3. Composição Acionária
AES Holdings
BNDES
Brasil Ltda
O 49,99% O 50,01%
P 100,00% P 0,00%
T 53,84% T 46,15%
Cia. Brasiliana
de Energia
O 71,27%
O 100,00% O 100,00% O 98,26%
P 32,23%
T 100,00% T 100,00% T 98,26%
T 52,51%
P 7,38%
AES Uruguaiana
AES ELPA T 4,44%
Inc (Cayman) O = Ações Ordinárias
P = Ações Preferenciais
O 77,81% T = Total
O 100,00% P 0,00%
T 100,00% T 30,97%
AES Uruguaiana
AES Infoenergy Eletropaulo AES Tietê S.A.
Empreend. S.A.
3

4. Perfil da Eletropaulo
Área de Concessão
Presente em 24 municípios na Grande
São Paulo, incluindo a capital
42.269 km de linhas sub-transmissão
aérea e subterrânea
Capacidade Instalada de Distribuição
– 12.863 MVA
4.316 colaboradores diretos
Maior distribuidora de energia elétrica
da América Latina em termos de
Resumo Operacional e Financeiro receita
R$ milhões 2004 2005 2006 5,5 milhões de consumidores
Total de Energia (GWh)( 1 ) 35.342 36.499 38.183
Últimos 4 anos o crescimento médio
Receita Líquida 7.430 8.321 8.354 ponderado da receita líquida (CAGR)
foi de 6,78%
EBITDA Ajustado( 2 ) 1.923 2.145 2.491
Total de Ativos de R$ 12,5 bilhões
Margem EBITDA Ajustado( 2 ) 25,9% 25,8% 29,8%
(1) Inclui Clientes Livres.
Lucro Líquido (28) (155) 373 (2) EBITDA Ajustado = EBITDA + Despesa com Fundo de Pensão + RTE + itens extraordinários e
não recorrentes.
4

5. Brasil
12 maiores Distribuidoras de Energia - 2006
GWh R$ Bilhões
AES Eletropaulo
2,0%
1,8%
9,1% 1,6 1,4 8,4
CEMIG 2,0
2,2%
COPEL 2,0
2,3% CPFL
2,1
2,3% LIGHT
COELBA
2,6
2,8% 5,7%
ELEKTRO
6,3
Bandeirantes
3,0% 2,7
CELPE
5,4% Piratininga
5,2% 3,9
AES Sul 5,2
5,3%
RGE 4,6
47,1% do total da energia distribuída no Brasil
Fonte: Abradee. 5

6. Destaques do Trimestre
EBITDA Ajustado de R$ 505,1 milhões, 13,3% inferior ao 1T06
Lucro Líquido de R$ 165,6 milhões, comparado a um lucro líquido de
R$ 25,1 milhões no 1T06
1T07
Encerramento da contingência com a CTEEP com relação ao imóvel
CETEMEQ. Acordo no montante total de R$ 125,3 milhões
Renegociação de R$ 300 milhões em CCB’s valido desde de 12 de
Maio – Redução do custo médio de CDI + 1,82% para CDI + 1,20%
e alongamento do prazo de 6 para 8 anos
Eventos
Subseqüentes Elevação dos ratings pela S&P (16/04/2007) - Escala nacional de A-
para A, mantendo os ratings em escala internacional em BB-
Pagamento de Dividendos (03/05/2007) - distribuição de R$ 130,4
milhões referentes ao exercício de 2006
6

7. Comparação do Consumo em GWh
Evolução do Mercado Cativo (GWh)
7.765
8.060 7.842 Excluindo-se os clientes livres atuais de
7.606 7.614 7.681
7.425 7.449
todos os períodos anteriores, houve um
crescimento do mercado cativo de 4,2%
(12 meses)
+2,7%
2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
9.572
9.317
+0,5%
7.818 7.859
+5,5%
3.181
3.013
2.560 2.561
-8,2% +14,2%
1.647 1.713
1.512 1.500
+1,0%
599 605
Residencial Industrial Comercial P. Públicos e Clientes Livres Mercado Cativo Mercado Total
Outros
Obs: Não considera consumo próprio 1T06 1T07 7

8. Clientes Livres
% Mercado Total (1T07) Receita Líquida com TUSD X Consumo Clientes Livres
125,2
125,0
117,1 115,2
113,4
18,1% 111,3 115,0
1,4% 1.654 1.658 1.716 1.713
105,0
80,5% 1.500
95,0
85,0
Consumo Cativo 75,0
1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
Clientes Livres
Clientes Livres (GWh) TUSD - R$ milhões
Clientes Potencialmente Livres
8

9. Suprimento de Energia
100%
80% 2006 – Fontes de Suprimento
60%
40% 3% Gás
Hidro
1% Biomassa
96%
20%
0%
2004 2005 2006 1T07
Proinfa (Fontes Alternativas)
Leilões
Outros Contratos Bilaterais Estratégia de Contratação:
Contrato Bilateral com Tietê – 100% a 103% da demanda total
Contratos Iniciais
Itaipu
9

10. Destaques Operacionais
Evolução das Perdas (%) Taxa de Arrecadação: % da Receita Bruta
-4,8% +2,5%
13,5
12,9 12,8 101,2
12,0 12,2 99,0 99,1 98,7
97,5
7,0 6,4 6,3
5,5 5,7
6,5 6,5 6,5 6,5 6,5
2004 2005 2006 1T06 1T07 2004 2005 2006 1T06 1T07
Perdas Técnicas Perdas Comerciais
Combate a Fraudes e Ligações Taxa de arrecadação (1T07)
Clandestinas (1T07) – Poderes Públicos: 105,2%
– Redução das perdas comerciais de 0,6 pontos – Setor Privado: 100,9%
percentuais nos últimos 12 meses
Cortes e Religações - média mensal (1T06 x
– 75 mil inspeções e 7 mil fraudes detectadas
1T07)
– 15,2 mil regularizações de ligações clandestinas
– Cortes - redução de 107 mil para 106 mil
– Religações - aumento de 70 mil para 71 mil
10

11. Investimentos
1T07: R$ 87,7 milhões
R$ milhões
404 6%
378 9%
49 28%
330 58
33 18%
20%
19%
355
319
297
88
17 Serviço ao Consumidor e Expansão do Sistema
71 Tecnologia da Informação
2004 2005 2006 1T07 Autofinanciados
Capex Auto Financiados Manutenção
Recuperação de Perdas
Outros
11

12. Evolução da Tarifa
30%
25%
20% 18,6%
14,3%
15% 11,5%
11,6%
10% 16,9%
2,1%
11,8%
7,3% 9,9%
5% 1,6%
3,6% 4,8%
2,5% 1,7% 1,6%
0%
-4,3%
-5%
2002 2003 2004 2005 2006
Parcela B Parcela A PIS/COFINS IGPM
Tarifa Média
2005 2006 Variação %
R$/MWh
RESIDENCIAL 308,6 305,7 - 0,9%
INDUSTRIAL 225,5 249,9 + 10,8%
COMERCIAL 276,6 285,1 + 3,1%
OUTROS 221,4 232,8 + 5,2%
TOTAL 271,8 281,9 + 3,7%
12

13. Revisão Tarifária 2007
2º Ciclo
No dia 16 de maio, a ANEEL divulgou o resultado preliminar da
Revisão Tarifária:
R$ milhões
PARCELA A 5.469,91
PARCELA B 2.170,44
NET RAB: WACC (pre-tax):
(pre-
Remuneração 768,66 5.098,64 15,08%
Empresa de Referência 840,01
Inadimplência 50,25
GROSS RAB:
RAB: Taxa de Depreciação
Depreciaç
Depreciação 511,52 11.868,13 4,31%
Outras Receitas (42,62)
Receita Requerida 7.597,73
Receita Verificada 8.031,96
Receita Req. / Receita Ver. -5,41% Próximos Passos:
Efeitos Financeiros (1,62) – 14 de Junho – Audiência Pública
Efeitos Financeiros -0,02% – 4 de Julho – Revisão Tarifária Final
Total Revisão Tarifária -5,43%
13

14. Resultados
Receita Bruta Despesas Operacionais
R$ milhões R$ milhões
-6,4%
+3,0% +5,0% -2,9%
2.947
2.760 2.760 1.365 1.406 1.365
2.679 1.299
1.188
1.032 1.083 1.083
1.043 1.034 1.043
941
1.647 1.677 1.759 1.677
358 322 372 322
1T06 1T07 4T06 1T07 1T06 1T07 4T06 1T07
Receita Líquida Deduções à Receita operacional Despesas Operacionais Eletricidade + Transporte
Aumento de 3,0% em relação ao 1T06: Aumento de 10,8% na despesas não
gerenciáveis em relação ao 1T06:
– Reajuste tarifário médio 11,45% desde 04 de
– Aumento de R$ 140,0 milhões em gastos com
julho de 2006 compra de energia, em função do reajuste de
– Aumento de 2,7% no mercado total (cativo + contratos com Tietê (0,9%) a partir de julho de
livres) 2006, Itaipu (10,3%) e Leilões (12,1%), a partir
de janeiro de 2007
Redução de 10,0% nas despesas
gerenciáveis em relação ao 1T06:
– Redução de 22,5% nas Outras Despesas e
redução de 53,2% nas despesas previdenciárias
14

15. EBITDA
R$ milhões 1T06 X 1T07 4T06 X 1T07
EBITDA 423,8 391 433,1 391
RTE 81,3 82,1 83,4 82,1
Fundação CESP 60,5 26,7 60,4 26,7
Provisão - RTE 16,8 5,3 1,5 5,3
EBITDA Ajustado 582,4 505,1 578,4 505,1
Margem EBITDA Ajustado 35,4% 30,1% 32,9% 30,1%
Redução -13,3% Redução -12,7%
15

16. Resultados
Resultado Financeiro Lucro Líquido
R$ milhões R$ milhões
1T06 1T07 4T06 1T07 165,6 165,6
+67,2%
(25,3) (25,3) 99,0
(41,5) +560,1%
-38,9%
-79,2%
25,1
(121,7) 1T06 1T07 4T06 1T07
O melhor resultado financeiro no 1T07 Margem Líquida de 9,9% no 1T07
reflete: – Encerrou-se em 2006, o reconhecimento em
– Diminuição de 41,2% nas despesas balanço do passivo atuarial com o Fundo de
financeiras: Pensão, cuja despesa anual bruta era de R$ 486,3
Redução do custo médio do endividamento milhões, recorrente entre 2002 e 2006.
Redução de 68,6% nas despesas com Swap, em
função da diminuição da dívida em moeda
estrangeira em R$ 152,6 milhões
Créditos de R$ 21,7 milhões de IPTU
reconhecidos no acordo CETEMEQ (evento não
recorrente)
16

17. Dívida Consolidada
Curto Prazo X Longo Prazo
Dívida Bruta – 1T07
R$ milhões
-25,0%
- 9,6%
4.830 4.774 IGP-DI
4.606 4.411 4.606
21%
21%
50,0%
20%
20% 27%
27% 20%
20%
3.658
R$ milhões
3.306 3.306 Taxa Fixa
11,5%
79%
79% 80%
80% 80%
80% CDI/Selic Libor
73%
73%
36,8% 1,6%
Fundo de Pensão: R$ 2.394 milhões
4T06 1T07 1T06 1T07 Credores Privados: R$ 1.994 milhões
BNDES: R$ 218 milhões
LP CP Dívida Líquida
Destaques do Endividamento –
Custo Médio e Prazo Médio
últimos 12 meses
5,44 5,48 5,46
Dívida Bruta: redução em 3,5% (R$ 168,5 110.00% 101,18% 104,28% 102,63% 5
97,27%
milhões) 90.00%
91,61%
4
Dívida Líquida: redução em 25,0% (R$ 1,1 bilhão) 70.00% 3,81 3,90
3
Moeda estrangeira: 1,6% do total 50.00% 2
30.00% 1
Aditamento do CCB (R$ 300 milhões) –
Maio/2007: 10.00% 0
1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
– Redução do custo médio de CDI + 1,82% para CDI +
1,20% Custo Médio - % CDI* a.a. Prazo Médio - anos
– Aumento do prazo médio de 3,5 para 5,5 anos *Taxa CDI fim de período 17

18. Fluxo de Caixa Gerencial
R$ milhões 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
Saldo Inicial 492 358 619 767 1.166
Geração Operacional de Caixa 687 653 725 741 634
Investimentos (101) (88) (75) (85) (95)
Despesa Financeira Líquida (194) (85) (176) (91) (187)
Amortizações Líquidas (245) (45) (158) (111) (71)
Fundação CESP (134) (108) (85) (55) (48)
Imposto de Renda (147) (67) (83) - (97)
Caixa Livre (133) 261 148 399 135
Saldo Final 358 619 767 1.166 1.301
Geração de Caixa Operacional: pagamento de R$ 89,7 milhões para a CTEEP conforme
acordo de encerramento dos litígios com o imóvel CETEMEQ;
Despesas Financeiras: pagamentos de juros semestrais da 8ª emissão de debêntures (R$
63,7 milhões) e dos Bonds denominados em reais (R$ 45,3 milhões);
Fundação CESP: menor volume de despesa com fundo de pensão no período, devido ao
alongamento dos contratos de dívida junto à FCESP.
18

19. Conclusão
Lucro Líquido de R$ 165,6 milhões no 1T07, R$ 140,5 milhões
superior ao lucro líquido do 1T06
Redução de 25,0% na dívida líquida consolidada nos últimos 12
meses
Alongamento do prazo médio da dívida de 3,8 para 5,5 anos
com relação ao 1T06
Elevação dos ratings pela S&P em escala nacional de A- para A
Retomada do pagamento de dividendos em 03 de maio de 2007
- R$ 130,4 milhões referentes ao exercício de 2006
19

21. Tietê Overview
Área de Concessão
Concessão de 30 anos expira em
2029
10 hidroelétricas nos rios Tietê,
Pardo e Mogi Guaçu
Capacidade Instalada de 2.651 MW,
21% da energia gerada no Estado de
Oceano São Paulo
Atlântico
100% da energia assegurada é
Resumo Operacional e Financeiro vendida para a Eletropaulo via PPA,
até Dezembro de 2015
R$ milhões 2004 2005 2006
Energia Gerada (GWh) 11.943 12.852 12.475
Preço ajustado anualmente pela
inflação (IGP-M)
Receita Líquida 981 1.220 1.387
Pagamento de 100% do lucro líquido
EBITDA 777 939 1.097
reportado em 2006
Margem EBITDA 79,2% 77,0% 79,1%
Lucro Líquido 292 556 614
21

22. Brasil
10 maiores Geradoras de Energia - 2006
Capacidade Instalada - MW R$ Bilhões
4,0% 4,9%
3,5% 2,1%
AES Tietê 11,3%
12,8% 12,0%
16,1%
CHESF
4,6%
Furnas
6,9% CESP
Itaipú 9,5%
Cemig - GT 18,7%
14,6%
9,9% Tractebel
Copel - GER 8,1%
Eletronorte
10,3% Duke
11,3% 8,5%
10,6% 20,1%
Tietê representa 2,5% do Total da Capacidade Instalada do Brasil e é 9ª maior
companhia geradora de energia do país.
As 10 maiores geradoras de energia representam 62,3% (65.941 MW) do total
da capacidade instalada no Brasil (105.927 MW).
Fonte: ANEEL; Gasnet. 22

23. Destaques do Trimestre
Aumento de 15,1% na Energia Gerada
EBITDA de R$ 287,2 milhões, 4,9% superior ao 1T06
1T07
Lucro líquido de R$ 160,5 milhões, aumento de 5,0% em relação
ao 1T06
Aprovada a distribuição de R$ 160,5 milhões em dividendos,
correspondentes a 100% do lucro líquido do 1T07:
Eventos
Subseqüentes – R$ 1,61 por lote de mil ações ON
– R$ 1,77 por lote de mil ações PN
23

24. Balanço Energético – 1T07
Energia Gerada – MW médio Energia Faturada - GWh
+15,1% 4.093
145,6% 3.557 315
97,6% 109,2% 106,9% 115,1% 111,7%
80,7% 177
978
1.895
625
1.467 1.424
1.392 1.363
1.258
1.040
2.755 2.800
2001 2002 2003 2004 2005 2006 1T07
Geração - MW Médio Geração / Energia Assegurada 1T06 1T07
Eletropaulo MRE CCEE/Perdas
Aumento de 15,1% na Energia Gerada Tarifa bilateral Eletropaulo – R$
Geração 45,6% superior a Energia 133,87/MWh
Assegurada (1.275 MW) Tarifa MRE – R$ 7,47/MWh
Crescimento de 61,2% no volume de vendas Tarifa CCEE * – R$ 19,27/MWh
para CCEE/MRE
* média do 1T07
24

25. Investimentos
Capex – 1T07: R$ 10,2 milhões 1T07
– Os principais investimentos realizados no 1T07 referem-se a
25,6% 3,1%
modernização e recapacitação das usinas e projetos de
Equip.
reflorestamento.
18,3% Hidrovia
1,8%
PCH
Estimativa de Capex para 2007: R$ 75,5 milhões:
TI
– R$ 22,4 milhões: Construção de 3 PCHs no interior do Estado
Meio Amb.
de São Paulo, totalizando 8MW de potência instalada
– R$ 36,6 milhões: Recapacitação e modernização das usinas 51,2%
– R$ 11,7 milhões: Meio Ambiente R$ milhões
– R$ 4,8 milhões: SAP
75,5
Investimento em Pequenas Centrais Hidrelétricas 46,5
– Aquisição de licenças para construção de 3 PCHs no Estado do
27,5
Rio de Janeiro, com capacidade instalada total de 52 MW e 21,9
12,4 10,2
energia assegurada de 28,97 MW médios, aprovados pela
ANEEL – investimento previsto de R$ 225 milhões em 2 anos
2003 2004 2005 2006 1T07 2007e
25

26. Obrigação de Expansão
Obrigação: expandir a capacidade instalada em, no mínimo, 15% (400 MW),
até dezembro de 2007:
– aumento da capacidade instalada no Estado de São Paulo; ou
– contratação, por prazo superior a 5 anos, de energia de novos empreendimentos do Estado
Restrições para cumprimento:
– Estado de São Paulo – insuficiência de recursos hídricos e restrições ambientais para instalação de usinas
térmicas
– Fornecimento de gás restrito
– Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico (Lei nº. 10.848/04)
Proposta apresentada pela AES Tietê ao Governo do Estado de SP:
– suspensão da obrigação pelo período de 5 anos. Durante este prazo a AES Tietê poderá analisar projetos
de investimento livremente, independente da localização
– liberação da obrigação após o período de suspensão, caso ainda existam restrições ao cumprimento da
obrigação
– nenhuma quantia e/ou obrigação substituta será devida como indenização
Governo do Estado de São Paulo e Aneel estão avaliando as seguintes
alternativas:
– prorrogação da obrigação de expansão pelo período de 2 anos
– suspensão da obrigação se comprovada a inviabilidade de seu cumprimento
Até o momento a AES Tietê não recebeu nenhuma resposta formal por parte do
Governo ou da Aneel
26

27. Resultado
Receita Líquida Custos e Despesas Operacionais
R$ milhões R$ milhões
+3,2% +4,0% -5,3% +4,8%
359,8 359,8 94
349,2 346,4 89 89
85
13 8 8
8
18 16 16 16
5 4 5 4
13 16 10 16
14
20 17 17
27 32 27
24
1T06 1T07 4T06 1T07 1T06 1T07 4T06 1T07
Compra de Energia Despesas Operacionais
Royalties Provisões
Depreciação Outros*
Receita líquida do 1T07 foi 3% superior Redução de 5,3% nos custos e despesas
ao 1T06: operacionais principalmente em função de
(i) reajuste no preço do contrato bilateral em Julho/06 (0,9%) maiores despesas no 1T06:
(ii) aumento de 16,7% na receita de energia comercializada (i) Perda atuarial da Fundação Cesp no valor de R$ 3,3 milhões.
através do MRE e CCEE (ii) Maior despesa com Pesquisa e Desenvolvimento em função
(iii) maior volume de energia demandado pela Eletropaulo no da mudança de alíquota de 0,25% para 1% da receita líquida
1T07 e alteração na forma de contabilização.
*Outros: P&D, taxa de fiscalização, seguros, hidrovia, etc. 27

28. Resultado
EBITDA
R$ milhões
78,4% 79,8% 80,2% 79,8%
+4,7% 287,2 +3,2% 287,2
273,7 278
1T06 1T07 4T06 1T07
1T07 x 1T06 1T07 x 4T06
– Reajuste do preço de venda de energia em – Receita pela venda de energia no MRE/CCEE
julho de 2006 ( + 0,9% ) – Maior volume de energia demandado pela
Eletropaulo
– Aumento de 16,7% nas vendas para o MRE e
CCEE
– Menores custos e despesas operacionais
28

29. Resultado
Resultado Financeiro Lucro Líquido
R$ milhões R$ milhões
43,8% 44,6%
47,7%
1T06 1T07 4T06 1T07 44,6%
+5,0% -2.8%
160,5 165,1 160,5
152,9
(23,4)
(29,0) (29,0)
-23,9%
(34,6) +16,3%
1T06 1T07 4T06 1T07
1T07 x 1T06 1T07 x 4T06
– Receita financeira: redução de 6,8% devido – Crescimento de 0,8 pontos percentuais na
à queda do CDI médio de 17,2% no 1T06 para margem líquida.
12,9% no 1T07. – Aprovada a distribuição de dividendos, no
montante equivalente a 100% do lucro líquido do
– Despesas financeiras: aumento de 8,9% 1T07.
decorrente da elevação do IGP-M de 0,7%
para 1,1% .
29

30. Endividamento
Saldo de caixa em 31/03/2007 = R$ 686 milhões
R$ milhões
Montante Credor Vencimento Custo Garantia
Montante Vencimento Custo Garantia
1,339.9 Eletrobras mai/13 IGP-M + 10% a.a. Recebíveis
11.9 FunCesp III set/27 IGP-M + 6% a.a. Recebíveis
Dívida Líquida
R$ Milhões
3,2x Dívida Líquida
Dívida Líquida / EBITDA
2,0x
1,4x
0,7x 0,6x 0,6x
1.406
1.254
1.096
676 682 661
2002 2003 2004 2005 2006 1T07
30

31. Fluxo de Caixa
R$ milhões 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07
Saldo Inicial 798 852 777 674 691
Geração Operacional de Caixa 270 308 290 280 288
Investimentos (5) (6) (8) (24) (10)
Despesas Financeiras Líquidas (21) (18) (15) (19) (16)
Amortização Líquida (41) (44) (50) (45) (46)
Imposto de Renda (145) (20) (16) (32) (220)
Dividendos e JSCP (4) (295) (305) (143) -
Caixa Livre 54 (74) (104) 17 (4)
Saldo Final 852 777 674 691 687
Fluxo de caixa livre do 1T07 negativo em R$ 4 milhões, devido ao pagamento
de R$ 220 milhões de Imposto de Renda e Contribuição Social.
Investimentos 4T06 – Pagamento de licenças referentes a aquisição de 3 PCHs
no Estado do Rio de Janeiro, com capacidade instalada de 52 MW e energia
assegurada de 28,97 MW médios
31

32. Conclusão
Geração 46% acima da energia assegurada
EBITDA de R$ 287,2 milhões no 1T07, 4,9% superior ao mesmo
período de 2006, com Margem EBITDA de 79,8% ante 78,4%
no 1T06.
Distribuição de 100% do lucro líquido do 1T07 na forma de
dividendos, no valor total de R$ 160,5 milhões
Busca por novas oportunidades de investimento e expansão,
visando incrementar os resultados da Companhia
32

33. ANEXOS

34. Setor Elétrico Brasileiro
Características do Mercado
Geração Transmissão Distribuição Clientes Livres
124 companhias 40 companhias 64 companhias 849 clientes livres
16% setor privado Maioria setor público 347 TWh distribuídos Fontes Convencionais:
1.604 plantas Transmissão de alta em 2006 – Acima 3 MW
106 GW capacidade voltagem (>230 kV) 59 MM consumidores Fontes Alternativas:
– No mínimo 500 kW
instalada 194.286 km de linhas 73% setor privado
– 71% hidroelétrica (n.º de companhias) Grandes consumidores
Serviço público
– 23% termoelétrica podem comprar
regulado com acesso Reajuste Tarifário
– 2% nuclear energia direto da
aberto Anual
– 4% outros geradora
Tarifa de Transmissão Revisão Tarifária a
Dois ambientes de Ambiente de
Regulada (corrigida cada quatro ou cinco
contratação – contratação livre
anualmente pela anos
mercado livre e
inflação - IGP-M) Serviço Público
mercado regulado
Regulado
Ambiente de
contratação regulado
Fontes: ANEEL; CCEE; ONS; ABRADEE.
34

35. Setor Elétrico Brasileiro
Crescimento do PIB x Demanda
% Variação com o ano anterior
R$ bilhões TWh
3,5 400
3,8%
4,6% 350
3,0 5,3% 4,5%
4,7%
-7,9% 3,5%
300
2,5
250
2,0
200
1,5
150
1,0 4,3% 1,3% 2,7% 1,1% 5,7% 3,7% 2,9%
100
0,5 50
- 0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
PIB Consumo
Fontes: IBGE; EPE. 35

36. Setor Elétrico Brasileiro
Estrutura Regulatória
Reajuste Tarifário
Revisão Tarifária Contratação de Energia
Anual
Reajuste pela inflação e Revisão Tarifária da Eletropaulo Dois ambientes de contratação
divisão do ganho com o ocorre a cada quatro anos – de energia
crescimento do mercado com próxima Julho de 2007
os consumidores
Contratação Regulada
Índice da Revisão em %: – Aplicado às companhias distribuidoras
Custos Parcela A: – Governo determina o total de demanda
baseado nas projeções das distribuidoras
– Não gerenciáveis
Receita Receita – Governo indica novas geradoras a serem
– Compra de Energia
Requerida Verificada leiloadas
–
–
Transmissão de Energia
Encargos Setoriais Parcela A + ÷ MWh x
– PPAs executados entre cada vendedor e
todos os compradores (pool)
Parcela B tarifa
Custos Parcela B: Contratação Livre
– Gerenciáveis Base Bruta – Aplicado aos clientes livres e
Depreciação
Depreciaç x comercializadoras
– PMSO
Depreciação
Depreciaç
– Depreciação – Contratos bilaterais livremente negociados
– Remuneração do Capital Base Líquida
Lí
Remuneração
Remuneraç x
– Parcela B é ajustada pela inflação
do Capital WACC
menos o Fator X, com o intuito de (antes de impostos)
compartilhar ganhos com crescimento
do mercado com os consumidores
Empresa de Referência - PMSO
36

37. Setor Elétrico Brasileiro
Estrutura Organizacional
Ministério de Minas e
Ministé
Energia (MME)
Implementa as políticas
polí
Conselho Nacional de
Política Energética
Polí Energé
(CNPE)
Formula as políticas
polí
Comitê de Agência Nacional de Empresa de Pesquisa
Monitoramento do Setor Energia Elétrica (ANEEL)
Elé Energética (EPE)
Energé
Elétrico (CMSE)
Elé Regula e supervisiona Planejamento
Monitora suprimento de energia
Geradoras
Câmara de
Operador Nacional
Comercialização
Comercializaç
do Sistema Elétrico
Elé
de Energia Elétrica
Elé Transmissoras
(ONS)
(CCEE)
Distribuidoras Coordena e controla o
Coordena a sistema interligado
comercialização de
comercializaç nacional
energia Clientes Livres
37

38. AES Brasil
Área de Concessão 4.526 km² Hidroelétrica
5,5 MM de consumidores 2.651MW, 10 plantas
4.316 colaboradores 285 colaboradores
16% participação da AES 24% participação da AES
Consumo em 2006: 38.183 GWh
Combustível: Gás Área de Concessão 99.512 km²
639MW, 1 planta 1,1 MM consumidores
57 colaboradores 810 colaboradores
46% participação da AES 100% participação da AES
Distribuição
Distribuiç Consumo em 2006: 6.974 GWh
Geração
Geraç
38

39. Histórico - Eletropaulo e Tietê
1997-1999 2000-2002 2003-2004 2005-2006
1998 2000 2003 2005
– Privatização da – AES Transgás adquire 64% – AES reestruturação da – Oferta Secundária da
Eletropaulo das ações ordinárias da dívida com o BNDES Tietê
Eletropaulo – Criada a holding
Brasiliana Energia 2006
1999
2001 – 1º Revisão Tarifária da – Reestruturação da
– Privatização da Eletropaulo desde a Brasiliana
Tietê – AES aumenta sua
privatização – Oferta Secundária da
participação na Tietê
Eletropaulo
2004 – Reprofiling de 100%
2002 da dívida da
– Reprofiling da dívida
– AES aumenta sua Eletropaulo
da Eletropaulo
participação na Eletropaulo
39

40. Declarações contidas neste documento, relativas à perspectiva dos negócios, às projeções
Declaraç negó projeç
de resultados operacionais e financeiros e ao potencial de crescimento das Empresas,
crescimento
constituem-se em meras previsões e foram baseadas nas expectativas da administração
constituem- administraç
em relação ao futuro das Empresas. Essas expectativas são altamente dependentes de
relaç dependentes
mudanças no mercado, do desempenho econômico do Brasil, do setor elétrico e do
mudanç elé
mercado internacional, estando, portanto, sujeitas a mudanças.
mudanç