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 6 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 53

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 119

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 208

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 254

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 308

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 336

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 336

8 2.1/2.2 - Identificação e remuneração dos Auditores Possui auditor? SIM Código CVM Tipo auditor Nacional PÁGINA: 2 de 336

9 Nome/Razão social Ernst & Young Terco Auditores Independentes S. S. PÁGINA: 3 de 336

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) , jose.a.navarrete@br.ey.com PÁGINA: 4 de 336

11 Possui auditor? SIM Código CVM 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 financeiras anuais preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e normas internacionais de auditoria (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) Aplicação dos procedimentos previstos na Norma e Procedimento de Auditoria nº 12, de 7 de março de 2006, emitida pelo Instituto de Auditores Independentes do Brasil ( IBRACON ). Não Aplicável. 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) , jcarvalho@kpmg.com.br PÁGINA: 5 de 336

12 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: 6 de 336

13 3.1 - Informações Financeiras - Individual Rec. Liq./Rec. Intermed. Fin./Prem. Seg. Ganhos (Reais) Últ. Inf. Contábil (30/06/2012) Exercício social (31/12/2011) Exercício social (31/12/2010) Exercício social (31/12/2009) Patrimônio Líquido , , , ,70 Ativo Total , , , ,38 Resultado Bruto , , , ,85 Resultado Líquido , , , ,48 Número de Ações, Ex-Tesouraria (Unidades) Valor Patrimonial de Ação (Reais Unidade) , , , , , , , , Resultado Líquido por Ação 1, , , , PÁGINA: 7 de 336

14 3.2 - Medições não contábeis a) informar o valor das medições não contábeis 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 ( BRGAAP ), não representa o fluxo de caixa para os períodos apresentados e não deve ser considerado como substituto para o lucro líquido como indicador do desempenho operacional da Companhia ou como substituto para o fluxo de caixa como indicador de liquidez. O EBITDA não possui significado padronizado e a definição de EBITDA utilizada pela Companhia pode não ser comparável àquelas utilizadas por outras empresas. O EBITDA Ajustado pelos efeitos do Fundo de Pensão (Fundação CESP) é o EBITDA acrescido de todos os montantes relativos a despesas com entidade de previdência privada classificado na conta de custo de operação. 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. R$ milhões 12 meses findos em 30/06/2012 1S11 1S Ebitda 2.335, ,3 561, , , ,3 Ajustes Desp. Passivo - FCESP¹ 133,7 53,4 81,5 105,6 161,6 175,2 EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP 2.468, ,7 643, , , ,5 1 - Não inclui despesas como patrocinadora do plano de previdência b) fazer as conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas; R$ milhões 12 meses findos em 30/06/2012 1S11 1S Lucro antes do IRPJ e CSSL 1.771,4 811,3 259, , , ,1 (-/+) Receitas / Despesas Financeiras 67,7 11,3 57,7 21,3-103,0-270,4 (+) Depreciação e Amortização 496,1 251,7 244,5 503,3 499,7 497,6 Ebitda 2.335, ,3 561, , , ,3 Ajustes Desp. Passivo - FCESP¹ 133,7 53,4 81,5 105,6 161,6 175,2 EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP 2.468, ,7 643, , , ,5 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. Dessa forma, a administração entende que ajustar o EBITDA às despesas referentes ao passivo com a entidade de previdência privada Fundação CESP é a forma correta para melhor refletir sua geração de caixa operacional, uma vez PÁGINA: 8 de 336

15 3.2 - Medições não contábeis 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: 9 de 336

16 3.3 - Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras 3.3. Eventos Subsequentes Não houve eventos subsequentes à divulgação das informações contábeis de 30 de junho de PÁGINA: 10 de 336

17 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 distribuiçã o de dividendo s 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 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, cuja declaração lhe é facultada pelo parágrafo anterior 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 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, cuja declaração lhe é facultada pelo parágrafo anterior 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 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 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, cuja declaração lhe é facultada pelo parágrafo anterior 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 assembleia geral de acionistas. Os acionistas titulares de ações preferenciais terão direito a dividendos prioritários, não-cumulativos, 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. 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. PÁGINA: 11 de 336

18 3.4 - Política de destinação dos resultados c) Periodicid ade das distribuiçõ es de dividendo s d) Restrições à distribuiçã o de dividendo s 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 das Sociedades por Ações, 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 das Sociedades por Ações) deve ser integralmente distribuído aos acionistas como dividendo. 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 e enquanto perdurar um evento de inadimplemento relacionado às CCBs. 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. 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 inadimplemento relacionado às CCBs. 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 inadimplemento relacionado às CCBs. De acordo com os Euro Real Bonds, a Companhia também não poderá distribuir dividendos (i) durante a ocorrência e enquanto perdurar um evento de inadimplemento relacionado aos bonds, ou (ii) se não estiver adimplente com os índices financeiros estabelecidos na escritura de emissão dos bonds. PÁGINA: 12 de 336

19 3.5 - Distribuição de dividendos e retenção de lucro líquido (Reais) Últ. Inf. Contábil 30/06/2012 Exercício social 31/12/2011 Exercício social 31/12/2010 Exercício social 31/12/2009 Lucro líquido ajustado , , ,08 Dividendo distribuído em relação ao lucro líquido ajustado 100, , , Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido do emissor 39, , , Dividendo distribuído total , , ,08 Lucro líquido retido , , ,06 Data da aprovação da retenção 16/04/ /04/ /02/2010 Lucro líquido retido Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Montante Pagamento dividendo Dividendo Obrigatório Ordinária ,14 15/05/ ,70 07/12/ ,29 24/09/2009 Preferencial ,16 15/05/ ,87 07/12/ ,98 24/09/2009 Juros Sobre Capital Próprio Ordinária ,18 15/05/ ,56 17/05/ ,62 19/05/2010 Preferencial ,85 15/05/ ,71 17/05/ ,90 19/05/2010 Outros Ordinária ,14 15/05/ ,54 17/05/ ,25 15/09/2010 Preferencial ,16 15/05/ ,91 17/05/ ,04 15/09/2010 PÁGINA: 13 de 336

20 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 2011, 2010 e 2009, não declarou dividendos em contrapartida às contas de lucros retidos ou reservas de lucros constituídas em exercícios sociais anteriores. PÁGINA: 14 de 336

21 3.7 - Nível de endividamento Exercício Social Montante total da dívida, de qualquer natureza Tipo de índice Índice de endividamento 30/06/ ,00 Índice de Endividamento 192, /12/ ,00 Índice de Endividamento 168, Descrição e motivo da utilização de outro índice PÁGINA: 15 de 336

22 3.8 - Obrigações de acordo com a natureza e prazo de vencimento Últ. Inf. Contábil (30/06/2012) Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total Garantia Real , , , , ,00 Quirografárias , , , , ,00 Total , , , , ,00 Observação A Companhia possuía R$7.015,135 mil como total de obrigações (soma do Passivo Circulante e Passivo Não Circulante) em 30 de junho de 2012, de acordo com prazo e tipo de garantia da obrigação, conforme tabela abaixo. As obrigações relacionadas à Fundação Cesp e Reluz foram classificadas como garantia real de acordo com o tipo de garantia definido em seus contratos. O prazo relacionado a esses pagamentos reflete o cronograma de amortização das respectivas obrigações. As demais obrigações da Companhia são classificadas como quirografárias por não possuírem garantia real. No caso de Cédulas de Crédito Bancário ( CCBs ) e de debêntures emitidas pela Companhia, o prazo foi definido de acordo com os respectivos cronogramas de amortização, enquanto para as outras obrigações foi mantida a classificação contábil presente no Balanço Patrimonial da Companhia, bem como considerada a expectativa da Administração para realizar essas obrigações. Para maiores informações sobre as obrigações da Companhia, ver o item 10.1.f deste Formulário de Referência. Exercício social (31/12/2011) Tipo de dívida Inferior a um ano Um a três anos Três a cinco anos Superior a cinco anos Total Garantia Real , , , , ,00 Quirografárias , , , , ,00 Total , , , , ,00 Observação PÁGINA: 16 de 336

23 3.9 - Outras informações relevantes Reclassificações nas informações financeiras 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. Para fins de comparação, as informações financeiras em 31 de dezembro de 2009, apresentadas neste Formulário de Referência, foram reclassificadas e diferem daquelas apresentadas nas demonstrações financeiras do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010 e 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 dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009, assim como aquelas relativas ao semestre findo em 30 de junho de 2011 foram reclassificadas neste Formulário de Referência, e diferem em relação às demonstrações dos resultados e dos fluxos de caixa apresentadas nas demonstrações financeiras dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2010 e Outras informações relevantes relativas ao item 3.5 Devido à adoção das normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) no exercício findo em 31 de dezembro de 2010, a Companhia distribuiu o montante de R$ mil a título de dividendos contra a conta de lucros acumulados. Desta forma, o montante de dividendos distribuídos no ano de 2010 foi superior ao lucro líquido ajustado apurado. Vale ressaltar que estes dividendos relativos à adoção das normais internacionais não foram distribuídos à conta de lucros retidos ou de reservas constituídas em exercícios sociais anteriores. PÁGINA: 17 de 336

24 4.1 - Descrição dos fatores de risco 4. Fatores de Risco 4.1. Fatores de risco que podem influenciar a decisão de investimento em valores mobiliários de emissão da Companhia. a. Relacionados à Companhia A construção, expansão, manutenção e funcionamento de instalações e equipamentos de distribuição de energia da Companhia envolvem riscos significativos que poderão causar perda de receitas ou aumento de despesas. A construção, expansão e funcionamento das instalações e equipamentos de distribuição de energia da Companhia envolvem diversos riscos, inclusive: a incapacidade de obter alvarás e licenças do governo; problemas ambientais e de engenharia imprevistos; interrupção do fornecimento; incapacidade de contratação de empreiteiras; greves e outras disputas trabalhistas; agitações sociais; insolvência de empreiteiras e terceirizados; interferências meteorológicas e hidrológicas; aumentos das perdas de energia, incluindo perdas técnicas e comerciais; atrasos operacionais e de construção ou custos excedentes não previstos; e falhas do sistema comercial e de operação. 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 e em seus resultados operacionais. Uma vez que parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais. Uma parte significativa dos bens da Companhia, inclusive a sua rede de distribuição de energia elétrica, 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 30 de junho de 2012, o saldo contábil da dívida bruta da Companhia somava R$3.040,0 milhões, das quais apenas R$45,7 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 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 PÁGINA: 18 de 336

25 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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, denominadas também de perdas comerciais. As perdas são calculadas com base no Critério de Perdas Físicas, que considera o total de suprimento de energia medido na fronteira, 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 física apurada em 2011 foi de 10,51%, comparada a 10,92% em 2010 e 11,81% em Além disso, a Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ) atribui a cada distribuidora um percentual de perdas, incluído na tarifa. A melhor forma de comparar o nível de perdas da Companhia com o referencial regulatório é utilizando as perdas totais nos últimos 12 meses 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 10,72% (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: 10,26% para 2012/2013, 9,84% 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, poderão ser superiores aos atualmente previstos e, consequentemente, a Companhia poderá ser obrigada a realizar aportes de recursos adicionais ao referido plano de pensão. 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 o mencionado período. Em 30 de junho de 2012, o saldo relativo a este contrato de ajuste de reserva matemática era de R$1.978 milhão 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 30 de junho de 2012 de R$591,9 milhões, referente a 2 (dois) contratos de confissão de dívida, em que não há qualquer tipo de reavaliação atuarial do valor a pagar. Em 30 de junho de 2012, o passivo atuarial reconhecido nas demonstrações financeiras da Companhia, totalizava R$1.186,8 milhão, o qual é calculado conforme Deliberação CVM n º 600/2009. De acordo com as normas contábeis vigentes no país, a Companhia não considera em seu passivo o valor acumulado líquido dos ganhos ou perdas atuariais não reconhecidos (em outras palavras, a Companhia tem a política contábil de uso do método do corredor). 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 2011, que totalizava R$1.322 milhão em 31 de dezembro de Caso as normas contábeis brasileiras sejam alteradas para incorporar as novas deliberações do International Accounting Standards Board (IASB) sobre o tema, o endividamento da Companhia poderá aumentar e impactar seus resultados. 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$1.937 milhões no período de 2009 a 2011, sendo o valor estimado para 2012 de aproximadamente R$840,6 milhões. A Companhia investiu R$738,7 milhões no ano de 2011 e R$353,9 milhões no período de seis meses encerrado em 30 de junho 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. 1 O total de energia medida na fronteira entre os sistemas de transmissão e distribuição inclui a energia para os clientes livres existentes na área de concessão da Companhia. Este montante não pode ser comparado com a energia vendida pela AES Eletropaulo que reflete apenas a energia faturada aos seus clientes cativos. PÁGINA: 19 de 336

26 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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 e 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 numa eventual condenação nestes processos. Uma condenação a pagamentos ou obrigações de fazer (que envolvam um investimento adicional por parte da Companhia para atendê-las) poderão impactar adversamente as atividades e resultados 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 as 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 a maioria dos membros 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. c. Relacionados aos seus acionistas 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 PÁGINA: 20 de 336

27 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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. f. Relacionados a seus clientes Há um volume de contas vencidas e não pagas e, se tais contas não forem recuperadas, o resultado financeiro poderá ser negativamente afetado. Em 30 de junho de 2012, o saldo das contas a receber (valores a receber de consumidores, concessionárias, e permissionárias, acordos e outros) foi de R$1.946,8 milhões (circulante e não circulante), conforme demonstrado no quadro abaixo: PÁGINA: 21 de 336

28 4.1 - Descrição dos fatores de risco CIRCULANTE Saldos vincendos Saldos vencidos até 90 dias mais de 90 dias Total PCLD (*) Saldo líquido Consumidores - Fornecimento: Residencial 283,5 250,0 42,1 575,6 (50,0) 525,6 Industrial 57,7 28,8 28,9 115,4 (19,8) 95,6 Comercial 161,5 52,7 22,7 236,9 (23,7) 213,2 Rural 0,1 0,1-0,2-0,2 Poder público 28,6 6,8 6,6 42,0 (7,7) 34,3 Iluminação pública 15,4 4,5 1,4 21,3 (0,6) 20,7 Serviço público 13,8 10,6 1,8 26,2 (1,6) 24,6 Total - Faturado 560,6 353,5 103, ,6 (103,4) 914,2 Não Faturado 507, ,8-507,8 Total 1.068,4 353,5 103, ,4 (103,4) 1.422,0 Concessionárias e permissionárias: Energia no curto prazo - CCEE 36, ,4-36,4 Encargos de Uso da Rede Total 36, ,4-36,4 Contas a receber - Acordos Termo de confissão de dívida 172,9 20,7 99,9 293,5 (276,0) 17,5 Total 172,9 20,7 99,9 293,5 (276,0) 17,5 Outros: Outras contas a receber - - 5,9 5,9 (5,5) 0,4 Total - - 5,9 5,9 (5,5) 0,4 TOTAL - CIRCULANTE 1.277,7 374,2 209, ,2 (384,9) 1.476,3 NÃO CIRCULANTE Contas a receber - Acordos Termo de confissão de dívida 85, ,6 (47,7) 37,9 Total 85, ,6 (47,7) 37,9 TOTAL - NÃO CIRCULANTE 85, ,6 (47,7) 37,9 *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 30 de junho de 2012 era de R$432,6 milhões. g. Relacionados aos setores da economia nos quais a Companhia atua 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 73% da capacidade de geração instalada no Brasil em 2010 e aproximadamente 90% 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 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 PÁGINA: 22 de 336

29 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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 103% 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 103% do total da demanda contratada. Caso isso ocorra, a Companhia poderá não conseguir repassar aos consumidores a totalidade dos custos de aquisição de energia elétrica podendo resultar também na imposição de multas, o que poderá afetar os seus negócios. 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. 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. 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) reduzido 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. Entre 10 de setembro de 2010 e 10 de janeiro de 2011, a ANEEL submeteu à Audiência Pública Nº 40/2010 as metodologias e os critérios gerais para o terceiro ciclo de revisões tarifárias periódicas das concessionárias de serviço público de distribuição de energia. Após análise das contribuições recebidas, a ANEEL aprimorou as propostas metodológicas e as submeteu à segunda etapa de Audiência Pública, no período de 16 de março a 16 de abril de 2011, de modo a proporcionar aos interessados a oportunidade de oferecer contribuições adicionais para a metodologia e critérios a serem adotados. PÁGINA: 23 de 336

30 4.1 - Descrição dos fatores de risco Por fim, 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, em dezembro de 2011, pelo regulador 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 na próxima revisão tarifária. 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, a condição financeira e 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; intervenção administrativa; e caducidade da concessão. Conforme estabelecido no Contrato de Concessão e na Lei nº 8987/95, 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. PÁGINA: 24 de 336

31 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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 seis meses encerrado em 30 de junho de 2012, a Companhia fornecia energia a 387 unidades de consumo de clientes livres (cada unidade representa uma instalação de um cliente livre que pertence a um grupo empresarial) que representavam 5,3% da receita bruta total e 17,3% 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. Em 31 de dezembro de 2009, era fornecida energia a 229 unidades de consumo de clientes livres que representavam 5,5% da receita bruta total e 16,6% 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. As regras são complexas e podem mudar com o tempo, dificultando ou até mesmo impossibilitando a capacidade da Companhia de cumprir com a legislação aplicável. 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. A Companhia é legalmente responsável por quaisquer danos resultantes do fornecimento inadequado de serviços de distribuição de energia, e as apólices de seguro contratadas poderão não ser suficientes para garantir o pagamento integral de tais danos De acordo com a legislação brasileira, a Companhia é responsável por danos diretos e indiretos resultantes do fornecimento inadequado de serviços de distribuição de energia, como interrupções repentinas e variações de voltagem. Das solicitações de ressarcimento de aparelhos elétricos recebidas em 2011, 36% foram julgadas procedentes. Além disso, a Companhia participará do rateio entre os agentes no ressarcimento dos danos causados a terceiros em virtude de interrupções ou distúrbios resultantes do Sistema Interligado Nacional, caso o agente causador das interrupções ou distúrbios não seja identificado pelo ONS, na proporção de 60% para as distribuidoras, 20% para as transmissoras e 20% para as geradoras. A Companhia não contrata apólices de seguro específicas para tais situações e não pode garantir que as apólices de seguros contratados serão suficientes para garantir a indenização integral de quaisquer danos pelos quais seja responsabilizada no curso de suas atividades. Além disso, as apólices de seguro atualmente contratados podem não estar disponíveis no futuro e a Companhia poderá não conseguir contratá-las novamente. Caso a indenização integral não seja coberta pelos seguros contratados pela Companhia, sua condição financeira e resultados operacionais podem sofrer impacto adverso. Para maiores informações, veja a seção: 7.9. Outras informações relevantes Seguro deste Formulário de Referência. Eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar de maneira adversa as empresas do setor de energia elétrica, inclusive os negócios e resultados da Companhia. A atividade da Companhia é regulamentada e supervisionada pela ANEEL e 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. 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 PÁGINA: 25 de 336

32 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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 de 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). Tramita 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 sejam 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 está pendente de julgamento, o qual está previsto para ocorrer no segundo semestre de 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. 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, 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, 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 14/10/2005, 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 PÁGINA: 26 de 336

33 4.1 - Descrição dos fatores de risco 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: 27 de 336

34 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. PÁGINA: 28 de 336

35 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 e previdenciárias, e questões ambientais, sendo que a maioria destes processos originou-se do curso regular dos negócios da Companhia. Em 30 de junho 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 77 são processos judiciais fiscais, 6 processos judiciais trabalhistas e processos judiciais cíveis. Em 30 de junho de 2012, as provisões relativas a esses processos representavam R$491,0 milhões, dos quais R$51,0 milhões se relacionaram a disputas fiscais, R$57,7 milhões a processos judiciais cíveis, R$303,7 milhões a processos judiciais trabalhistas, R$8,9 milhões a processos administrativos ambientais e questões ambientais, R$46,5 milhões a processos regulatórios e R$23,2 milhões a provisões para outras contingências. A tabela a seguir apresenta as provisões da Companhia e valores depositados judicialmente em 30 de junho de 2012: Em 30 de junho de 2012 (em R$ milhões) Provisão Depósitos Judiciais Tributárias 51,0 176,4 Cíveis 57,7 21,6 Trabalhistas 303,7 299,4 Administrativo Ambiental / Questão Ambiental 8,9 - Regulatórios 46,5 - Outros 23,2 - Total 491,0 497,4 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 77 ações em que a Companhia figura como autora e ações em que a Companhia figura como ré, cujas provisões em 30 de junho de 2012 somavam R$51,0 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 envolvidos R$39,0 milhões (atualizado até junho de 2012), relativo à eventual aplicação de 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 PÁGINA: 29 de 336

36 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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, 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 a 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 como 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 30 de junho 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 i) valor provisionado Não aplicável Caso sobrevenha decisão desfavorável, a Companhia terá que desembolsar o valor de R$39,0 milhões (atualizado até junho 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. Processo n a) juízo Execuções Fiscais Federais b) instância 1ª instância c) data de instauração 06/05/2008 d) partes no processo Autor: União Federal Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos R$252,1 milhões (atualizado até junho 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 encontram-se 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. Até o momento, aguarda-se decisão de 1ª Instância. Os assessores legais da Companhia consideram como possíveis as chances de perda desta discussão, razão pela qual não foi constituída provisão. Aguardando julgamento em 1ª instância. A Companhia entende que o processo é relevante devido ao valor envolvido. PÁGINA: 30 de 336

37 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes g) chance de perda Possível h) impacto em caso de Caso sobrevenha decisão desfavorável, a Companhia terá que perda desembolsar o valor de R$252,1 milhões (atualizado até junho de 2012), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando o valor envolvido. i) valor provisionado Não há Contribuições ao PASEP Processo n a) juízo Justiça Federal 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$34,0 milhões (atualizado até junho 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 Contingências Trabalhistas i) valor provisionado Não aplicável Caso sobrevenha decisão desfavorável, a Companhia terá que desembolsar o valor de R$34,0 milhões (atualizado até junho de 2012), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando o valor envolvido. A Companhia é parte em disputas trabalhistas, sendo 6 ações em que a Companhia figura como autora e ações em que a Companhia figura como ré, cujas provisões em 30 de junho de 2012 somavam R$303,7 milhões. A maioria dos processos de natureza trabalhista em que a Companhia figura no pólo 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 versam sobre de 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$299,4 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 dos Eletricitários de São Paulo. As demandas apresentadas envolvem diversas questões de natureza trabalhista, dentre elas, destacam-se horas extras, 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 30 de junho de 2012 somavam R$57,7 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 PÁGINA: 31 de 336

38 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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 infra-estrutura 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 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$1,26 bilhão (atualizado até junho 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 Contato 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 re-análise 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 PÁGINA: 32 de 336

39 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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$1,1 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 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, mais importante, a excluía da relação litigiosa. De acordo com a mencionada Corte Superior, o litígio entre as partes requer a 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 PÁGINA: 33 de 336

40 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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 foi feito pela Companhia em 10 de agosto de 2011 e pela CTEEP em 26 de julho de Tendo em vista o material apresentado pela Companhia e pela CTEEP, a 5ª Vara Cível deverá determinar que a Eletrobrás apresente suas considerações sobre o referido material, motivo pelo qual estima-se que os mencionados trabalhos periciais se iniciem durante o 3º trimestre de 2012 e que o procedimento judicial de liquidação de sentença por artigos não se encerre em um prazo inferior a 6 meses, a ser contado do início dos trabalhos periciais, sendo certo que, ao final dos trabalhos, caberá ao perito apontar o montante da dívida e o(s) responsável(is) 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 Código do Processo Civil Brasileiro. Ainda de acordo com o disposto no Código do Processo Civil Brasileiro, 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. PÁGINA: 34 de 336

41 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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$1,26 bilhão (atualizado até junho 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 1ª 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$90,8 milhões (atualizado até 30 de junho 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 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 perda que desembolsar aproximadamente o valor de R$90,8 milhões (atualizado até 30 de junho 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 PÁGINA: 35 de 336

42 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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, 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 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 30 de junho de 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 PÁGINA: 36 de 336

43 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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 30 de junho 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 ASSOBRAE 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 envolvidos Devolução de supostos valores pagos indevidamente por todos os usuários de energia elétrica no período compreendido entre março e novembro de 2006 f) principais fatos A ASSOBRAEE alega que a controlada 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 controlada 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 controlada Eletropaulo. A ASSOBRAEE apresentou recurso. Em 30 de junho 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 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 30 de junho de O valor deste processo não é possível de ser determinado em função de depender de ações individuais dos consumidores. 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 PÁGINA: 37 de 336

44 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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$ 20,3 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$20,3 milhões atualizados até 30 de junho 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 envolvidos uso de solo. 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 30 de junho de Ação Civil Pública Recomposição Tarifária Inclusão Benefício Fiscal Juros sobre Capital Próprio 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 PÁGINA: 38 de 336

45 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes e) valores, bens ou direitos Indevida contabilização dos benefícios gerados pelo pagamento envolvidos de juros sobre 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 30 de junho 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 subclasse baixa renda foi indeferido e esta decisão foi objeto de recurso da Pro-Teste para o Tribunal Regional Federal da 3ª Região, 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 Tribunal Regional Federal da 3ª Região. 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 30 de junho de Ação Civil Pública - Suspensão do Fornecimento PÁGINA: 39 de 336

46 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes Processo n a) juízo 2ª Vara da Fazenda Pública da Comarca de Santo André b) instância 1ª instância 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 envolvidos Consumidor de Santo 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 nula 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 30 de junho 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 30 de junho de Ação Civil Pública Contas Vencidas Processo n a) juízo 23ª Vara Federal da Seção Judiciária de São Paulo b) instância 1ª 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 PÁGINA: 40 de 336

47 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes 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 30 de junho de Plano Cruzado 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 30 de junho de 2012, a Companhia é parte em 168 processos desta natureza, representando uma contingência total, no valor de R$15,2 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 2ª instância 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 Piritubaenvolvidos Bandeirante 3-4 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. Em 3 de março de 2011, por conta de um requerimento apresentado pela Companhia, o Supremo Tribunal Federal suspendeu os efeitos da decisão do Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo 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 Supremo Tribunal Federal 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. 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 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 30 de junho de 2012, além de abrir precedente para demandas similares. PÁGINA: 41 de 336

48 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes i) valor provisionado Não há ETD Panorama Cidade Jardim Processo n ( ) 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 30 de junho 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 30 de junho 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, avaliado na ordem de R$306 mil (atualizado até 30 de junho de 2012, equivale a aprox. R$1,1 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). f) principais fatos O Ministério Público Estadual moveu ação civil pública em face da Companhia e da Associação Desportiva Cultural Eletropaulo visando à 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$14,2 milhões PÁGINA: 42 de 336

49 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes (atualizados até 30 de junho 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 30 de junho de 2012, equivale a aprox. R$1,1 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. Em 30 de junho de 2012 a melhor estimativa de perda, conforme constituída, no montante de R$1,1 milhão. A Companhia entende que o processo é relevante por tratar de questões ambientais. g) chance de perda Provável h) impacto em caso de perda (i) implantação imediata de um projeto ambiental devidamente aprovado junto ao órgão ambiental competente, avaliado na ordem de R$306 mil (atualizado até 30 de junho de 2012, equivale a aprox. R$1,1 milhão), ou (ii) 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), o que não resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando os valores envolvidos. i) valor provisionado R$1,1 milhão (atualizado até 30 de junho de 2012). Represa Billings Processo n (1.045/93) a) juízo Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo b) instância 2ª instância c) data de instauração 20 de julho de 1993 d) partes no processo Autor: Ministério Público do Estado de São Paulo Réu: AES Eletropaulo, Estado de São Paulo, do Departamento de Águas e Energia Elétrica, da Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo (SABESP) e da Companhia de Tecnologia de Saneamento Ambiental (CETESB) e) valores, bens ou direitos R$871 milhões (atualizado em junho de 2012) para os 5 réus. envolvidos f) principais fatos O Ministério Público Estadual moveu ação civil pública em face da Companhia, do Estado de São Paulo, do Departamento de Águas e Energia Elétrica, da Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo (SABESP) e da Companhia de Tecnologia de Saneamento Ambiental (CETESB), visando à reparação de supostos danos ambientais que teriam sido ocasionados pelo bombeamento das águas do Rio Pinheiros para a Represa Billings. Em 30 de julho de 2007 a Companhia foi condenada juntamente com os demais réus ao pagamento da quantia de R$285,5 milhões. Em 12 de março de 2009 a Câmara Especial do Meio Ambiente do Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo reverteu a sentença revogando a condenação outrora imposta. Em 30 de junho de 2012, aguardava-se julgamento dos recursos interpostos contra o acórdão do Tribunal de Justiça do Estado de São Paulo pelo Ministério Público do Estado de São Paulo. Conforme informações dos assessores legais da Companhia, as chances de perda desta ação são remotas, sendo que o valor envolvido para os 5 réus é de R$871 milhões (atualizado em junho de 2012). A Companhia entende que o processo é relevante por tratar de questões ambientais e pelo PÁGINA: 43 de 336

50 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes valor envolvido. g) chance de perda Remota h) impacto em caso de Valor envolvido para os 5 réus é de R$871 milhões (atualizado perda em junho de 2012), o que resultaria em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando os valores envolvidos. i) valor provisionado Não há Processos Administrativos Regulatórios Dentre os Processos Administrativos Regulatórios, a Companhia possui 2 com valores provisionados relevantes. Os processos são os seguintes: Processo n 0337/TN 2060/2010 a) juízo Não aplicável b) instância ARSESP c) data de instauração 14/07/11 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 R$23,5 milhões (atualizado até em 30 de junho de 2012) envolvidos f) principais fatos A penalidade aplicada é decorrente de ação fiscalizadora que ocorreu no período de 21 de junho de 2010 à 2 de julho de Tratou-se de fiscalização técnica periódica realizada com o objetivo de verificar os processos de qualidade técnica no fornecimento de energia elétrica, do planejamento, da engenharia, operação e manutenção de redes, das linhas e subestações nos anos de 2008, 2009 e parte do ano de A Companhia entende que o processo é relevante pelo valor envolvido. g) chance de perda Provável h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar R$23,5 milhões (atualizado até 30 de junho de 2012), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando os valores envolvidos. i) valor provisionado R$23,5 milhões em 30 de junho de Processo n 0339/TN 2.186/2011 a) juízo Não aplicável b) instância ARSESP c) data de instauração 26/07/11 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 R$5,2 milhões (atualizado até em 30 de junho de 2012) envolvidos f) principais fatos A ação fiscalizadora teve como objetivo verificar os fatos ocorridos na área de concessão da Companhia no período de 7 a 9 de junho de 2011 que resultaram em interrupções no fornecimento de energia elétrica. A Companhia entende que o processo é relevante pela matéria envolvida, considerando a imagem da Companhia. g) chance de perda Provável h) impacto em caso de perda Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá que desembolsar R$5,2 milhões (atualizado até 30 de junho de 2012), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando os valores envolvidos. i) valor provisionado R$5,2 milhões em 30 de junho de Processo n 0373/TN1899/2009 (ii) 064/TN56/2011 (iii) 0383/TN2286/2012 a) juízo Não aplicável b) instância (i) ARSESP (ii) ANEEL (iii) ARSESP c) data de instauração (i) 15/02/2012 (ii) 20/10/2011 (iii) 01/06/2012 d) partes no processo Autor: ARSESP - Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo e ANEEL Réu: AES Eletropaulo PÁGINA: 44 de 336

51 4.3 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos e relevantes e) valores, bens ou direitos R$3,73 milhões (atualizado até em 30 de junho de 2012) envolvidos f) principais fatos As penalidades aplicadas, estipuladas nos autos são decorrentes de ação fiscalizadora, respectivamente, (i) comercial sobre a avaliação de atendimento Comercial (infraestrutura dos postos e lojas de atendimento) e Faturamento (ano base 2009); (ii) técnica referente ao evento corrido em 08/02/2011 ETD Bandeirantes ( Apaguinho ); e (iii) Comercial sobre os indicadores de teleatendimento do Call Center referente ao ano de A Companhia entende que o processo é relevante em razão da matéria discutida. g) chance de perda Provável h) impacto em caso de Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá perda que desembolsar R$2,95 milhões (atualizado até 30 de junho de 2012), o que não resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando os valores envolvidos. i) valor provisionado R$2,95 milhões em 30 de junho de 2012 Processo n a) juízo AI 008/2012 Não Aplicável b) instância ANEEL c) data de instauração 02/04/2012 d) partes no processo Autor: ANEEL Agencia Nacional de Energia Eletrica Réu: AES Eletropaulo e) valores, bens ou direitos R$14,6 milhões (o valor decorre de análise técnica, ou seja, para envolvidos provisão, foi realizada análise técnica de qual valor do total autuado a Companhia teria probabilidade provável de perda.) f) principais fatos Fiscalização para verificar se as práticas contábeis e econômico - financeiras da concessionária estão em conformidade com o MCSE, legislação e regulamentação aplicável. A Companhia entende que o processo é relevante pelo valor envolvido. g) chance 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$14,6 milhões em 30 de junho de Para mais informações sobre os procedimentos judiciais e administrativos, vide nota explicativa nas informações trimestrais ITRS referentes ao trimestre encerrado em 30 de junho de PÁGINA: 45 de 336

52 4.4 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais não sigilosos cujas partes contrárias sejam administradores, ex-administradores, controladores, ex-controladores ou investidores A Companhia não é parte de quaisquer processos judiciais, administrativos e arbitrais cujas partes contrárias sejam administradores ou ex-administradores, controladores ou ex-controladores ou investidores da Companhia. PÁGINA: 46 de 336

53 4.5 - Processos sigilosos relevantes A Companhia não é parte em nenhum processo sigiloso relevante. SCBF-SP v1 PÁGINA: 47 de 336

54 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$110 milhões (atualizado até junho de 2012). envolvidos 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$110 milhões até 30 de junho 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 i) valor provisionado Não aplicável Caso sobrevenha decisão desfavorável, a Companhia terá que desembolsar o valor de R$110 milhões (atualizado até junho de 2012), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando o valor envolvido. 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$33,6 milhões (atualizado até junho de 2012), sendo R$16,6 PÁGINA: 48 de 336

55 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto envolvidos milhões provável, R$2,8 milhões possível e R$14,2 milhões 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$33,6 milhões (atualizado até junho de 2012), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando os valores envolvidos. i) valor provisionado R$16,6 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$50,9 milhões envolvidos (atualizado até junho 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 representam o montante de R$50,9 milhões (atualizado até junho de 2012). Nos 3 processos aguarda-se julgamento em 1ª instância. No 2º caso aguarda-se julgamento em 1ª instância; nos demais casos a Companhia apresentou apelação e aguarda julgamento do TRF. 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 R$16,0 milhões. Caso sobrevenha decisão desfavorável, a Companhia terá que desembolsar o valor de R$50,9 milhões (atualizado até junho de 2012), o que resultará em um impacto financeiro adverso para a Companhia, considerando os valores envolvidos. 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 PÁGINA: 49 de 336

56 4.6 - Processos judiciais, administrativos ou arbitrais repetitivos ou conexos, não sigilosos e relevantes em conjunto e) valores, bens ou direitos envolvidos Réu: ANEEL Autos de Infração nº 0027/TN0336/1 e nº 015/TN170, envolvendo R$50,3 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 controlada 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$50,3 milhões atualizados até 30 de junho 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 Caso sobrevenha decisão final desfavorável, a Companhia terá perda 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$50,3 milhões atualizados até 30 de junho de i) valor provisionado Não há PÁGINA: 50 de 336

57 4.7 - Outras contingências relevantes A Companhia não possui outras contingências judiciais relevantes além daquelas listadas nos itens anteriores. SCBF-SP v1 PÁGINA: 51 de 336

58 4.8 - Regras do país de origem e do país em que os valores mobiliários estão custodiados Não aplicável, pois a Companhia é uma sociedade constituída sob as leis brasileiras. SCBF-SP v1 PÁGINA: 52 de 336

59 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado 5. 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 exerceu e continua a exercer influência significativa sobre a economia brasileira. Essa influência, bem como a conjuntura econômica e política brasileira, podem afetar adversamente a Companhia. O governo brasileiro poderá intervir na economia nacional e realizar modificações significativas em suas políticas e normas monetárias, fiscais, creditícias e tarifárias. As medidas tomadas no passado pelo governo brasileiro para controlar a inflação, além de outras políticas e normas, implicaram aumento das taxas de juros, mudança das políticas fiscais, controle de salários e preços, bloqueio ao acesso a contas bancárias, desvalorização cambial, controle de capital e limitação às importações, entre outras medidas. 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 31 de dezembro de 2009, com a recuperação do país frente à crise, observou-se a valorização de 33,8% da moeda brasileira frente ao Dólar. 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. No período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2012, o Real desvalorizou 7,2% frente ao dólar, fechando o período a R$2,0207. A eventual desvalorização do Real em relação ao dólar aumentará os custos das obrigações da Companhia em moeda estrangeira, que, em 30 de junho de 2012, era de R$494,4 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. 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 das taxas de juros de curto prazo, foi mantida em altos níveis nos últimos anos. Em 31 de dezembro de 2007, 2008, 2009, 2010 e 2011, as taxas de juros de curto prazo foram 11,2%, 13,7%, 8,7%, 10,7% e 11,0% ao ano, respectivamente, conforme o Comitê de Política Monetária COPOM. Em 30 de junho de 2012, a taxa de juro de curto prazo foi de 8,4% ao ano. 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: 53 de 336

60 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 e continuou em constante queda em 2011, fechando o ano com variação de 5,1% e com variação de 4,6% em 30 de junho de 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, caiu de 8,9% em 1999 para 5,9% em 2010, 6,5% em 2011 e 2,3% em 30 de junho de 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 e 2011 foram de 11,2%, 13,7%, 8,7%, 10,7% e 11,0% 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 pode levar a uma redução de crédito e posterior aversão ao risco, podendo resultar 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. Caso ocorra desaceleração do crescimento do PIB brasileiro e mundial, os resultados operacionais da Companhia podem vir a ser afetados adversamente. Riscos de mercado diretamente relacionados aos negócios da Companhia 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 6,3 milhões de unidades consumidoras. Os principais fatores de risco de mercado que afetam o negócio da Companhia podem ser assim descritos: Risco de crédito PÁGINA: 54 de 336

61 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado 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 30 de junho de Os pagamentos de energia comprada de Itaipu também são afetados pela volatilidade do fator de risco de taxa de câmbio (dólar norteamericano). 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. A 3ª revisão tarifária da Companhia ocorreu em julho de 2012 concatenado com o reajuste tarifário anual. 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 deduzida do Fator X. Caso a revisão seja realizada com base em metodologias que não reflitam a realidade da Companhia, esse fato pode causar um impacto adverso na Companhia, uma vez que podem não refletir os investimentos necessários para a operação da Companhia e a remuneração adequada dos acionistas. 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 no parágrafo anterior. 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. A ANEEL estabeleceu através da Resolução Homologatória nº 1025, de 29 de junho de 2010, as tarifas de fornecimento de energia elétrica e de uso dos sistemas de distribuição da Companhia resultantes do processo de reajuste tarifário de 2010, cujo reajuste médio foi de 8,00%, correspondendo a um efeito médio de 1,62% percebido pelos consumidores. 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. Risco de mercado O portfólio de contratos de energia de 2011 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 PÁGINA: 55 de 336

62 5.1 - Descrição dos principais riscos de mercado 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 103%.. A estratégia de suprimento de energia busca assegurar que o nível de contratação permaneça na faixa entre 100% e 103%, minimizando os custos com a compra de energia requerida para atender todos os clientes cativos. Adotou-se, dessa forma, uma abordagem de gestão de risco na compra de energia focada na identificação, mensuração e gestão dos riscos de volume e preços, além da utilização de ferramentas de otimização para suporte na decisão de contratação de energia. Conforme disposto na Portaria MME nº 45, de 9 de março de 2007 e nas regras estabelecidas pela Resolução Normativa ANEEL nº 305, de 18 de maio de 2008, a eventual exposição no nível de contratação a qual as Distribuidoras possam ser submetidas, por fatos alheios a sua vontade, poderá ser repassada à tarifa da Distribuidora. Este repasse deverá ser concedido, desde que atendidas as condições dispostas na portaria anteriormente mencionada. Adicionalmente, caberá à ANEEL analisar a isenção da aplicação de penalidade por eventual não atendimento à obrigação de contratação da totalidade de seu mercado. 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. 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: 56 de 336

63 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado 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. 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 30 de junho de 2012, não há instrumentos de hedge contratatos pela Companhia. d. parâmetros utilizados para o gerenciamento desses riscos Risco de Crédito 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 Fitch Atlantic Rating Moody s Investor Standard & Poor s AA, AA+, AAA Aa2, Aa1, Aaa AA, AA+, AAA Quaisquer instituições financeiras que apresentem, em uma das agências de risco, rating inferior ao 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: PÁGINA: 57 de 336

64 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado 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; 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 - Tesouraria 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 a adequada operacionalização dos controles voltados às demonstrações financeiras, bem como auxiliar na revisão de processos de maneira a assegurar que as políticas, procedimentos e normas internas em geral estabeleçam controles e níveis de aprovação de desembolsos adequados. Companhia conta também com uma Diretoria de Auditoria Interna, que 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, 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, 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, Reporte e Compliance, e posteriormente analisados por meio de prioridade, onde são levados em consideração o horizonte de tempo (curto, médio e longo prazos), a importância relativa (qualitativa) e financeira (quantitativa) da exposição ao risco. Os riscos com exposição muito alta e alta são deliberados em Senior Meeting, o qual é composto por diretores que representam diversas áreas da Companhia e posteriormente apresentados de forma periódica em reuniões de diretoria e conselho fiscal. 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 Com a finalidade de verificar a sensibilidade do indexador nos investimentos de curto prazo ao qual a Companhia estava exposta na data base de 30 de junho de 2012, foram definidos 5 cenários diferentes. Com base no relatório FOCUS de 30 de junho 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 30 de junho de 2012 projetando para um ano e verificando a sensibilidade do CDI com cada cenário. Indexador Risco Posição em Cenário I Cenário II Cenário Provável Cenário III Cenário IV Selic / CDI 4,17 6,25 8,33 10,41 12,50 Aplicações Financeiras (Equivalentes de Caixa) CDI Títulos e Valores Mobi liários (Investimentos de Curto P razo) CDI Aplicações Financeiras (Investimentos de Curto Prazo) CDI 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 30 de junho de 2012, foram definidos 05 cenários diferentes. Com base no relatório FOCUS de 30 de junho de PÁGINA: 58 de 336

65 5.2 - Descrição da política de gerenciamento de riscos de mercado 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 30 de junho de 2012, projetando os índices para um ano e verificando a sensibilidade dos mesmos em cada cenário. Taxa de Juros Posição em (*) Cenário I (-50%) Projeção Despesas Financeiras - Ano 2012 Cenário II (-25%) Cenário Provável Cenário III (+25%) Cenário IV (+50%) CONTROLADA ELETROPAULO DIVIDAS EM REAIS COM TAXA PRE-FIXADA 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 0,96 1,43 1,91 2,39 2,87 Resolução 96/93 (Bib's) 6,00% a.a. 46 (25) (12) CDI 4,17% 6,25% 8,33% 10,41% 12,50% Debêntures - 9ª Emissão CDI+1,75% a.a Debêntures - 10ª Emissão CDI+0,90% a.a Debêntures - 11ª Emissão CDI+1,75% a.a Debêntures - 12ª Emissão CDI+1,25% a.a Debêntures - 13ª Emissão CDI+1,50% a.a Debêntures - 14ª Emissão CDI+1,50% a.a CCB - Citibank CDI+1,20% a.a CCB - Bradesco CDI+1,50% a.a IGP-DI Fundacao Cesp (**) IGPDI+ 6,00% a.a ,71% 4,07% 5,42% 6,78% 8,13% (*) refere-se ao principal das dívidas, sem considerar encargos. (**) refere-se ao valor total do contrato. PÁGINA: 59 de 336

66 5.3 - Alterações significativas nos principais riscos de mercado Não houve alterações nos principais riscos financeiros ou na política de gerenciamento de risco da Companhia. SCBF-SP v1 PÁGINA: 60 de 336

67 5.4 - Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. SCBF-SP v1 PÁGINA: 61 de 336

68 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: 62 de 336

69 6.3 - Breve histórico 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 a 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 The 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 The 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 da AES Holdings Brasil no capital 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 PÁGINA: 63 de 336

70 6.3 - Breve histórico 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. 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 será 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 defeitos 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: 64 de 336

71 6.5 - Principais eventos societários ocorridos no emissor, controladas ou coligadas 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. SCBF-SP v1 PÁGINA: 65 de 336

72 6.6 - Informações de pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial A Companhia não tem conhecimento de nenhum pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia. SCBF-SP v1 PÁGINA: 66 de 336

73 6.7 - Outras informações relevantes Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima. SCBF-SP v1 PÁGINA: 67 de 336

74 7.1 - Descrição das atividades do emissor 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 de energia elétrica da América Latina em termos de receita de fornecimento de energia elétrica, 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 30 de junho 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 2009, de acordo com o IBGE, a atividade econômica dentro da área de concessão da Companhia representava 17,1% 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 150 subestações de distribuição de energia, com uma capacidade de transformação de ,78 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 ) Período de seis meses Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de findo em 30 de junho de 2011* % 2010* % 2009* % 2012 * % 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 Período de seis meses Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de findo em 30 de junho de 2011 % 2010 % 2009 % 2012 % Residencial , , , Comercial , , , ,3 Industrial , , , ,4 1 Livres 306 0, , , ,006 2 Outros , , , ,3 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 para adquirir a energia comprada 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: 68 de 336

75 7.1 - Descrição das atividades do emissor e suas controladas Até junho de 2012 Até junho de 2011 Total de GWh % total da energia elétrica adquirida Total de GWh % total da energia elétrica adquirida Itaipu 4.913,925 21, ,102 22,140 Contrato bilateral - AES Tietê 5.671,713 25, ,889 22,601 Contrato bilateral - Outros 10,557 0,047 67,292 0,302 Compra CCEE ,324 0,886 Leilões públicos Compra CCEAR ,872 50, ,357 52,187 Proinfa 468,200 2, ,691 1,884 Total , , , ,000 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 distribuição, conforme apresentados no item 7.3 b deste Formulário de Referência. Em troca do serviço prestado, a Companhia cobra tarifas, conforme determinadas de acordo com o Contrato de Concessão e com a regulamentação estabelecida pela ANEEL. 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: 69 de 336

76 7.2 - Informações sobre segmentos operacionais 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: Receita (em R$ milhões) Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Período de seis meses findo em de junho de 2012 % da receita líquida 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 8.785, , , ,0 100 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 (em R$ milhões): Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Período de seis meses findo em de junho de 2012 Lucro líquido 1.572, , ,5 166,9 PÁGINA: 70 de 336

77 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 de energia elétrica da América Latina em termos de receita de fornecimento de energia elétrica, segundo dados da Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica ABRADEE ( ABRADEE ) atualizados em dezembro de O processo de distribuição de energia elétrica realizado pela Companhia, em 30 de junho 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 2009, 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 17,1% 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 Os sistemas de transmissão 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. A maior parte da energia distribuída pela Companhia é comprada de usinas localizadas em pontos distantes da área de concessão da Companhia e essa energia é transportada através do sistema de transmissão composto por linhas de transmissão e outros equipamentos de alta voltagem, com tensões iguais ou superiores a 230 KV, de propriedade das empresas transmissoras. Em São Paulo, as 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 da AES Eletropaulo está conectado em 19 pontos de conexão de propriedade da CTEEP e em um ponto de conexão de propriedade da empresa de geração EMAE - Empresa Metropolitana de Águas e Energia. Estas duas empresas entregam energia em voltagens de 88kV e 138kV à Companhia, que transporta para seu sistema de distribuição através de linhas de sub-transmissão e estações transformadoras de distribuição ( ETD s ). Sub-Transmissão (138kV e 88kV) PÁGINA: 71 de 336

78 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais A sub-transmissão, por sua vez, consiste na transferência de sistemas de transmissão para os sistemas de distribuição de grande volume de energia transformada de voltagens de 230kV ou superiores para voltagens de 138kV ou 88kV. O sistema de sub-transmissão da Companhia consiste em quilômetros de circuito ( km.c ) de linhas suspensas e 190 km.c de linhas subterrâneas. A este sistema são conectadas as 150 subestações de distribuição de energia da Companhia. Seu sistema de sub-transmissão opera de forma radial em condições normais de operação, com circuitos duplos, limitando eventuais restrições à transferência de carga. 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. Distribuição (3,8kV a 34,5kV) Por fim, a distribuição é a transferência de energia transformada de voltagens de 138kV ou 88kV para voltagens de 34,5kV ou inferiores a partir de sistemas de transmissão e sub-transmissão a consumidores finais. Os sistemas de sub-transmissão e distribuição da Companhia são integrados à rede de transmissão para as regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil, que serve aproximadamente 75% do mercado brasileiro de energia, incluindo a área de concessão da Companhia. A Companhia opera circuitos de distribuição (aérea) nas tensões de 3,8kV, 13,8kV, 23kV e 34,5kV, e 88 circuitos de distribuição subterrânea (rede primária) que estão conectados às subestações. 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 energia da rede primária, para a rede secundária, que consiste em km de cabos aéreos e km de cabos subterrâneos (secundários), operando nas tensões de 115/230 V ou 127/220 V. A Companhia opera 150 subestações de distribuição com uma capacidade de transformação de ,78 mega volt ampére (MVA). As subestações da Companhia, como aquelas em todo o setor de energia, estão projetadas para transportar mais carga do que a usualmente necessária durante operações normais. Cada subestação de transformação de distribuição possui vários transformadores instalados, que são alimentados por dois circuitos de subtransmissão, um circuito preferencial e um circuito reserva. Na eventualidade de uma subestação perder um circuito alimentador, automaticamente será transferida a carga deste alimentador para o outro circuito de sub-transmissão dentro de 30 segundos, de forma a assegurar que a perda de qualquer elemento não resulte numa perda permanente de fornecimento. A Companhia elaborou um plano de contingência para restaurar instalações com a finalidade de prevenir interrupções de linha de sub-transmissão. Em caso de interrupções mais sérias, tais como falhas de transformador, a Companhia posicionou transformadores e equipamentos sobressalentes em subestações estratégicas para tentar minimizar os tempos de interrupções. Estes planos foram preparados para evitar ou limitar inconveniência aos consumidores. 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. A manutenção e expansão da rede de distribuição da Companhia em geral exigem a construção de novas instalações e a instalação de novos equipamentos. Esta expansão pode sofrer atrasos por diversas razões, inclusive problemas ambientais e de engenharia imprevistos. Entretanto, eventuais perdas resultantes de insuficiências na rede de distribuição da Companhia devidas a atrasos na construção e instalação de equipamentos são, em geral, reduzidas porque seu sistema de distribuição está projetado para suportar sobrecargas temporárias dentro de limites 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: Junho de 2012 Indicadores de Desempenho Perdas técnicas 6,31% 6,49% 6,49% 6,49% Perdas comerciais 4,24% 4,02% 4,43% 5,32% Total de perdas de energia elétrica 10,55% 10,51% 10,92% 11,81% Interrupções Frequência de interrupções por cliente por ano (em número de vezes) 4,90 5,45 5,43 6,17 Duração média de interrupções por cliente por ano (em horas) 9,10 10,36 10,60 11,86 Tempo Médio de Atendimento - TMA (em minutos) Perdas de Energia Costuma-se classificar as perdas de energia em dois tipos: técnicas e comerciais. 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, erros de cadastro e medição. PÁGINA: 72 de 336

79 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 junho de 2012 foi de 10,55%, 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 2011 foram realizadas mais de 306 mil inspeções, onde foram identificadas aproximadamente 38,6 mil irregularidades nos sistemas de medição. Nesse período foram regularizadas 46,2 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 195,2 mil medidores obsoletos e recuperou 51,4 mil instalações que se encontravam cortadas no sistema comercial da Companhia, porém ligadas em campo e consumindo energia indevidamente. Até 30 de junho de 2012, foram realizadas mais de 139 mil inspeções, onde foram identificadas aproximadamente 18 mil irregularidades nos sistemas de medição. Nesse período foram regularizadas 27,8 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 43,9 mil medidores obsoletos e recuperou 30,9 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 2011, as iniciativas de combate a perdas acrescentaram ao mercado faturado 571,6 GWh de energia. Até 30 de junho de 2012, essas iniciativas de combate a perdas acrescentaram ao mercado faturado 269,9 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 2011, 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 2011, os valores foram respectivamente de 10,36 horas e 5,45 vezes, uma melhora de 43% do DEC e de 47% do FEC, conforme informações levantadas pela própria Companhia. Vale ressaltar que o ano de 2011 foi impactado por chuvas e descargas atmosféricas muito acima da média histórica, causando inclusive diversos alagamentos na área de concessão, aumentando, consequentemente, o número de desligamentos e o tempo de restabelecimento do fornecimento. Além disso, em 7 de junho de 2011 ocorreu um ciclone extratropical que atingiu a área de Concessão com ventos acima de 80 km/h. Para mitigar o efeito da variação climática e piora a transferência de energia, a Companhia tem aumentado a intensidade de seus programas de qualidade de fornecimento de energia, conforme detalhado abaixo. Em 2011, 51% 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 2010 e 2009 o percentual de interrupções causadas por interferências com árvores foi de 53% e 55% respectivamente. Visando à constante evolução dos serviços prestados aos seus clientes e à redução dos indicadores de qualidade, a Companhia anunciou um Plano de Ação para 2011 e 2012 no valor de R$ 242,2 milhões destinados a melhorias no atendimento ao cliente e novas equipes de eletricistas para manutenção, poda, construção e atendimentos de emergência. Deste total, R$ 58,7 milhões referem-se a investimentos e R$ 183,5 milhões a despesas operacionais. 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 prevêem ajustes anuais, periódicos e extraordinários. PÁGINA: 73 de 336

80 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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 ). O Grupo A é dividido em Subgrupos (AS, A2, A3a e A4) para cada tipo de tarifa. No tipo de tarifa convencional aplica-se a sua única tarifa, independente do horário ou dia do mês. No tipo de tarifa horo-sazonal Azul e Verde leva-se em conta as variações do dia (horário) e mês (estações), onde os meses de maio a novembro compõem o período seco e os meses de dezembro a abril compõem o período úmido. 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 a sua 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). Para os casos de auto-pagável e baixo risco de inadimplemento, um aviso de falta de pagamento é incluído na fatura do segundo mês seguinte e enviado ao cliente, sendo concedido um prazo de quinze dias para o pagamento do montante vencido. Caso o pagamento não seja recebido nesse prazo, o cliente fica sujeito a suspensão do fornecimento. Para os casos de alto risco de inadimplemento, um aviso de falta de pagamento é incluído na fatura do mês seguinte e enviado ao cliente, sendo concedido um prazo de quinze dias para o pagamento do montante vencido. Caso o pagamento não seja recebido nesse prazo, o cliente fica sujeito à suspensão do fornecimento. Para os casos de super alto risco de inadimplemento, um aviso é enviado ao cliente sete dias úteis após a data de vencimento, concedendo um prazo de quinze dias para que seja efetuado o pagamento. Caso o pagamento não seja recebido nesse prazo, o cliente fica sujeito à suspensão do fornecimento. 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 devedores duvidosos de curto prazo, bem como a que tal provisão representa sobre percentagem da receita bruta da Companhia, para os períodos indicados: Provisão para devedores duvidosos Provisão (em R$ milhões) Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Período de seis meses findo em de junho de 2012 % da receita bruta Provisão (em R$ milhões) % da receita bruta Provisão (em R$ milhões) % da receita bruta Provisão (em R$ milhões) % da receita bruta (272,2) 2,04 51,1 0,35 79,3 0,52 23,9 0,31% 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 ), que 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 PÁGINA: 74 de 336

81 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais ou em prazo menor, a critério da concessionária. Para os clientes atendidos por fontes alternativas de energia, o retorno ao mercado cativo se dará em 180 dias após a comunicação formal dessa intenção à Companhia. Como consequência, o número de grandes clientes que decidiram se tornar consumidores livres aumentou. Até 30 de junho de 2012, a Companhia possuía 387 clientes que optaram por tornar-se consumidores livres, representando 0,006% do total de consumidores dentro da área de concessão da AES Eletropaulo. Foram faturados para os clientes livres da Companhia R$403,9 milhões, R$839,4 milhões, R$ 772,0 milhões, R$733,4 milhões em tarifas pelo uso do seu sistema de distribuição (TUSD e TUST) no período findo em 30 de junho de 2012, 31 de dezembro de 2011, 2010 e 2009, 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. Em novembro de 2011, ocorreu a saída para a rede básica de um cliente livre da AES Eletropaulo, que representava 1,1% da carga total da Companhia. 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. 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 de energia elétrica do Brasil e da América Latina em termos de receita de fornecimento de energia conforme dados da ABRADEE atualizados em dezembro de 2011, 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 6,3 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 2009, data em que foram divulgadas as últimas informações de PIB por município, a área de concessão da Companhia representava 17,1% 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 175 mil novos clientes nos últimos cinco anos. Essa base de clientes é diversificada e não é dependente de nenhum segmento específico da economia brasileira. No ano de 2011, 36,4% da energia elétrica transmitida na rede de distribuição da Companhia destinou-se a atender à demanda de seus clientes residenciais, 25,8% de seus clientes comerciais, 13,3% de seus clientes industriais, 18,4% de clientes livres e 6,2% 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 2011, detinha e operava mais de US$45 bilhões em ativos em 27 países, fornecendo aproximadamente MW de capacidade de geração, e contando com 13 distribuidoras de energia elétrica. A AES Corporation investe ativamente no Brasil desde 1996 e tem um forte comprometimento com seus negócios na América Latina. A AES Corporation pretende continuar focada na consolidação de suas atividades na região. Em 2011, os negócios na América Latina da AES Corporation representaram 72% de sua receita bruta consolidada, enquanto o Brasil representou 38%. Conforme informações constantes do site do BNDES, o BNDES é o maior Banco de Desenvolvimento da América Latina, com um montante total de ativos de R$ 625 bilhões no ano de 2011, 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 PÁGINA: 75 de 336

82 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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. Estrutura de Capital Equilibrada. Nos últimos seis meses encerrados em 30 de junho de 2012, o custo médio da dívida total da Companhia apresentou variação passando de CDI + 1,05% a.a. em 30 de junho de 2011 para CDI + 1,44% a.a. em 30 de junho de O prazo médio em 30 de junho de 2012 foi de 6,1 anos, patamar ligeiramente inferior ao prazo de 6,8 anos de 30 de junho de Nos últimos doze meses findos em 31 de dezembro de 2011, o custo médio efetivo da dívida total da AES Eletropaulo passou de CDI + 1,25 ao ano para CDI + 1,06% ao ano. O prazo médio das dívidas da Companhia passou de 6,7 anos para 7,2 anos. Reconhecimentos A melhoria na performance operacional e financeira da Companhia, conforme mencionado acima se traduziu através de alguns reconhecimentos, a saber: Prêmio ABT de Excelência no Relacionamento com Clientes - categoria Internet e Mídias Sociais com o case de Serviço Eletrônico Ativo - s e SMS Ativo - Um meio inteiro de comunicação com o cliente. O Prêmio ABT tem como co-realizadores o FGV CENPRO Centro de Estudos da Comunicação com o Mercado da Fundação Getulio Vargas e o IBMR - Instituto de Marketing e Relacionamento com o Cliente. Prêmio "A Empresa mais Admirada no Brasil em 2011" categoria Fornecimento de Energia Elétrica. Promovido anualmente pela revista Carta Capital, o reconhecimento tem como principal objetivo premiar e destacar as empresas que contribuem para a disseminação da ética empresarial e para o desenvolvimento socioeconômico do país. Integrante do Cadastro Pró-Ética, uma iniciativa da Controladoria Geral da União e do Instituto Ethos criada para avaliar e divulgar as empresas voluntariamente engajadas na construção de um ambiente de integridade e confiança nas relações comerciais, inclusive naquelas que envolvem o setor público. 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 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 30 de junho de 2012, a fonte de suprimento de energia da Companhia era composta da seguinte forma: 88,1% proveniente de energia hidrelétrica, 9,8% de energia proveniente de combustíveis fósseis e 2,1% 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: PÁGINA: 76 de 336

83 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais (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. 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 entraram 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. 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 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 30 de junho de 2012, a Companhia possuía quatro tipos básicos de acordos de fornecimento: (i) quotas de compra de energia de Itaipu, que se estendem até 2027 e respondiam por 22,13% de seu fornecimento de energia, (ii) quotas de suprimento de energia de projetos do PROINFA, que correspondiam a 2,16% de seu fornecimento de energia; (iii) acordos bilaterais (curto e longo prazo) com geradoras particulares, inclusive a AES Tietê, que respondiam por 25,55% de seu fornecimento de energia, e (iv) compras através de leilões regulados que respondiam por aproximadamente 50,16% do restante de seu fornecimento de energia. Eventualmente a Companhia pode suprir pequenos 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 30 de junho de 2012, a carteira de contratos de comercialização de energia da Companhia era a seguinte: 2,2% 22,1% 50,2% 25,5% Itaipu Bilaterais Leilões Proinfa PÁGINA: 77 de 336

84 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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 (1) (R$/]MWh): PROINFA* 214,66 212,85 205,97 ITAIPU 91,25 91,93 99,68 AES Tietê 167,29 155,79 150,84 Contratos Bilaterais 166,95 165,41 153,48 Leilão - CCEAR 90,02 86,68 83,98 * O PROINFA é valorado como Encargo e não é considerado como custo de Compra de Energia. No período encerrado em 30 de junho de 2012 e 2011, a Companhia adquiriu energia das seguintes fontes: Até junho de 2012 Até junho de 2011 Total de GWh % total da energia elétrica adquirida Total de GWh % total da energia elétrica adquirida Itaipu 4.913,925 21, ,102 22,140 Contrato bilateral - AES Tietê 5.671,713 25, ,889 22,601 Contrato bilateral - Outros 10,557 0,047 67,292 0,302 Compra CCEE ,324 0,886 Leilões públicos Compra CCEAR ,872 50, ,357 52,187 Proinfa 468,200 2, ,691 1,884 Total , , , ,000 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) 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 (ii) os agentes vendedores de energia devem fornecer suporte comprobatório (lastro) por meio de garantia física de usinas próprias ou de contratos de compra e venda de energia com terceiros. Os agentes que não cumprirem tais exigências estão sujeito a multas impostas pela ANEEL, por meio da CCEE, conforme procedimentos vigentes. Desde 2005, os autoprodutores, distribuidoras, comercializadoras e consumidores livres são obrigados a notificar o 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. PÁGINA: 78 de 336

85 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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 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 30 de junho de LEILÃO DE ENERGIA EXISTENTE Data Produto Preço Médio (R$/MWh) Volume Total Negociado (R$) MWh Negociados Participação da EP (%) 1º Leilão 07/12/2004 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. Leilões de Energia Nova ,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) 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. 3,37% PÁGINA: 79 de 336

86 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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 2009, o preço médio efetivo foi de R$72,58/MWh decorrentes da situação hidrológica favorável que exigiu menor utilização das usinas térmicas. Em 2010, o preço médio efetivo foi de R$ 102,00/MWh, em 2011 o preço médio foi de R$ 108,03/MWh. Para o ano de 2012 o preço médio está em R$ 119,59/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 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 30 de junho de 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 16/10/2007 6º Leilão 17/09/2008 7º Leilão 30/09/2008 8º Leilão 27/08/ 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% 9º Leilão Cancelado 10º Leilão 30/07/ H30 99,48 8,5 bilhões ,69% 11º Leilão 13º Leilão 20/12/ H30 91,20 0,7 Bilhões ,93% 2016-T20 102,18 3,7 Bilhões ,93% 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 17/12/ º Leilão 17/08/ H30 67,31 17 bilhões ,48% 2014-H30 102, ,56% 2014-T20 102,09 23 bilhões ,56% PÁGINA: 80 de 336

87 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais Esse tipo de leilão tem o objetivo fazer um ajuste fino entre energia contratada e a demanda. Estes leilões oferecem contratos com duração de até 2 anos e são realizados três ou quatro vezes ao ano, com entrega para o mesmo ano. Por esta razão, esses contratos são conhecidos como A0. A distribuidora poderá comprar até 1% do total de sua energia contratada por meio dos leilões de ajuste. Da mesma forma que os contratos de geração distribuída, os custos 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 30 de junho de 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 _2011 a 12_2011 Nota: as colunas Volume Negociado Total (R$) e MWh Negociados referem-se ao volume total negociado nos leilões. Leilões de Energia de Fontes Alternativas meses SE IS 01/10/11 56,13 17,3 milhões meses SE IS 01/01/12 67, mil º Leilão 30/09/2011 0% meses S IS 01/10/11 54,74 4,7 milhões meses S IS 01/01/11 73,63 24 milhões Além dos leilões de energia nova e existente, o MME pode periodicamente organizar também leilões específicos para contratar energia de fontes alternativas (biomassa, PCH, eólica e solar). Contratos padronizados de longo prazo (10-30 anos) são oferecidos e a sistemática do leilão são similares aos dos leilões A-3 e A-5. LEILÃO DE FONTES ALTERNATIVAS 0% Data Produto Preço Médio (R$/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 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 PÁGINA: 81 de 336

88 7.3 - Informações sobre produtos e serviços relativos aos segmentos operacionais 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). 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 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 poucos 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: 82 de 336

89 7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total 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 2011, a Companhia possuía aproximadamente 5,96 milhões de clientes residenciais, cujo consumo representou 36,4%, 35,9% e 36,4% de seu volume total de energia nos anos de 2011, 2010 e 2009, respectivamente, e 42,4%, 41,5% e 41,5% de suas receitas, respectivamente, durante esses períodos. Em 30 de junho de 2012, a Companhia possuía aproximadamente 6,03 milhões de clientes residenciais, cujo consumo representou 37,2%, de seu volume total de energia no 1º semestre de Clientes Comerciais. Em 31 de dezembro de 2011, a Companhia possuía aproximadamente 344,6 mil clientes comerciais, o que inclui empresas de varejo, escritórios, bancos, empresas prestadoras de serviços, universidades e hospitais. No total, estes representaram 25,8%, 25,6% e 26,1% do volume total de energia vendida nos anos de 2011, 2010 e 2009, respectivamente, e 27,2%, 26,8% e 27,3% de suas receitas, respectivamente, durante esses períodos. Em 30 de junho de 2012, a Companhia possuía aproximadamente 340,6 mil clientes comerciais, o que inclui empresas de varejo, escritórios, bancos, empresas prestadoras de serviços, universidades e hospitais. No total, estes representaram 26,5% do volume total de energia vendida no 1º semestre de Clientes Industriais. Em 31 de dezembro de 2011, a Companhia possuía aproximadamente 28,5 mil clientes industriais, que incluem usuários de grandes volumes. No total, estes representaram 13,3%, 14,2% e 14,6% de seu volume total de energia vendida nos anos de 2011, 2010 e 2009, respectivamente, e 13,2%, 13,9% e 14,4% de suas receitas, respectivamente, durante esses períodos. Em 30 de junho de 2012, a Companhia possuía aproximadamente 28,1 mil clientes industriais, que incluem usuários de grandes volumes. No total, estes representaram 12,6% do volume total de energia vendida no 1º semestre de Outros Clientes. Em 31 de dezembro de 2011, a Companhia possuía aproximadamente 18,5 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 24,6%, 24,4% e 22,9% do volume total da energia vendida nos anos de 2011, 2010 e 2009 respectivamente, e 17,1%, 17,8% e 16,8% de suas receitas, respectivamente, durante esses períodos. Em 30 de junho de 2012, a Companhia possuía aproximadamente 19,5 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 23,7% do volume total de energia vendida no 1º semestre de 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 º semestre 2012 Residenciais , , ,5 Comerciais , , , Industriais 5.995, , , Outros , , , Total , , , Receita (em R$ milhões) 1º Semestre Residenciais 3.334, , , ,6 Comerciais 2.112, , , ,1 Industriais 950, , , ,2 Outros 1.273, , , ,2 Total 7.672, , , Mix de Distribuição de Energia em Receitas para clientes (% do mix total em receitas) 1º Semestre Residenciais 43,5% 42,4% 41,5% 41,5% Comerciais 27,5% 27,2% 26,8% 27,3% Industriais 12,4% 13,2% 13,9% 14,4% Outros 16,6% 17,1% 17,8% 16,8% Total 100,0% 100,0% 100,0% 100,0% Total Clientes (em milhares) 1º semestre , , , ,7 PÁGINA: 83 de 336

90 7.4 - Clientes responsáveis por mais de 10% da receita líquida total Residenciais 6.031, , , ,4 Comerciais 340,6 344,6 345,7 357,1 Industriais 28,1 28,5 29,0 30,0 Outros 19,5 18,9 18,2 18,3 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: 84 de 336

91 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 à 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: 85 de 336

92 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 destinada a atividade distinta de sua concessão; e (b) autorizou a criação de subvenção econômica para outorga de benefícios tarifários aos consumidores integrantes da subclasse residencial baixa renda, dentre outras providências. 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: 86 de 336

93 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 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. PÁGINA: 87 de 336

94 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. Mercado Atacadista de Energia (MAE) / Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE PÁGINA: 88 de 336

95 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. As companhias de eletricidade do setor público devem fazer recolhimentos mensais ao Fundo RGR a uma taxa anual equivalente a 2,5% dos ativos fixos da empresa em serviço, até um teto de 3,0% do total das receitas em cada ano. Nos últimos anos, o Fundo RGR tem sido usado, principalmente, para financiar projetos de geração e distribuição. A Lei n.º /02 previu a expiração da RGR em 2010, porém a Medida Provisória 517, de 30 de dezembro de 2010, prorrogou a cobrança de tal encargo até CCC Conta de Consumo de Combustível PÁGINA: 89 de 336

96 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. 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. O ESS é pago por todos os agentes com medição de consumo registrada na CCEE, na proporção do consumo. 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. 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. 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 ). PÁGINA: 90 de 336

97 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades O quadro abaixo mostra informações sobre tarifas médias do Grupo A e Grupo B nos períodos indicados, sem considerar a RTE, o ECE e o Imposto sobre Circulação de Mercadorias (ICMS). Tarifas Médias R$/MWh (1) Nível de Tensão A2 consumidores industriais de alta voltagem 231,3 231,3 226,6 A3a consumidores comerciais e industriais de alta voltagem 234,6 234,6 222,9 A4 consumidores comerciais, industriais e residenciais de alta voltagem 271,9 271,9 258,8 AS consumidor servido pela rede subterrânea 302,6 302,6 351,6 B1 consumidores residenciais de baixa voltagem 309,8 309,8 294,1 B2 consumidores rurais de baixa voltagem 198,8 198,8 109,7 B3 consumidores comerciais e industriais de baixa voltagem 318,6 318,6 298,9 B4 consumidores públicos de baixa voltagem 164,2 164,2 152,6 Média Total 293,6 293,6 278,9 (1) Devido à postergação em um ano da Revisão Tarifária da Companhia que, de acordo com o contrato de concessão, deveria ter ocorrido em 4 de julho de 2011, as tarifas médias de 2010 foram mantidas para * As tarifas são reajustadas anualmente em julho, dessa forma não há informações sobre junho de As tarifas para clientes do Grupo A baseiam-se na tensão de atendimento, período do ano que ocorre o fornecimento e na hora do dia da utilização da energia. As tarifas deste grupo apresentam duas componentes: uma tarifa de demanda e uma tarifa de energia. A tarifa de demanda, refere-se à capacidade do sistema alocada a cada cliente, expressa em Reais por kw, sendo faturada pelo maior valor entre (1) demanda firme contratada ou (2) demanda efetivamente registrada. A tarifa de energia, expressa em Reais por MWh, se baseia no volume de energia efetivamente consumido durante um período de fornecimento, que geralmente é de 30 dias. No Grupo B, as tarifas são cobradas com base em apenas um componente: a energia efetivamente consumida expressa em Reais por MWh. A tabela abaixo mostra informações sobre tarifas médias de energia relativas às vendas de energia da Companhia durante os períodos indicados. Tarifas Médias de Vendas de Energia (1)(2) Ano ,84 309,84 294,12 Tarifas residenciais (R$/MWh) Tarifas industriais (R$/MWh) Tarifas comerciais (R$/MWh) Outras tarifas (R$/MWh) Tarifa média (R$/MWh) Total de receitas de vendas de energia elétrica a clientes cativos (em milhões de Reais) 275,10 275,10 263,11 293,57 293,57 279,12 241,24 241,24 226,30 293,56 293,56 278, , , ,3 (1) As tarifas de vendas de energia elétrica foram calculadas dividindo-se as vendas faturadas sem o ICMS por MWh de energia elétrica vendida. (2) Devido à postergação em um ano da Revisão Tarifária da Companhia que, de acordo com o contrato de concessão, deveria ter ocorrido em 4 de julho de 2011, as tarifas médias de 2010 foram mantidas para 2011 * As tarifas são reajustadas anualmente em julho, dessa forma não há informações sobre junho de Clientes residenciais de baixa renda são considerados um subgrupo de clientes residenciais e não estão sujeitos a pagamento de taxas emergenciais e de capacidade emergencial ou qualquer tarifa extraordinária imposta pela ANEEL. De acordo com as regras atuais, um cliente residencial de baixa renda é qualquer cliente monofásico que consome menos de 30 kwh por mês e apresentou requerimento para receber benefícios comprovando ser beneficiário de qualquer dos programas sociais do governo. 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 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: PÁGINA: 91 de 336

98 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades Custos de energia comprada para revenda; Encargos setoriais: dentre os quais se destacam: Encargo de Serviço do Sistema - ESS; Conta de Consumo de Combustível - CCC, Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, Reserva Global de Reversão - RGR, Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE, 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 totalmente 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 (reajustes de 2012, 2013 e 2014, 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) (ii) (iii) 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; 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 PÁGINA: 92 de 336

99 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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: 93 de 336

100 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: 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; PÁGINA: 94 de 336

101 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades (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; (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. PÁGINA: 95 de 336

102 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. 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 PÁGINA: 96 de 336

103 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. 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 empreendimentos existentes nos leilões de ajuste e para contratação de energia distribuída, O VR, cria um incentivo para distribuidoras contratarem suas demandas esperadas de energia nos leilões A-5 que, acredita-se, terão preços inferiores aos dos leilões A-3. O VR será aplicado como limite de repasse às tarifas dos consumidores nos primeiros três anos de vigência dos contratos de energia proveniente de novos empreendimentos. Do quarto ano em diante, os custos de aquisição da energia desses projetos serão integralmente repassados. 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. Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu PÁGINA: 97 de 336

104 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades A ANEEL determina anualmente o Índice para Repasse de Energia Fornecida por Itaipu, em Dólares. Em dezembro de 2009, o índice para o exercício de 2010 foi estabelecido em um montante igual a US$24,63/kW, aplicável aos faturamentos realizados de 1º de janeiro a 1º de dezembro de 2010, de acordo com a Resolução Homologatória da ANEEL n.º 919, de 15 de dezembro de Em reunião de Diretoria realizada em 20 de dezembro de 2011, a ANEEL decidiu manter a tarifa de repasse de potência da usina Itaipu Binacional em U$24,88 dólares por quilowatt ao mês (/kw.mês), mesmo valor de dezembro de 2011, até 31/01/2012. A Agência fará o cálculo para o período de fevereiro a dezembro de 2012 assim que a Eletrobrás informar o custo unitário do serviço de eletricidade de Itaipu Binacional. 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. 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. O governo estima que a solução para a questão será dada até o final de PÁGINA: 98 de 336

105 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades O quadro apresenta um resumo dos prazos de concessão por segmento e por data de outorga: 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 a 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 em produtos e serviços; 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 desempenho ambiental da Companhia, foi implementado um Sistema de Gestão Ambiental ( SGA ) baseado na norma ISO 14001:04 em seis de suas instalações, tendo sido certificado desde o ano de A Companhia 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. Como atendimento a um dos itens da ISO 14001:04, a Companhia identificou, monitorou e avaliou mudanças nas leis e normas ambientais aplicáveis ao seu negócio, buscando sempre seu atendimento e a melhoria contínua no desenvolvimento de suas atividades. A Companhia é auditada constantemente, tanto por determinação da própria AES Corporation, como também por organismo externo para a manutenção e certificação de processos pela norma ambiental. Adicionalmente, a Companhia incorreu em despesas de R$ 313 mil até os seis primeiros meses findo em 30 de junho de 2012 em projetos de pesquisa e desenvolvimento voltados a área ambiental, visando tanto investir em pesquisa para reaproveitamento de materiais, como verificar possíveis soluções para aspectos ambientais das atividades da Companhia. Os projetos em andamento são: Avaliação e desenvolvimento de alternativas para biorremediação de solos contaminados por óleo mineral isolante e Desenvolvimento Materiais Alternativos Ecológicos de Melhor Desempenho e Vida Útil, para Fabricação de Isoladores com Redução dos Custos. 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. PÁGINA: 99 de 336

106 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 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. 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 ). 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. 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. 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 PÁGINA: 100 de 336

107 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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 2011, a AES Eletropaulo realizou gastos e investimentos de R$ 72,3 milhões em ações e projetos de Meio Ambiente. Dentre estes foram gastos R$ 0,8 milhão em processos de licenciamento de novas instalações ou reconstruções, incluindo medidas de compensação ambiental. Até os seis primeiros meses findos em , a AES Eletropaulo realizou gastos e investimentos de R$ 27,9 milhões em ações e projetos de Meio Ambiente. Dentre estes foram gastos R$ 0,5 milhão em processos de licenciamento de novas instalações ou reconstruções, incluindo medidas de compensação ambiental. 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. Em 2011, foi concluída a primeira etapa da remediação do solo do Complexo Cambuci, referente às áreas abertas, e encontra-se em andamento a segunda etapa da remediação do solo e da água subterrânea. A distribuidora destinou no ano R$ 6,6 milhões para o Programa de gerenciamento de passivos ambientais. Adicionalmente, está em andamento o Projeto de Pesquisa e Desenvolvimento de Biorremediação do Solo com o Instituto de Pesquisas Tecnológicas de São Paulo (IPT), para subsidiar a opção pelas melhores alternativas de remediação de solo. 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. PÁGINA: 101 de 336

108 7.5 - Efeitos relevantes da regulação estatal nas atividades 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. 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: 102 de 336

109 7.6 - Receitas relevantes provenientes do exterior 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) 1º Semestre Residenciais 3.334, , , ,6 Comerciais 2.112, , , ,1 Industriais 950, , , ,2 Outros 1.273, , , ,2 Total 7.672, , , 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: 103 de 336

110 7.7 - Efeitos da regulação estrangeira nas atividades Não aplicável. A atuação da Companhia está restrita ao território nacional. SCBF-SP v1 PÁGINA: 104 de 336

111 7.8 - Relações de longo prazo relevantes 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 existentes, 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 2011 foi de R$ ,91. 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 sistema de transmissão para o triênio seguinte, ou por necessidade especifica de alteração dos montantes (demandas) contratados. O prazo de vigência do contrato é indeterminado. No período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2012, a Companhia pagou ao ONS R$ ,84 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 o 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. Por meio de recursos próprios e incentivados, a empresa investe em projetos que promovam a inclusão social e a cidadania, a educação para o uso consciente e seguro de energia, a cultura, o esporte e a geração de renda nas comunidades de baixa renda. Em 2011, o aporte financeiro foi de R$ 82,78 milhões, dos quais R$ 20,46 milhões em recursos próprios e R$ 62,32 milhões em recursos incentivados. Para identificar, analisar, utilizar e acompanhar as necessidades e expectativas de promoção do desenvolvimento e valorização da sociedade, incluindo as comunidades vizinhas às instalações, a empresa possui um Sistema de Gestão da Responsabilidade Social Corporativa (SGRS), que define os critérios e módulos de Gestão do Engajamento das Partes Interessadas, de Gestão do Investimento Social Privado e de Gestão da Informação, do Conhecimento e da Comunicação, mantendo o alinhamento da atuação social com os objetivos estratégicos da organização e interesses de seus stakeholders. Os critérios para a seleção de projetos sociais contemplam as seguintes premissas: Educação, Cultura e Esporte e Negócios Inclusivos e Sociais. São realizadas interações com o Poder Público e lideranças das comunidades vizinhas, por meio de reuniões e recebimento de cartas, ofícios e s. Essas interações junto às comunidades permitem identificar quais são suas principais necessidades e expectativas e contribuem para direcionar os projetos sociais dirigidos a elas. Os principais projetos sociais da AES Eletropaulo são: Programa de Eficiência Energética O programa de eficiência energética da AES Eletropaulo tem o objetivo de incentivar o uso de energia de forma adequada. Dentre as ações empreendidas, destacam-se as destinadas a escolas, creches e hospitais que permitem a redução no consumo de energia elétrica e a modernização do sistema de iluminação. A empresa também criou projetos internos, como a recuperação de transformadores e de medidores de energia e a regeneração de material isolante, minimizando o consumo de recursos renováveis, conservando recursos não renováveis, a reciclagem e reutilização de materiais. A Lei de 2000 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). Mais do que uma exigência regulatória, o investimento nesses programas é a oportunidade e o caminho para alcançar a excelência operacional, a excelência em gestão e fortalecer o relacionamento com os clientes. Os percentuais de aplicação pela empresa são de 0,2% em projetos de P&D e 0,5% em projetos de EE e os percentuais de recolhimento de encargos são de 0,2% ao MCT-Ministério de Ciência e Tecnologia (FNDCT) e 0,1% ao MME-Ministério de Minas e Energia (EPE), regidos pela Lei de 2000 e pelas Resoluções 300 e 316 de Foi instituído um recolhimento adicional ao Tesouro Nacional de 0,3% pela Lei de 2010, até dezembro de A Lei de 2009 exige que 60% da verba destinada a EE seja aplicada em consumidores com tarifa social. O programa de Eficiência Energética da Companhia destina-se a beneficiar seus clientes através de projetos de substituição de equipamentos e lâmpadas mais eficientes em instalações de hospitais, escolas, prédios públicos e túneis, projetos educacionais e de responsabilidade social e atendimento a comunidades de baixo poder aquisitivo, contribuindo para o processo de inclusão social, além de melhorar a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica da população. 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. Em 2011, foram incorridos custos em Programas de Eficiência PÁGINA: 105 de 336

112 7.8 - Relações de longo prazo relevantes Energética de R$ 38,2 milhões. O programa de Pesquisa e Desenvolvimento da Companhia é alinhado à sua estratégia e investe em tecnologias inovadoras nos processos técnicos, comerciais e operacionais para a Companhia e para o setor elétrico, adicionando valor como ativo intangível da Companhia e trazendo resultados em várias linhas de pesquisa, como segurança, redes inteligentes, geração distribuída, operação otimizada, meio ambiente, equipamentos e sistemas inovadores e na melhoria contínua da prestação do serviço. Anualmente, a Companhia investe em 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 incorridos custos em Programas de Pesquisa e Desenvolvimento de R$7,5 milhões em 2007, R$15,5 milhões em 2008, R$25,3 milhões em 2009, R$41,1 milhões em 2010 e R$82,2 milhões em Casa de Cultura e Cidadania 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, esporte, cidadania, qualidade de vida e geração de renda. Com foco principalmente nas comunidades de baixa renda, o projeto beneficia diretamente 5,2 mil pessoas em suas atividades e 47 mil pessoas pelas apresentações e palestras efetuadas. Nas unidades da AES Eletropaulo, são 1,6 mil pessoas beneficiadas diretamente pelo projeto e 33 mil pessoas das comunidades beneficiadas. Programa Cultural Em 2011, ainda de acordo com as premissas do Investimento Social Privado, a AES Eletropaulo viabilizou, por meio do ProAC (Programa de Ação Cultural do Estado de São Paulo), com recursos do ICMS, a implementação de Cinecos, espaços alternativos para exibição de filmes em DVD nas unidades da Casa de Cultura e Cidadania e no Centro Educacional Infantil Luz e Lápis, beneficiando diretamente mais de pessoas, entre crianças e adolescentes atendidos e comunidades do entorno. Outros projetos Em sua área de concessão, a AES Eletropaulo mantém, ainda, outros projetos sociais que atuam na promoção de educação, cultura e esporte, além de negócios inclusivos e sociais. O patrocínio ao Clube Pinheiros no segmento de ginástica artística visa desenvolver atletas de alto rendimento na modalidade para, posteriormente, obtenção de resultados significativos nas competições. Esse patrocínio proporcionou a crianças e adolescentes matriculados no projeto Casa de Cultura e Cidadania um olhar diferenciado para o esporte, já que é a única modalidade esportiva implementada no projeto. Com essa parceria, ocorreu o intercâmbio com a metodologia pinheirense, e as crianças e os jovens puderam vivenciar o dia a dia de um atleta profissional e os pilares fundamentais, como dedicação e disciplina, que levam ao sucesso em qualquer carreira. A AES Eletropaulo desenvolve ainda o programa de voluntariado chamado Energia do Bem e mais dois projetos sociais de educação para o consumo consciente e seguro da energia elétrica. Em 2011, foram investidos R$ 3,7 milhões nos projetos AES Eletropaulo na Comunidade e AES Eletropaulo nas Escolas. Demais Políticas Adotadas pela Companhia de Responsabilidade Sócioambiental, Patrocínio e Incentivo Cultural A Companhia adota uma Política de Sustentabilidade da 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 da AES Brasil, define o cumprimento da legislação e das normas brasileiras e internacionais aplicáveis, além das políticas e diretrizes do Grupo AES no Brasil. Contribuímos 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. A partir dessa política, a AES Eletropaulo define os procedimentos para Gestão da Responsabilidade Socioambiental, patrocínios e incentivos culturais e conforme destacadas em seu Relatório de Sustentabilidade, apresentado acima. Dentre esses procedimentos de gestão, destacam-se: O procedimento de Investimento Social Privado que define o foco de atuação social da AES Eletropaulo em Educação, Cultura e Esporte e Negócios Inclusivos e Sociais e os critérios para a seleção de projetos que serão patrocinados; A definição de critérios e sistema on-line para a seleção de projetos a serem patrocinados; e O Sistema de Gestão Ambiental certificado pela ISO PÁGINA: 106 de 336

113 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 empresa de distribuição de energia elétrica da América Latina em termos de receita de fornecimento de energia elétrica 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$840,6 milhões em 2012 (R$794,1 milhões com recursos próprios, financiados ou não junto a instituições financeiras, e R$46,4 milhões com recursos de terceiros, denominados investimentos auto-financiados) para aprimorar a qualidade de seus serviços, aumentar o número de clientes e criar as bases para aumentar suas receitas. Aumento na Eficiência Operacional Buscando Custos Operacionais Eficazes, Aumento da Lucratividade da Companhia e Melhoria no Nível de Qualidade de Serviço. A Companhia mantém um esforço constante de redução de custos, concentrado em aprimorar (i) o gerenciamento da sua cadeia de fornecimento (incluindo a implementação de práticas globais de suprimento junto à AES Corporation), (ii) o gerenciamento de seus processos de prestação de serviços, (iii) o gerenciamento de seus ativos, bem como (iv) a alocação de seus investimentos. A Companhia também concentra esforços para reduzir suas perdas comerciais e o volume de recebíveis de baixa qualidade creditícia. A Companhia desenvolve vários indicadores de desempenho, incluindo qualidade de serviço e duração e frequência de interrupções de serviço, contra os quais compara sua eficiência operacional. Como uma parcela do seu aumento da tarifa anual de energia elétrica é diretamente ligada ao aumento da inflação, se seu custo operacional futuro crescer abaixo da inflação, sua lucratividade provavelmente melhorará. Otimização da Estrutura de Capital da Companhia para Otimizar Fluxos de Caixa Livre. A Companhia pretende se beneficiar de custos menores de financiamento que é capaz de obter não somente em decorrência de sua condição financeira, que sua administração acredita ser confortável, como também da melhora das condições macroeconômicas no Brasil, resultando em taxas de juros menores. Pretende, ainda, reduzir suas despesas com juros, estender o prazo de suas dívidas e incorrer em dívidas denominadas em moeda local. A Companhia encerrou o período findo em 30 de junho de 2012 com R$ 46 mil em dívidas denominadas em dólar protegidas por mecanismos de proteção cambial 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 10,5% em 31 de dezembro de Neste período foram regularizadas 182 mil ligações clandestinas; realizado 929 mil inspeções de fraude onde foram encontradas 121 mil irregularidade; substituído 409 mil medidores obsoletos e recuperado 107 mil instalações que encontrava-se desligada no sistema de faturamento porém consumindo energia elétrica. No período dos últimos seis meses encerrados em 30 de junho de 2012 o percentual total de perdas foi de 10,55%. 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: 107 de 336

114 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: 108 de 336

115 7.9 - Outras informações relevantes PÁGINA: 109 de 336

116 8.1 - Descrição do Grupo Econômico 8. Grupo Econômico da Companhia 8.1. Descrição do grupo econômico da Companhia a. controladores diretos e indiretos A Companhia é controlada direta e indiretamente pela Companhia Brasiliana de Energia ( Brasiliana ), que detém (i) 7,38% das ações preferenciais da Companhia, representativas de 4,44% do capital social total e (ii) 98,26% de ações ordinárias da AES Elpa S.A. ( AES Elpa ), cujo capital social é composto exclusivamente de ações ordinárias, sendo que a AES Elpa, por sua vez, detém 77,81% das ações ordinárias da Companhia, representativas de 30,97% do capital social total. A Brasiliana é companhia de capital aberto registrada na CVM sob o código 18970, cujo objeto social consiste em exercer o controle acionário da Companhia, da AES Tietê S.A., AES Uruguaiana Empreendimentos S.A., AES Infoenergy Ltda. e AES Minas PCH Ltda., mediante a participação direta ou indireta no capital dessas sociedades, não possuindo qualquer atividade operacional. A AES Elpa, por sua vez, também é companhia de capital aberto registrada na CVM sob o código 19313, cujo objeto social consiste na participação em outra sociedade como quotista, acionista ou membro de consórcio. Atualmente, a AES Elpa participa unicamente na Companhia. Adicionalmente, 53,9% do capital social total da Brasiliana é atualmente detido pelo BNDES, através da BNDES Participações S.A. ( BNDESPAR ) e 46,2% é detido pela The AES Corporation ( AES Corporation ) através da holding AES Holdings Brasil Ltda. ( AES Holdings Brasil ). Com isso, a AES Corporation detém indiretamente 38,2% das ações ordinárias da Companhia, representativas de 16,1% do capital social total, conforme demonstrado no organograma constante do item 15.4 deste Formulário de Referência. Para informações mais detalhadas sobre a controladora direta e os controladores indiretos da Companhia vide o item 15.1 a deste Formulário de Referência. b. controladas e coligadas Justificativa para o não preenchimento do quadro A Companhia não possui controladas e coligadas. c. participações da Companhia em sociedades do grupo. Justificativa para o não preenchimento do quadro A Companhia não detém participações em outras sociedades do grupo. d. participações de sociedades do grupo na Companhia. Justificativa para o não preenchimento do quadro 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 deste Formulário de Referência, 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. A tabela abaixo apresenta as demais sociedades diretamente controladas pela Brasiliana, bem como a participação da Brasiliana nessas sociedades: Sociedade Participação Direta da Brasiliana AES Infoenergy 99,99% AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. 99,99% AES Tietê S.A. 52,55% A tabela abaixo apresenta as sociedades indiretamente controladas pela Brasiliana, por meio da AES Tietê, bem como a participação da Brasiliana nessas sociedades: PÁGINA: 110 de 336

117 8.1 - Descrição do Grupo Econômico Sociedade Participação Indireta da Brasiliana AES Minas PCH Ltda. 52,55% AES Rio PCH 52,55% A AES Minas PCH é sociedade limitada, cujo objeto social consiste em: (a) geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, seja de origem hidráulica, térmica ou orgânica; (b) elaboração e execução de projetos de produção independente de energia; (c) operação e manutenção de usinas de pequeno e grande porte; e (d) execução de serviços de engenharia, construção e suprimentos de usinas hidrelétricas, termelétricas e edificações correlatas. A sua controladora é a AES Tietê S.A. e a mesma não possui participação em outras sociedades. A AES Rio PCH é sociedade limitada, cujo objeto social consiste em: (a) geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, seja de ordem hidráulica, térmica ou orgânica; (b) elaboração e execução de projetos de produção independente de energia; (c) operação e manutenção de usinas de pequeno e grande porte; e, (d) execução de serviços de engenharia, construção e suprimentos de usinas hidrelétricas, termelétricas e edificações correlatas. A sua controladora é a AES Tietê S.A. e a mesma não possui participação em outras sociedades. A AES Uruguaiana Empreendimentos é sociedade anônima de capital fechado, cujo objeto social consiste na produção e comercialização de energia termoelétrica e atividades relacionadas a esse objeto, tais como, a instalação e implantação de projetos de produção independente de energia, a operação e manutenção de usinas termoelétricas, obras e edificações correlatas, a compra e importação de equipamentos para a geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. A sua controladora é a Brasiliana e a mesma não possui participação em outras sociedades. A AES Infoenergy é sociedade limitada, cujo objeto social consiste em: a) compra, venda, importação e exportação de equipamentos para a geração, transmissão e distribuição de energia elétrica; b) prestação de serviços relacionados à geração, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica; c) comercialização, importação e exportação de energia elétrica; d) prestação de serviços relacionados a projetos de eficiência energética e de utilização de água; e) participação em outras sociedades, bem como em licitações públicas; e f) atividades de intermediação e agenciamento de serviços e negócios em geral, sem especialidade definida. A sua controladora é a Brasiliana e a mesma não possui participação em outras sociedades. A AES Tietê é sociedade anônima de capital aberto registrada na CVM sob o código 18350, cujo objeto social consiste em: (i) construir e operar: (a) sistemas de produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia; (b) barragens de acumulação, eclusas e outros empreendimentos; (ii) projetar e executar planos e programas de pesquisa e desenvolvimento de novas fontes e vetores de energia; (iii) participar em outras sociedade como sócia, acionista ou quotista. A sua controladora é a Brasiliana e suas controladas são: (I) AES Minas PCH; e (II) AES Rio PCH. PÁGINA: 111 de 336

118 8.2 - Organograma do Grupo Econômico O organograma abaixo apresenta a atual estrutura simplificada do grupo societário da Companhia: The AES Corporation ON = 100% ON = 100% PN = 0,00% T = 100% AES Holdings Brasil Ltda. BNDES Participações S.A. - BNDESPAR ON= 50,001% + 1 ação PN = 0,000002% T = 46,15% ON= 50,00% -1 ação PN = 99,999998% T = 53,85% ON = 99,51% PN = 99,99% T = 99,70% AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. Free Float ON = 22,18911% PN = 92,62015% T = 64,58778% Companhia Brasiliana de Energia ON = 98,26% PN = 0,00% T = 98,26% AES Elpa S.A ON = 77,81% PN = 0,00% T = 30,97% ON = 0,00% PN = 7,38% T = 4,44% ON = 99,99% PN = 0,00% T = 99,99% AES Uruguaiana Empreendimentos S.A ON = 99,99% PN = 0,00% T = 99,99% AES Infoenergy Ltda. ON = 71,35% PN = 32,34% T = 52,55% AES Tietê S.A Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. AES Minas PCH Ltda. AES Rio PCH Ltda. LEGENDA: sede no Brasil não sediadas no Brasil free float/bndes PÁGINA: 112 de 336

119 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: 113 de 336

120 8.4 - Outras informações relevantes Estão descritos abaixo os principais eventos societários pelos quais o grupo econômico do qual a Companhia faz parte tenha passado durante os últimos três exercícios sociais. Para informações sobre eventos societários anteriores, vide item 6.3 deste Formulário de Referência. (a) evento: 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 AES Eletropaulo 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. (b) principais condições do 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 AES Eletropaulo, 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 AES Eletropaulo, 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 AES Eletropaulo, em 24 de junho de 2010, pelas quotas da AES EP Telecom, corrigido pela SELIC até 31 de outubro de (c) sociedades envolvidas As sociedades envolvidas na operação ora descrita foram Brasiliana, na qualidade de adquirente, AES Eletropaulo, na qualidade de vendedora e AES EP Telecom, como sociedade adquirida. (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 Em decorrência da transferência de controle ora descrita, a Brasiliana passou a ser controladora direta da AES EP Telecom. (e) quadro societário antes e depois da operação É apresentado abaixo o quadro societário antes da transferência do controle da AES EP Telecom: PÁGINA: 114 de 336

121 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 É apresentado abaixo o quadro societário depois da transferência do controle da AES EP Telecom: 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 (a) evento: Alienação da AESMinas PCH Ltda. ( AESMinas PCH ) Em 26 de abril de 2012, a controlada AES Tietê, como vendedora, e a AES Minas PCH, na qualidade de interveniente anuente, firmaram contrato tendo por objeto a venda para 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 concedida por meio da resolução autorizativa nº.3.624, a PÁGINA: 115 de 336

122 8.4 - Outras informações relevantes 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. (b) principais condições do negócio Nos termos do Contrato de Compra e Venda de Quotas, a CEI adquiriu 100% das quotas da AES Minas PCH por um valor de R$ ,00 (vinte milhões, duzentos e noventa e quatro mil, quinhentos e oitenta e dois reais). A operação concretizou-se após a implementação das condições previstas no contrato, incluindo a anuência da ANEEL, concedida por meio da resolução autorizativa ANEEL nº.3.624, publicada no Diário Oficial da União em 20 de agosto de (c) sociedades envolvidas As sociedades envolvidas na operação ora descrita foram AES Tietê, como vendedora, AES Minas PCH, na qualidade de interveniente anuente, CEI na qualidade de compradora. (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 Em decorrência da transferência ora descrita a AES Minas PCH deixará de fazer parte do grupo econômico da Companhia. (e) quadro societário antes e depois da operação É apresentado abaixo o quadro societário antes da operação ora descrita: É apresentado abaixo o quadro societário depois da operação ora descrita: PÁGINA: 116 de 336

123 8.4 - Outras informações relevantes PÁGINA: 117 de 336

124 9.1 - Bens do ativo não-circulante relevantes - outros 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 6,3 milhões de unidades consumidoras, a AES Eletropaulo, que conta com uma estrutura formada por 150 subestações (sendo 138 estações transformadoras de distribuição, 8 estações do sistema de distribuição e quatro estações transformadoras subterrâneas de distribuição) e uma malha de distribuição e subtransmissão, cabos aéreos e subterrâneos, de mais de 45 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: 118 de 336

125 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 749 Veículos Brasil SP Municípios da Área de Concessão Equipamentos de informática Brasil SP Municípios da Área de Concessão Arrendada Arrendada PÁGINA: 119 de 336

126 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 Eletropaulo na Comunidade (vide 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: 120 de 336

127 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 Marca Metropolitana (vide item 9.2) Prestação de serviço público de distribuição de energia elétrica 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. 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 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. 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: 121 de 336

128 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 9 marcas Eletropaulo com diferentes logos e validade (vide item 9.2) Território nacional Varia de 2013 a 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: 122 de 336

129 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 (vide 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: 123 de 336

130 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 KILOWANTAGEM (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: 124 de 336

131 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 em quaisquer sociedades. PÁGINA: 125 de 336

132 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 Data de Depósito MARCAS ELETROPAULO METROPOLITANA ELETRICIDADE DE SÃO PAULO S/A Data de Registro /3/ AES ELETROPAULO Marcas Situação Classe Pedido de registro inicialmente negado. Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. 42 (INT) /3/ AES ELETROPAULO /3/ AES ELETROPAULO /3/ AES ELETROPAULO Pedido de registro inicialmente negado. Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. Pedido de registro inicialmente negado. Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. Pedido de registro inicialmente negado. Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. 37 (INT) 39 (INT) 40 (INT) /3/ Pedido de registro inicialmente negado. Recurso apresentado contra indeferimento está sob análise. 37 (INT) PÁGINA: 126 de 336

133 9.2 - Outras informações relevantes /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) /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) PÁGINA: 127 de 336

134 9.2 - Outras informações relevantes /8/1999 9/12/2003 ELETROPAULO Registro válido até 9/12/ (INT) /8/ /4/2004 Registro válido até 27/4/ (INT) /8/1999 9/12/2003 ELETROPAULO Registro válido até 9/12/ (INT) /8/ /4/2004 Registro válido até 27/4/ (INT) /8/ /4/2004 Registro válido até 27/4/ (INT) /8/1999 2/12/2003 ELETROPAULO Registro válido até 2/12/ (INT) /8/ /8/2004 Registro válido até 24/8/ (INT) /8/ /7/2004 Registro válido até 27/7/ (INT) /8/ /4/2004 Registro válido até 27/4/ (INT) /8/1999 9/12/2003 ELETROPAULO METROPOLITANA /8/1999 9/12/2003 ELETROPAULO METROPOLITANA Registro válido até 9/12/2013 Registro válido até 9/12/ (INT) /40/41 39 (INT) /6/ /8/2008 Registro válido até 19/8/ (INT) /5/2005 7/4/2009 KILOWANTAGEM Registro válido até 7/4/ (INT) /5/ /2/2008 KILOWANTAGEM Registro válido até 19/2/ (INT) /10/ /8/2009 METROPOLITANA Registro válido até 25/8/ / /08/ LUZ E LÁPIS Publicado pedido de registro em 03/01/2012 NCL(9 ) 41 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 PÁGINA: 128 de 336

135 9.2 - Outras informações relevantes 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. Entretanto, em , a AES Eletropaulo solicitou a restauração do pedido referente ao arquivamento publicado. No momento, o processo está ativo aguardando a concessão da patente perante o INPI. 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: 129 de 336

136 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 2011, 2010 e 2009 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 ) e o formulário de informações trimestrais ITR para os períodos de 6 meses findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foram preparados de acordo com o Pronunciamento Técnico CPC 21 Demonstração Financeira Intermediária e IAS 34 Interim Financial Reporting. 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 e no período de 6 meses findo em 30 de junho de 2012) 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 30 de junho de 2012 foi de 1,34. Em 31 de dezembro de 2011, 2010 e 2009, esses índices foram de 1,17, 1,31 e 1,10, respectivamente. O aumento do índice em 30 de junho 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 2011, o nível de alavancagem foi de 58,3% enquanto que em 31 de dezembro de 2010, essa relação era de 65,6% e em 31 de dezembro de 2009 essa relação era de 72,3%. Os níveis de alavancagem em 30 de junho de 2012 foi de 86,3% contra 58,3% em 31 de dezembro de Isto ocorreu devido a diminuição no Patrimônio Líquido e ao aumento da divida financeira líquida devido ao menor saldo de disponibilidades. 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. O capital social da Companhia não sofreu alteração nos últimos 3 exercícios sociais e no período de 6 meses findo em 30 de junho de 2012, representando R$1.057,6 milhões em 31 de dezembro de 2009, 2010 e 2011 e em 30 de junho de A Dívida Financeira Líquida em 30 de junho de 2012 era de R$3.143,9 milhões e a relação entre Dívida Financeira Líquida e EBITDA Ajustado pelos efeitos da Fundação CESP ( FCESP ) dos últimos 12 meses era de 1,27 vezes em 30 de junho de A Dívida Financeira Líquida 2 em 31 de dezembro de 2011, 2010 e 2009 era de R$2.336,1 milhões, R$2.451,7 milhões, R$2.691,0 milhões, respectivamente. A relação entre Dívida Financeira Líquida e EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP era de 0,79 vezes em 31 de dezembro de 2011, de 0,95 vezes em 31 de dezembro de 2010 e de 1,38 vezes em 31 de dezembro de Com relação à possibilidade de resgate de ações, a Companhia destaca que não há hipóteses de resgate de suas ações, exceto as legalmente previstas.. c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos No período dos últimos doze meses encerrados em 30 de junho de 2012, o EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP da Companhia foi de R$ 2.468,9 milhões (sendo R$ 643,2 milhões nos 6 meses de 2012 e de R$ 1.825,7 milhões nos 6 ultimos meses do período encerrado em ) e o seu serviço da dívida, representado pelo Encargo de Dívida dos últimos doze meses encerrados em 30 de junho de 2012, de R$ 336,3 milhões (sendo R$R$165,8 milhões nos 6 meses de 2012 e de R$ 170,5 milhões nos 6 últimos meses do período encerrado em ). Dessa forma, seu EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP dos últimos 12 meses encerrado em 30 de junho de 2012 apresentou índice de cobertura de 7,3 vezes o serviço da dívida no mesmo período. O saldo da sua dívida financeira em 30 de junho de 2012 era de R$ 4.226,7 milhões e o somatório de caixa, equivalentes de caixa e investimentos de curto prazo era de R$ 1.082,8 milhões. 1 Dívida Financeira Líquida: é a Dívida Financeira de um determinado período descontando a disponibilidade e aplicações financeiras do mesmo período. PÁGINA: 130 de 336

137 Condições financeiras e patrimoniais gerais 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 3, de R$339,8 milhões. Dessa forma, seu EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP apresentou índice de cobertura de 8,7 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. No exercício findo em 31 de dezembro de 2009, o EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP da Companhia foi de R$1.950,5 milhões e o seu serviço da dívida, representado pelo Encargo de Dívida, de R$272,8 milhões. Dessa forma, seu EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP apresentou índice de cobertura de 7,2 vezes o serviço da dívida no período. O saldo da sua dívida financeira em 31 de dezembro de 2009 era de R$3.940,2 milhões e o somatório de caixa, equivalentes de caixa e investimentos de curto prazo era de R$1.249,2 milhões. A Companhia apresentava, em 30 de junho de 2012, 8,3% da dívida financeira total no circulante e 91,7% no não circulante. Em 31 de dezembro de 2011, 9,1% da dívida financeira total era circulante e 90,9% não circulante. Em 31 de dezembro de 2010, 7,7% da dívida financeira total era circulante e 92,3% não circulante. Em 31 de dezembro de 2009, 15,7% da dívida financeira total era circulante e 84,3% não circulante. Os Diretores da Companhia entendem que esse perfil de endividamento não representa uma pressão significativa sobre seu fluxo de caixa em razão da expressiva geração de caixa operacional, possibilitando o atendimento das necessidades de amortização da dívida financeira, conforme atestado pelos seus indicadores de qualidade de crédito. A tabela abaixo indica a evolução da Dívida Financeira Líquida sobre o EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP nos três últimos exercícios sociais e no período de doze meses findo em 30 de junho de 2012 a estrutura de capital da Companhia nos mesmos períodos: R$ Milhões 12 meses encerrados em Exercício encerrado em Exercício encerrado em Exercício encerrado em EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP¹ 2.468, , , ,5 Dívida Financeira² 4.226, , , ,2 Caixa e Equivalentes de Caixa e Investimentos de Curto Prazo 1.082, , , ,2 Dívida Financeira Líquida³ 3.143, , , ,9 Dívida Financeira Líquida / EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP¹ 1,27 0,79 0,95 1,38 Passivo Circulante 2.331, , , ,0 Passivo não Circulante 4.683, , , ,7 Patrimônio Líquido 3.641, , , ,7 Dívida Financeira Líquida / Patrimônio Líquido 86,3% 58,3% 65,6% 72,3% Passivo Circulante + Passivo Não Circulante / Passivo Total 65,8% 62,8% 65,1% 63,9% Nota - (1) No período de 12 meses findos em 30 de junho de 2012, o EBITDA Ajustado pelos efeitos da FCESP da Companhia foi de 2.468,9 milhões (2) Dívida Financeira: corresponde as linhas de Empréstimos e Financiamentos, Debêntures, Financiamento por Arrendamento Financeiro e Obrigações com entidade de previdência privada do Passivo Circulante e não Circulante do Balanço Patrimonial (3) 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 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. PÁGINA: 131 de 336

138 Condições financeiras e patrimoniais gerais 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 30 de junho de 2012 de R$1.082,8 milhões. Em 31 de dezembro de 2011, 2010 e 2009 esse saldo era de R$1.390,5 milhões, R$1.664,4 milhões e R$1.249,2 milhões respectivamente. Além disso, nossa própria geração de caixa nos permite investimentos em ativos não circulantes, não havendo necessidade de capital de giro para tal finalidade. e. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes que pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez Os Diretores da Companhia esclarecem que a Companhia não tem a intenção de captar recursos para capital de giro, no curto prazo. A Companhia está atenta a oportunidades de melhoria na gestão e no perfil de endividamento, através de recursos provenientes do Banco Nacional de Desenvolvimento ( BNDES ), Financiadora de Estudos e Projetos ( FINEP ) e Eletrobrás Centrais Elétricas Brasileiras S.A. ( Eletrobras ) e outras modalidades de financiamentos bancários, como debêntures e cédulas de créditos bancários. f. níveis de endividamento e as características de tais dívidas, descrevendo: (i) contratos de empréstimo e financiamento relevantes; (ii) outras relações de longo prazo com instituições financeiras; (iii) grau de subordinação entre as dívidas; e (iv) eventuais,restrições impostas à Companhia, em especial, em relação a limites de endividamento e contratação de novas dívidas, à distribuição de dividendos, à alienação de ativos, à emissão de novos valores mobiliários e à alienação de controle societário As obrigações totais da Companhia, que contemplam o somatório do passivo circulante e não circulante totalizaram R$ 7.015,1 milhões em 30 de junho de 2012, R$6.756,3 milhões em 31 de dezembro de 2011, R$ 6.972,7 milhões em 31 de dezembro de 2010 e R$ 6.599,6 milhões em 31 de dezembro de 2009 estão representadas nos itens 3.7 e 3.8 deste Formulário de Referência de forma resumida. Deste montante, R$ 2.788,4 milhões, R$ 3.029,7 milhões, R$ 2.856,6 milhões e R$ 2.659,6 milhões em 30 de junho de 2012, 31 de dezembro de 2011, 31 de dezembro de 2010 e 31 de dezembro de 2009, respectivamente, tratam de obrigações da Companhia referente às suas operações e não se referem a contratos de empréstimos e financiamentos. Em 30 de junho de 2012, a composição deste valor correspondeu a R$1.980,9 milhões no passivo circulante e R$807,6 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$678,6 milhões no passivo de longo prazo. Em 31 de dezembro de 2009, o valor correspondeu à R$ 2.099,4 milhões no passivo circulante e à R$ 560,1 milhões no passivo não circulante. Os outros R$ 4.226,7 milhões, R$3.726,5 milhões, R$4.116,1 milhões, R$3.940,2 milhões em 30 de junho de 2012, 31 de dezembro de 2011, 2010 e 2009, respectivamente, estão relacionados à divida financeira da Companhia e suas características serão detalhadas neste item. Em 30 de junho de 2012, o saldo contábil da dívida financeira da Companhia atingiu R$4.226,7 milhões, o que resultou em um acréscimo de R$500,2 milhões no saldo, em comparação a 31 de dezembro de Os Diretores da Companhia esclarecem que esse aumento refere-se, principalmente: (i) à captação de recursos, em janeiro de 2012, de R$ 600 milhões referentes à 14ª emissão de debêntures; e R$ 6,9 milhões referentes à captação de recursos de Financiadora de Estudos e Projetos ( FINEP ), valores estes reduzidos pelo pagamento de parcela de amortização de R$ 61,1 milhões da Cédula de Crédito Bancário do Banco Citibank S.A. e pela redução do saldo contabilizado da dívida com a FCESP. Em 31 de dezembro de 2011, o saldo contábil da dívida financeira 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$176,0 milhões no saldo, em comparação ao saldo em 31 de dezembro de Esse aumento é resultado da 12ª e 13ª emissões de debêntures realizadas no segundo trimestre de 2010 no montante total de R$ 800 milhões, visando a liquidação dos bonds em reais no valor de R$ 474 milhões, além da utilização do montante restante em investimentos ao longo de Em 31 de dezembro de 2009, o saldo contábil da dívida financeira da Companhia atingiu R$3.940,2 milhões. Os Diretores da Companhia, com base em análise dos indicadores de desempenho, da geração operacional de caixa e da posição de caixa da Companhia após os eventos descritos abaixo, entendem que a Companhia possui plenas condições para honrar as obrigações de curto, médio e longo prazo existentes, incluindo as Debêntures, bem como para continuar expandindo suas operações. De acordo com os administradores da Companhia, sua geração de caixa confere à Companhia margem de conforto para honrar todas as obrigações de longo prazo existentes (considerando seu endividamento líquido, assim entendido como seus passivos de curto, médio e longo prazo deduzidos de seu saldo de caixa e equivalentes de caixa). R$ MILHÕES Debêntures - 9a Emissão Debêntures - 10a Emissão Debêntures - 11a Emissão Debêntures - 12a Emissão VENCIMENTO INDEXADO R TAXA EFETIVA 254,1 256,0 254,7 252,3 ago/18 CDI 2,42% 408,9 410,6 613,4 606,9 set/13 CDI 2,07% 202,4 203,2 203,1 202,3 nov/18 CDI 1,86% 407,9 410,0 408,9 - abr/14 CDI 1,50% PÁGINA: 132 de 336

139 Condições financeiras e patrimoniais gerais Debêntures - 13a Emissão Debêntures - 14a Emissão 399,2 400,2 399,2 - mai/20 CDI 1,90% 600, nov/21 CDI 1,66% Euro Real Bonds (19,125%a.a) ,4 jun/ CCB ,0 200,8 250,4 299,1 mai/15 CDI 2,51% CCB ,1 596,1 594,5 594,9 nov/19 CDI 2,00% Eletrobrás Reluz 2,6 2,6 3,4 0,6 ago/15-5,00% Fundação Cesp 1.186, , , ,0 abr/28 IGP-DI 6,00% BNDES - FINAME 4,6 4,1 - - mai/16-8,70% FINEP 6, fev/20-4,00% Outros 0,3 0,3 0,3 0,3 Diversos Diversos Diversos Leasing (Diversos) 8,7 12,1 15,4 16,3 Diversos Diversos Diversos Subvenções Governamentais (1,6) TOTAL 4.226, , , , (*) Dívida Financeira - corresponde às linhas de Empréstimos e Financiamentos e Obrigações com entidade de previdência privada do Passivo Circulante e não Circulante do Balanço Patrimonial de cada período contábil. Do montante da dívida financeira de R$4.226,7 milhões apresentado em 30 de junho de 2012, 100% são dívidas contratadas junto a terceiros, sendo R$3.014,1 milhões o saldo de principal, que tem a seguinte disposição de vencimento, incluindo a dívida com a FCESP: Em R$ milhões Empréstimos Fundação CESP e 2021a ,1 302,8 576,3 274,3 387,4 281,2 495,9 386,3 290,5 880, ,7 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. 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 Estas debêntures contêm as mesmas obrigações (covenants) estabelecidas para a 9ª Emissão, além da restrição para operações de cisão, fusão ou incorporação envolvendo a Companhia, para a qual (i) não tenha sido obtida a anuência prévia dos debenturistas; ou (ii) que não tenha sido assegurado o resgate das debêntures para debenturistas dissidentes, nos termos do 1º do artigo 231 da Lei 6.404, de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada ( Lei das Sociedas por Ações ), restrições à distribuição de dividendos, entre outras usuais para instrumentos dessa natureza, conforme descritas no item deste Formulário de Referência. 11ª Emissão 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 10ª 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 PÁGINA: 133 de 336

140 Condições financeiras e patrimoniais gerais 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 Estas debêntures contêm as mesmas obrigações (covenants) estabelecidas para a 10ª Emissão. Para mais informações, vide item deste Formulário de Referência. 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 10ª 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 10ª 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). Esta CCB impõe à Companhia o dever de manter determinados índices financeiros (covenants), quais sejam: (i) o índice obtido pela divisão da Dívida pelo EBITDA não deve ser igual ou superior a 3,5; e (ii) o índice obtido pela divisão do EBITDA pelas Despesas Financeiras não deve ser igual ou inferior a 1,75, além de 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, restrições à distribuição de dividendos, entre outras usuais para instrumentos dessa natureza. 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. Esta CCB impõe à Companhia o dever de manter determinados índices financeiros (covenants), quais sejam: (i) o índice obtido pela divisão da Dívida pelo EBITDA não deve ser igual ou superior a 3,5, e (ii) o índice obtido pela divisão do EBITDA pelas Despesas Financeiras não deve ser igual ou inferior a 1,75, além de restrições em relação a 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. 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: (1) R$23 milhões deveriam ser pagos por meio de transferência de imóveis à Fundação CESP; e (2) 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. PÁGINA: 134 de 336

141 Condições financeiras e patrimoniais gerais 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$1.321,9 milhões em 31 de dezembro de 2011 (R$1.170,1 milhões, em 31 de dezembro de 2010 e de R$1.009,8 milhões, em 31 de dezembro de 2009), 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 30 de junho 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$1.383,1 milhões. Os contratos de confissão de dívida e de reserva matemática não apresentam cláusulas restritivas impostas à Companhia. A Companhia está em pleno cumprimento de todas as obrigações (covenants) estabelecidas nos contratos mencionados neste subitem 10.1(f). Exceto por aquelas dívidas garantidas por direito real, que estão configuradas em todos os contratos celebrados com a FCESP e Reluz, não há qualquer grau de subordinação entre as dívidas da Companhia, ressalvado que as debêntures quirografárias possuem crédito privilegiado em relação às debêntures subordinadas, nos termos do artigo 83 da Lei de 9 de fevereiro de g. limites de utilização dos financiamentos já contratados Os Diretores da Companhia esclarecem que todos os recursos obtidos com os financiamentos contratados, exceto pela FINEP, foram destinados à finalidade contratualmente prevista, ou seja, todos respeitaram os limites de utilização contratualmente previstos. Os recursos dos empréstimos da FINEP são liberados de acordo com o cronograma físico-financeiro dos projetos aprovados. Em 30 de junho de 2012, existiam R$ 30,2 milhões contratados e não liberados pela FINEP. h. alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras 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 2011, 2010 e 2009 e para os períodos de 6 meses findos em 30 de junho de 2012 e Reclassificações nas informações financeiras 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. Para fins de comparação, as informações financeiras em 31 de dezembro de 2009, apresentadas neste Formulário de Referência, foram reclassificadas e diferem daquelas apresentadas nas demonstrações financeiras do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010 e 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 dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009, assim como aquelas relativas ao semestre findo em 30 de junho de 2011 foram reclassificadas neste Formulário de Referência, e diferem em relação às demonstrações dos resultados e dos fluxos de caixa apresentadas nas demonstrações financeiras dos exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2010 e DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS PERÍODOS DE SEIS MESES FINDOS EM 30 DE JUNHO DE 2012 E 30 DE JUNHO DE 2011 A tabela abaixo mostra informações extraídas das Demonstrações dos Resultados da Companhia, para os períodos de seis meses findos em 30 de junho de 2012 e PÁGINA: 135 de 336

142 Condições financeiras e patrimoniais gerais Demonstrações dos Resultados 30 de junho de de junho de 2011 Em R$ milhões R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 4.924,0 100,0% 2,3% 4.814,4 100,0% CUSTOS OPERACIONAIS Custo com Energia Elétrica Energia elétrica comprada para revenda (2.424,9) -49,2% 18,4% (2.048,6) -42,6% Energia elétrica comprada para revenda - Proinfa (106,3) -2,2% 10,5% (96,2) -2,0% Encargos do uso do sistema de transmissão e distribuição (655,5) -13,3% 18,1% (555,1) -11,5% Taxa de Fiscalização (12,2) -0,2% 14,0% (10,7) -0,2% Custo de Operação Pessoal e Administradores (288,8) -5,9% 15,6% (249,8) -5,2% Entidade de previdência privada (85,4) -1,7% 50,4% (56,8) -1,2% Serviços de terceiros (232,2) -4,7% 3,4% (224,6) -4,7% Material (26,7) -0,5% 8,1% (24,7) -0,5% Custo de construção (351,9) -7,1% 8,6% (323,9) -6,7% Provisão/Reversão para créditos de liquidação duvidosa (23,9) -0,5% 25,1% (19,1) -0,4% Provisão/Reversão para litígios e contingências 19,7 0,4% -175,8% (26,0) -0,5% Depreciação e amortização (244,5) -5,0% -2,9% (251,7) -5,2% Outras receitas e custos (174,1) -3,5% 66,4% (104,6) -2,2% TOTAL DOS CUSTOS OPERACIONAIS (4.606,7) -93,6% 15,4% (3.991,8) -82,9% RESULTADO DO SERVIÇO 317,3 6,4% -61,4% 822,6 17,1% RESULTADO FINANCEIRO Receitas financeiras 129,8 2,6% -6,0% 138,1 2,9% Despesas financeiras (215,0) -4,4% 6,1% (202,7) -4,2% Variações monetárias e cambiais, líquidas 27,5 0,6% -48,4% 53,3 1,1% TOTAL DO RESULTADO FINANCEIRO (57,7) -1,2% 410,6% (11,3) -0,2% RESULTADO ANTES DOS TRIBUTOS 259,6 5,3% -68,0% 811,3 16,9% Contribuição social 0,4 0,0% -100,7% (61,4) -1,3% Imposto de renda (0,4) 0,0% -99,8% (167,4) -3,5% Contribuição social diferida (24,5) -0,5% 104,2% (12,0) -0,2% Imposto de renda diferido (68,2) -1,4% 105,4% (33,2) -0,7% TOTAL DOS TRIBUTOS (92,7) -1,9% -66,2% (274,0) -5,7% LUCRO LÍQUIDO DO PERÍODO 166,9 3,4% -68,9% 537,3 11,2% ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES: 30 DE JUNHO DE 2012 COMPARADO A 30 DE JUNHO DE 2011 Receita Operacional Bruta A receita operacional bruta da Companhia nos períodos de seis meses findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foi de R$7.672,4 milhões e R$7.465,8 milhões, respectivamente, sendo composta substancialmente pela receita relacionada ao fornecimento e distribuição de energia elétrica. Estas receitas, comparando os períodos de 2012 e 2011 apresentaram um aumento de 2,8%. Essa variação é explicada principalmente pelo aumento de 3,0% no consumo cativo entre os períodos e pelo crescimento de R$37,2 milhões na receita de comercialização de energia no mercado de curto prazo (CCEE). Abaixo segue descrição da receita operacional bruta da Companhia, classificadas por tipo de cliente cativo: Tipo de Cliente Receita Operacional Bruta (em R$ milhões) R$ AV (% ) AH (% ) R$ AV (% ) Residencial 3.334,9 43,5% 5,9% 3.150,4 42,2% Industrial 950,8 12,4% -2,5% 975,1 13,1% Comercial 2.112,8 27,5% 1,7% 2.076,6 27,8% Outros 1.273,9 16,6% 0,8% 1.263,7 16,9% Total 7.672,4 100,0% 2,8% 7.465,8 100,0% O volume total de energia vendido aos clientes cativos da Companhia foi de ,5 GWh no primeiro semestre de 2012, comparado com ,0 GWh no primeiro semestre de Os diretores da Companhia entendem que este aumento de 3,0% foi causado principalmente pelo maior volume das classes residencial, com 4,9% de acréscimo, e comercial com 2,8% de acréscimo. O crescimento no volume de energia vendido aos clientes residenciais PÁGINA: 136 de 336

143 Condições financeiras e patrimoniais gerais da Companhia resultou principalmente do incremento no número de consumidores faturados (6,0 milhões no primeiro semestre de 2012 ante 5,8 milhões no primeiro semestre de 2011), além da queda da taxa de desemprego e crescimento da renda real da população. Já o crescimento no segmento comercial foi impulsionado pelo aumento das vendas do comércio varejista. 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 primeiro semestre de 2012 teve valor médio de R$115,15 milhões comparado a R$27,42 milhões no mesmo período do ano anterior. 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$61,3 milhões na Receita Bruta da Companhia no primeiro semestre de 2012, evento que não ocorreu no primeiro semestre 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 semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foram de R$2.748,4 milhões e R$2.651,4 milhões, respectivamente. O aumento de 3,7% é explicado principalmente pela evolução dos encargos tributários incidentes na receita (ICMS, PIS e COFINS) 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 No primeiro semestre de 2012 a receita operacional líquida da Companhia acumulou R$4.924,0 milhões, montante 2,3% superior à registrada no mesmo período de 2011, que foi de R$4.814,4 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, CDE 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 semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foram de R$2.531,2 milhões e R$2.144,8 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia esclarecem que o aumento de 18,4%, comparando-se os períodos, foi ocasionado devido aos seguintes fatores: (i) reajuste dos preços contratuais de energia comprada em leilões, cujas tarifas aumentaram 16,2%, resultando em um aumento de R$170,4 milhões; (ii) crescimento de R$ 180,4 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$ 64,5 milhões nos gastos com aquisição de energia advinda de Itaipu, devido principalmente aos efeitos negativos da variação cambial. Encargos do Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição As despesas da Companhia com encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição nos semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foram de R$655,5 milhões e R$555,1 milhões, respectivamente, representando um aumento de 18,1%. Os diretores da Companhia entendem que esta variação é explicada, principalmente, pelo aumento de R$ 95,6 milhões com encargos da Rede Básica, aumento de R$5,5 milhões da conexão de rede básica da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista ( CTEEP ), compensados parcialmente pela redução do contrato de uso do sistema de distribuição (CUSD) em R$ 6,1 milhões. Pessoal e administradores As despesas com pessoal e administradores nos semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foram de R$288,8 milhões e R$249,8 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 15,6% é explicado principalmente pelos reajustes salariais ocorridos em junho de 2011 e pelos maiores gastos incorridos com assistência médica e odontológica, em função da maior utilização dos serviços médicos pelos colaboradores no período. Entidade de previdência privada As despesas com entidade de previdência privada nos semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foram de R$85,4 milhões e R$56,8 milhões, respectivamente, representando um aumento de 50,4%. De acordo com o cálculo atuarial realizado em 2011, houve aumento no custo dos juros para o semestre, além da amortização de perdas atuariais não reconhecidas. Este aumento nos juros decorre da queda da taxa de desconto e da expectativa de inflação de longo prazo. Serviços de Terceiros As despesas da Companhia com serviços de terceiros para os semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foram de R$ 232,2 milhões e R$ 224,6 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 3,4% ocorreu principalmente pelas despesas relacionadas às iniciativas do Plano de Ação , compensadas parcialmente pela redução nas despesas com consultoria, pela economia em função dos gastos PÁGINA: 137 de 336

144 Condições financeiras e patrimoniais gerais com o plano de redução de Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor ( DEC ) e Frequência Equivalente de Interrupção por Consumidor ( FEC )no 1S11 e pela redução nas despesas com call center. Material As despesas da Companhia com material nos semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foram de R$26,7 milhões e R$24,7 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 8,1% ocorreu devido à maior demanda de aquisição de materiais de consumo, depósito, estoque e manutenção. Provisão/Reversão para créditos de liquidação duvidosa O saldo da conta de provisão/reversão para créditos de liquidação duvidosa nos semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foram despesas de R$23,9 milhões e R$19,1 milhões, respectivamente. O aumento de 25,1% foi ocasionado pelo maior nível de inadimplência observado no período. As provisões são constituídas com base em análise criteriosa da perspectiva de recebimento dos montantes em atraso, combinada com as ações implementadas pela Companhia para recuperação destes créditos. Provisão/Reversão para litígios e contingências O saldo da conta de provisão/reversão para litígios e contingências nos semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foi uma receita de R$19,7 milhões e uma despesa de R$26,0 milhões, respectivamente. O aumento de R$45,7 milhões é resultado basicamente de reversões de provisões trabalhistas ocorridas no semestre, refletido pelos esforços da Companhia em reduzir tais contingências. Depreciação e amortização As despesas com depreciação e amortização nos semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foram de R$244,5 milhões e R$251,7 milhões, apresentando uma redução de 2,9%, principalmente explicada pelas baixas de ativos ocorridas no primeiro semestre de 2012, além do aumento dos ativos totalmente depreciados. Outras receitas e 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, entre outras. No período findo em 30 de junho de 2012, atingiu uma despesa de R$174,1 milhões, representando um aumento de 66,4% em relação ao mesmo período do ano anterior, quando atingiu uma despesa de R$104,6 milhões. Este aumento se deve 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$27,1 milhões no resultado da Companhia. Também, houve aumento de R$19,7 milhões relativo a perdas no contas a receber. RESULTADO FINANCEIRO O resultado financeiro da Companhia no semestre findo em 30 de junho de 2012 foi uma despesa de R$57,7 milhões, apresentado um aumento de R$46,4 milhões em comparação ao mesmo período de 2011, quando apresentou uma despesa de R$11,3 milhões. Este aumento é explicado nos itens a seguir: Receitas financeiras As receitas financeiras da Companhia nos semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foram de R$129,8 milhões e R$138,1 milhões, respectivamente. A redução observada de 6,0% é explicada principalmente devido à redução de taxa média do CDI no período, impactando na redução de R$6,6 milhões nesta receita. Despesas financeiras As despesas financeiras da Companhia nos semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foram de R$215,0 milhões e R$202,7 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 6,1% é explicado principalmente por: (i) (ii) decréscimo de R$ 13,8 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; maiores despesas relacionadas a multas regulatórias ocorridas no primeiro semestre de 2012, compensado por itens não recorrentes ocorridos no primeiro semestre de 2011, como a de multas de ICMS sobre perdas comerciais; Variações monetárias e cambiais, líquidas A receita financeira da Companhia com variações monetárias e cambiais líquidas, nos semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foi de R$27,5 milhões e R$53,3 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de R$ 48,4% ocorreu principalmente devido a: (i) evento não recorrente no primeiro semestre de 2011, referente à energia livre, relacionado à recomposição tarifária extraordinária ( RTE ); (ii) impacto negativo da variação cambial sobre compra energia de Itaipu; e (iii) redução da receita de juros em 18%, relacionada às contas dos consumidores. Lucro Líquido do Período O lucro líquido da Companhia para os semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foi de R$166,9 milhões e R$537,3 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 68,9% é explicada pelos principais fatores a seguir: (i) aumento nos custos de energia elétrica comprada e nos encargos de uso do sistema de transmissão e distribuição; PÁGINA: 138 de 336

145 Condições financeiras e patrimoniais gerais (ii) (iii) (iv) realização de baixas de ativos, devido a mudanças estabelecidas pela ANEEL, resultando em um impacto negativo de R$27,1 milhões no resultado da Companhia, somado ao aumento de R$19,7 milhões relativo a perdas no contas a receber; redução de R$46,4 milhões no resultado financeiro, ocasionado principalmente pelos efeitos de variações monetária e cambial sobre energia comprada de Itaipu e energia livre (RTE); compensados parcialmente aumento de 3,0% no consumo cativo entre os períodos e crescimento de R$37,2 milhões na receita de comercialização de energia no mercado de curto prazo (CCEE Este resultado equivale a um lucro líquido por ação nos semestres findos em 30 de junho de 2012 e 2011 de R$0,94 e R$3,03 por ação ordinária e de R$1,03 e R$3,33 por ação preferencial, respectivamente. PÁGINA: 139 de 336

146 Condições financeiras e patrimoniais gerais DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS 31 DE DEZEMBRO DE 2011, 2010 E 2009 A tabela abaixo mostra informações extraídas das Demonstrações dos Resultados da Companhia, para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2011, 2010 e 2009, com análise horizontal e vertical. Demonstrações dos Resultados Em R$ milhões R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 9.835,6 100,0% 1,4% 9.697,2 100,0% 10,4% 8.785,6 100,0% CUSTOS OPERACIONAIS Custo com Energia Elétrica Energia elétrica comprada para revenda (4.305,0) -43,8% 2,8% (4.186,2) -43,2% 4,8% (3.993,4) -45,5% Energia elétrica comprada para revenda - Proinfa (159,0) -1,6% -5,1% (167,6) -1,7% 8,4% (154,6) -1,8% Encargos do uso do sistema de transmissão e distribuição (1.225,1) -12,5% 7,9% (1.135,9) -11,7% 16,3% (976,7) -11,1% Taxa de Fiscalização (22,9) -0,2% 18,7% (19,3) -0,2% 7,8% (17,9) -0,2% Custo de Operação Pessoal e Administradores (509,3) -5,2% 6,3% (479,2) -4,9% -7,7% (519,1) -5,9% Entidade de previdência privada (112,3) -1,1% -33,1% (167,9) -1,7% -7,1% (180,8) -2,1% Serviços de terceiros (461,0) -4,7% 13,3% (406,9) -4,2% 26,6% (321,5) -3,7% Material (51,7) -0,5% 44,4% (35,8) -0,4% 17,8% (30,4) -0,3% Custo de construção (738,7) -7,5% 4,2% (708,7) -7,3% 33,4% (531,2) -6,0% Provisão/Reversão para créditos de liquidação duvidosa 79,3 0,8% 55,2% 51,1 0,5% -118,8% (272,2) -3,1% Provisão/Reversão para litígios e contingências 80,2 0,8% 3,8% 77,3 0,8% -3192,0% (2,5) 0,0% Depreciação e amortização (503,3) -5,1% 0,7% (499,7) -5,2% 0,4% (497,6) -5,7% Outras receitas e custos 437,7 4,5% -515,3% (105,4) -1,1% 954,0% (10,0) -0,1% TOTAL DOS CUSTOS OPERACIONAIS (7.491,1) -76,2% -3,8% (7.784,2) -80,3% 3,7% (7.507,9) -85,5% RESULTADO DO SERVIÇO 2.344,5 23,8% 22,6% 1.913,0 19,7% 49,7% 1.277,7 14,5% RESULTADO FINANCEIRO Receitas financeiras 318,3 3,2% 16,0% 274,5 2,8% -44,9% 498,1 5,7% Despesas financeiras (416,5) -4,2% 61,1% (258,6) -2,7% -29,6% (367,4) -4,2% Variações monetárias e cambiais, líquidas 76,9 0,8% -11,7% 87,1 0,9% -37,7% 139,7 1,6% TOTAL DO RESULTADO FINANCEIRO (21,3) -0,2% -120,7% 103,0 1,1% -61,9% 270,4 3,1% RESULTADO ANTES DOS TRIBUTOS 2.323,2 23,6% 15,2% 2.016,0 20,8% 30,2% 1.548,1 17,6% Contribuição social (199,9) -2,0% 27,2% (157,1) -1,6% 20,0% (130,9) -1,5% Imposto de renda (533,2) -5,4% 30,9% (407,2) -4,2% 167,0% (152,5) -1,7% Contribuição social diferida (4,8) 0,0% -81,7% (26,2) -0,3% -209,6% 23,9 0,3% Imposto de renda diferido (13,2) -0,1% -83,0% (77,8) -0,8% -41,1% (132,1) -1,5% TOTAL DOS TRIBUTOS (751,1) -7,6% 12,4% (668,3) -6,9% 70,7% (391,6) -4,5% LUCRO (PREJUÍZO) LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 1.572,1 16,0% 16,7% 1.347,7 13,9% 16,5% 1.156,5 13,2% 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% PÁGINA: 140 de 336

147 Condições financeiras e patrimoniais gerais 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 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$509,3 milhões e R$479,2 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 6,3% 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 ) PÁGINA: 141 de 336

148 Condições financeiras e patrimoniais gerais 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). Provisão/Reversão para créditos de liquidação duvidosa O saldo da conta de provisão/reversão para créditos de liquidação duvidosa nos anos de 2011 e 2010 foi uma receita de R$79,3 milhões e R$51,1 milhões, respectivamente. O aumento de 55,2% foi ocasionado pela redução de constituição de Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa ( PCLD ) no 3º Trimestres de 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 litígios e contingências O saldo da conta de provisão/reversão para litígios e contingências nos anos de 2011 e 2010 foi uma receita de R$80,2 milhões e R$77,3 milhões, respectivamente. O aumento de 3,8% 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 %. Outras receitas e 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, entre outros. Em 2011, atingiu uma receita de R$437,7 milhões, representando um aumento de R$543,1 milhões em relação a 2010, quando atingiu uma despesa de R$105,4 milhões. Os diretores da Companhia entendem que este aumento se deve principalmente pelo 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 relação a RESULTADO FINANCEIRO O resultado financeiro da Companhia no ano de 2011 foi uma despesa de R$21,3 milhões, apresentado uma redução de R$124,3 milhões em comparação a 2010, quando apresentou uma receita de R$103,0 milhões. Esta redução é explicada nos itens a seguir: 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$258,6 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 61,1% é explicado principalmente por: (i) constituição de provisão no montante de R$ 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; (ii) acréscimo de R$36,2 milhões nos encargos da dívida, principalmente pela amortização dos custos de transação sobre debêntures, reconhecida no resultado em 2011; (iii) efeito positivo e não recorrente de R$ 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; PÁGINA: 142 de 336

149 Condições financeiras e patrimoniais gerais (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 ). 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. Este resultado equivale a um lucro líquido por ação nos anos de 2011 e 2010 de R$8,86 e R$7,60 por ação ordinária e de R$ 9,75 e R$ 8,36 por ação preferencial, respectivamente. ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES: 31 DE DEZEMBRO DE 2010 COMPARADO A 31 DE DEZEMBRO DE 2009 Receita Operacional Bruta A receita operacional bruta da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foi de R$14.713,7 milhões e R$13.331,1 milhões, respectivamente, sendo composta substancialmente pela receita relacionada ao fornecimento e distribuição de energia elétrica. Estas receitas nos anos de 2010 e 2009 apresentaram um aumento de 10,4%. Os diretores da Companhia entendem que essa variação é explicada principalmente pelo aumento de 2,9% no consumo cativo entre períodos, reajuste tarifário aplicado anualmente no mês de julho, sendo que em 2009 o efeito médio percebido pelo consumidor foi de 13,03% e em 2010 de 1,62%. Abaixo segue descrição da receita operacional bruta da Companhia, classificadas por tipo de cliente cativo: Tipo de Cliente O volume total de energia vendido aos clientes cativos da Companhia foi de ,3 GWh no ano de 2010, comparado com ,3 GWh no ano de Este aumento de 2,9% foi causado principalmente pelo maior volume das classes residencial, com 3,5%, e comercial com 3,1% de acréscimo. O crescimento no volume de energia vendido aos clientes residenciais da Companhia resultou principalmente do incremento no número de consumidores faturados e aumento do crédito. Já o crescimento no segmento comercial é explicado pelo estimulo nas atividades comerciais pela economia interna favorável com o aumento do crédito pessoal, queda da taxa de desemprego e conseqüente incremento das vendas físicas. Vale destacar que o aumento do consumo em todas as classes de clientes também é explicado pela recuperação global da crise econômica de Deduções da Receita Operacional As deduções da receita operacional da Companhia são representadas pelos encargos setoriais (ECE, RGR, CCC e CDE) e tributários (PIS, COFINS, ICMS e ISS). As deduções da receita operacional da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foram de R$5.016,5 milhões e R$4.545,5 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 10,4% é explicado principalmente pela evolução dos encargos tributários incidentes na receita (ICMS, PIS, COFINS e ISS) em linha com o crescimento da receita bruta, pela variação nos encargos setoriais CCC, CDE, RGR, que tem valores homologados anualmente pelo órgão regulador ANEEL, além do aumento de R$26 milhões decorrente da aplicação da lei , de 9 de dezembro de 2009, em que é determinado 0,3% da receita operacional líquida para ressarcimento dos Estados com perda de arrecadação de ICMS, incidente sobre combustíveis fósseis utilizados para geração de energia elétrica, em virtude da interligação dos Sistemas Isolados ao Sistema Interligado Nacional ( SIN ). Receita Operacional Líquida Receita Operacional Bruta (em R$ milhões) R$ AV (% ) AH (% ) R$ AV (% ) Residencial 6.111,6 41,5% 10,4% 5.536,6 41,5% Industrial 2.046,9 13,9% 6,5% 1.922,2 14,4% Comercial 3.941,0 26,8% 8,3% 3.639,1 27,3% Outros 2.614,2 17,8% 17,1% 2.233,2 16,8% Total ,7 100,0% 10,4% ,1 100,0% PÁGINA: 143 de 336

150 Condições financeiras e patrimoniais gerais Em 2010, a receita operacional líquida da Companhia acumulou R$9.697,2 milhões, montante 10,4% superior à registrada em 2009 que foi de R$8.785,6 milhões. Os diretores da Companhia entendem que tal aumento é explicado principalmente pela evolução das receitas com clientes residencial, industrial e comercial, também refletido pelo reajuste tarifário ocorrido em CUSTOS OPERACIONAIS: CUSTOS COM ENERGIA ELÉTRICA E CUSTOS DE OPERAÇÃO Energia elétrica comprada para revenda As despesas da AES Eletropaulo com energia elétrica comprada para revenda nos anos de 2010 e 2009 foram de R$4.353,8 milhões e R$4.148,0 milhões, respectivamente. O aumento, comparando-se 2010 a 2009, é de 5,0%, sendo explicado principalmente pela compra total de energia 1,0% maior, em relação a 2009, para suprir o aumento de carga entre os períodos, além do acréscimo de 5,0% no preço médio de suprimento de energia: sendo R$ 112,1/MWh em 2010 contra R$ 106,8/MWh no ano de 2009, derivando principalmente dos aumentos de contratos bilaterais e leilões de energia (Contrato de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado ( CCEAR )), contrabalançado parcialmente pela redução do preço médio de Itaipu. Encargos do uso do sistema de transmissão e distribuição As despesas da Companhia com encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição nos anos de 2010 e 2009 foram de R$1.135,9 milhões e R$976,7 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que esta variação é explicada pelo aumento de R$ 173,8 milhões em Encargos do Serviço do Sistema ( ESS ) decorrente das necessidades de manutenção da confiabilidade do sistema interligado nacional. Esse valor foi parcialmente compensado pelo maior volume de créditos de PIS e COFINS registrados no período, de R$ 11,3 milhões. Pessoal e administradores As despesas com pessoal e administradores nos anos de 2010 e 2009 foram de R$479,2 milhões e R$519,1 milhões, respectivamente. A redução de 7,7% é explicada principalmente por: Redução das despesas com acordos e condenações trabalhistas explicada pelo efeito não-recorrente, em 2009, das baixas de depósitos judiciais, e, principalmente, pela redução de condenações e acordos em Aumento das despesas com pessoal e encargos decorrente principalmente do reajuste de 6,5% em salários e benefícios conforme acordo coletivo; das despesas com o programa de incentivo a aposentadoria (PIA) com adesão de 42 colaboradores; do fim do rateio das despesas da administração central determinado pela ANEEL; da internalização de 1,2 mil entregadores de contas e leituristas; e do reconhecimento do benefício de assistência médica pósemprego aos colaboradores elegíveis até 30 de setembro de 2010, conforme determina a Lei 9656 de 3 de junho de Entidade de previdência privada A despesas com entidade de previdência privada nos anos de 2010 e 2009 foram de R$167,9 milhões e R$180,8 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 7,1% se deve pela revisão dos cálculos atuariais realizados no final de A despesa, gerada por estes cálculos, é dada preponderantemente pela diferença entre os juros sobre a obrigação atuarial e o rendimento esperado dos ativos do plano. Serviços de Terceiros As despesas da Companhia com serviços de terceiros nos anos de 2010 e 2009 foram de R$406,9 milhões e R$321,5 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 26,6% ocorreu devido ao aumento de turmas de emergência com o objetivo de aprimorar a qualidade do serviço medido através do DEC, serviço de corte e religa, manutenção predial, consultoria, gastos com sistemas de TI e honorários advocatícios. Material As despesas da Companhia com materiais nos anos de 2010 e 2009 foram de R$35,8 milhões e R$30,4 milhões, respectivamente. O aumento de 17,8% ocorreu devido à maior demanda nas aquisições de materiais de consumo (depósito, suprimentos de escritório, entre outros). Provisão/Reversão para créditos de liquidação duvidosa O saldo da conta de provisão/reversão para créditos de liquidação duvidosa foi uma receita de R$51,1 milhões em 2010 e uma despesa de R$272,2 milhões em Os diretores da Companhia entendem que esta variação de R$323,3 milhões se deve principalmente: (i) pelas provisões de Provisão para Crédito de Liquidação Duvidosa ( PCLD ) decorrentes de acordos firmados com a Prefeitura de São Paulo e outras prefeituras em 2009, no montante de R$229,2 milhões e (ii) pelas reversões de PCLD decorrentes do recebimento da 2º parcela do acordo com a Prefeitura de São Paulo no montante de R$75,5 milhões, além de baixas de PCLD para perdas realizadas em 2010 e Provisão/Reversão para litígios e contingências O saldo da conta de provisão/reversão para litígios e contingências foi uma receita de R$77,3 milhões em 2010 e uma despesa de R$2,5 milhões em Esta variação de R$79,8 milhões ocorreu principalmente devido às reversões e pagamentos de contingências trabalhistas e fiscais durante Depreciação e amortização As despesas de depreciação e amortização nos anos de 2010 e 2009 foram de R$499,7 milhões e R$497,6 milhões, mantendo praticamente no mesmo patamar, observando-se uma evolução de apenas 0,4 %. Outras receitas e custos PÁGINA: 144 de 336

151 Condições financeiras e patrimoniais gerais O saldo desta conta foi uma despesa de R$105,4 milhões em 2010 e R$10,0 milhões em 2009, respectivamente. O aumento de R$95,4 milhões é justificado principalmente pelo reconhecimento em 2010 de perdas no contas a receber (impacto negativo de R$337,9 milhões), sendo compensadas parcialmente pela transferência das quotas da AES Eletropaulo Telecom no montante de R$265,4 milhões para a Brasiliana. RESULTADO FINANCEIRO O resultado financeiro da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foi receita de R$103,0 milhões e R$270,4 milhões, respectivamente. Essa variação é decorrente do impacto, em 2009, de uma receita não recorrente no valor de R$ 275,3 milhões relacionado à adesão da Companhia ao Programa de Parcelamento Fiscal ( Refis ) de tributos federais; além do impacto positivo de R$ 106,3 milhões em 2010 referente ao final da discussão sobre o acordo firmado com o Banco Santos em Receitas financeiras A receita financeira da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foi de R$274,5 milhões e R$498,1 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 44,9% é decorrente principalmente de uma receita não recorrente, em 2009, no valor de R$ 275,3 milhões relacionado à adesão da AES Eletropaulo ao Programa de Parcelamento Fiscal ( Refis ) de tributos federais. Despesas financeiras As despesas financeiras da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foram de R$258,6 milhões e R$367,4 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 29,6% é explicada principalmente por: - efeitos positivos não-recorrentes relacionados a contabilização, no 2º trimestre de 2010, de R$ 100,1 milhões referentes ao acordo firmado com o Banco Santos, e reconhecimento, no 3º trimestre de 2010, do montante de R$ 20,4 milhões relacionado a reversão de provisão de juros e multa, correspondentes a contingência iniciada pela mudança na base de cálculo do COFINS instituída em fim dos encargos incidentes sobre os débitos fiscais em função da adesão ao Refis em Novembro de 2009; - redução de R$ 17,6 milhões com carta fiança devido ao cancelamento das cartas fianças apresentadas em garantia nas discussões fiscais findas em novembro de 2009 com a adesão ao Refis e à não renovação da garantia firme para a emissão da carta de fiança para o Caso Eletrobrás. Variações monetárias e cambiais, líquidas A receita financeira da Companhia com variações monetárias e cambiais líquidas nos anos de 2010 e 2009 foi de R$87,1 milhões e R$139,7 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 37,7% é explicada principalmente por: (i) itens não-recorrentes, como R$39,7 milhões relacionados à atualização monetária do recebimento da 1ª parcela do acordo com a Prefeitura de São Paulo, ocorrido em 2009; (ii) impacto negativo de R$ 15,0 milhões referente ao reconhecimento do ajuste retroativo da variação monetária sobre a energia livre; e (iii) redução de R$ 13,8 milhões referente à variação cambial da compra de energia de Itaipu. Lucro Líquido do Exercício O lucro líquido do exercício da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foi de R$1.347,7 milhões e R$1.156,5 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 16,5% é explicado essencialmente: (i) pelo acréscimo de 2,9% no consumo do mercado cativo, somado ao efeito positivo do reajuste tarifário médio de 2010; (ii) (iii) por ganhos provenientes de itens não recorrentes, como o acordo com a massa falida do Banco Santos (R$ 70,1 milhões), liquidação financeira da venda das quotas da Eletropaulo Telecom(R$ 175,1 milhões) e reversão de provisões trabalhistas (R$ 57,4 milhões); e aumento de R$276,7 milhões nas despesas com tributos, devido ao maior lucro tributável atingido no ano; Este resultado equivale a um lucro líquido por ação nos anos de 2010 e 2009 de R$7,60 e R$6,52 por ação ordinária, e R$ 8,36 e R$ 7,17 por ação preferencial, respectivamente. DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA - 31 DE DEZEMBRO DE 2011, 2010 E 2009 A tabela abaixo mostra informações extraídas das Demonstrações dos Fluxos de Caixa da Companhia, para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2011, 2010 e Nesta estão apresentados os principais itens que impactaram as respectivas atividades e desta forma o caixa e os equivalentes de caixa da Companhia. PÁGINA: 145 de 336

152 Condições financeiras e patrimoniais gerais Demonstrações dos Fluxos de Caixa Em R$ milhões AH (%) 2011 x 2010 AH (%) 2010 x 2009 Caixa Líquido Atividades Operacionais 1.406, ,9 814,3-33,9% 161,3% Caixa Líquido Atividades de Investimento 164,2 (769,0) 89,9-121,4% -955,4% Adições de ativo imobilizado e intangível (780,0) (708,7) (531,2) 10,1% 33,4% Consumidores - Participação financeira 92,5 40,0 48,7 131,3% -17,9% Aplicações em investimento de curto prazo (4.841,1) (4.514,1) (4.001,8) 7,2% 12,8% Resgates de investimento de curto prazo 4.965, , ,4 20,9% -7,5% Aplicações/Resgates de cauções e depósitos vinculados 33,9 (2,5) 134,7-1456,0% -101,9% Alienação de investimentos 693,3 308,4 0,0 124,8% N/A Caixa Líquido Atividades de Financiamento (1.706,8) (1.345,9) (785,2) 26,8% 71,4% Ingressos de novos empréstimos e debêntures 4,0 803,2 600,6-99,5% 33,7% Dividendos e juros sobre capital próprio pagos (1.192,1) (1.366,7) (992,6) -12,8% 37,7% Imposto de renda sobre juros sobre capital próprio (9,1) (8,1) (8,5) 12,3% -4,7% Pagamento de empréstimos (250,8) (521,5) (30,7) -51,9% 1598,7% Custo de empréstimos (Diferimento) 0,0 (10,7) (14,6) -100,0% -26,7% Pagamento de obrigações com entidade de previdência privada (254,6) (239,2) (339,5) 6,4% -29,5% Pagamento de obrigações por arrendamento financeiro (4,3) (3,0) 0,0 43,1% N/A Aumento (Redução) de Caixa e Equivalentes de Caixa (136,2) 13,0 119,0 Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 299,1 286,2 167,1 Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 163,0 299,1 286,2 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 33,9% 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. 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 ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES: 31 DE DEZEMBRO DE 2010 COMPARADO A 31 DE DEZEMBRO DE 2009 Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 161,3% do caixa gerado nas atividades operacionais deve-se basicamente aos eventos não recorrentes ocorridos em 2009 relacionados à adesão ao REFIS e pagamento à massa falida do Banco Santos, parcialmente compensados pelo maiores pagamentos de imposto de renda e contribuição social e de encargos de dívidas. A redução de 955,4% do caixa gerado nas atividades de investimento deve-se basicamente à movimentação líquida de investimentos de curto prazo que apresentou redução de caixa devido às maiores aplicações e menores resgates realizados, aos maiores investimentos em ativo imobilizado e intangível, parcialmente compensados pelos recebimentos compensatórios referentes à venda da EP Telecom. O aumento de 71,4% do caixa utilizado nas atividades de financiamento deve-se basicamente pelos maiores montantes pagos de empréstimos (líquidos de captação), dividendos e juros sobre capital próprio, compensados parcialmente pelos menores pagamentos de contribuições com planos de pensão. DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA PERÍODOS DE SEIS MESES FINDOS EM 3O DE JUNHO DE 2012 E 2011 PÁGINA: 146 de 336

153 Condições financeiras e patrimoniais gerais Demonstrações dos Fluxos de Caixa Em R$ milhões AH (%) Caixa Líquido Atividades Operacionais 199,9 768,7-74,0% Caixa Líquido Atividades de Investimento (88,0) 344,0-125,6% Adições de ativo imobilizado e intangível (388,4) (329,3) 17,9% Consumidores - Participação financeira 96,0 17,0 464,7% Aplicações em investimento de curto prazo (4.046,6) (1.752,8) 130,9% Resgates de investimento de curto prazo 4.256, ,6 77,5% Aplicações/Resgates de cauções e depósitos vinculados (5,9) 10,4-156,7% Caixa Líquido Atividades de Financiamento (196,6) (1.091,8) -82,0% Ingressos de novos empréstimos e debêntures 607,9 0,0 0,0% Dividendos e juros sobre capital próprio pagos (608,3) (902,6) -32,6% Imposto de renda sobre juros sobre capital próprio (8,6) (9,1) -5,5% Amortização de principal de empréstimos (50,4) (50,4) 0,0% Custo de empréstimos (Diferimento) (4,7) 0,0 0,0% Pagamento de obrigações com entidade de previdência privada (127,8) (125,8) 1,6% Pagamento de obrigações por arrendamento financeiro (4,5) (4,0) 12,5% Aumento (Redução) de Caixa e Equivalentes de Caixa (84,7) 20,9 Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 163,0 299,1 Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 78,3 320,0 ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES: PERÍODO DE SEIS MESES FINDO EM 30 DE JUNHO DE 2012 COMPARADO AO PERÍODO DE SEIS MESES FINDO EM 30 DE JUNHO DE 2011 Os diretores da Companhia entendem que a redução de 74,0% do caixa gerado nas atividades operacionais deve-se basicamente 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 litígios e contingências. A redução de 125,6% 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. A redução de 82,0% no caixa utilizado nas atividades de financiamento deve-se basicamente à captação de novos empréstimos e debêntures (14º emissão), além do menor montante de dividendos e juros sobre capital próprio pagos em relação ao mesmo semestre do ano anterior. BALANÇO PATRIMONIAL A tabela abaixo contém informações extraídas do Balanço Patrimonial da Companhia levantados em 31 de dezembro de 2011, 2010 e 2009 e em 30 de junho de 2012, com análise vertical e horizontal. PÁGINA: 147 de 336

154 Condições financeiras e patrimoniais gerais BALANÇO PATRIMONIAL ATIVO (EM R$ MILHÕES) 30 de junho de de dezembro de de dezembro de de dezembro de 2009 R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) CIRCULANTE Caixa e equivalentes de caixa 78,3 0,7% -52,0% 163,0 1,5% -45,5% 299,1 2,8% 4,5% 286,2 2,8% Investimentos de curto prazo 1.004,5 9,4% -18,2% 1.227,5 11,4% -10,1% 1.365,3 12,7% 41,8% 963,1 9,3% Consumidores, concessionárias e permissionárias 1.561,8 14,7% 2,7% 1.520,6 14,1% 4,8% 1.450,9 13,5% 1,7% 1.426,6 13,8% Imposto de renda e contribuição social compensáveis 242,9 2,3% 406,0% 48,0 0,4% -16,7% 57,6 0,5% -75,0% 230,8 2,2% Outros tributos compensáveis 92,9 0,9% 10,3% 84,2 0,8% 14,1% 73,8 0,7% 14,8% 64,3 0,6% Devedores diversos 9,8 0,1% 476,5% 1,7 0,0% -29,2% 2,4 0,0% 9,1% 2,2 0,0% Contas a receber - acordos 293,5 2,8% 14,0% 257,5 2,4% 27,7% 201,7 1,9% 17,9% 171,1 1,7% Outros créditos 140,0 1,3% 32,5% 105,7 1,0% 1,8% 103,8 1,0% -9,9% 115,2 1,1% Provisão para créditos de liquidação duvidosa (384,9) -3,6% 8,5% (354,8) -3,3% 3,2% (343,8) -3,2% 6,0% (324,4) -3,1% Almoxarifado 62,9 0,6% 19,6% 52,6 0,5% -3,5% 54,5 0,5% 2,8% 53,0 0,5% Despesas pagas antecipadamente 34,3 0,3% 4187,5% 0,8 0,0% 14,3% 0,7 0,0% -12,5% 0,8 0,0% TOTAL ATIVO CIRCULANTE 3.136,0 29,4% 0,9% 3.106,8 28,9% -4,9% 3.266,0 30,5% 9,3% 2.988,9 29,0% NÃO CIRCULANTE Outros tributos compensáveis 110,1 1,0% 5,9% 104,0 1,0% 9,5% 95,0 0,9% 10,7% 85,8 0,8% Tributos e contribuições sociais diferidos - 0,0% 0,0% - 0,0% 0,0% - 0,0% -100,0% 8,7 0,1% Cauções e depósitos vinculados 497,4 4,7% 4,5% 476,0 4,4% 0,3% 474,6 4,4% 7,6% 440,9 4,3% Contas a receber - Acordos 85,6 0,8% -9,7% 94,8 0,9% -48,4% 183,6 1,7% -28,4% 256,5 2,5% Outros créditos 122,8 1,2% 17,7% 104,3 1,0% 22,0% 85,5 0,8% -48,1% 164,8 1,6% Provisão para créditos de liquidação duvidosa (47,7) -0,4% -11,7% (54,0) -0,5% -62,6% (144,4) -1,3% -32,5% (213,8) -2,1% Ativo financeiro de concessão 1.034,9 9,7% -0,7% 1.041,8 9,7% 19,5% 872,1 8,1% 28,1% 680,9 6,6% Investimentos 9,5 0,1% 0,0% 9,5 0,1% 0,0% 9,5 0,1% 0,0% 9,5 0,1% Imobilizado, líquido 7,5 0,1% -21,1% 9,5 0,1% -37,5% 15,2 0,1% -75,5% 62,1 0,6% Intangível 5.701,0 53,5% -2,9% 5.873,3 54,6% 0,3% 5.853,0 54,6% 0,3% 5.837,1 56,6% TOTAL ATIVO NÃO CIRCULANTE 7.521,1 70,6% -1,8% 7.659,2 71,1% 2,9% 7.444,1 69,5% 1,5% 7.332,5 71,0% TOTAL DO ATIVO ,1 100,0% -1,0% ,0 100,0% 0,5% ,1 100,0% 3,8% ,4 100,0% BALANÇO PATRIMONIAL PASSIVO (EM R$ MILHÕES) 30 de junho de de dezembro de de dezembro de de dezembro de 2009 R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) AH (%) R$ AV (%) CIRCULANTE Fornecedores 1.123,6 10,5% 5,3% 1.066,8 9,9% 9,0% 978,8 9,1% 18,0% 829,6 8,0% Empréstimos e financiamentos 85,8 0,8% -3,5% 88,9 0,8% 45,0% 61,3 0,6% -89,5% 585,7 5,7% Debêntures 258,7 2,4% 6,3% 243,3 2,3% -2,2% 248,9 2,3% 879,9% 25,4 0,2% Financiamento por arrendamento financeiro 6,6 0,1% -17,5% 8,0 0,1% 12,7% 7,1 0,1% 9,2% 6,5 0,1% Subvenções governamentais 0,2 0,0% N/A - 0,0% 0,0% - 0,0% 0,0% - 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% -79,7% 19,2 0,2% Outros tributos a pagar 334,6 3,1% -25,6% 449,9 4,2% -2,9% 463,1 4,3% 3,8% 446,3 4,3% Dividendos e juros sobre capital próprio declarados 21,8 0,2% -89,7% 211,1 2,0% 150,7% 84,2 0,8% 11,5% 75,5 0,7% Obrigações estimadas 96,0 0,9% 0,2% 95,8 0,9% 15,6% 82,9 0,8% 8,4% 76,5 0,7% Obrigações sociais e trabalhistas 1,2 0,0% -61,3% 3,1 0,0% 34,8% 2,3 0,0% 27,8% 1,8 0,0% Encargos tarifários e do consumidor a recolher 104,7 1,0% 2,5% 102,1 0,9% 14,3% 89,3 0,8% 85,7% 48,1 0,5% Provisões para litígios e contingências 110,1 1,0% -33,3% 165,0 1,5% -22,1% 211,8 2,0% -21,5% 269,7 2,6% Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 34,3 0,3% -15,7% 40,7 0,4% -46,0% 75,4 0,7% -63,8% 208,1 2,0% Outras obrigações 152,0 1,4% -11,5% 171,8 1,6% -7,8% 186,3 1,7% 49,5% 124,6 1,2% TOTAL PASSIVO CIRCULANTE 2.331,9 21,9% -12,0% 2.650,9 24,6% 6,2% 2.495,3 23,3% -8,2% 2.717,0 26,3% NÃO CIRCULANTE Fornecedores - 0,0% -100,0% 0,4 0,0% 0,0% 0,4 0,0% N/A - 0,0% Empréstimos e financiamentos 672,1 6,3% -6,0% 715,0 6,6% -9,2% 787,4 7,4% -5,4% 832,6 8,1% Debêntures 2.014,7 18,9% 40,2% 1.436,7 13,3% -11,9% 1.630,3 15,2% 57,3% 1.036,1 10,0% Financiamento por arrendamento financeiro 2,1 0,0% -48,8% 4,1 0,0% -50,6% 8,3 0,1% -15,3% 9,8 0,1% Subvenções Governamentais 1,4 0,0% N/A - 0,0% 0,0% - 0,0% 0,0% - 0,0% Tributos e contribuições sociais diferidos 184,1 1,7% 21,8% 151,2 1,4% 26,7% 119,3 1,1% N/A - 0,0% Obrigações com entidade de previdência privada 1.186,8 11,1% -3,6% 1.230,5 11,4% -10,4% 1.372,8 12,8% -4,9% 1.444,0 14,0% Encargos tarifários e do consumidor a recolher 27,0 0,3% -0,4% 27,1 0,3% 0,7% 26,9 0,3% N/A - 0,0% Provisões para litígios e contingências 380,9 3,6% 18,4% 321,7 3,0% -1,9% 328,0 3,1% -11,4% 370,3 3,6% Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 55,9 0,5% -27,1% 76,7 0,7% -12,6% 87,8 0,8% N/A - 0,0% Obrigações estimadas 19,8 0,2% -2,9% 20,4 0,2% 12,1% 18,2 0,2% 810,0% 2,0 0,0% Contas a pagar - Banco Santos - 0,0% 0,0% - 0,0% 0,0% - 0,0% -100,0% 100,1 1,0% Reserva de reversão 66,1 0,6% 0,0% 66,1 0,6% 0,0% 66,1 0,6% 0,0% 66,1 0,6% Outras obrigações 72,4 0,7% 30,5% 55,5 0,5% 74,0% 31,9 0,3% 47,0% 21,7 0,2% TOTAL PASSIVO NÃO CIRCULANTE 4.683,3 43,9% 14,1% 4.105,4 38,1% -8,3% 4.477,4 41,8% 15,3% 3.882,7 37,6% PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social subscrito e integralizado 1.057,6 9,9% 0,0% 1.057,6 9,8% 0,0% 1.057,6 9,9% 0,0% 1.057,6 10,2% Reserva de capital 16,9 0,2% 2,4% 16,5 0,2% 5,8% 15,6 0,1% 8,3% 14,4 0,1% Reserva lucros: Legal 211,5 2,0% 0,0% 211,5 2,0% 0,0% 211,5 2,0% 36,4% 155,1 1,5% Estatutária 765,0 7,2% 0,0% 765,0 7,1% N/A - 0,0% 0,0% - 0,0% Proposta de distribuição de dividendo adicional - 0,0% -100,0% 419,0 3,9% -50,3% 843,6 7,9% 1,2% 833,3 8,1% Ajustes de avaliação patrimonial 1.374,1 12,9% -10,8% 1.540,1 14,3% -4,3% 1.609,1 15,0% -3,1% 1.661,3 16,1% Lucros (prejuízos) acumulados 216,8 2,0% N/A - 0,0% 0,0% - 0,0% 0,0% - 0,0% TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 3.641,9 34,2% -9,2% 4.009,7 37,2% 7,3% 3.737,4 34,9% 0,4% 3.721,7 36,1% TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ,1 100,0% -1,0% ,0 100,0% 0,5% ,1 100,0% 3,8% ,4 100,0% PÁGINA: 148 de 336

155 Condições financeiras e patrimoniais gerais ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES: 30 DE JUNHO DE 2012 COMPARADO A 31 DE DEZEMBRO DE 2011 Ativo Circulante Caixa e equivalentes de caixa O saldo da conta de caixa e equivalentes de caixa em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$78,3 milhões e R$163,0 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 52,0% observada é explicada principalmente: i) pela menor geração de caixa nas atividades operacionais, 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 litígios e contingências; ii) pela menor geração (maior desembolso) de caixa nas atividades de financiamento, devido à captação de novos empréstimos e debêntures (14º emissão), compensados pelo menor montante de dividendos e juros sobre capital próprio pagos em relação ao mesmo semestre do ano anterior; iii) pelos menores desembolsos de caixa nas atividades de investimento, basicamente pela 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. Investimentos de curto prazo O saldo da conta investimentos de curto prazo em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$1.004,5 e R$1.227,5 milhões, respectivamente. A redução de 18,2% observada é explicada principalmente pelos resgates realizados no montante de R$4.334,4 milhões e de outras movimentações (Imposto de Renda Retido na Fonte ( IRRF ) e depósitos restritos) no montante de R$6,1 milhões, parcialmente compensados pelas aplicações no montante de R$4.046,6 milhões e receita auferida nas aplicações no montante de R$70,9 milhões. Consumidores, concessionárias e permissionárias O saldo da conta consumidores, concessionárias e permissionárias em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$1.561,8 milhões e R$1.520,6 milhões, respectivamente. O aumento de 2,7% é explicado principalmente pelo maior número de consumidores da classe residencial, o que acabou causando um incremento de R$63,2 milhões no contas a receber. Imposto de renda e contribuição social compensáveis O saldo da conta imposto de renda e contribuição social compensáveis em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$242,9 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 semestre justificam o aumento significativa desta conta. Os créditos constituídos são compensados normalmente no decorrer do exercício seguinte. Outros tributos compensáveis O saldo da conta outros tributos compensáveis em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$92,9 milhões e R$84,2 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o crescimento de 10,3% é explicado principalmente pela constituição de créditos de ICMS a compensar na aquisição de materiais e serviços. Contas a receber - acordos O saldo de contas a receber - acordos em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$293,5 milhões e R$257,5 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a variação de 14,0% se deve principalmente pelo aumento de R$37,4 milhões referente a novos acordos firmados com consumidores no primeiro semestre de 2012 para recebimento de contas vencidas e não liquidadas, somado às transferências do não circulante para o circulante relativas a acordos realizados com diversas prefeituras, compensado parcialmente por recebimento de contas destas prefeituras no período. Outros créditos O saldo da conta outros créditos em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$140,0 milhões e R$105,7 milhões, respectivamente, representando um aumento de 32,5% principalmente justificado pela maior saldo de cauções e depósitos vinculados (R$11,7 milhões) e pela contabilização de R$22,4 milhões relativa ao Bônus de Itaipu. Este bônus consiste no repasse aos consumidores de eventual superávit financeiro na conta de Itaipu, apurado ao final de cada ano pela Eletrobrás. Provisão para créditos de liquidação duvidosa O saldo da conta de provisão para créditos de liquidação duvidosa em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$384,9 milhões e R$354,8 milhões, respectivamente. O aumento de 8,5% é decorrente, principalmente das provisões de PCLD em função de novos acordos firmados com consumidores com contas em atraso (vide item contas a receber acordos), além de transferências do não circulante para o circulante no valor de R$8,5 milhões referentes a acordos realizados com diversas prefeituras. PÁGINA: 149 de 336

156 Condições financeiras e patrimoniais gerais Não Circulante Outros tributos compensáveis O saldo da conta de outros tributos compensáveis em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$110,1 milhões e R$104,0 milhões, respectivamente. O aumento de 5,9% é decorrente da maior constituição de créditos de ICMS na compra de materiais no período. Cauções e depósitos vinculado O saldo da conta cauções e depósitos vinculados em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$497,4 milhões e R$476,0 milhões, respectivamente, justificado pelas aplicações no montante de R$34,8 milhões e atualização monetária de R$15,5 milhões, compensados parcialmente pelos resgates no montante de R$28,9 milhões. Contas a receber - acordos O saldo de contas a receber - acordos em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$85,6 milhões e R$94,8 milhões, respectivamente. A redução de 9,7% é explicada principalmente pela transferência de montantes relativos a acordos com diversas prefeituras do não circulante para o circulante. Outros créditos O saldo da conta outros créditos em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$122,8 milhões e R$104,3 milhões, respectivamente. O aumento de 17,7% foi gerado pela contabilização de R$17,9 milhões relativos a desvio de apuração do cálculo da Reserva Global de Reversão ( RGR ). Provisão para créditos de liquidação duvidosa O saldo da conta provisão para créditos de liquidação duvidosa em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$47,7 milhões e R$54,0 milhões, respectivamente. A redução de 11,7% foi ocasionada principalmente pelas transferências, no montante de R$8,5 milhões, da PCLD sobre valores a receber de acordos firmados com diversas prefeituras do não circulante para o circulante. Ativo financeiro de concessão O saldo da conta ativo financeiro de concessão em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$1.034,9 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. A redução de 0,7% no saldo é explicada pela realização de baixas no montante de R$5,9 milhões, atualização do valor justo no montante de R$174,8 milhões (redução do ativo financeiro com base no laudo de avaliação referente ao 3º ciclo de revisão tarifária), compensados pelas transferências do ativo intangível de concessão no montante de R$174,8 milhões. Imobilizado O saldo da conta imobilizado em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$7,5 milhões e R$9,5 milhões, respectivamente. O imobilizado da Companhia é composto somente por arrendamento financeiro, sendo a redução de 21,1% explicada basicamente pela depreciação de R$2,2 milhões reconhecida no semestre. Intangível O saldo da conta intangível em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$5.701,0 milhões e R$5.873,3 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 2,9% é explicada principalmente pelas transferências para o ativo financeiro de concessão no montante de R$174,8 milhões, pela amortização registrada de R$242,2 milhões, pelas baixas no montante de R$47,6 milhões, compensadas parcialmente pela aquisição de ativos intangíveis de concessão no montante de R$388,4 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 de R$96,0 milhões. Passivo Circulante Fornecedores O saldo da conta fornecedores em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$1.123,6 milhões e R$1.066,8 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 5,3% é explicado, principalmente, pelo maior saldo a pagar à Itaipu, decorrente dos efeitos de variação cambial, somado ao maior saldo a pagar de energia comprada em leilões (CCEAR) devido aos reajustes contratuais ocorridos no semestre. Debêntures O saldo da conta debêntures em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$258,7 milhões e R$243,3 milhões, respectivamente. O aumento de 6,3% ocorreu principalmente pela transferência de R$20,0 milhões do não circulante para o circulante referente à 13º emissão de debêntures da Companhia somado às provisões de encargos de dívidas no montante de R$117,8 milhões e à amortização dos custos de transação em PÁGINA: 150 de 336

157 Condições financeiras e patrimoniais gerais R$2,7 milhões, compensados pelos pagamentos destes encargos no montante de R$122,6 milhões e transferências do não circulante para o circulante de custos de transação no montante de R$2,3 milhões. Outros tributos a pagar O saldo da conta outros tributos a pagar em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$334,6 milhões e R$449,9 milhões, respectivamente. A redução de 25,6% é explicada principalmente pelos maiores pagamentos e compensações de ICMS sobre compra de energia elétrica. Dividendos e juros sobre capital próprio declarados O saldo da conta dividendos e juros sobre capital próprio declarados em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$21,8 milhões e R$211,1 milhões, respectivamente. A redução 89,7% ocorreu devido aos pagamentos de dividendos e juros sobre capital próprio no montante de R$608,3 milhões, compensados parcialmente pela destinação dos dividendos adicionais ao mínimo obrigatório do exercício de 2011 no montante de R$419,0 milhões. Encargos tarifários e do consumidor a recolher O saldo da conta encargos tarifários e do consumidor a recolher em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$104,7 milhões e R$102,1 milhões, respectivamente. O aumento de 2,5% é explicado principalmente pelo reajuste dos encargos de Conta de Desenvolvimento Energético ( CDE ), que são determinados anualmente pela ANEEL. Provisões para litígios e contingências O saldo da conta provisões para litígios e contingências em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$110,1 milhões e R$165,0 milhões, respectivamente. A redução de 33,3% é explicada principalmente pelos pagamentos e reversões de litígios e contingências realizados pela Companhia no montante de R$73,5 milhões (principalmente de processos trabalhistas, cíveis e Plano Cruzado), pelas transferências do circulante para o não circulante no montante de R$9,1 milhões, compensados parcialmente pelas novas provisões em R$20,3 milhões e atualizações monetárias no montante de R$3,7 milhões. Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética O saldo da conta pesquisa e desenvolvimento em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$34,3 milhões e R$40,7 milhões, respectivamente. A redução de 15,7% é explicada principalmente pelas aplicações de recursos em novos projetos de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética no montante de R$51,7 milhões, pelos pagamentos no montante de R$13,1 milhões, compensados parcialmente pelas transferências do não circulante para o circulante em R$32,4 milhões e provisões no montante de R$25,8 milhões. Não Circulante Empréstimos e financiamentos O saldo da conta empréstimos e financiamentos em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$672,1 milhões e R$715,0 milhões, respectivamente. A redução de 6,0% é explicada principalmente pelas transferências de empréstimos do não circulante para o circulante em R$50,6 milhões, compensadas parcialmente pelo ingresso novos empréstimos de R$6,2 milhões e transferências de custos de transação do não circulante para o circulante no montante de R$1,3 milhões. Debêntures O saldo da conta debêntures em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$2.014,7 milhões e R$1.436,7 milhões, respectivamente. O aumento de 40,2% foi ocasionado pelo ingresso da 14º emissão de debêntures da Companhia no montante de R$600,0 milhões e pela transferência do não circulante para o circulante de custos de transação de R$2,3 milhões, compensado parcialmente pela transferência de R$20,0 milhões do não circulante para o circulante referente da 13ª emissão e ingressos de custos de transação a amortizar no montante de R$4,4 milhões. Tributos e contribuições sociais diferidos O saldo da conta tributos e contribuições sociais diferidos em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$184,1 milhões e R$151,2 milhões, respectivamente, apresentando um aumento de 21,8%, ocasionado principalmente pelo reconhecimento dos tributos diferidos decorrentes da reversão de ativos e passivos regulatórios (principalmente devido aos efeitos da revisão tarifária), parcialmente compensado pela constituição de impostos diferidos ativos sobre prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social. 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 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$1.186,8 milhões e R$1.230,5 milhões, respectivamente. A redução de 3,6% é decorrente dos pagamentos de contribuições realizados no semestre no montante de R$127,8 milhões, compensados parcialmente pelas provisões no montante de R$84,1 milhões. Provisões para litígios e contingências O saldo da conta provisões para litígios e contingências em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$380,9 milhões e R$321,7 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 18,4% é explicado principalmente pelas transferências do circulante para o PÁGINA: 151 de 336

158 Condições financeiras e patrimoniais gerais não circulante no montante de R$9,1 milhões, somado às provisões no montante de R$69,9 milhões (principalmente de processos trabalhistas) e atualizações monetárias de R$12,4 milhões, compensadas parcialmente pelos pagamentos e reversões no montante de R$32,7 milhões (principalmente de processos trabalhistas). Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética O saldo da conta pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$55,9 milhões e R$76,7 milhões, respectivamente. A redução de 27,1% é justificada pelas transferências realizadas do não circulante para o circulante no montante de R$32,4 milhões, compensadas parcialmente pelas provisões no montante de R$7,2 milhões e variações monetárias no montante de R$4,4 milhões. Outras obrigações O saldo da conta outras obrigações em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$72,4 milhões e R$55,5 milhões, respectivamente. O aumento de 30,5% foi ocasionado por adiantamentos recebidos relacionados à venda de bens da Companhia no semestre. Patrimônio Líquido O saldo total do patrimônio líquido em 30 de junho de 2012 e 31 de dezembro de 2011 era de R$3.641,9 milhões e R$4.009,7 milhões, respectivamente, atingindo uma redução de 9,2%, que é justificada principalmente pela atualização negativa do ativo financeiro de concessão (com base no laudo de avaliação referente ao 3º ciclo de revisão tarifária) no montante líquido de R$116,1 milhões e pela aprovação dos dividendos adicionais propostos em R$419,0 milhões, compensados parcialmente pelo lucro líquido atingido no semestre de R$166,9 milhões. ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES: 31 DE DEZEMBRO DE 2011 COMPARADO A 31 DE DEZEMBRO DE 2010 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) 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 (ii) 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. (iii) 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. PÁGINA: 152 de 336

159 Condições financeiras e patrimoniais gerais 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%. 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. 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 era 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$94,7 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 PÁGINA: 153 de 336

160 Condições financeiras e patrimoniais gerais 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 Circulante Fornecedores O saldo da conta fornecedores em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$1.066,8 milhões e R$978,8 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 9,0% 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 era 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 milhões, 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 10º 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 a 10º 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 declarados O saldo da conta dividendos e juros sobre capital próprio declarados 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 a 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 litígios e contingências O saldo da conta provisões para litígios e contingências em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$165,0 milhões e R$211,8 milhões, respectivamente. A redução de 22,1% é explicada principalmente pelos pagamentos de litígios e contingências 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 PÁGINA: 154 de 336

161 Condições financeiras e patrimoniais gerais 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$186,3 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 7,8% 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, 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. 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 era de R$715,0 milhões e R$787,4 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 milhões. Debêntures O saldo da conta debêntures em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$1.436,7milhões 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 era de R$151,2 milhões e R$119,3 milhões, respectivamente, apresentando um amento 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, contingências 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 litígios e contingências O saldo da conta provisões para litígios e contingências em 31 de dezembro de 2011 e em 31 de dezembro de 2010 era de R$321,7 milhões e R$328,0 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$45,3 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 as contingências 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$31,9 milhões, respectivamente. O aumento de 74,0% foi ocasionado por adiantamentos relacionados à venda de bens da Companhia; PÁGINA: 155 de 336

162 Condições financeiras e patrimoniais gerais 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. ANÁLISE DAS PRINCIPAIS VARIAÇÕES: 31 DE DEZEMBRO DE 2010 COMPARADO A 31 DE DEZEMBRO DE 2009 Ativo Circulante Caixa e equivalentes de caixa O saldo da conta de caixa e equivalentes de caixa em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$299,1 milhões e R$286,2 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que o aumento de 4,5% observado é explicado: (i) (ii) (iii) pelo caixa gerado nas atividades operacionais em 2010 no montante de R$2.127,9 milhões; pelos desembolsos de caixa nas atividades de investimento no montante de R$769,0 milhões, principalmente pelas aquisições de ativo imobilizado e intangível, além da movimentação líquida dos investimentos de curto prazo que apresentou redução de caixa devido às aplicações realizadas, compensados parcialmente pelos recebimentos de consumidores (Participação financeira) e da alienação de bens e direitos referente à liquidação de quotas da EP Telecom com a Brasiliana; pelos desembolsos de caixa nas atividades de financiamento em 2010 no montante de R$1.345,9 milhões, principalmente pelos pagamentos de dividendos e juros sobre capital próprio, empréstimos e contribuições com planos de pensão, compensados parcialmente pelo ingresso de novos empréstimos e debêntures. Investimentos de curto prazo O saldo da conta investimentos de curto prazo em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$1.365,3 milhões e R$963,1 milhões, respectivamente. O aumento de 41,8% é explicado pelas aplicações realizadas durante 2010 no montante de R$4.514,1 milhões e pelas receitas auferidas nas aplicações no montante de R$118,2 milhões. Em contrapartida, ocorreram resgates no montante de R$4.222,2 milhões e outras movimentações (IRRF e depósitos restritos) de R$8,0 milhões. Consumidores, concessionárias e permissionárias O saldo da conta consumidores, concessionárias e permissionárias em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$1.450,9 milhões e R$1.426,6 milhões, respectivamente. O aumento de 1,7% é explicado principalmente pelo efeito médio do reajuste tarifário percebido pelo consumidor de 1,62% a partir de Julho de Imposto de renda e contribuição social compensáveis O saldo da conta imposto de renda e contribuição social compensáveis em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$57,6 milhões e R$230,8 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. Os diretores da Companhia entendem que o saldo de 2009 apresentou um aumento bastante significativo devido a Companhia ter aderido ao programa REFIS. Neste mesmo ano, a Companhia realizou antecipações de IRPJ e CSSL em um montante de R$199,5 milhões superior aos impostos devidos. Os créditos constituídos são normalmente compensados no decorrer do exercício seguinte. Outros tributos compensáveis O saldo da conta outros tributos compensáveis em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$73,8 milhões e R$64,3 milhões, respectivamente. O aumento de 14,8% é explicado principalmente pela constituição de créditos de ICMS a compensar decorrentes de compra de materiais pela Companhia. Contas a receber - Acordos O saldo da conta contas a receber - acordos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$201,7 milhões e R$171,1 milhões, respectivamente. A variação de 17,9% se deve principalmente ao aumento de R$27,3 milhões referente a novos acordos firmados com consumidores em 2010, para recebimento de débitos antigos. Outros créditos O saldo da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$103,8 milhões e R$115,2 milhões, respectivamente. A redução de 9,9% é explicada principalmente pelo maior recebimento de contas referente ao Programa Baixa Renda em 2010, apresentando redução de R$8,5 milhões no saldo a receber. Provisão para créditos de liquidação duvidosa O saldo da conta de provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$343,8 milhões e R$324,4 milhões, respectivamente. O aumento de 6,0% se deve principalmente às 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 não circulante para o circulante. PÁGINA: 156 de 336

163 Condições financeiras e patrimoniais gerais Almoxarifado O saldo da conta almoxarifado em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$54,5 milhões e R$53,0 milhões, respectivamente. O aumento de 2,8% é decorrente principalmente de adiantamento efetuado a fornecedores e aumento no estoque de materiais face às atividades de investimento da Companhia. Não Circulante Outros tributos compensáveis O saldo da conta de outros tributos compensáveis em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$95,0 milhões e R$85,8 milhões, respectivamente. O aumento de 10,7% é decorrente de maior volume de créditos compensáveis de longo prazo, principalmente ICMS, oriundos de créditos nas compras de materiais. Imposto de renda e contribuição social diferido O saldo da conta tributos e contribuições sociais diferidos em 31 de dezembro de 2009 era de R$8,7 milhões e passou a zero em 31 de dezembro de Em conformidade ao Comitê de Pronunciamentos Contábeis ( CPC ) 32 Tributos sobre o lucro, a Companhia efetuou a compensação do ativo fiscal diferido com o passivo fiscal diferido. Em 2009 o saldo do ativo fiscal diferido era maior que o passivo fiscal diferido em R$8,7 milhões, sendo que em 2010 o passivo fiscal diferido passou a ser maior em R$119,3 milhões. Esta redução do saldo ocorreu principalmente em função dos tributos diferidos incorridos na reversão dos ativos e passivos regulatórios, em atendimento ao CPC, gerando um impacto negativo de R$121,5 milhões. Cauções e depósitos vinculados O saldo da conta cauções e depósitos vinculados em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$474,6 milhões e R$440,9 milhões, respectivamente. A variação de 7,6% é explicada pelas adições no montante de R$81,3 milhões, relacionadas principalmente a processos trabalhistas, somadas às respectivas atualizações monetárias no montante de R$31,2 milhões, compensadas parcialmente pelas baixas/resgates no montante de R$78,8 milhões. Contas a receber - acordos O saldo de contas a receber - acordos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$183,6 milhões e R$256,5 milhões, respectivamente. A redução de 28,4% é explicada principalmente pela transferência do não circulante para o circulante da 3º parcela devida pela Prefeitura Municipal de São Paulo, referente acordo firmado para quitação de débitos vencidos e não pagos. Outros créditos O saldo da conta outros créditos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$85,5 milhões e R$164,8 milhões, respectivamente. A redução de 48,1% foi gerada substancialmente pelo recebimento referente à transferência acionária da participação que a Companhia detinha na AES Eletropaulo Telecom para a Cia Brasiliana de Energia, conforme exigência da ANEEL, no montante de R$43 milhões. Adicionalmente, houve redução de valores a receber referentes à alienação de bens e direitos no montante de R$31 milhões. Provisão para créditos de liquidação duvidosa O saldo da conta de provisão para créditos de liquidação duvidosa em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$144,4 milhões e R$213,8 milhões, respectivamente. A redução de 32,5% é decorrente principalmente da transferência do longo para o curto de R$75,5 milhões da PCLD sobre acordo firmado com a Prefeitura de São Paulo, referente recebimento da 3º parcela. Ativo financeiro de concessão O saldo da conta ativo financeiro de concessão em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$872,1 milhões e R$680,9 milhões, respectivamente. A variação de 28,1% é explicada por novas adições no montante de R$106,6 milhões bem como pela atualização do ativo financeiro pelo IGP-M no montante de R$80,2 milhões. Imobilizado O saldo da conta de imobilizado em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$15,2 milhões e R$62,1 milhões, respectivamente. Os diretores da Companhia entendem que a redução de 75,5% foi ocasionada principalmente pela baixa de ativos ocorrida em 2010, correspondente a transferência de ativos conforme acordos entre a São Paulo Transporte ( SPTrans ) e a Companhia e Empresa Metropolitana de Transportes Urbanos de São Paulo ( EMTU ) e a Companhia, ambos aprovados pelo Conselho de Administração em 2 de setembro de Intangível O saldo da conta intangível em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$5.853,0 milhões e R$5.837,1 milhões, respectivamente. O aumento de 0,3% é explicado principalmente pela aquisição de ativos intangíveis de concessão no montante de R$708,7 milhões e pela amortização das obrigações especiais em R$29,9 milhões, compensados parcialmente pelas adições das obrigações especiais em R$40,0 milhões, pela amortização reconhecida de R$521,4 milhões, pelas transferências para o ativo financeiro de concessão (R$106,6 milhões) e baixas (R$54,7 milhões). Passivo PÁGINA: 157 de 336

164 Condições financeiras e patrimoniais gerais Circulante Fornecedores O saldo da conta fornecedores em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$978,8 milhões e R$829,6 milhões, respectivamente. O aumento de 18,0% é decorrente, principalmente, pelo maior fornecimento de materiais e serviços e também dos leilões de energia (CCEAR), impactando positivamente o saldo da conta. Empréstimos e financiamentos O saldo da conta empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$61,3 milhões e R$585,7 milhões, respectivamente. A redução de 89,5% é decorrente dos pagamentos de empréstimos e financiamento no montante de R$524,5 milhões (principalmente a quitação do Brazil Investment Bond Exchange Agreement) dos pagamentos de encargos de dívidas de R$203,8 milhões e transferência de custos de transação do não circulante para o circulante no montante de R$2,7 milhões, compensados parcialmente pelas provisões de encargos de dívida de R$151,6 milhões, transferência do não circulante para o circulante de R$50,5 milhões, ingresso de novos empréstimos em R$0,6 milhão e amortização de custos de transação de R$3,9 milhões. Debêntures O saldo da conta debêntures em 31 de dezembro de 2011 e 31 de dezembro de 2010 era de R$248,9 milhões e R$25,4. O aumento observado de R$223,5 milhões foi ocasionado pela transferência do não circulante para o circulante de R$200,0 milhões referente à 10ª emissão de debêntures, pela provisão de encargos de dívida de R$178,3 milhões e amortização de custos de transação de R$4,8 milhões, compensados parcialmente pelos pagamentos de encargos de dívida de R$154,6 milhões e transferência de custos de transação do não circulante para o circulante no montante de R$4,9 milhões. Imposto de renda e contribuição social a pagar O saldo da conta de imposto de renda e contribuição social a pagar em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$3,9 milhões e R$19,2 milhões, respectivamente. A redução de 79,7% é explicada principalmente pela maior compensação de créditos de Imposto de Renda e Contribuição Social no exercício, reduzindo o saldo a pagar. Outros tributos a pagar O saldo da conta outros tributos a pagar e contribuições sociais em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$463,1 milhões e R$446,3 milhões, respectivamente. O acréscimo de 3,8% é explicado principalmente pelo reconhecimento do ICMS sobre perdas comerciais no exercício de 2010, após obrigação estabelecida pelo Decreto Estadual nº das distribuidoras de energia apurar o ICMS sobre o montante das perdas comerciais mensalmente verificadas Dividendos e juros sobre capital próprio declarados O saldo da conta dividendos e juros sobre capital próprio declarados em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$84,2 milhões e R$75,5 milhões, respectivamente. O aumento de 11,5% ocorreu devido a Companhia ter destinado para dividendos e juros sobre capital próprio o montante de R$1.384,6 milhões em 2010, sendo pagos no próprio exercício o montante de R$1.366,7 milhões e R$8,1 milhões referente a imposto de renda sobre juros sobre capital próprio. Obrigações estimadas O saldo da conta obrigações estimadas em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$82,9 milhões e R$76,5 milhões, respectivamente. A variação de 8,4% é decorrente principalmente do aumento dos encargos com provisões de férias e gratificações e da provisão para o programa de incentivo a aposentadoria realizada em Encargos tarifários e do consumidor a recolher O saldo da conta encargos tarifários e do consumidor a recolher em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$89,3 milhões e R$48,1 milhões, respectivamente. O aumento de 85,7% é explicado substancialmente pelo aumento do encargo de quotas para a CCC Sistemas Isolados, o qual é determinado anualmente pela ANEEL. Provisões para litígios e contingências O saldo da conta provisões para litígios e contingências em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$211,8 milhões e R$269,7 milhões, respectivamente. A redução de 21,5% é explicada pelos pagamentos e baixas realizados no montante de R$132,7 milhões (principalmente de processos trabalhistas e cíveis), compensados parcialmente pelas provisões no montante de R$5,2 milhões e pelas transferências do não circulante para o circulante no montante de R$69,6 milhões. Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética O saldo da conta pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$75,4 milhões e R$208,1 milhões, respectivamente. A redução de 63,8% se deve pelos pagamentos de R$148 milhões e transferência do curto para o longo prazo no montante de R$62,3 milhões, compensados parcialmente pelas provisões no valor de R$77,6 milhões. Outras obrigações PÁGINA: 158 de 336

165 Condições financeiras e patrimoniais gerais O saldo da conta outras obrigações em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$186,3 milhões e R$124,6 milhões, respectivamente. O aumento de 49,45% é explicado principalmente pela diferença de alíquotas do PIS e da COFINS, pelas obrigações com MP 66 (Tesouro Nacional), por penalidades referentes a ajuste de faturas (revisão de faturamento), além do aumento da contribuição para o Custeio do Serviço de Iluminação Pública ( COSIP ) em R$25,3 milhões. Não Circulante Empréstimos e financiamentos O saldo da conta empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$787,4 milhões e R$832,6 milhões, respectivamente. A redução de 5,4% foi ocasionada principalmente pela transferência de R$50,0 milhões do não circulante para o circulante referente a CCB com o Banco Citibank S.A., compensada parcialmente pelo ingresso de novos empréstimos de R$2,6 milhões e transferência dos custos de transação do não circulante para o circulante de R$2,7 milhões. Debêntures O saldo da conta debêntures em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$1.630,3 milhões e R$1.036,1 milhões, respectivamente. O aumento de 57,3% é decorrente da emissão de novas debêntures em R$800,0 milhões e da transferência de custos de transação do não circulante para o circulante de R$4,9 milhões, compensadas parcialmente pela transferência do não circulante para o circulante de R$200,0 milhões referente à 10º emissão e pelo diferimento de custos de transação no montante de R$10,7 milhões. Tributos e contribuições sociais diferidos O saldo da conta tributos e contribuições sociais diferidos em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$119,3 milhões e zero, respectivamente. Em conformidade ao CPC 32 Tributos sobre o lucro, a Companhia efetuou a compensação do ativo fiscal diferido com o passivo fiscal diferido. Em 2009 o saldo do ativo fiscal diferido era maior que o passivo fiscal diferido em R$8,7 milhões, sendo que em 2010 o passivo fiscal diferido passou a ser maior em R$119,3 milhões. Esta redução do saldo ocorreu principalmente em função dos tributos diferidos incorridos na reversão dos ativos e passivos regulatórios, em atendimento ao CPC, gerando um impacto negativo de R$121,5 milhões. Obrigações com entidade de previdência privada O saldo da conta obrigações com entidade de previdência privada em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$1.372,8 milhões e R$1.444,0 milhões, respectivamente. A redução de 4,9% foi originada pelos pagamentos no montante de R$239,2 milhões, compensados parcialmente pelas provisões do ano no montante de R$167,9 milhões. Provisões para litígios e contingências O saldo da conta provisões para litígios e contingências em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$328,0 milhões e R$370,3 milhões, respectivamente. A redução de 11,4% é explicada pelos pagamentos e baixas no montante de R$119,2 milhões (principalmente de processos trabalhistas e fiscais) e das transferências do não circulante para o circulante no montante de R$69,6 milhões, compensados parcialmente pelas provisões de R$146,5 milhões (principalmente de processos trabalhistas e cíveis). Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética O saldo da conta pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$87,8 milhões e zero, respectivamente. A variação se deve pela transferência realizada do passivo circulante para o não circulante de R$62,3 milhões, além de provisões e variações monetárias de R$25,5 milhões. Contas a pagar - Banco Santos O saldo das contas a pagar - Banco Santos em 31 de dezembro de 2009 era de R$100,1 milhões, sendo revertido totalmente em 2010, já que a Companhia finalizou a disputa judicial com o Banco Santos em A Companhia possui operações com instrumentos financeiros derivativos que foram liquidados em 30 de junho de 2010, mediante desistência da massa falida Banco Santos do Recurso Especial interposto no processo judicial em curso contra a Companhia, resultando em uma revisão de provisão no montante total de R$106,3 milhões. Estas operações estão encerradas desde 2005 e não resultaram efeitos no exercício de Em 31 de dezembro de 2011, a Companhia não possuía qualquer operação com instrumentos financeiros derivativos. Patrimônio Líquido O saldo total do patrimônio líquido em 31 de dezembro de 2010 e em 31 de dezembro de 2009 era de R$3.737,4 milhões e R$3.721,7 milhões, respectivamente, um aumento de 0,4%, mantendo-se praticamente estável em relação ao ano anterior. PÁGINA: 159 de 336

166 Resultado operacional e financeiro 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$4.924,0 milhões no período de seis meses findo de 30 de junho 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 2009, 31 de dezembro de 2010 e 31 de dezembro de 2011 e no período de 6 meses findo 30 de junho 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 contingências; 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 períodos findos em 30 de junho de 2012 e 2011 foi de R$7.672,4 milhões e R$7.465,8 milhões, respectivamente, apresentando acréscimo de 2,8% entre os períodos. Essa variação é explicada principalmente pelo aumento de 3,0% no volume de energia vendido ao mercado cativo entre os períodos. 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 A receita operacional bruta da Companhia nos anos de 2010 e 2009 foi de R$14.713,7 milhões e R$13.331,1 milhões, apresentando aumento de 10,4% no período. Os diretores da Companhia entendem que esse crescimento é explicado principalmente pelo aumento de 2,9% no volume de energia vendida ao mercado cativo entre períodos, além do reajuste tarifário aplicado anualmente no mês de julho, sendo que em 2009 o efeito médio percebido pelo consumidor foi de 13,03% e em 2010 de 1,62%. 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, a 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. Antes de 2010 e, portanto, antes da adoção do IFRS, a conta CVA fazia parte das demonstrações financeiras da Companhia com impacto na DRE e no ativo/passivo. 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. PÁGINA: 160 de 336

167 Resultado operacional e financeiro 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 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: 161 de 336

168 Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras 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 PÁGINA: 162 de 336

169 Eventos com efeitos relevantes, ocorridos e esperados, nas demonstrações financeiras 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: 163 de 336

170 Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor a. mudanças significativas nas práticas contábeis Os diretores da Companhia informam que as demonstrações financeiras individuais para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010 foram as primeiras apresentadas considerando a aplicação integral dos CPCs, bem assim as demonstrações financeiras consolidadas considerando a aplicação integral dos CPCs e também de acordo com o International Financial Reporting Standards ( IFRS ). Em todos os períodos anteriores, incluindo o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009, a Companhia preparou suas demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil ( BRGAAP ) até então vigentes. Para estas demonstrações financeiras, o saldo de abertura considerado foi o de 1º de janeiro de 2009, data da transição para os CPCs, portanto aplicou as exceções obrigatórias e certas isenções opcionais de aplicação retrospectiva completa conforme estabelecido nos Pronunciamentos, Interpretações e Orientações Técnicas emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis ( CPC ) e aprovados pela Comissão de Valores Mobiliários ( CVM ). Desta forma foram efetuados ajustes para reapresentar o balanço patrimonial de abertura, após adoção dessas novas normas contábeis, em 1º de janeiro de 2009 e também para o balanço patrimonial originalmente publicado, preparado de acordo com as normas anteriormente vigentes, para o exercício encerrado em 31 de dezembro de As principais mudanças em decorrência da adoção dos novos pronunciamentos contábeis e os seus efeitos na reapresentação das demonstrações financeiras do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 estãodescritos no item 10.4 (b) deste Formulário de Referência. b. efeitos significativos das alterações em práticas contábeis Os diretores da Companhia esclarecem que as demonstrações contábeis do exercício findo em 31 de dezembro de 2009 foram reapresentadas para estar em conformidade aos pronunciamentos emitidos pelo CPC. As conciliações dos impactos da transição para estes pronunciamentos estão apresentadas a seguir (em milhares de R$): Reconciliação do balanço patrimonial da Companhia para os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidos pelo CPC - 31 de dezembro de Originalmente emitido Ajustes do CPC Observações Reapresentado ATIVO CIRCULANTE Caixa e equivalentes de caixa 286,2-286,2 Investimentos de curto prazo 963,1-963,1 Consumidores, concessionárias e permissionárias 1.433,8 (7,2) viii 1.426,6 Tributos compensáveis 295,1-295,1 Imposto de renda e contribuição social diferidos 240,0 (240,0) - Devedores diversos 2,2-2,2 Contas a receber - acordos 171,1-171,1 Outros créditos 151,9 (36,7) viii, xii 115,2 Provisão para créditos de liquidação duvidosa (326,1) 1,7 viii (324,4) Almoxarifado 53,0-53,0 Compensação de variação itens da parcela A - CVA 369,4 (369,4) viii - Despesas pagas antecipadamente 2,2 (1,4) vi 0,8 TOTAL DO ATIVO CIRCULANTE 3.641,9 (653,0) 2.988,9 NÃO CIRCULANTE Consumidores, concessionárias e permissionárias 5,2 (5,2) viii - Tributos compensáveis 85,8-85,8 Imposto de renda e contribuição social diferidos 237,3 (228,6) xi, xii, viii, ix, vi, iii, i 8,7 Cauções e depósitos vinculados 440,9-440,9 Contas a receber - acordos 256,5-256,5 Outros créditos 141,3 23,5 vi, xii 164,8 Provisão para créditos de liquidação duvidosa (213,8) - (213,8) Ativo financeiro de concessão - 680,9 iv 680,9 Compensação de variação dos itens da Parcela A-CVA 74,6 (74,6) viii - Investimentos 9,5-9,5 Imobilizado, l íquido 6.518,0 (6.455,9) i, iv 62,1 Intangível 180, ,2 iv 5.837,1 TOTAL DO ATIVO NÃO CIRCULANTE 7.736,2 (403,7) 7.332,5 TOTAL DO ATIVO ,1 (1.056,7) ,4 PÁGINA: 164 de 336

171 Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor Originalmente emitido Ajustes do CPC Observações Reapresentado PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores 829,6-829,6 Empréstimos, financiamentos, debêntures e arrendamento financeiro 623,8 (6,2) vi 617,6 Tributos a pagar 465,5-465,5 Imposto de renda e contribuição social diferidos 37,2 (37,2) xiii - Dividendos e juros sobre capital próprio declarados 761,9 (686,4) x 75,5 Obrigações com entidade de previdência privada 84,8 (84,8) iii - Obrigações estimadas 76,5-76,5 Obrigações sociais e trabalhistas 1,8-1,8 Encargos tarifários e do consumidor a recolher 48,1-48,1 Provisões para litígios e contingências 269,7-269,7 Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética 208,1-208,1 Compensação de variação dos itens da Parcela A - CVA 146,8 (146,8) viii - Outras obrigações 124,6-124,6 TOTAL DO PASSIVO CIRCULANTE 3.678,4 (961,4) 2.717,0 NÃO CIRCULANTE Empréstimos, financiamentos, debêntures e arrendamento financeiro 1.896,0 (17,5) vi 1.878,5 Obrigações com entidade de previdência privada 1.880,6 (436,6) iii 1.444,0 Provisões para litígios e contingências 370,3-370,3 Reserva de reversão 66,1-66,1 Compensação de variação dos itens da Parcela A - CVA 97,5 (97,5) viii - Obrigações estimadas 2,0-2,0 Contas a pagar - Banco Santos 100,1-100,1 Outras obrigações 5,8 15,9 xii 21,7 TOTAL DO PASSIVO NÃO CIRCULANTE 4.418,4 (535,7) 3.882,7 PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital soc ial 1.057, ,6 Reserva capital - 14,4 xi 14,4 Reserva legal 155,1-155,1 Ajustes de avaliação patrimonial 2.068,6 (407,3) ix 1.661,3 Proposta de distribuição de dividendo adicional - 833,3 i, iii, vi, viii, ix, x, xi, xii 833,3 TOTAL DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO 3.281,3 440, ,7 TOTAL DO PASSIVO E DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO ,1 (1.056,7) ,4 Reconciliação do patrimônio líquido da Companhia para os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidos pelo CPC - 31 de dezembro de Patrimônio líquido de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, anteriores a adoção dos CPCs Observações 3.281,3 Ajustes de acordo com os Pronunciamentos e Orientações emitidas pelo CPC Ajuste de avalição patrimonial - ICPC 01/IFRIC 12 iv (33,6) Tributos sobre reavaliação de terrenos - ICPC 10 ix (366,7) Atualização do ativo financeiro de concessão - OCPC 05 iv (10,6) Custo de empréstimos - CPC 20/IAS 23 vi 17,4 Benefícios a empregados - CPC 33/IAS 19 iii 521,5 Contab. proposta pagto dividendos - ICPC 08 x 686,3 Contrato de concessão - ICPC 01 iv (82,4) Receitas - CPC 30/IAS 18 xii (3,5) Imobilizado - IGP 96/97 i 1,2 Ativos e passivos regulatórios viii (231,0) Imposto de renda e contribuição social diferidos ix, vi, iii, i, xi, xii, viii (58,2) 440,4 Patrimônio Líquido de acordo com os Pronunciamentos e Orientações emitidas pelo CPC 3.721,7 PÁGINA: 165 de 336

172 Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor Reconciliação da demonstração do resultado da Companhia para os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidos pelo CPC 31 de dezembro de Originalmente emitido Ajustes do CPC Observações Reapresentado RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 8.049,9 735,7 iv, viii 8.785,6 CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA Custo com Energia Elétrica Energia elétrica comprada para revenda (4.044,1) (103,9) viii (4.148,0) Encargos do uso do sistema de transmissão e distribuição (1.065,9) 89,2 viii (976,7) Taxa de fiscalização (17,9) - (17,9) Custo de Operação - - Pessoal e administradores (517,1) (2,1) xi (519,2) Entidade de previdência privada (180,8) 0,1 iii (180,7) Serviços de terceiros (323,4) 1,8 viii (321,6) Material (30,4) - (30,4) Custo de construção - (531,2) iv (531,2) Provisão/Reversão para litígios e contingências (2,5) - (2,5) Depreciação e amortização (381,6) (116,0) i, ix (497,6) Outras receitas e custos (294,4) 12,3 vi (282,1) (6.858,1) (649,8) (7.507,9) RESULTADO DO SERVIÇO 1.191,8 85, ,7 RECEITAS(DESPESAS) FINANCEIRA Receitas financeiras 547,9 (49,8) viii 498,1 Despesas financeiras (362,7) (4,8) vi, viii (367,5) Variações monetárias e cambiais, líquidas 43,6 96,1 viii 139,7 228,8 41,5 270,3 RESULTADO ANTES DOS TRIBUTOS 1.420,6 127, ,0 Contribuição social (130,9) - (130,9) Imposto de renda (152,5) - (152,5) Contribuição soc ial diferida 32,9 (9,0) ix, vi, iii, i, xi, xii, viii 23,9 Imposto de renda diferido (106,9) (25,1) ix, vi, iii, i, xi, xii, viii (132,0) (357,4) (34,1) (391,5) LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 1.063,2 93, ,5 Lucro líquido do exercício de acordo com as práticas contábeis no Brasil, anteriore a adoção dos CPCs 1.063,2 Ajustes de acordo com os Pronunciamentos e Orientações emitidas pelo CPC Tributos sobre reavaliação de terrenos - ICPC 10 18,0 Custo de empréstimos - CPC 20/IAS 23 (4,7) Benefícios a empregados - CPC 33/IAS 19 0,1 Contrato de Concessão - ICPC 01 (109,4) Receitas - CPC 30/IAS 18 0,6 Pagamento baseado em ações ICPC 05 (2,1) Imobilizado - IGP 96/97 (0,1) Ativos e passivos regulatórios 243,1 Imposto de renda e contribuição social diferidos (52,2) 93,3 Lucro (Prejuízo) líquido do exercício de acordo com os Pronunciamentos e Orientações emitidos pelo CPC 1.156,5 PÁGINA: 166 de 336

173 Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor Reconciliação do fluxo de caixa da Companhia para os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidos pelo CPC - 31 de dezembro de Originalmente emitido Ajustes do CPC Reapresentado Atividades operacionais: Lucro líquido do exercício 1.063,2 93, ,5 Depreciação e amortização do ativo intangível de concessão e do imobilizado 381,6 116,0 497,6 Variação monetária/cambial 127,8-127,8 Provisão/Reversão para créditos de liquidação duvidosa 270,5 1,7 272,2 Provisão/Reversão de litígios e contingências 53,3-53,3 Custo de empréstimos (encargos de dívida) 131,0 4,8 135,8 Fundo de pensão/plano de assistência - Deliberação CVM ,6-180,6 Receita aplicação financeira em investimento curto prazo (106,6) - (106,6) Baixa de bens do ativo imobilizado 46,2-46,2 Tributos e contribuições sociais diferidos 74,1 34,1 108,2 Ações e opções de ações outorgadas 2,1-2,1 Variação de valores de itens da Parcela A 124,2 (124,2) - Contas a pagar - Banco Santos (151,2) - (151,2) Variações nas contas do ativo circulante e não circulante: Consumidores, concessionárias e permissionárias (175,5) (7,2) (182,7) Imposto de renda e contribuição social compensáveis (204,7) - (204,7) Outros tributos compensáveis 289,3-289,3 Devedores diversos 1,3-1,3 Almoxarifado (7,2) - (7,2) Contas a receber - acordos (208,4) - (208,4) Despesas pagas antecipadamente 0,2-0,2 Outros créditos 46,1 0,9 47,0 Compensação de variação da Parcela A 119,4 (119,4) - Variações nas contas do passivo circulante e não circulante: Fornecedores 20,7-20,7 Imposto de renda e contribuição social (120,2) - (120,2) Outros tributos a pagar 81,1 81,1 Pagamento de litígios e contingências (866,1) - (866,1) Obrigações sociais e trabalhistas (1,6) - (1,6) Obrigações estimadas (0,9) - (0,9) Encargos tarifários e do consumidor a recolher (29,3) - (29,3) Pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética (47,4) - (47,4) Outras obrigações (103,1) - (103,1) Juros resgatados de investimentos de curto prazo 96,9-96,9 Juros pagos (encargos de dívida) (273,0) - (273,0) Total das atividades operacionais 814,4-814,4 Atividades de investimentos : Aquisições para os ativos financeiro e intangível de concessão (531,1) - (531,1) Consumidores participação financeira 48,7-48,7 Aplicações em investimento de curto prazo (4.001,8) - (4.001,8) Resgates de investimento de curto prazo 4.439, ,4 Aplicações/Resgates de cauções e depósitos vinculados 134,7-134,7 Total das atividades de investimentos 89,9-89,9 Atividades de financiamento: Dividendos e juros sobre capital próprio pagos (992,6) - (992,6) Imposto de renda retido na fonte sobre juros sobre capital próprio (8,4) - (8,4) Pagamento de empréstimos (30,7) - (30,7) Pagamento de obrigações com entidade de previdência privada (339,5) - (339,5) Ingresso de novos empréstimos 600,6-600,6 Custo de empréstimos (14,6) - (14,6) Total das atividades de financiamento (785,2) - (785,2) Variação no caixa líquido da Companhia: 119,1-119,1 Saldo no início do período 167,1-167,1 Saldo no final do período 286,2-286,2 O CPC 37 (R1) (IFRS 1) permite às empresas a adoção de certas isenções voluntárias. A Companhia efetuou análise de todas as isenções voluntárias e adotou a utilização das seguintes isenções opcionais de aplicação retrospectiva: PÁGINA: 167 de 336

174 Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor i) Isenção para uso do custo atribuído para o ativo imobilizado: A Companhia optou por reprocessar os saldos dos ativos imobilizados (ativos não vinculados à concessão) não alcançados pelo ICPC01 (IFRIC 12). Os ativos não vinculados à concessão objeto da reavaliação registrada em 2007 tiveram seu custo mantido de acordo como laudo de avaliação e os que não foram objeto de reavaliação em 2007, foram ajustados pela correção monetária referente aos anos de 1996 e 1997 (até dezembro de 1995 era adotada a prática de correção monetária de balanços no Brasil e a partir de janeiro de 1998, o Brasil deixou de ser considerado como um país de economia hiperinflacionária). O uso do custo atribuído no ativo imobilizado resultou em um incremento de R$1.315 registrado naquela conta em 1º de janeiro de 2009, em contra partida de lucros acumulados. ii) iii) iv) Isenção para arrendamento: A Companhia optou por não aplicar a isenção prevista no CPC 37 (R1) (IFRS 1) em relação aos arrendamentos, visto que todos os contratos de arrendamento estavam registrados de acordo nas práticas contábeis anteriores, já em conformidade com o CPC 06 (R1) (IAS 17). Isenção para mensuração dos benefícios a empregados: De acordo com as avaliações preliminares, a Companhia aplicou a isenção prevista em relação à contabilização de benefícios pós-emprego a empregados e registrará os ganhos e perdas atuariais e os custos dos serviços passados não reconhecidos até a data de transição, na conta de lucros acumulados no patrimônio líquido. A aplicação da isenção resultou em uma redução das obrigações atuariais no montante de R$ em 1º de janeiro de 2009 (R$ no circulante e R$ no não circulante). Esses ganhos e perdas atuariais na data da transição foram calculados de acordo com os critérios estabelecidos no pronunciamento técnico CPC 33 (IAS 19) Benefícios a empregados. Os ganhos e perdas atuariais apurados em período subsequente à data de transição serão reconhecidos de acordo com o método do corredor. Isenção relativa a contratos de concessão: de acordo com o ICPC 01 (IFRIC 12) a infraestrutura utilizada na prestação dos serviços de distribuição de energia elétrica (ativos vinculados à concessão) não deve ser apresentada como ativo imobilizado. A infraestrutura existente e as futuras melhorias ou expansões devem ser apresentadas como um ativo financeiro e/ou um ativo intangível. O ativo financeiro corresponde à parcela que representa um direito incondicional de receber caixa. O ativo intangível corresponde ao direito de cobrar os consumidores pelo uso da infraestrutura. No registro da construção das futuras melhorias e expansões da infraestrutura devem ser aplicados os critérios do CPC 17 (IAS 11) Contratos de Construção, registrando-se o custo correspondente à construção no resultado e a receita pelo método do percentual de conclusão. Ainda de acordo com essa interpretação, os custos de empréstimos poderão ser contabilizados no ativo intangível durante a fase de construção da infraestrutura. A Companhia bifurcou a infraestrutura dos serviços de distribuição de energia elétrica na data de transição, resultando na criação na conta de ativo financeiro (não circulante) em 1º de janeiro de 2009 no montante de R$ e no aumento do ativo intangível no montante de R$ , e a redução dos saldos do ativo imobilizado no montante de R$ , na data de transição. v) Isenções não aplicáveis: As demais isenções previstas no CPC 37 (R1) (IFRS 1) não são aplicáveis e ou não foram utilizadas pela Companhia. Outros ajustes requeridos pelos Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidas pelo CPC e que não estão descritos nas isenções previstas do CPC 37 (R1) (IFRS 1) vi) vii) viii) Custo emissão de dívidas: A Companhia registrou os custos de transação incorridos na captação de recursos por meio da contratação de empréstimos ou financiamentos ou pela emissão de títulos de dívida, bem como na emissão de debêntures e outros instrumentos em conta redutora do passivo, na data de transição para os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidas pelo CPC. A aplicação desse pronunciamento resultou em uma redução dos passivos de empréstimos e financiamentos de R$ em 1º de janeiro de 2009 (R$ no passivo circulante e R$ no passivo não circulante), e uma redução das despesas pagas antecipadamente de R$ (R$ no ativo circulante e R$ no ativo não circulante), na data da transição. Derivativos: A Companhia analisou os contratos vigentes na data de transição para os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidas pelo CPC, e não foram identificados derivativos embutidos nestes contratos. Ativos e passivos regulatórios: Para fins de transição para os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações emitidas pelo CPC, a Companhia reverteu os saldos dos ativos e passivos regulatórios, em função de orientação emitida pelo IASB a respeito desse tema, sobre o qual se entende que a realização dos ativos e passivos regulatórios depende de evento futuro incerto. Em 1º de janeiro de 2009 a aplicação desta reversão resultou em uma redução dos ativos no montante de R$ , representado por i) Consumidores, concessionárias e permissionárias: redução de R$ , sendo R$ no circulante e R$ no não circulante; ii) Compensação de variação de parcela A: redução de R$ , sendo R$ no circulante e R$ no não circulante; e iii) Outros créditos e provisão para créditos de liquidação duvidosa: aumento R$ no circulante. A aplicação desta reversão resultou também na redução da Compensação de variação de parcela A registrada no passivo no montante de R$ , sendo R$ no circulante e R$ no não circulante, tendo como contra partida a conta de lucros acumulados no montante de R$ (R$ líquido dos tributos diferidos) na adoção inicial. PÁGINA: 168 de 336

175 Mudanças significativas nas práticas contábeis - Ressalvas e ênfases no parecer do auditor ix) Tributos diferidos sobre a mais valia: o item 40 do ICPC 10 (IAS 16, IAS 40 e IFRS 1) requer o registro de impostos diferidos passivos sobre a mais valia de terrenos registrada em data anterior à adoção inicial dos CPCs. As práticas contábeis brasileiras anteriores não requeriam o registro de impostos diferidos sobre a mais valia de terrenos. Na data de transição, 1º de janeiro de 2009, a Companhia registrou um passivo fiscal diferido de R$ , sobre o saldo da reavaliação de terrenos, sendo a débito na conta de ajustes de avaliação patrimonial, no patrimônio líquido e um crédito na conta de imposto de renda e contribuição social diferidos não circulante. x) Eventos subsequentes: Na data de transição, em 1º de janeiro de 2009 a Companhia reverteu parcela do saldo da rubrica Dividendos a Pagar para a rubrica de Dividendos no patrimônio líquido, no montante de R$ , correspondentes aos dividendos cujo pagamento não havia sido aprovado pelos acionistas ou outros órgãos da Administração da Companhia antes da data-base das Demonstrações Contábeis. xi) xii) xiii) Isenção para transações com pagamento baseados em ações: A Companhia optou por registrar as despesas incorridas até a data de transição, em 1º de janeiro de 2009 no montante de R$ , na conta de reserva de capital no patrimônio líquido em contrapartida da conta de opções de ações outorgadas na reserva de capital, de forma a não provocar efeito no patrimônio líquido. De acordo com o ICPC 05 (IFRIC 11) a referida reserva de capital poderá ser utilizada para aumento de capital em favor do acionista controlador, quando as ações forem entregues ou as opções exercidas. Isenção para reconhecimento da receita: A Companhia revisou o processo de reconhecimento da receita da venda de alguns bens, observando se os riscos e benefícios destas propriedades vendidas foram transferidos para o comprador, de acordo com os critérios estabelecidos no CPC 30 (IAS 18) Receitas. Em consequência, alguns bens voltaram a compor o saldo da rubrica de Outros créditos bens destinados a venda no ativo não circulante, no montante de R$ , em razão de ter sido constatado que a Companhia mantinha ainda algum envolvimento com o referido ativo. Tributos diferidos Na data de transição em 1º de janeiro de 2009 a Companhia registrou tributos diferidos ativos não circulantes, no montante total de R$ tendo, como contra partida o patrimônio líquido. Adicionalmente, foi efetuada a reclassificação dos saldos dos tributos diferidos ativos circulantes e não circulante, tributos diferidos passivos circulantes e não circulantes, para a rubrica de tributos diferidos ativos não circulantes. Esta reclassificação foi no montante de R$ de redução no ativo circulante, aumento de R$ no ativo não circulante, redução de R$ no passivo circulante, e aumento de R$ no passivo não circulante. c. ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor Os diretores da Companhia afirmam que não há ressalvas ou parágrafos de ênfase presentes nos relatórios de auditoria emitidos pelos auditores independentes para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2011, 2010 e 2009 e no relatório sobre a revisão das informações trimestrais para o período findo em 30 de junho de PÁGINA: 169 de 336

176 Políticas contábeis críticas Os Diretores da Companhia esclarecem que a Companhia divulga o sumário de suas práticas e estimativas contábeis na nota explicativa número 2 de suas Demonstrações Contábeis. O uso de julgamentos e estimativas é baseado em informações disponíveis quando da preparação das Demonstrações Contábeis. Quando necessário, 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 a 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 a medida que novas informações estejam disponíveis. A seguir os Diretores da Companhia elencam as principais práticas 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, exempregados 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. Desta forma, ganhos/perdas que estejam abaixo dos limites do corredor não são reconhecidos imediatamente nas demonstrações financeiras. 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), ovalor 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. A vida útil regulatória é definida pelos critérios definidos na Resolução ANEEL nº 367, de 2 de junho de Em 7 de fevereiro de 2012, a ANEEL aprovou a Resolução Normativa nº 474, que alterou as taxas anuais de depreciação de PÁGINA: 170 de 336

177 Políticas contábeis críticas alguns ativos em serviço. De acordo com essa Resolução as alterações nas taxas têm vigência a partir de 1º de janeiro de 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. Caso a estimativa de lucros tributáveis futuros indique que os impostos diferidos ativos não serão recuperados no prazo previsto, a Companhia registra provisão para redução ao seu provável valor de realização. Esta análise é fundamentada na expectativa de geração de lucros tributáveis futuros, determinada em 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. 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. Ativo financeiro de concessão Os ativos classificados como ativo financeiro de concessão representam a parcela estimada dos investimentos realizados e que não estarão 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. PÁGINA: 171 de 336

178 Políticas contábeis críticas Estes ativos são classificados como disponíveis para venda em função da Companhia ter utilizado a base de remuneração regulatória para apurar o saldo do ativo financeiro. Na classificação do ativo financeiro a Companhia levou em consideração que sua mensuração não ocorre de um valor fixo, pois de acordo com as normas regulatórias está sujeito a ajustes periódicos a valor de mercado, concluindo que a classificação adequada é como disponível para venda. Os ativos financeiros classificados como disponíveis para venda são reconhecidos pelo seu valor de mercado com efeito em conta específica no patrimônio líquido. A Companhia utiliza a base de remuneração regulatória para apurar o saldo do ativo financeiro, sendo o intangível de concessão calculado pelo método do valor residual. A base de remuneração é atualizada sempre que disponível e homologada pelo órgão regulador (ANEEL). Provisão para litígios e contingências 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 litígios e contingências 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: 172 de 336

179 Controles internos relativos à elaboração das demonstrações financeiras - Grau de eficiência e deficiência e recomendações presentes no relatório do auditor 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 Revisão de Contratos, Normas e Procedimentos, que tem como principais atribuições garantir a adequada operacionalização dos controles voltados às demonstrações financeiras, bem como auxiliar na revisão de processos de maneira a assegurar que as políticas, procedimentos e normas internas em geral estabeleçam controles e níveis de aprovação de desembolsos adequados. Os principais controles que impactam as demonstrações financeiras da Companhia são revistos a cada quatro meses com base em testes de eficácia. No caso de identificação de eventuais pontos de melhoria sobre esses controles, a Companhia elabora um plano de ação com o intuito de implementá-los, com definição de prazos e alocação de responsabilidades para colocar em prática a melhoria desses controles de forma efetiva. Outro aspecto relevante de controle interno diz respeito à segregação de funções, que é objeto de constante monitoramento por meio do Sistema GRC - Governance, Risk and Compliance (módulo Access Control). 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, 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. Além disto, tanto o plano de auditoria como o resultado das respectivas auditorias são apresentados aos Conselhos de Administração e Fiscal, bem como o plano de ação para regularização de potenciais melhorias em base mensal. b. deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório do auditor independente Os auditores externos da Companhia, durante a execução de seus trabalhos de auditoria das demonstrações contábeis dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2011, 2010 e 2009, 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. Para o período findo em 30 de junho de 2012, os trabalhos sobre estes controles internos já foram iniciados, porém ainda não concluídos. Os diretores da Companhia reintegram o compromisso com a governança corporativa e não esperam qualquer recomendação relevante dos auditores no futuro. SCBF-SP v1 PÁGINA: 173 de 336

180 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 e no período de 6 meses findo em 30 de junho de 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 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 e no período de 6 meses findo em 30 de junho de Em relação à 12ª, 13ª e 14ª 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 e no período de 6 meses findo em 30 de junho de Os Diretores da Companhia esclarecem que em relação à 12ª, 13ª e 14ª emissões de debêntures, não houve desvios entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação. PÁGINA: 174 de 336

181 Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras a. os ativos e passivos detidos pela Companhia, direta ou indiretamente, que não aparecem no seu balanço patrimonial (off-balance sheet items), tais como: i) arrendamentos mercantis operacionais, ativos e passivos; ii) carteiras de recebíveis baixadas sobre as quais a entidade mantenha riscos e responsabilidades, indicando respectivos passivos; iii) contratos de futura compra e venda de produtos ou serviços; iv) contratos de construção não terminada; e v) contratos de recebimentos futuros de financiamentos 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$552,5 milhões, R$752,2 milhões, R$274,4 milhões e R$475,3 milhões, para o período findo em 30 de junho de 2012 e exercícios findos em 31 de dezembro de 2011, 2010 e 2009, 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 financeiras Não há outros itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras da Companhia nos exercícios de 2009, 2010, 2011 e nas informações trimestrais para o período de 6 meses findo em 30 de junho de PÁGINA: 175 de 336

182 Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras Os diretores da Companhia esclarecem que não há ativos e passivos relevantes que não estejam refletidos nas demonstrações financeiras da Companhia dos exercícios de 2009, 2010, 2011 e nas informações trimestrais para o período de 6 meses findo em 30 de junho de SCBF-SP v1 PÁGINA: 176 de 336

183 Plano de negócios 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 seus investimentos realizados nos três exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2011, 2010 e 2009 e no período de seis meses findo em 30 de junho de Investimentos - R$ milhões Serviço ao Consumidor e Expansão do Sistema 226,2 348,1 361,2 185,6 Manutenção 120,7 186,4 227,0 88,2 Recuperação de Perdas 76,1 63,8 35,0 12,3 Tecnologia da Informação 25,8 28,0 38,7 14,7 Outros 29,5 27,8 54,9 38,4 Total (c/ recursos próprios) 478,3 654,1 716,7 339,2 Financiado pelo cliente 37,4 28,1 22,0 14,7 Total 515,7 682,3 738,7 353,9 Em 2011, 2010 e 2009 a Companhia investiu, respectivamente, R$361,2 milhões, R$348,1 milhões e R$226,2 milhões em melhorias no serviço de atendimento aos consumidores e expansão do sistema, R$227,0 milhões, R$186,4 milhões e R$120,7 milhões em custos de manutenção, R$35,0 milhões, R$63,8 milhões e R$76,1 milhões em recuperação de programas de perdas, R$38,7 milhões, R$28,0 milhões e R$25,8 milhões em tecnologia da informação, R$22,0 milhões, R$28,1 milhões e R$37,4 milhões em custos autofinanciáveis e R$54,9 milhões, R$27,8 milhões, R$29,5 milhões em outros dispêndios. O aumento de 8,2% nos investimentos da Companhia em 2011, comparado aos investimentos realizados em 2010, resulta de maiores investimentos em serviços de atendimento ao consumidor e expansão do sistema e manutenção. O aumento de 32% em seus investimentos em 2010, comparado aos investimentos realizados em 2009, resulta de maiores investimento em serviços de atendimento ao consumidor e expansão do sistema, manutenção e tecnologia da informação. A Companhia tem como estimativa investir R$ 840,6 milhões em Para o período serão destinados aproximadamente R$ 3,5 bilhões. No período de seis meses findo em 30 de junho de 2012 o volume de investimentos da Companhia atingiu R$ 353,9 milhões, apresentando aumento de 9% quando comparado ao investido no mesmo período de Os investimentos com recursos próprios totalizaram R$ 339,2 milhões, enquanto os projetos financiados pelo cliente neste período somaram R$ 14,7 milhões. Em 2012, a Companhia planeja investir R$ 840,6 milhões, montante 13,8% superior ao volume investido em Deste montante, são previstos R$ 794,1 milhões com recursos próprios e R$ 46,4 milhões financiados pelos clientes. Dentre os investimentos programados estão: energização de duas subestações adicionando 200MVA de capacidade ao sistema; repotenciação de cinco subestações adicionando 130MVA de capacidade ao sistema; 32 novas linhas de distribuição aérea; 49,1 km de novas linhas de transmissão; manutenção de mais de 6 mil km de redes de distribuição, representando um aumento de 20% em relação ao realizado em 2011; instalação de mais religadores automáticos e seccionalizadores; regularização de 45 mil ligações ilegais e substituição de mais de 142 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: 177 de 336

184 Plano de negócios (e) Recursos Próprio Financiado pelo Cliente 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: 178 de 336

185 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 refletirá provavelmente em uma queda da tarifa ao consumidor. SCBF-SP v1 PÁGINA: 179 de 336

186 Projeções divulgadas e premissas 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 de 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: SCBF-SP v1 Indicadores de crescimento (PIB, inflação, densidade demográfica); Diagnósticos de rede; Demanda dos consumidores; Cronograma das manutenções; Obrigações regulatórias; e Iniciativas estratégicas. Todas as premissas podem ser influenciadas pela administração, exceto os indicadores de crescimento, demanda dos consumidores e as obrigações regulatórias que escapam ao seu controle. 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 on 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: 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; PÁGINA: 180 de 336

187 Projeções divulgadas e premissas 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 e ao exercício social em curso encontram-se nas tabelas abaixo R$ Milhões Previsão para o ano, informada durante o: Valor realizado Descrição 1º Trimestre de º Trimestre de º Trimestre de Total Recursos Próprios 482,4 478,1 454,4 478,3 Financiado pelo cliente 80,0 63,5 54,2 37,4 Total investido 562,4 541,6 508,6 515, R$ Milhões Previsão para o ano, informada durante o: Valor realizado Descrição 1º Trimestre de º Trimestre de º Trimestre de Total Recursos Próprios 637,1 637,1 637,1 654,1 Financiado pelo cliente 53,9 53,9 36,2 28,1 Total investido 691,0 691,0 673,3 682, R$ Milhões Previsão para o ano, informada durante o: Valor realizado Descrição 1º Trimestre de º Trimestre de º Trimestre de Total Recursos Próprios 684,1 758,7 714,5 716,7 Financiado pelo cliente 35,9 25,7 29,4 22,0 Total investido 720,0 784,4 743,9 738, R$ Milhões Valor previsto Descrição 2012 Total Recursos Próprios 794,1 Financiado pelo cliente 46,5 Total Investido 840,6 Adicionalmente, a Companhia planeja investir aproximadamente R$ 3,5 bilhões no período de 2012 a 2016, 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: 181 de 336

188 Acompanhamento e alterações das projeções divulgadas a. projeções que estão sendo substituídas pelas novas projeções incluídas neste formulário Nos três últimos exercícios sociais e no exercício social corrente a Companhia apresentou as mesmas projeções sempre relativas à 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. Até 30 de junho de 2012, a Companhia manteve a mesma projeção de investimentos para o ano de 2012, a qual totalizava R$840,6 milhões. O valor realizado pela Companhia no período acumulado dos seis meses findo em 30 de junho de 2012 foi de R$353,9 milhões, com investimentos relacionados à Expansão do Sistema e Serviços ao Cliente para manutenção e recuperação de perdas. Para o ano de 2011, a última projeção de investimentos disponibilizada pela Companhia totalizava R$ 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 relacionados à Expansão e Manutenção do Sistema, diante do crescimento de 5,0% do mercado total da Companhia. Para o ano de 2009, a última projeção de investimentos disponibilizada pela Companhia totalizava R$ 508,6 milhões, e o valor realizado pela Companhia no período foi de R$ 515,7 milhões devido aos maiores investimentos relacionados à Expansão, Modernização e Manutenção do Sistema, impulsionados pela recuperação da economia durante o 2º semestre do ano. 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 2012, a Companhia planeja investir R$ 840,6 milhões, montante 13,8% superior ao volume investido em Deste montante, são previstos R$ 794,1 milhões com recursos próprios e R$ 46,4 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. PÁGINA: 182 de 336

189 Descrição da estrutura administrativa 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 O Conselho de Administração da Companhia é composto por no mínimo 5 e no máximo 11 membros e seus respectivos suplentes, acionistas ou não, eleitos pela Assembleia Geral, com um mandato unificado de 2 (dois) anos, sendo permitida a reeleição. 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; 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 PÁGINA: 183 de 336

190 Descrição da estrutura administrativa 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 A Diretoria 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. 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 Comissão de Valores Mobiliários ( 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 l 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 é responsável por assegurar a gestão e a prestação de contas pela sustentabilidade, incluindo a validação da estratégia e a supervisão da evolução por meio do monitoramento dos planos de ação, do desenvolvimento de indicadores e da mensuração de metas. 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 aos Conselhos de Administração de cada uma das companhias da AES Brasil tiveram início em 2011, quando validaram os compromissos do Grupo com a sustentabilidade para os próximos cinco anos. Os Conselhos de Administração das empresas do Grupo são responsáveis por acompanhar, orientar e validar a estratégia de longo prazo da companhia no que tange à integração da sustentabilidade no processo de gestão da empresa. 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 16 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. 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, PÁGINA: 184 de 336

191 Descrição da estrutura administrativa 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 AES América Latina e África Individual 10% 30% 20% 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. 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 AES ( Grupo AES ) no Brasil, visando o retorno do capital investido, rentabilidade dos ativos, fortalecimento da imagem institucional, desenvolvimento e capacitação dos colaboradores, aplicação das políticas de Segurança do Trabalho e 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, responsabilizandose pela prestação de informações à CVM e às bolsas de valores. Responsável pela política e estratégia de captação de recursos financeiros necessários à operação da Companhia, gerenciando o fluxo de caixa. Responsável pelo relacionamento com os investidores e com os agentes financeiros do mercado em geral. Sheilly Caden Contente Diretora Vice-Presidente Coordenar a condução de temas, ações e negócios de cunho regulatório, de relações institucionais bem como de ações especificas junto ao Governo Federal no ambiente do desenvolvimento do modelo do setor elétrico. Responsável pela coordenação geral do Processo de Informações Corporativas e do Processo de Gestão Empresarial, integrados no âmbito da Companhia e das empresas 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 no âmbito jurídico no plano nacional e internacional, bem como pelo desenvolvimento, implementação e gestão das Políticas e Programas de Meio Ambiente. Assegurar a ética e o compliance e a 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 do Grupo AES no Brasil, 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 AES no Brasil 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, gestão e desenvolvimento das áreas de inovação e serviços da Companhia, coordenação da revisão dos processos organizacionais da Companhia, executar as estratégias corporativas visando à maior interação nas relações da AES no Brasil com órgãos governamentais, órgãos PÁGINA: 185 de 336

192 Descrição da estrutura administrativa de imprensa, entidades de representação, empresas públicas e privadas com interesses comuns e a consolidação da Política de Sustentabilidade do Grupo AES no Brasil. 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. 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 Inspeção de segurança realizada por Líderes a cada mês ( Coordenadores, gerentes, Diretores, VP e Presidente ) ( Safety Walks ). PÁGINA: 186 de 336

193 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, na Cidade de Barueri, Estado de São Paulo e nos endereços eletrônicos (websites) da Companhia ( da CVM ( e da BM&FBOVESPA ( d. identificação e administração de conflitos de interesses 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. PÁGINA: 187 de 336

194 Regras, políticas e práticas relativas às assembleias gerais 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. 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: 188 de 336

195 Datas e jornais de publicação das informações exigidas pela Lei nº6.404/76 Exercício Social Publicação Jornal - UF Datas 31/12/2011 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/ /12/2009 Demonstrações Financeiras Diário Oficial - SP 16/03/2010 Valor Econômico - SP 15/03/2010 Convocação da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Valor Econômico - SP 18/04/ /04/2010 Valor Econômico e Diário Oficial - SP 15/04/ /04/ /04/2010 Ata da AGO que Apreciou as Demonstrações Financeiras Valor Econômico e Diário Oficial - SP 28/05/2010 PÁGINA: 189 de 336

196 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, eleito pela assembleia geral, é composto por, no mínimo, 20% de conselheiros independentes, tal como definidos no Regulamento de Listagem do Nível 2, 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 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 Brasiliana, 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 do conselho e, não havendo indicação, por escolha dos demais membros do conselho. 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 h h h00 PÁGINA: 190 de 336

197 Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração h h h00 10h h00 10h h00 09h h00 10h h00 10h h h h h h h h h h h h h h h h h h h30 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, (ii) o exercício de direito de voto na Brasiliana e em todas as demais sociedades controladas pela Brasiliana, e (iii) 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 2011, o valor de aproximadamente R$ 45,8 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. 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 PÁGINA: 191 de 336

198 Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração 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 Holdings 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 às custas da Companhia, bem como tomar por empréstimo recursos ou bens da Companhia ou usar, em proveito próprio, de sociedade em que tenha interesse ou de terceiros, os bens, serviços ou crédito da Companhia, sem prévia autorização da assembleia geral ou do conselho de administração; Receber, em razão do exercício de seu cargo, qualquer tipo de vantagem pessoal direta ou indireta de terceiros, sem autorização estatutária ou concedida através de assembleia geral; Contratar com a Companhia em condições não razoáveis ou não equitativas, diferentes das que prevaleceriam se a Companhia contratasse no mercado ou com terceiros; e Intervir em qualquer posição social em que tiver interesse conflitante com o da Companhia, ou nas deliberações que a respeito tomarem os demais administradores da Companhia, cumprindo-lhe cientificá-los do seu impedimento e fazer consignar em ata a natureza e a extensão do seu interesse; 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: 192 de 336

199 Regras, políticas e práticas relativas ao Conselho de Administração PÁGINA: 193 de 336

200 Descrição da cláusula compromissória para resolução de conflitos por meio de arbitragem Nos termos do artigo 39 do estatuto social da Companhia: A Companhia, seus Acionistas, Administradores e os membros do Conselho Fiscal obrigam-se 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 Holdings 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). SCBF-SP v1 PÁGINA: 194 de 336

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 Sidney Simonaggio 55 Pertence apenas à Diretoria 07/12/2011 AGO/ Engenheiro Elétrico 11 - Diretor Vice Presidente/ Superintendente 01/01/2012 Sim Não se aplica Paulo Camillo Vargas Penna 54 Pertence apenas à Diretoria 14/02/2012 AGO/ Bacharel em Ciências Jurídicas e Sociais Conselheiro de administração suplente Contador 23 - Conselho de Administração (Suplente) 17/04/2012 Sim Não se aplica Arminio Francisco Borjas Herrera 59 Pertence apenas ao Conselho de Administração 23/11/2012 AGO/ Advogado 27 - Conselho de Adm. Independente (Efetivo) 26/11/2012 Sim Não se aplica / (PAS) Berned Raymond Da Santos Ávila 48 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 44 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 Carvalho Lopes 41 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Engenheiro Mecânico 23 - Conselho de Administração (Suplente) 17/04/2012 Sim Não se aplica Diretor Vice Presidente/ Superintendente 14/02/2012 Sim Sheilly Caden Contente 56 Pertence apenas à Diretoria 13/05/2010 AGO/ Engenheira 11 - Diretor Vice Presidente/ Superintendente 13/05/2010 Sim Não se aplica. Gustavo Duarte Pimenta 34 Pertence apenas à Diretoria 04/10/2012 AGO Economista 11 - Diretor Vice Presidente/ Superintendente 05/10/2012 Sim Não se aplica. Airton RibeiroRobeiro de Matos 52 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/2014 PÁGINA: 195 de 336

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 Patrícia Rosa de Oliveira 39 Pertence apenas ao Conselho de Administração 07/05/2012 AGO/ Bacharel em Direito 23 - Conselho de Administração (Suplente) 07/05/2012 Sim Não se aplica. Sérgio Canuto da Silva 47 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 Aplicável. Kenneth Joseph Zagzebski 52 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Contador 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 17/04/2012 Sim Não se aplica / (PAS) Marcos Ponce de Leon Arruda 39 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Economista 23 - Conselho de Administração (Suplente) 17/04/2012 Sim Não se aplica. Vincent Winslow Mathis 48 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Advogado 20 - Presidente do Conselho de Administração 17/04/2012 Sim Não se aplica / (PAS) Manuel Jeremias Leite Caldas 56 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Engenheiro Eletricista Conselheiro de Adm - Minoritários Preferencialistas 17/04/2012 Não Não se aplica. Charles Rene Lebarbenchon 42 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Advogado 23 - Conselho de Administração (Suplente) 17/04/2012 Não Não se aplica 27 - Conselho de Adm. Independente (Efetivo) 17/04/2012 Sim Flora Lúcia Marin de Oliveira 57 Pertence apenas ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Socióloga 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 17/06/2012 Não PÁGINA: 196 de 336

203 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 Heloísa Regina Guimarães de Menezes 46 Pertence apenas ao Conselho de Administração 10/07/2012 AGO/ Economista 22 - Conselho de Administração (Efetivo) 11/07/2012 Sim Ricardo de Abreu Sampaio Cyrino 47 Pertence apenas ao Conselho de Administração 23/11/2012 AGO/ Engenheiro 28 - Conselho de Adm. Independente (Suplente) 26/11/2012 Sim Não se aplica Britaldo Pedrosa Soares 56 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 Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira 47 Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração 16/04/2012 AGO/ Advogado 37 - Conselheiro(Suplente) e Dir. Vice Pres. 17/04/2012 Sim Diretor Vice-Presidente Rinaldo Pecchio Junior 50 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 e de Relações com Investidores Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira 47 Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração 13/05/2010 AGO/ Advogado 37 - Conselheiro(Suplente) e Dir. Vice Pres. 13/05/2010 Sim Membro do Conselho de Administração (suplente) Rinaldo Pecchio Junior 50 Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração 13/05/2010 AGO/ Economista 37 - Conselheiro(Suplente) e Dir. Vice Pres. 13/05/2010 Sim Membro do Conselho de Administração (suplente) e Diretor de Relações com Investidores Britaldo Pedrosa Soares 56 Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração 13/05/2010 AGO/ Engenheiro 33 - Conselheiro(Efetivo) e Dir. Presidente 13/05/2010 Sim Membro do Conselho de Administração Paulo Camillo Vargas Penna 55 Pertence à Diretoria e ao Conselho de Administração 23/11/2012 AGO/ Bacharel em Ciências Jurídicas e Sociais Diretor Vice-Presidente da Companhia 37 - Conselheiro(Suplente) e Dir. Vice Pres. 26/11/2012 Sim PÁGINA: 197 de 336

204 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 Kurt Janos Toth 64 Conselho Fiscal 16/04/2012 AGO/ Economista 46 - C.F.(Suplent)Eleito p/controlador 17/04/2012 Sim Não se aplica. Marcus Pereira Aucélio 45 Conselho Fiscal 16/04/2012 AGO/ Engenheiro Florestal 45 - C.F.(Efetivo)Eleito p/minor.ordinaristas 17/04/2012 Não Não se aplica. Sebastião Bergamini Junior 58 Conselho Fiscal 16/04/2012 AGO/ Contador 43 - C.F.(Efetivo)Eleito p/controlador 17/04/2012 Sim Não se aplica. Maria Carmen Westerlund Montera 60 Conselho Fiscal 16/04/2012 AGO/ Economista 43 - C.F.(Efetivo)Eleito p/controlador 17/04/2012 Sim Não Aplicável. Joaquim Dias de Castro 34 Conselho Fiscal 16/04/2012 AGO/ Economista 43 - C.F.(Efetivo)Eleito p/controlador 17/04/2012 Sim Não Aplicável. Luis Eduardo Frisoni Junior 57 Conselho Fiscal 16/04/2012 AGO/ Contador 46 - C.F.(Suplent)Eleito p/controlador 17/04/2012 Sim Não se aplica. Eduardo Coutinho Guerra 45 Conselho Fiscal 16/04/2012 AGO/ Bacharel em Relações Internacionais 48 - C.F.(Suplent)Eleito p/minor.ordinaristas 17/04/2012 Não Não se aplica, Marcelo Gasparino da Silva 41 Conselho Fiscal 16/04/2012 AGO/ Advogado 44 - C.F.(Efetivo)Eleito p/preferencialistas 17/04/2012 Não Não se aplica. Luiz Ferreira Xavier Borges 59 Conselho Fiscal 16/04/2012 AGO/ Advogado 46 - C.F.(Suplent)Eleito p/controlador 17/04/2012 Sim Não se aplica André Eduardo Dantas 40 Conselho Fiscal 16/04/2012 AGO/2013 PÁGINA: 198 de 336

205 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 Advogado 47 - C.F.(Suplent)Eleito p/preferencialistas 17/04/2012 Não Não se aplica. Experiência profissional / Declaração de eventuais condenações 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 Sidney Simonaggio 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 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 Paulo Camillo Vargas Penna 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. 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. Atualmente é: (i) Diretora Vice-Presidente de Assuntos Regulatórios do Grupo AES no Brasil desde janeiro de 2008; (ii) Diretora da AES Tietê S.A. (companhia aberta); (iii) membro do conselho de administração da AES Elpa S.A. e AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (ambas companhias abertas cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) e 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 Sheilly Caden Contente 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. Gustavo Duarte Pimenta PÁGINA: 199 de 336

206 Gustavo Duarte Pimenta é Diretor Vice-Presidente da Companhia desde outubro de 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) 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; (ii) 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 (iii) 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/2001 a dezembro/2003; 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. Gustavo Duarte Pimenta 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. Airton RibeiroRobeiro de Matos 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 (companhia aberta), 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. Berned Raymond Da Santos Ávila Berned 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; e (iii) membro do Conselho de Administração das empresas Companhia Brasiliana de Energia (companhia aberta), AES Tietê S.A. (companhia aberta), AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. (companhia fechada), 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 Berned 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 PÁGINA: 200 de 336

207 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. Marcelo 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 PÁGINA: 201 de 336

208 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. Kenneth Joseph Zagzebski Kenneth Joseph Zagzebski é membro efetivo do Conselho de Administração da Companhia desde dezembro de É graduado em contabilidade pela Universidade de Wisconsin, Eau Claire, WI, licenciado como Contador Público Certificado pelo Estado de Wisconsin, além disso, possui MBA em Finanças pela Universidade de Minnesota, Minneapolis, MN, bem como cursou o Programa de Vantagens de Liderança da Xcel Energy (Xcel Energy Leadership Advantage Program). Atualmente é: (i) Presidente e Diretor Executivo da Indianópolis Power and Light Company (IPL), subsidiária integral da The AES Corporation, que atua no segmento de geração de energia em Indianópolis e áreas vizinhas desde março de 2011; e (ii) membro efetivo 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) desde janeiro de Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as seguintes funções: (i) Vice-Presidente Sênior - Operações de Clientes da Indianópolis Power and Light Company (IPL) de abril de 2007 a março de 2011; e (ii) Vice-Presidente Soluções de Serviços Públicos da VENTYX (Combinação comercial da INDUS e MDSI) Atlanta, GA, cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica, de fevereiro de 2005 a abril de Kenneth Joseph Zagzebski 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. Marcos Ponce de Leon Arruda Marcos Ponce de Leon Arruda é membro suplente do Conselho de Administração da Companhia desde dezembro de É bacharel em Economia pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro RJ, com formação em Master of Business Administration pela Darden Graduate School of Business Administration da Universidade da Virginia e graduado com distinção no Diploma Program Finance pela Universidade da Califórnia em Berkeley Extension. Atualmente é: (i) Diretor de Inovação e Serviços de Suporte da AES Brasil desde junho de 2011; e (ii) membro suplente do Conselho de Administração da AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. (companhia fechada cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica), membro suplente do Conselho de Administração da AES Tietê S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) e membro suplente do Conselho de Administração da AES Elpa S.A. (companhia aberta). Nos últimos cinco anos exerceu, além destas, as seguintes funções: (i) Diretor de Operações Financeiras e Tesouraria da AES Brasil de março de 2010 a junho de 2011; (ii) Diretor de Planejamento Estratégico e Previsão Financeira da AES Brasil de janeiro de 2008 a março de 2010; e (iii) Gerente de Planejamento Financeiro da AES Brasil de agosto de 2006 a janeiro de Marcos Ponce de Leon Arruda 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 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. PÁGINA: 202 de 336

209 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 Diretor de Gestão de Energia e Comercialização da AES Tietê S.A. (companhia aberta) desde dezembro de Nos últimos cinco anos exerceu, além desta, as seguintes funções: (i) membro suplente do conselho de administração da AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. (companhia aberta) desde abril de 2011; (ii) 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. Britaldo Pedrosa Soares Britaldo Pedrosa Soares 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 Britaldo Pedrosa Soares 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. Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira 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). Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira 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. Rinaldo Pecchio Junior PÁGINA: 203 de 336

210 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 Infoenergy 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 Rinaldo Pecchio Junior 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. Kurt Janos Toth Kurt Janos Toth é membro suplente do Conselho Fiscal da Companhia desde maio de É graduado em Ciências Econômicas pela Universidade Federal Fluminense (1973), e pós-graduado em Finanças pela Pontifícia Universidade Católica/RJ em Atualmente é conselheiro fiscal da AES Tietê S.A. e AES Elpa S.A., ambas companhias abertas, desde maio de 2009, e não exerce outra atividade. No período entre julho de 1971 a março de 2008, trabalhou no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, onde exerceu as seguintes funções: (i) Economista no Departamento de Controle Interno; (ii) Chefe de Departamento no Departamento de Crédito; e (iii) Chefe de Departamento de Bens de Capital e de Indústrias Tradicionais da Área de Projetos Industriais. Participou de treinamentos nas áreas de projetos, gestão e finanças, tais como Environmental Management Workshop, promovido pela International Finance Corporation (IFC), e Corporate Credit Risk Analysis, promovido pela Standard & Poor s, ambos em Foi membro do conselho fiscal da Vale S.A. (companhia aberta que atua no setor de mineração) e Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás (companhia aberta focada na geração, transmissão e distribuição de energia elétrica). Kurt Janos Toth 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. 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 Sebastião Bergamini Júnior é membro do Conselho Fiscal da Companhia desde abril de É formado em contabilidade pela Faculdade Moraes Junior e pós-graduado em finanças corporativas pela Fundação Getúlio Vargas FGV, é conselheiro de administração certificado e conselheiro fiscal certificado pelo IBGC - Instituto Brasileiro de Governança Corporativa e possui certificação em administração pelo ICSS - Instituto de Certificação dos Profissionais de Seguridade Social. 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 suplente do Conselho Fiscal da AES Tietê 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 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) de 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; e (iii) Subchefe da Auditoria Interna do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES por quatro anos, de abril de 2004 a abril de O Sr. Sebastião Bergamini Júnior foi membro do Conselho Fiscal da Companhia Vale do Rio Doce (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia, mineração e siderurgia), 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 2007, e membro do Conselho Fiscal da AES Elpa (companhia aberta cuja atividade principal é a atuação no setor de energia elétrica) de abril de 2008 a abril de Sebastião Bergamini Júnior 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. Maria Carmen Westerlund Montera PÁGINA: 204 de 336

211 Maria Carmen Westerlund Montera é membro efetivo do Conselho Fiscal da Companhia desde abril de É economista formada pela Faculdade de Ciências Políticas e Econômicas do Rio de Janeiro da Universidade Cândido Mendes, é também bacharel em Letras pela PUC/RJ, com especialização em Mercado de Capitais na EPGE/FGV-RJ e possui MBA em Finanças pela Coppead/UFRJ. Atualmente é: (i) economista da área de Mercado de Capitais da BNDES Participações S.A. (companhia aberta) onde possui 36 anos de carreira profissional, e períodos de exercício de funções executivas; e (ii) membro do conselho de administração da Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro - CEG (companhia aberta voltada à operação de serviços públicos de gás) e da TUPY S.A. (companhia aberta voltada à indústria metalúrgica, de fundição e mecânica), desde 2006, ambas companhias abertas. Foi gerente responsável pela análise e acompanhamento de investimentos na BNDES Participações S.A. em empresas diversas e em fundos de investimento desde 1987; e Chefe do Departamento de Comunicação e Cultura do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES em Foi também membro do conselho de administração e dos comitês de financeiro e de gestão da Brasil Ferrovias S.A. e da Ferronorte (companhias concessionárias de ferrovias), ambas abertas; membro dos comitês de investimentos do Fundo FIP Brasil Energia e do Fundo de Petróleo, Gás e Energia Fundo de Investimento em Participações e membro do Conselho de Administração de Spes prestadoras de serviço para a Petrobrás (Companhia de recuperação Secundária - CRSEC, Marlim Participações e Nova Marlim Participações) e membro suplente do Conselho de Administração da NET Serviços de Comunicação S.A, cuja principal atividade é atuação no setor de televisão por assinatura. Maria Carmem Westerlund Montera 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. Joaquim Dias de Castro Joaquim Dias de Castro é membro efetivo do Conselho Fiscal da Companhia desde abril 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 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), da Rede Energia S.A. (companhia voltada à distribuição, comercialização e geração de energia) e Telemar Participações S.A. e Tele Norte Leste Participações S.A. (companhias voltadas ao setor de telecomunicações), todas abertas. Nos últimos cinco anos, além destas, exerceu a função de economista do Departamento de Recuperação de Créditos do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES e do Departamento de Acompanhamento da Área de Mercado de Capitais da BNDES Participações S.A.- BNDESPAR (companhia aberta) de janeiro de 2004 a outubro de Foi membro do conselho de administração da Telemig Celular Participações S.A. ( companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de telefonia). Joaquim Dias de Castro 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. Luis Eduardo Frisoni Junior Luis Eduardo Frisoni Junior é membro do Conselho Fiscal da Companhia desde abril de É bacharel em Administração de Empresas pela EAESP/FGV - Fundação Getúlio e em Ciências Contábeis pela Universidade Paulo Eiró. Atualmente é: (i) consultor independente; e (ii) membro do Conselho Fiscal da AES Elpa S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica). Foi sócio da PricewaterhouseCoopers ( PwC ) - Brasil, cuja principal atividade é a atuação no setor de auditoria financeira 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) sócio coordenador de finanças (CFO) de abril de 1992 a junho de 1995 (iii) sócio coordenador de operações (COO) de julho de 1995 a junho de 1999; (v) sócio coordenador de auditoria de julho de 1999 a junho de 2001; (vi) Sênior Partner (CEO e Chairman do Board de Governança) coordenador do network global da PwC na América do Sul de julho de 2001 a setembro de Foi,também,membro efetivo do principal órgão de liderança do network global da PwC, de Agosto de 2000 a setembro de Luis Eduardo Frisoni Júnior 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. 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. Marcelo Gasparino da Silva PÁGINA: 205 de 336

212 Marcelo Gasparino da Silva é membro do Conselho Fiscal da Companhia desde abril de É advogado graduado pela Universidade Federal de Santa Catarina UFSC, especialista em Administração Tributária Empresarial pela Universidade Catarinense de Ensino Superior ÚNICA/ESAG, cursando do programa de MBA em Auditoria, Controladoria e Finanças, pela SOCIESC/Fundação Getúlio Vargas FGV. Atualmente é: (i) Consultor Institucional da FGV/Instituto Innovare, desde junho de 2004; (ii) Diretor Executivo Advogado da Gasparino, Fabro, Lebarbenchon, Roman, Sachet & Marchiori Advogados Associados, desde junho de 2009; e (iii) membro do conselho de administração das empresas Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A. CELESC (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) desde maio de 2011, e Gaspart Participações S.A. (companhia fechada cuja principal atividade é a atuação no setor de energia e gás) desde janeiro de Nos últimos cinco anos, além dessas, exerceu as seguintes funções: (i) Diretor Jurídico-Institucional das Centrais Elétricas de Santa Catarina S.A. CELESC (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica), CELESC Distribuição S.A. (companhia fechada cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica) e CELESC Geração S.A. (companhia fechada cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica), de fevereiro de 2007 a março de 2009; (ii) Secretário Geral-Adjunto da Caixa de Assistência dos Advogados de Santa Catarina CAASC, de janeiro de 2007 a novembro de 2008; e (iii) Membro do Conselho Diretor da Associação Brasileira de Distribuidora de energia Elétrica ABRADEE, de abril de 2007 a dezembro de Marcelo Gasparino 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. Luiz Ferreira Xavier Borges Luiz Ferreira Xavier Borges é membro suplente do Conselho Fiscal da Companhia desde maio de É graduado e mestre em Direito Econômico pela Universidade Federal do Rio de Janeiro e doutor em Engenharia da Produção pela COPPE/UFRJ, além de professor de Projetos e Direito Econômico no Rio de Janeiro em Pós-Graduação (FGV, IBMEC e COPPE) desde março de 1982 até a presente data, com especialização nos EUA (American University, Washington, D.C.) em International Project Finance e publicações técnicas sobre operações estruturadas. Atualmente é: (i) conselheiro de administração da Fundação de Assistência e Previdência Social do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (FAPES) desde julho de 2007; (ii) membro do conselho deliberativo da Associação dos Funcionários do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (AF BNDES) desde julho de 2002; e (iii) membro do conselho fiscal da AES Tietê S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica). Nos últimos cinco anos exerceu, além desta, as seguintes funções: (i) Advogado, entre 1976 e 2009, e (ii) Assistente Técnico entre 1974 e 1976 no Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES. Foi membro suplente do conselho fiscal da AES Elpa S.A. (companhia aberta cuja principal atividade é a atuação no setor de energia elétrica). Luiz Ferreira Xavier Borges 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. André Eduardo Dantas André Eduardo Dantas é membro do Conselho Fiscal da Companhia desde abril de É advogado graduado pelas Faculdades Metropolitanas Unidas FMU/SP. Atualmente é: (i) Diretor Comercial da Gasparino Advocacia, desde outubro de 2008; (ii) membro da Associação Brasileira de Estudos Tributários das Empresas de Telecomunicações ABETEL, desde setembro de 2009; (iii) membro do Instituto de Pesquisas Tributárias IPT, desde outubro de 2010; e (iv) membro da Associação dos Advogados de São Paulo AASP, desde janeiro de Nos últimos cinco anos, além dessa, exerceu a função de Gerente Jurídico da empresa Atacadão Distribuição Comércio e Indústria Ltda. - Grupo Carrefour, cuja principal atividade é a atuação no setor de alimentos e bebidas, de maio de 2006 a setembro de André Eduardo Dantas 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: 206 de 336

213 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 Membro do Conselho Fiscal 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 Experiência Profissional / Declaração de Eventuais Condenações PÁGINA: 207 de 336

214 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: 208 de 336

215 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 31/12/2011 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 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 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 PÁGINA: 209 de 336

216 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 Direto Membro do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / 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 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 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 López Subordinação Controlador Direto Membro do Conselho de Administração Pessoa Relacionada PÁGINA: 210 de 336

217 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação CPF/CNPJ Cargo/Função AES Elpa S.A / Presidente do Conselho de Administração Observação Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada 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 PÁGINA: 211 de 336

218 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 Sheilly Caden Contente Subordinação Controlador Direto Diretora Vice-Presidente Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / 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 Diretora Vice-Presidente. Pessoa Relacionada AES Elpa S.A / Membro Suplente do Conselho de Administração. Observação Exercício Social 31/12/2010 PÁGINA: 212 de 336

219 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação Cargo/Função 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 CPF/CNPJ Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada 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 / Diretor e Membro do Conselho de Administração Observação Administrador do Emissor Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente PÁGINA: 213 de 336

220 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação CPF/CNPJ Cargo/Função Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Diretor e Membro do Conselho de Administração Observação Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada 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 Observação 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 PÁGINA: 214 de 336

221 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 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 Exercício Social 31/12/2009 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 PÁGINA: 215 de 336

222 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 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 / 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 Pedro de Freitas Almeida Bueno Vieira Subordinação Controlador Indireto PÁGINA: 216 de 336

223 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação CPF/CNPJ Cargo/Função Membro do Conselho de Administração e Diretor Vice-Presidente Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Membro Diretor e Membro do Conselho de Administração Conselho de Administração Observação Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada 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 Francisco Jose Morandi López Subordinação Controlador Indireto Membro do Conselho de Administração Pessoa Relacionada Companhia Brasiliana de Energia / Presidente 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 / PÁGINA: 217 de 336

224 Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle entre administradores e controladas, controladores e outros Identificação Cargo/Função Membro do Suplente Conselho de Administração CPF/CNPJ Tipo de relação do Administrador com a pessoa relacionada Tipo de pessoa relacionada Observação PÁGINA: 218 de 336

225 Acordos, inclusive apólices de seguros, para pagamento ou reembolso de despesas suportadas pelos administradores 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 2013, tem limite máximo de indenização de R$50 milhões e prêmio bruto no montante de R$79.915,88. A referida apólice de seguro, contratada em nome da Brasiliana e que abrange, também, os executivos da Companhia, pode ser insuficiente para garantir a indenização de eventuais danos causados a terceiros e à Companhia. 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. SCBF-SP v6 PÁGINA: 219 de 336

226 Outras informações 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 AES Sul Distribuidora Diretor Presidente e Membro do Conselho de Administração PÁGINA: 220 de 336

227 Outras informações relevantes Britaldo Pedrosa Soares Presidente Membro do Conselho de Administração e Diretor Presidente Gaúcha de Energia S.A. AES Tietê S.A. Diretor Presidente e Membro do 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 Berned Raymond Da Santos Ávila Membro do Conselho de Administração AES Corporation Diretor Vice-Presidente Financeiro do Grupo AES na América Latina e África Berned Raymond Da Santos Ávila Membro do Conselho de Administração AES Global Utility Diretor Executivo de Finanças Berned Raymond Da Santos Ávila Membro do Conselho de Administração AES Tietê S.A. Membro do Conselho de Administração Berned Raymond Da Santos Ávila Membro do Conselho de Administração AES Uruguaiana Empreendimentos S.A. Membro do Conselho de Administração Berned Raymond Da Santos Ávila Membro do Conselho de Administração AES Sonel Membro do Conselho de Administração Berned 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 Infoenergy Ltda. Diretor Financeiro e de Relações com Investidores e Membro do Conselho de Administração Diretor Diretor Financeiro e de Relações com Investidores Diretor Kenneth Joseph Zagzebski Membro do Conselho de Administração AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A Membro do Conselho de Administração Marcos Ponce de Leon Arruda Membro Suplente do Conselho de AES Uruguaiana Membro do Conselho de Administração PÁGINA: 221 de 336

228 Outras informações relevantes Administração Marcos Ponce de Leon Arruda Membro Suplente do Conselho de Administração Marcos Ponce de Leon Arruda Membro Suplente do Conselho de Administração Empreendimentos S.A. AES Tietê S.A. AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. Membro do Conselho de Administração Membro do Conselho de Administração 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. Presidente do Conselho de Administração 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 Elpa S.A. Membro Suplente do Conselho de Administração Gustavo Duarte Pimenta Diretor Vice-Presidente AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S.A. Diretor de Performance e Serviços PÁGINA: 222 de 336

229 Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária 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 de 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. O valor dessas ações poderão 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 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: 223 de 336

230 Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária Diretores Estatutários e Não Estatutários: 47,72% remuneração fixa (salário / pró-labore) 37,89% bônus 2,88% incentivos de longo prazo (Outros - ILP) 7,76% Benefícios diretos e indiretos 3,75% 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 AES América Latina e África Individual 10% 30% 20% 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. AES América Latina e África: Resultado geral, incluindo, dentre outros, resultado financeiro e de performance. 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; Agir com integridade; PÁGINA: 224 de 336

231 Descrição da política ou prática de remuneração, inclusive da diretoria não estatutária 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: 225 de 336

232 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 10,57 6,71 5,00 22,28 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 Descrição de outras remunerações variáveis Outros = Encargos inss (R$ ,00) + 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 o exercício social de 2012 é o exercício corrente, os números acima foram inseridos com base na previsão da Companhia, conforme requisitado pelo Ofício Circular CVM/SEP/Nº03/2012. O número de membros de cada órgão (letra b ) foi apurado da forma especificada no Ofício Circular CVM/SEP/Nº 03/2012. Dado que o exercício social de 2012 é o exercício corrente, os números acima foram inseridos com base na previsão da Companhia, conforme requisitado pelo Ofício Circular CVM/SEP/Nº03/2012. O número de membros de cada órgão (letra b ) foi apurado da forma especificada no Ofício Circular CVM/SEP/Nº 03/2012. Dado que o exercício social de 2012 é o exercício corrente, os números acima foram inseridos com base na previsão da Companhia, conforme requisitado pelo Ofício Circular CVM/SEP/Nº03/2012. 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 PÁGINA: 226 de 336

233 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 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 PÁGINA: 227 de 336

234 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 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 Remuneração total do Exercício Social em 31/12/ Valores Anuais Conselho de Administração Diretoria Estatutária Conselho Fiscal Total Nº de membros 10,67 7,33 5,00 23,00 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 PÁGINA: 228 de 336

235 Descrição de outras remunerações fixas Encargos INSS Encargos INSS Encargos INSS Remuneração variável Bônus 0, ,50 0, ,50 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 Outros = Engargos (R$ ,00) e Incentivo de Longo Prazo (R$ ,00) 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 , , , ,50 PÁGINA: 229 de 336

236 Remuneração variável do conselho de administração, diretoria estatutária e 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): Obs. Na tabela acima o valor efetivamente reconhecido para 2011 é o realizado e o valor efetivamente reconhecido para 2012 é o cálculo de previsão. 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 16 de abril de 2012 no valor global de R$13,435 milhões. A política de remuneração dos órgãos mencionados permanecerá inalterada. Nota: O critério utilizado para cálculo de Remuneração Variável consta no item 13.1.c SCBF-SP v6 PÁGINA: 230 de 336

237 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. O valor dessas ações poderão 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 30 de junho 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 PÁGINA: 231 de 336

238 Plano de remuneração baseado em ações do conselho de administração e diretoria estatutária i) Critérios para fixação do preço de aquisição ou exercício Baseado no preço de Mercado das ações da AES Corporation na bolsa de Nova Iorque na época da concessão. j) Critérios para fixação do prazo de exercício Stock Options: foco no longo prazo (3 anos) e atrelado aos interesses dos acionistas (valorização do preço da ação da AES Corporation). 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. 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. m) Critérios e eventos que, quando verificados, ocasionarão a suspensão, alteração ou extinção do plano n) Efeitos da saída do administrador dos órgãos da Companhia sobre seus direitos previstos no plano de remuneração baseado em ações A AES Corporation poderá, a qualquer tempo, alterar ou extinguir o plano ou ainda estabelecer regulamentação aos casos omissos. Stock Options O ex-administrador mantém o direito sobre as opções exercíveis. As opções passam a ser exercíveis na proporção de 1/3 a cada ano após a outorga. O ex-diretor terá até 180 dias a partir da data de sua saída para exercê-las; do contrário, serão automaticamente canceladas. Restricted Stocks / Performance Stock Units O ex-diretor mantém o direito sobre as ações por ele já possuídas e poderá negociá-las após o período de carência. As ações a ele atribuídas, mas ainda não possuídas pelo fato de não ter decorrido o tempo de permanência na Companhia serão automaticamente canceladas. O plano de remuneração baseado em ações previsto para o exercício social corrente é idêntico àquele em vigor no último exercício social, descrito na tabela acima. PÁGINA: 232 de 336

239 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 2011: Conselheiro Conselheiro de Administração Conselheiro Fiscal Diretoria AES Tietê (ON) AES Tietê (PN) Companhia (ON) Companhia (PN) AES ELPA S.A. (ON) Companhia Brasiliana de Energia AES Uruguaiana Empreendimentos S.A BNDES PÁGINA: 233 de 336

240 Remuneração baseada em ações 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 Baixo: PÁGINA: 234 de 336

241 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, favor ver o item PÁGINA: 235 de 336

242 Informações sobre as opções em aberto detidas pelo conselho de administração e pela diretoria estatutária 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 31/12/2011 PÁGINA: 236 de 336

243 Opções exercidas e ações entregues relativas à remuneração baseada em ações do conselho de administração e da diretoria estatutária 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 31/12/2011 * 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 * 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 31/12/2009 * 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: 237 de 336