiras pode ser obtido por meio da soma das linhas Remuneração fixa anual, Outros (Encargos) e Bônus da coluna Conselho de Administração e Diretoria Estatutária da tabela acima. O número de membros de cada órgão (letra b ) foi apurado da forma especificada no Ofício Circular CVM/SEP/Nº 03/2012. Dado que a remuneração do Conselho Fiscal não é considerada na remuneração que consta na nota explicativa das demonstrações financeiras da Companhia referente à remuneração de sua alta administração, (i) o total da remuneração da alta administração da Companhia que consta de suas demonstrações financeiras pode ser obtido por meio da soma do total geral da coluna conselho de administração e diretoria estatutária das tabelas constantes do item 13.2 deste formulário; e (ii) o valor de Benefícios de curto prazo que consta de suas demonstrações financeiras pode ser obtido por meio da soma das linhas Remuneração fixa anual, Outros (Encargos) e Bônus da coluna Conselho de Administração e Diretoria Estatutária da tabela acima. Total da remuneração , , , ,00 PÁGINA: 225 de 332

232 Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e 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. Não possuímos plano de remuneração variável para o Conselho de Administração, nem tampouco para o Conselho Fiscal. Para os Diretores Estatutários, a política e valores são os demonstrados no quadro abaixo e não incluem remuneração variável relacionada à participação nos lucros, para a qual a diretoria estatutária não é elegível, e incluem a Remuneração Variável de Resultados (Bônus): Dados Gerais Diretoria Estatutária Remuneração Variável - Bônus + ILP (PU) Número de Membros que receberam remuneração variável no exercício Valor mínimo previsto] no plano de remuneração Valor máximo previsto no plano de remuneração R$ R$ R$ R$ Valor previsto no plano de remuneração caso as metas fossem atingidas Nota: O critério utilizado para cálculo da Remuneração Variável consta no item 13.1.c R$ R$ R$ R$ Valor efetivamente reconhecido (em R$) R$ R$ R$ A remuneração dos administradores e dos membros do conselho de administração e fiscal para o exercício corrente foi definida em assembleia geral ordinária e extraordinária da Companhia realizada em 04 de abril de 2013 no valor global de R$12,196 milhões. A política de remuneração dos órgãos mencionados permanecerá inalterada. PÁGINA: 226 de 332

233 Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária 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. A seguir detalha-se o 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: o diretor estatutário recebe o direito de comprar ações da AES Corporation, por um determinado valor após um período de 3 anos. - Performance Stock Units: o diretor recebe um determinado número de ações da AES Corporation (e não da Companhia). O valor dessas ações poderá variar conforme performance do índice Standard & Poors 500 (S&P 500) da Bolsa de Nova Iorque - Restricted Stock Units: o diretor recebe as ações da AES Corporation (e não da Companhia) para, caso deseje, aliená-las no mercado secundário após um período de carência O Diretor Presidente recebe até 24% de seu pró-labore anual em ações, sendo até 7,2% sob a forma de Stock Options, 12% sob a forma de Performance Stock Units (Ações da AES Corporation) e 4,8% sob a forma de Restricted Stock Units. Os demais diretores (estatutários e não estatutários) recebem até 8,5% do prólabore 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 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, incentivando os diretores da Companhia a desempenhar suas funções de forma a permitir que referidos resultados globais sejam atingidos. 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 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 em seus negócios em nível mundial. f) Número máximo de ações abrangidas O número máximo de ações varia de acordo com o valor de mercado das ações da AES Corporation na data da concessão e com a remuneração do diretor, sendo o número máximo limitado ao equivalente a 24% do salário anual para o Diretor Presidente e 8,5% para os demais diretores. O número de ações abrangidas pelo plano em 31 de dezembro de 2012 é e número total de opções de ações é 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 tornam-se exercíveis a cada ano em que o diretor permanece na Companhia. Restricted Stock Units: após o recebimento das ações da AES Corporation, 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, 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. i) Critérios para fixação do preço de aquisição ou Baseado no preço de Mercado das ações da AES Corporation na bolsa de PÁGINA: 227 de 332

234 Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária exercício 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). k) Forma de liquidação Stock options: em dinheiro. Restricted Stocks Units / Performance Stock Units: foco no longo prazo (5 anos) atrelado aos resultados do negócio. Restricted Stock Units: em ações. Performance Stock Units: em ações. 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 Restricted Stock Units: após o recebimento das ações da AES Corporation, sua alienação só poderá ocorrer 5 anos após sua outorga. Performance Stock Units: após o recebimento das ações da AES Corporation sua alienação só poderá ocorrer após 5 anos da data de concessão. 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. PÁGINA: 228 de 332

235 Participações em ações, cotas e outros valores mobiliários conversíveis, detidas por administradores e conselheiros fiscais - por órgão 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 Valores mobiliários emitidos por controladores diretos e indiretos, sociedades controladas ou sob controle comum: e detidos por membros da administração da Companhia em 31 de dezembro de 2012: Conselheiro Conselheiro de Administração Conselheiro Fiscal Diretoria AES Tietê (ON) AES Tietê (PN) AES Eletropaulo (ON) AES Eletropaulo (PN) AES ELPA (ON) Brasiliana AES Uruguaiana BNDES PÁGINA: 229 de 332

236 Remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária 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. Apesar da remuneração baseada em ações da Diretoria estatutária da Companhia ser paga pela AES Corporation, o custo das transações de outorga de títulos patrimoniais é reconhecido no resultado da Companhia e estão relacionadas abaixo: PÁGINA: 230 de 332

237 Remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária Não há remuneração baseada em ações para os membros do Conselho de Administração. Para informações adicionais sobre remuneração baseada em ações ver item PÁGINA: 231 de 332

238 Informações sobre as opções em aberto detidas pelo conselho de administração e pela 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 A Companhia não possui programa de opções relacionados às ações de sua emissão. O beneficio é oferecido pelo controlador AES Corporation. Opções em aberto ao final do exercício social encerrado em 31/12/2012: PÁGINA: 232 de 332

239 Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária 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 Companhia não possui programa de opções relacionados às ações de sua emissão. O beneficio é oferecido pelo controlador, a AES Corporation. Não houve exercício de opções de ações nos últimos 3 exercícios sociais. Opções exercidas - exercício social encerrado em 31/12/2012 * Não existe diferença entre o valor de aquisição e o valor de mercado, pois são concedidas sempre a preço de mercado. ** Apenas um dos Diretores Estatutários é elegível para receber Stock Options, os demais são elegíveis para receber Performance Stock Units e Restricted Stock Units. Opções exercidas - exercício social encerrado em 31/12/2011 * Não existe diferença entre o valor de aquisição e o valor de mercado, pois são concedidas sempre a preço de mercado. ** Apenas um dos Diretores Estatutários é elegível para receber Stock Options, os demais são elegíveis para receber Performance Stock Units e Restricted Stock Units. Opções exercidas - exercício social encerrado em 31/12/2010 PÁGINA: 233 de 332

240 Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária * Não existe diferença entre o valor de aquisição e o valor de mercado, pois são concedidas sempre a preço de mercado. ** Apenas um dos Diretores Estatutários é elegível para receber Stock Options, os demais são elegíveis para receber Performance Stock Units e Restricted Stock Units. PÁGINA: 234 de 332

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