Apresentação institucional 1_t11_port_final
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Apresentação institucional 1_t11_port_final Apresentação institucional 1_t11_port_final Presentation Transcript

  • Institucional Julho, 2011 1
  • Grupo AES Brasil • Presença no Brasil desde 1997 • Composta por sete companhias nos setores de geração, distribuição e comercialização energia e telecomunicações de • 7,6 mil colaboradores • Investimentos 1998-2010: R$ 6,9 bilhões • Boas práticas de governança corporativa • Práticas sustentáveis nos negócios • Segurança como principal valor • Forte capacidade de geração de caixa • Pay-out mínimo de 25% de acordo com o estatuto diferenciada • Prática dividendos desde 2006 de distribuição de – AES Tietê: 100% do lucro líquido em bases trimestrais – AES Eletropaulo: 100%* do lucro líquido em bases semestrais * 95% do lucro líquido até o término do exercício de 2010 2
  • AES Brasil amplamente reconhecida em 2009-2010 9 Qualidade e Segurança (AES Eletropaulo) (AES Sul) (AES Eletropaulo) (AES Eletropaulo) 9 Excelência em Gestão (AES Eletropaulo) (AES Tietê) (AES Eletropaulo) (AES Tietê) (AES Tietê) 9 Preocupação com o Meio Ambiente (AES Brasil) (AES Tietê) 3
  • Estrutura societária AES Corp BNDES O 50,00% + 1 ação P 0,00% T 46,15% O 50,00% - 1 ação P 100% T 53,85% Cia. Brasiliana de Energia T 99,70% AES Sul O 99,99% T 99,99% AES Infoenergy O 99,00% T 99,00% AES Uruguaiana O 71,35% P 32,34% T 52,55% AES Tietê O 76,45% P 7,38% T 34,87% AES Eletropaulo O = Ações Ordinárias P = Ações Preferenciais T = Total C 98,25% T 98,25% AES Com Rio¹ O 99,99 % T 99,99 % AES Eletropaulo Telecom¹ 1 – AES Atimus 4
  • Composição acionária ¹ ¹ Free Float Outros² 16,1% 19,2% 56,2% 8,5% 24,2% 28,3% 39,5% 8,0% 1 – os controladores, AES Corp. e BNDES, possuem igual participação no capital votante das Companhias: 38,2% na AES Eletropaulo e 35,7% na AES Tietê 2 – inclui as ações do Governo Federal e da Eletrobrás na AES Eletropaulo e AES Tietê, respectivamente 5
  • AES Brasil é o segundo maior grupo do setor elétrico Ebitda1 – 2010 (R$ Bilhões) 4,5 4,2 3,4 3,0 2,6 2,0 1,6 1,6 1,5 0,6 CEMIG AES BRASIL CPFL NEOENERGIA TRACTEBEL CESP EDP LIGHT 0,6 COPEL DUKE 0,6 Lucro líquido1 – 2010 (R$ Bilhões) 2,3 2,2 1,8 1,6 1,2 1,0 0,2 CEMIG 1 – excluindo Eletrobrás AES BRASIL NEOENERGIA CPFL TRACTEBEL COPEL EDP LIGHT DUKE 0,1 CESP Fonte: Demonstrações financeiras das Companhias 6
  • AES Tietê é um importante player entre as geradoras privadas de energia Capacidade Instalada (MW) - 2011 Companhias privadas AES TIETÊ DUKE 2% 2% TRACTEBEL 6% ƒ AES Tietê é a 2ª. maior geradora entre as companhias privadas e a 10ª. no ranking geral Outros 36% COPEL 4% ƒ 10 maiores geradoras correspondem a 64% da PETROBRÁS 5% CEMIG 6% ITAIPU 6% capacidade instalada total ƒ Há três mega usinas hidrelétricas em construção na região Norte do Brasil com 18 GW de capacidade instalada CESP 7% CHESF 9% – Santo Antonio e Jirau (Rio Madeira): 7 GW ELETRONORTE 8% FURNAS 8% – Belo Monte (Rio Xingu): 11 GW Capacidade instalada total: 114 GW Fonte: ANEEL – BIG (Maio/2011) 7
  • AES Brasil é o maior grupo de distribuição de energia no país Consumo (GWh) - 2010 13% 12% 40% A • 64 distribuidoras no Brasil fornecem 419 TWh AES Brasil • AES Brasil é o maior grupo de distribuição de CPFL Energia 10% Cemig 7% 6% 6% energia no Brasil: – AES Eletropaulo: 43 TWh distribuídos, representando 10,3% do mercado brasileiro 6% Neo Energia Consumidores – Dez/2010 Copel 12% Light 30% 12% EDP – AES Sul: 9 TWh distribuídos, representando 2,2% do mercado brasileiro ƒ Oportunidade Brasil, uma limitada vez de que competição a no atuação das distribuidoras é restrita às suas áreas de concessão Outros 12% 5% 7% 7% 16% 8
  • Perfil da AES Tietê Parque gerador ƒ 16 usinas hidrelétricas nos estados de São Paulo e Minas Gerais ƒ Concessão de 30 anos expira em 2029; renovável por mais 30 anos ƒ Capacidade instalada de 2.657 MW, com garantia física1 de 1.280 MW ƒ Toda a garantia física é vendida por meio de um contrato bilateral com a AES Eletropaulo vigente até o final de 2015 ƒ Como uma geradora pura, a AES Tietê só pode investir em sua atividade principal ƒ 328 colaboradores 1 - Quantidade de energia disponível para contratação de longo prazo 10
  • Setor elétrico no Brasil: perspectivas de oferta Capacidade instalada no Brasil ƒ Capacidade instalada total deve alcançar 167 GW em 2019 ƒ Matriz energética brasileira não deve sofrer alterações significativas nos próximos 10 anos 2010: 112 GW* 2019: 167 GW A Crescimento .a. nual : 4,5% a PCH: 4%1 PCH: 4% 1 Gás natural: 7% Biomassa: 5% Gás natural: 8% Biomassa: 5% Óleo comb.: 5% Óleo comb.: 3% Hidro: 74% Outros: 9% Nuclear: 2% Carvão: 1% Diesel: 1% Eólica: 1% Gás proc.: 0,6% 1 – Pequena Central Hidrelétrica *Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética, Maio/2010) Outros: 14% Hidro: 70% Nuclear: 2% Carvão: 2% Diesel: 1% Eólica: 4% Gás proc.: 0,4% 11
  • Setor elétrico no Brasil: ambiente de contratação Mercado Regulado (ACR) Mercado Livre (ACL) Distribuidoras • Mercado Spot Contrato Bilateral de Longo Prazo Comercializadoras Comercializadoras Clientes Livres Leilões Clientes Livres Principais leilões (leilões inversos): – Energia Nova (A-5): Entrega para 5 anos, Distribuidoras duração do contrato de 15-30 anos – Energia Nova (A-3): Entrega para 3 anos, duração do contrato de 15-30 anos – Energia Existente (A-1): Entrega para 1 ano, duração do contrato de 5-15 anos 12
  • Aumento da energia faturada devido à elevada disponibilidade e contratos bilaterais Energia Gerada (MW médio1) Energia Faturada (GWh) 143% 136% 130% 125% 14.729 14.706 13.148 118% 301 117 1.150 2.331 1.980 11.108 331 1.680 1.340 11.108 1.979 1.512 1.665 1.612 1.599 11.138 4.276 52 643 566 3.645 108 424 587 3.015 2008 2009 Geração - MW médio 2010 1T10 1T11 Geração/Garantia física 1 – Energia gerada dividido pelo número de horas do período 2008 2 AES Eletropaulo 2 – Ano Bissexto 2009 MRE 2010 3 Mercado Spot 2.526 1T10 1T11 Outros contratos bilaterais 3 – Mecanismo de Realocação de Energia 13
  • Investimentos nas modernizações das usinas de Nova Avanhadava, Ibitinga e Caconde 1 Investimentos (R$ milhões) Investimentos 2011 158 6 89% 82 57 12 5% 6% 152 13 35 70 4 43 8 1 2009 2010 2011 (e) Investimentos 30 Equipamento e Modernização 7 1T10 Novas PCHs 1T11 Novas PCH's 2 Projetos de TI 1 – Não incluem capitalização de juros durante modernização das usinas e desenvolvimento de projetos 2 – Pequenas Centrais Hidrelétricas 14
  • Expansão de 550 MW da capacidade instalada através do Projeto Termo SP Localização da Planta (Canas/SP) • Objetivos do Projeto - ção ul Æ RJ Ri oC an as a a pt e C ua od ont de ág P oS ad aí b Par 5 Km Rio 7, Canas d Ro ia ov Li n Å SP o rm Te Sã h Du tra ão iss sm n ra eT 0m a d 20 lo au oP G a 3, sod 0 Km uto e ra d o u to Ad ptaçã Ca Expandir a capacidade instalada dentro do Estado de São Paulo Oferecer energia a preços competitivos • Características do Projeto Ciclo combinado, utilizando gás natural 2 turbinas a gás, 2 caldeiras de recuperação de calor e 1 turbina a vapor Investimento estimado de R$ 1,1 bilhão Consumo de gás natural: 2,5 milhões m3/dia Abastecimento do gasoduto: Bacia de Campos, Bacia de Santos ou Bolívia • Próximos eventos 26/Maio/11: Audiência pública Julho/11: Emissão da Licença Prévia (esperado) 2º semestre/2011: Realização de leilão de energia A-5 (esperado) Site do Projeto: www.aestiete.com.br/termosaopaulo 15
  • Destaques financeiros* Ebitda (R$ milhões) Receita Líquida (R$ milhões) : 3% CAGR : 5% CAGR 1.254 1.605 1.670 1.320 1.255 9 1.754 1.311 1.309 460 2008 2009 2010 1T11 2008 2009 78% 75% Recorrente (*) Números de 2009 e 2010 em IFRS 338 2010 1T10 1T11 75% 82% 81% 416 1T10 378 (54) Não-recorrente Margem Ebitda 16
  • Prática de 100% do pay-out em bases trimestrais* Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos1 (R$ milhões) 117% 120% 110% 1 6 , 0 % 100% 100% 1 4 , 0 % 12,0% 11,0% 80% 60% 11,0% 737 706 692 1 2 , 0 % 1 0 , 0 % 37 8 , 0 % 40% 6 , 0 % 816 778 239 193 28 20% 2 , 0 % (74) (36) 0% 2008 Pay-out 1 – Valor Bruto (*) Números de 2009 e 2010 em IFRS 19 4 , 0 % 2009 Yield PN 192 (78) 0 , 0 % 2010 Recorrente 1Q10 1Q11 Não-recorrente Efeitos IFRS 17
  • Perfil da dívida Cronograma de Amortização (R$ milhões) Dívida líquida (R$ bilhões) 0,3x 0,3x 0,3x 0,3x 0,4x 0,4 0,4 0,4 2008 2009 2010 1T10 Dívida líquida / EBITDA • 0,5 300 300 300 2013 0,4 2014 2015 1T11 Dívida líquida Março, 2011: – Custo médio da dívida no 1T11 foi de 114% do CDI a.a. ou 14% a.a. – Prazo médio da dívida: 3,1 anos – Dívida líquida: R$ 0,5 bilhão – Dívida líquida/EBITDA: 0,4x 18
  • Mercado de Capitais Volume médio diário (R$ mil) AES Tietê x Ibovespa x IEE 1T111 120 13.922 + 10% 110 + 3% - 1% 100 8.160 13.253 10.187 4.239 3.274 8.086 9.683 9.979 2009 2010 1T11 2.101 2.692 90 5.468 80 dez-10 jan-11 GETI4 fev-11 IEE mar-11 IBOV • Preferenciais Ordinárias Ações ordinárias e preferenciais listadas na BM&FBOVESPA sob os tickers GETI3 e GETI4 • 2008 ADRs negociadas no US OTC Market sob os tickers AESAY e AESYY 1 – Data base: 31/12/2010 = 100 19
  • Perfil da AES Eletropaulo Área de Concessão ƒ Maior distribuidora de energia elétrica da América Latina ƒ Presente em 24 municípios na área metropolitana de São Paulo ƒ Contrato de concessão válido até 2028; renovável por mais 30 anos ƒ Área de concessão com maior PIB do Brasil ƒ 45 mil quilômetros de rede, 1,2 milhões de postes elétricos em uma área de concessão de 4.526 km2 ƒ 43 TWh de volume de energia distribuída em 2010 ƒ Como uma distribuidora pura, a AES Eletropaulo pode investir apenas dentro da sua área de concessão ƒ 5.629 colaboradores 21
  • Setor elétrico no Brasil: metodologia regulatória Revisão e Reajuste Tarifários • Revisão Tarifária é aplicada a cada 4 anos para a AES Eletropaulo • Custos da Parcela A Sup. de Energia í Data base: jul/2011 í Parcela A: custos repassados à tarifa í Parcela B: custos definidos pela ANEEL • Reajuste Tarifário: anual í Parcela A: custos repassados à tarifa Transmissão Encargos Base de Remuneração X Depreciação Empresa de Referência (PMSO) Remuneração do investimento Depreciação Ebitda Regulatório 1 - Fator X: índice que captura os ganhos de produtividade í Reduzir as perdas melhoram a efetividade do repasse Setoriais í Parcela B: custos ajustados por IGPM +/- Fator X(1) X WACC í Custos não-gerenciáveis que são integralmente repassados à tarifa • Empresa de Referência: – Estrutura de custos operacionais eficientes determinado pela ANEEL • Base de Remuneração: – Total de investimentos prudentes sobre o qual se aplica a taxa de retorno (WACC) e de depreciação Parcela A - Custos Não-Gerenciáveis Parcela B - Custos Gerenciáveis 22
  • Setor elétrico no Brasil: perspectivas de demanda Cenário Macroeconômico Premissas EPE1: PIB - crescimento anual • Países emergentes – principalmente a 2004-2008 2010-2015 2015-2020 Mundial 4,6 4,2 4,0 China – vão apresentar crescimento mais Brasil 4,7 5,2 5,0 elevado do que as economias desenvolvidas, afetando positivamente a Evolução do Consumo de Energia no Brasil (TWh) indústria brasileira; 4,6% a.a. 659 4,4% a.a. 331 346 358 378 • Exploração do petróleo na camada pré-sal é um diferencial para o Brasil; 393 419 • Elasticidade-PIB do consumo de energia 441 389 (2011-2020): 0,96 • Crescimento do número de domicílios: 2,2% a.a. 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 (e) 1 - Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética) 2020 23
  • Evolução do consumo Mercado Total (GWh)1 Distribuição do Consumo1 1T11 (GWh) CAGR: 2% 36% 45.000 40.000 41.243 7.383 41.269 6.832 43.345 6% 7.911 35.000 13% 27% 30.000 18% 25.000 20.000 33.860 34.436 35.434 11.119 10.000 10.357 1.813 5.000 8.544 9.078 15.000 2.041 Residencial Comercial 0 2008 2009 2010 Mercado Cativo 1T10 Clientes Livres 1T11 Clientes Livres Industrial Outros 1 – Consumo próprio não é considerado 24
  • Investimentos totalizaram R$ 156 milhões no 1T11 Investimentos (R$ milhões) Investimentos 1T11 (R$ milhões) 57 800 682 700 28 600 3 5 8 36 516 500 720 37 9 37 400 654 300 684 478 156 200 98 10 88 100 5 152 0 2009 37 2010 2011(e) 1T10 1T11 Serviço ao Consumidor Expansão do Sistema Recuperação de Perdas Manutenção Recursos Próprios Financiados pelo cliente TI Financiado pelo cliente Outros 25
  • DEC e FEC FEC – Freqüência de Interrupções DEC – Duração de Interrupções 8,41 7,87 7,39 10,92 10,09 9,32 9,20 10,68 11,86 12,66 9,91 6,17 5,43 6,29 5,44 2008 2009 2010 1T10 1T11 1º 7º 3º 5,20 2008 2009 2010 5º 8º 7º DEC (horas) Ź 1T10 1T11 Referência Aneel DEC Padrão ANEEL para 2011: 8,68 horas FEC (vezes) Ź Referência Aneel FEC Padrão ANEEL para 2011: 6,93 vezes Posição no ranking ABRADEE entre as 28 distribuidoras com mais de 500 mil consumidores Fonte: ABRADEE, ANEEL e AES Eletropaulo 26
  • Indicadores operacionais Perdas (%) 11,6 Taxa de Arrecadação (% da Receita Bruta) 11,8 10,9 11,5 10,8 5,1 5,3 4,4 5,0 6,5 6,5 6,5 2009 2010 1T10 1T11 2009 2010 102,5 99,6 98,5 6,5 2008 102,4 4,3 6,5 101,1 Perdas Técnicas¹ 2008 1T10 1T11 Perdas Comerciais 1 – Perdas técnicas atuais utilizadas retroativamente como referência 27
  • Destaques financeiros* Receita Líquida (R$ milhões) C 10.000 9.000 8.000 Ebitda (R$ milhões) : 15 GR CA : 9% AGR % 9.697 8.786 2.413 426 1.775 87 202 357 89 7.530 1.607 1.486 1.630 1.696 7.000 6.000 5.000 4.000 2.423 2.000 1.000 498 103 549 395 2.260 3.000 415 1T10 1T11 134 0 2008 2009 2010 1T10 1T11 2008 2009 Recorrente (*) Números de 2009 e 2010 em IFRS 2010 IFRS Não-recorrente 28
  • Prática de distribuição de 95% do lucro em bases semestrais* Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos1 (R$ milhões) 114,4% 120,0% 101,5% 100,0% 93,4% 80,0% 35,0% 28,6% 30,0% 20,4% 20,3% 25,0% 1.348 60,0% 1.156 1.027 40,0% 273 350 15,0% 162 10,0% 93 20,0% 0,0% 374 20,0% 754 2008 689 2009 IFRS 5,0% 836 (*) Números de 2009 e 2010 em IFRS 282 92 70 153 2010 Não-recorrente Pay-out 1 – Valor bruto 0,0% 223 190 1T10 1T11 Net Income Yield PN 29
  • Perfil da dívida Cronograma de amortização – Principal (R$ milhões) Dívida líquida (R$ bilhões) 1,5x 1,1x 1,4x 0,9x 0,9x 1.105 578 53 2,7 2008 2,4 2009 2010 2,4 2,4 1T10 1T11 309 64 319 46 343 49 244 2,5 273 294 2011 2012 2013 Dívida Líquida/Ebitda Ajustado Dívida Líquida (R$ bilhões) • 526 2014 926 277 56 221 2015 391 60 286 64 222 331 2016 Moeda Nacional (s/ Fundação CESP) 2017 442 69 373 179 2018 de 2019 a 2028 Fundação CESP Março de 2011: – Custo médio da dívida em 2010 de 108% do CDI a.a ou 13,9% a.a. – Prazo médio da dívida: 6,9 anos – Dívida líquida: R$ 2,4 bilhões – Dívida líquida/EBITDA: 0,9x ajustada com fundo de pensão 30
  • Mercado de capitais AES Eletropaulo X Ibovespa X IEE Volume médio diário (R$ Mil) 1T11 ¹ 115 27.000,00 25.677 +12% 24.496 25.000,00 110 23.009 + 10% 21.960 23.000,00 105 21.000,00 100 - 1% 19.000,00 95 17.000,00 15.000,00 90 dez-10 jan-11 AES Eletropaulo PN fev-11 IEE mar-11 2008 2009 2010 1T11 IBOV • Ações ordinárias e ações preferenciais listadas na BM&FBOVESPA sob os tickers ELPL3 e ELPL4 • ADRs negociadas no US OTC Market sob os tickers EPUMY e ELPSY 1 – Data base: 31/12/2010 = 100 31
  • Responsabilidade Social e Ações Ambientais
  • Responsabilidade social Casa da Cultura e Cidadania • Mais de 5,2 mil crianças, jovens e adultos beneficiados; • Investimentos próprios e incentivados: cerca de R$ 17 milhões em 2010; • Atividades de teatro, dança, artes circenses, artes visuais, música, ginástica artística, oficinas de geração de renda e educação sobre o uso seguro e eficiente da energia elétrica e o consumo consciente dos recursos naturais; • 7 unidades em funcionamento Centros Educacionais Infantis Luz e Lápis • 300 crianças beneficiadas de 1 a 6 anos; • Investimentos próprios: R$ 2,1 milhão em 2010; • Unidades: Santo Amaro e Guarapiranga 33
  • Responsabilidade social Programa de Voluntariado Distribuindo Egergia do bem Campanhas pontuais ou emergenciais de mobilização social. Campanha do Agasalho, de Natal, entre outras. Agindo para transformar Oportunidades de atividades voluntárias nas organizações sociais parceiras das empresas AES Brasil. Colaboradores podem se inscrever em atividades voluntárias disponíveis no portal de voluntariado da AES Brasil, desde set/09 www.energiadobem.com.br • Lançado em dezembro de 2008; • Objetivo: engajar os colaboradores para a transformação de comunidades baixa renda e desenvolvimento de instituições não-governamentais; • 1.199 voluntários 34
  • Anexos
  • Custos e Despesas Operacionais Custos e despesas operacionais1 (R$ milhões) 433 415 351 112 187 201 2008 246 214 2009 2010 82 78 34 48 239 29 49 1T10 1T11 Compra de Energia, Transmissão e Conexão Recursos Hídricos Outros Custos e Despesas 1 – Não inclui depreciação e amortização 2 2 - Pessoal, material, serviços de terceiros e outras despesas (receitas) operacionais 36
  • Custos e Despesas Operacionais Custos e despesas operacionais1 (R$ milhões) PMSO (R$ milhões) 1.306 1.193 6.745 1.255 5.893 1.306 254 1.255 165 352 6.431 443 700 647 379 1.193 329 4.700 5.125 5.490 2009 2010 Sup. Energia e Enc. Transmissão 1.707 348 1.323 2008 1.665 342 1T11 PMS² e Outras Despesas 2008 3 2009 Pessoal e Encargos 2010 104 70 127 149 485 348 89 1.359 1T10 342 151 1T10 1T11 Materiais e Serviços de Terceiros 1 - Não inclui depreciação e amortização 2 - Pessoal, material, serviços de terceiros e outras despesas (receitas) operacionais 3 - Em 2009 ocorreu um aumento na despesa com fundação Cesp devido a alta do IGPM e a reversão de R$ 63 milhões no 4T08 em função do ajuste de passivo atuarial Outros 37
  • Obrigação de expansão 15% da AES Tietê ƒ Aumento da capacidade instalada no Estado de São Paulo em 15% (400 MW) em projetos greenfield e/ou através de contratos de longo prazo com novas usinas ƒ A obrigação deveria ter sido cumprida até dezembro de 2007, entretanto a AES Tietê ficou impossibilitada de atender a este requerimento devido às seguintes restrições: – Insuficiência de recursos hídricos no estado de São Paulo – Restrições ambientais – Insuficiência de gás natural / problemas de timing – Aumento de restrições regulatórias para a venda de energia, estabelecida pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico (Lei nº 10.848/04) que proíbe a contratação bilateral entre geradoras e distribuidoras ƒ Em agosto de 2008, a Aneel informou que o assunto não tem relação com a concessão ƒ Em 27 de julho de 2009, a AES Tietê foi notificada pela Procuradoria Geral do Estado para se pronunciar quanto ao cumprimento da obrigação de expansão – A Companhia apresentou resposta em 29 de julho, o que esgota o procedimento da Notificação. Eventual desdobramento depende de nova manifestação da Procuradoria. ƒ Ação popular contra União, Aneel, AES Tietê e Duke – 2008 – Em outubro, defesa foi apresentada em 1ª. instância pela AES Tietê; em dezembro, os autores apresentaram réplica – 2010 – Em setembro, em vista dos autores não terem atendido a determinação judicial para indicar as pessoas físicas que deveriam participar da ação como réus, uma decisão favorável foi proferida em 1ª. Instância (ainda cabem recursos) 38
  • Discussão Judicial entre AES Eletropaulo, CTEEP e Eletrobrás Eletropaulo Estatal obteve empréstimo junto à Eletrobrás Nov/86 Eletropaulo Estatal foi dividida em 4 companhias e de acordo com nosso entendimento baseado no acordo de cisão, a discussão foi transferida para a CTEEP Dez/88 Jan/98 Eletropaulo Estatal e Eletrobrás discordaram em como calcular os juros sobre o empréstimo e foi iniciada uma discussão judicial Abr/98 Eletrobrás, após ganhar a discussão do cálculo dos juros, iniciou Ação de Execução para receber o montante devido Set/01 Privatização. Eletropaulo Estatal tornou-se AES Eletropaulo Eletrobrás e CTEEP apelaram para o Superior Tribunal de Justiça (STJ) Set/03 Out/05 O juiz de 2ª instância excluiu a AES Eletropaulo da discussão baseado no acordo de cisão Eletrobrás solicitou ao juiz da 1ª instância para indicar um perito Jun/06 O STJ decidiu enviar a Ação de Execução de volta para a 1ª instância Mai/09 Eletrobrás solicitou o início do processo de avaliação que está sob análise da 5ª vara cível. Até março de 2011 a AES Eletropaulo e a CTEEP ainda não tinham sido notificadas Fev/10 O juiz apontou um perito que irá definir o montante e o devedor. Dez/10 Próximos passos: 1 - A perícia será concluída em pelo menos 6 meses 3 - Após a conclusão do trabalho do perito, será divulgada decisão em 1ª instância 4 - Apelação para 2ª instância 5 - Apelação para 3ª instância Devido à impugnação apresentada pela Eletrobrás, um novo perito seria indicado 39
  • Acordo de Acionistas Em 22 de dezembro de 2003, AES e BNDES assinaram um Acordo de Acionistas para regular suas relações como acionistas da Brasiliana e de suas empresas controladas. O acordo está disponível para consulta em: www.aeseletropaulo.com.br/ri Os acionistas podem alienar suas quotas a qualquer momento, considerando os seguintes termos: Direito de preferência Direito ao tag along Direito ao drag along ƒ As partes com intenção de alienar suas ações, devem primeiramente fornecer à outra parte o direito de comprar essa participação pelo mesmo preço oferecido por uma terceira parte. ƒ No caso de mudança de controle da Brasiliana, tag along são acionados para as seguintes empresas (apenas se a AES não é mais acionista controlador): – AES Eletropaulo: Tag along de 100% de suas ações ordinárias e preferenciais – AES Tietê: Tag along de 80% em suas ações ordinárias – AES Elpa: Tag along de 80% em suas ações ordinárias ƒ Uma vez que a parte ofertante exerce a cláusula de drag along, a parte ofertada é obrigada a dispor de todas as suas ações se o direito de primeira recusa não for exercido.
  • Principais impostos no país AES Eletropaulo AES Tietê • Imposto de Renda / Contribuição Social: – 34% sobre o lucro tributável • ICMS – imposto diferido • PIS/Cofins: • Imposto de Renda / Contribuição Social: – 34% sobre o lucro tributável • ICMS: 22% sobre receita (taxa média) – Residencial: 25% – Industrial e comercial: 18% – Poder público: isento – PPA com AES Eletropaulo: 3,65% sobre receita – Outros contratos bilaterais: 9,25% sobre receita menos custos • PIS/Cofins: – 9,25% sobre receita menos custos 41
  • Contatos: ri.aeseletropaulo@aes.com ri.aestiete@aes.com + 55 11 2195 7048 Declarações contidas neste documento, relativas à perspectiva dos negócios, às projeções de resultados operacionais e financeiros e ao potencial de crescimento das Empresas, constituem-se em meras previsões e foram baseadas nas expectativas da administração em relação ao futuro das Empresas. Essas expectativas são altamente dependentes de mudanças no mercado, do desempenho econômico do Brasil, do setor elétrico e do mercado internacional, estando, portanto, sujeitas a mudanças.