Apresentação Institucional 1T11

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Apresentação Institucional 1T11

  1. 1. InstitucionalJulho, 2011 1
  2. 2. Grupo AES Brasil• Presença no Brasil desde 1997• Composta por sete companhias nos setores degeração, distribuição e comercialização deenergia e telecomunicações• 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 oestatuto• Prática diferenciada de distribuição dedividendos desde 2006 – 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
  3. 3. AES Brasil amplamente reconhecida em 2009-20109 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
  4. 4. Estrutura societária AES Corp BNDES O 50,00% + 1 ação O 50,00% - 1 ação P 0,00% P 100% T 46,15% T 53,85% Cia. Brasiliana de Energia O 71,35% O 76,45% O 99,99% O 99,00% P 32,34% P 7,38% C 98,25% O 99,99 %T 99,70% T 99,99% T 99,00% T 52,55% T 34,87% T 98,25% T 99,99 % AES AES AES AES AES AES Eletropaulo AES Sul Infoenergy Uruguaiana Tietê Eletropaulo Com Rio¹ Telecom¹ O = Ações Ordinárias P = Ações Preferenciais 1 – AES Atimus T = Total 4
  5. 5. 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 Tietê2 – inclui as ações do Governo Federal e da Eletrobrás na AES Eletropaulo e AES Tietê, respectivamente 5
  6. 6. AES Brasil é o segundo maior grupo Ebitda1 – 2010 (R$ Bilhões) do setor elétrico 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 COPEL DUKE Lucro líquido1 – 2010 (R$ Bilhões) 2,3 2,2 1,8 1,6 1,2 1,0 0,6 0,6 0,2 0,1 CEMIG AES BRASIL NEOENERGIA CPFL TRACTEBEL COPEL EDP LIGHT DUKE CESP 61 – excluindo Eletrobrás Fonte: Demonstrações financeiras das Companhias
  7. 7. AES Tietê é um importante player entre as geradoras privadas de energia Capacidade Instalada (MW) - 2011 Companhias privadas AES TIETÊ DUKE 2% 2% TRACTEBEL ƒ AES Tietê é a 2ª. maior geradora entre as companhias 6% privadas e a 10ª. no ranking geral Outros COPEL 36% 4% ƒ 10 maiores geradoras correspondem a 64% da PETROBRÁS 5% capacidade instalada total CEMIG 6% ƒ Há três mega usinas hidrelétricas em construção na ITAIPU região Norte do Brasil com 18 GW de capacidade 6% instalada CESP 7% – Santo Antonio e Jirau (Rio Madeira): 7 GW ELETRONORTE CHESF 8% 9% FURNAS – Belo Monte (Rio Xingu): 11 GW 8% Capacidade instalada total: 114 GW 7Fonte: ANEEL – BIG (Maio/2011)
  8. 8. AES Brasil é o maior grupo de distribuição de energia no paísConsumo (GWh) - 2010 13% 40% 12% • 64 distribuidoras no Brasil fornecem 419 TWh AAES Brasil • AES Brasil é o maior grupo de distribuição de CPFL Energia energia no Brasil: 10% Cemig – AES Eletropaulo: 43 TWh distribuídos, 7% representando 10,3% do mercado brasileiro 6% 6% 6% Neo Energia – AES Sul: 9 TWh distribuídos, representandoConsumidores – Dez/2010 2,2% do mercado brasileiro Copel 12% ƒ Oportunidade limitada de competição no 30% Light Brasil, uma vez que a atuação das 12% EDP distribuidoras é restrita às suas áreas de concessão Outros 12% 5% 7% 16% 8 7%
  9. 9. 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 101 - Quantidade de energia disponível para contratação de longo prazo
  10. 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. A nual : 4,5% a PCH: 4% 1 Crescimento Gás natural: 7% PCH: 4%1 Gás natural: 8% Biomassa: 5% Biomassa: 5% Óleo comb.: 5% Óleo comb.: 3% Outros: 14% Nuclear: 2% Nuclear: 2% Outros: 9% Carvão: 2% Hidro: 74% Carvão: 1% Diesel: 1% Diesel: 1% Hidro: 70% Eólica: 1% Eólica: 4% Gás proc.: 0,6% Gás proc.: 0,4%1 – Pequena Central Hidrelétrica*Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética, Maio/2010) 11
  11. 11. Setor elétrico no Brasil: ambiente de contrataçãoMercado Regulado (ACR) Mercado Livre (ACL) Contrato Bilateral Leilões Mercado Spot de Longo Prazo Comercializadoras Comercializadoras Distribuidoras Clientes Livres Clientes Livres • Principais leilões (leilões inversos): Distribuidoras – Energia Nova (A-5): Entrega para 5 anos, 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
  12. 12. Aumento da energia faturada devido à elevada disponibilidade e contratos bilaterais Energia Gerada (MW médio1) Energia Faturada (GWh) 143% 136% 130% 125% 14.706 14.729 13.148 117 301 118% 1.150 331 1.340 1.680 2.331 1.980 1.979 4.276 1.512 1.665 1.599 1.612 11.138 11.108 11.108 3.645 52 108 643 566 424 587 3.015 2.526 2008 2009 2010 1T10 1T11 2008 2 2009 2010 1T10 1T11 3 Geração - MW médio Geração/Garantia física AES Eletropaulo MRE Mercado Spot Outros contratos bilaterais1 – Energia gerada dividido pelo número de horas do período 2 – Ano Bissexto 3 – Mecanismo de Realocação de Energia 13
  13. 13. Investimentos nas modernizações das usinas de Nova Avanhadava, Ibitinga e Caconde 1 Investimentos (R$ milhões) Investimentos 2011 158 6 89% 82 12 5% 6% 57 152 35 13 70 4 43 8 30 Equipamento e Modernização 1 7 2009 2010 2011 (e) 1T10 1T11 Novas PCHs 2 Investimentos Novas PCHs Projetos de TI1 – Não incluem capitalização de juros durante modernização das usinas e desenvolvimento de projetos 142 – Pequenas Centrais Hidrelétricas
  14. 14. Expansão de 550 MW da capacidade instalada através do Projeto Termo SP Localização da Planta (Canas/SP) • Objetivos do Projeto - Expandir a capacidade instalada dentro do Estado de São Paulo - Oferecer energia a preços competitivos ul oS ad aí b Par 5 Km • Características do Projeto ção Rio 7, a pt e C ua a - Ciclo combinado, utilizando gás natural od ont de ágP Æ - 2 turbinas a gás, 2 caldeiras de recuperação de calor e 1 turbina RJ as an a vapor oC tra Ri Du - Investimento estimado de R$ 1,1 bilhão ia Canas d ov ra d e Ro u to Ad ptaçã o - Consumo de gás natural: 2,5 milhões m3/dia Ca ão sm iss - Abastecimento do gasoduto: Bacia de Campos, Bacia de Santos n ra eT 0m ou Bolívia h a d 20 Li n lo • Próximos eventos au SP oP - 26/Maio/11: Audiência pública Sã Å o rm Te - Julho/11: Emissão da Licença Prévia (esperado) - 2º semestre/2011: Realização de leilão de energia A-5 (esperado) Km uto 3, sod a 0 G Site do Projeto: www.aestiete.com.br/termosaopaulo 15
  15. 15. Destaques financeiros* Receita Líquida (R$ milhões) Ebitda (R$ milhões) : 3% CAGR : 5% CAGR 1.254 1.255 1.320 1.754 9 1.605 1.670 1.309 1.311 378 338 460 416 (54) 2008 2009 2010 1T10 1T11 2008 2009 2010 1T10 1T11 78% 75% 75% 82% 81% Recorrente Não-recorrente Margem Ebitda(*) Números de 2009 e 2010 em IFRS 16
  16. 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% 11,0% 1 2 , 0 % 80% 737 1 0 , 0 % 706 60% 692 37 8 , 0 % 40% 6 , 0 % 239 193 816 778 4 , 0 % 19 20% 28 2 , 0 % 192 (74) (78) 0% (36) 0 , 0 % 2008 2009 2010 1Q10 1Q11 Pay-out Yield PN Recorrente Não-recorrente Efeitos IFRS1 – Valor Bruto 17(*) Números de 2009 e 2010 em IFRS
  17. 17. Perfil da dívidaDívida líquida (R$ bilhões) Cronograma de Amortização (R$ milhões) 0,4x 0,3x 0,3x 0,3x 0,3x 300 300 300 0,5 0,4 0,4 0,4 0,4 2008 2009 2010 1T10 1T11 2013 2014 2015 Dívida líquida / EBITDA 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
  18. 18. Mercado de Capitais AES Tietê x Ibovespa x IEE Volume médio diário (R$ mil) 1T111120 13.922110 + 10% 13.253 + 3% 10.187 8.160 4.239100 3.274 - 1% 2.101 2.692 90 9.683 9.979 8.086 5.468 80 dez-10 jan-11 fev-11 mar-11 2008 2009 2010 1T11 GETI4 IEE IBOV Preferenciais Ordinárias • Ações ordinárias e preferenciais listadas na BM&FBOVESPA sob os tickers GETI3 e GETI4 • ADRs negociadas no US OTC Market sob os tickers AESAY e AESYY 191 – Data base: 31/12/2010 = 100
  19. 19. Perfil da AES EletropauloÁrea 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
  20. 20. Setor elétrico no Brasil: metodologia regulatória Revisão e Reajuste Tarifários • Revisão Tarifária é aplicada a cada 4 anos para a • Custos da Parcela A AES Eletropaulo í Custos não-gerenciáveis que são í Data base: jul/2011 Sup. de Energia integralmente repassados à tarifa Transmissão í Parcela A: custos repassados à tarifa í Reduzir as perdas melhoram a Encargos efetividade do repasse í Parcela B: custos definidos pela ANEEL Setoriais • Reajuste Tarifário: anual Empresa de • Empresa de Referência: Referência í Parcela A: custos repassados à tarifa (PMSO) – Estrutura de custos operacionais í Parcela B: custos ajustados por IGPM +/- Fator X(1) eficientes determinado pela ANEEL Remuneração X WACC do investimento • Base de Remuneração: Base de Remuneração – Total de investimentos prudentes sobre o qual se aplica a taxa de retorno X Depreciação Depreciação (WACC) e de depreciação Ebitda Parcela A - Custos Não-Gerenciáveis Regulatório1 - Fator X: índice que captura os ganhos de produtividade Parcela B - Custos Gerenciáveis 22
  21. 21. Setor elétrico no Brasil: perspectivas de demanda Cenário Macroeconômico PIB - crescimento anual Premissas EPE1: 2004-2008 2010-2015 2015-2020 • Países emergentes – principalmente a 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 • Exploração do petróleo na camada pré-sal 4,4% a.a. é um diferencial para o Brasil; 441 • Elasticidade-PIB do consumo de energia 419 393 389 358 378 (2011-2020): 0,96 331 346 • Crescimento do número de domicílios: 2,2% a.a.2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 (e) 2020 231 - Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética)
  22. 22. Evolução do consumoMercado Total (GWh)1 Distribuição do Consumo1 1T11 (GWh) CAGR: 2% 36% 43.345 45.000 41.243 41.269 6% 40.000 7.911 7.383 6.832 35.000 13% 27% 30.000 25.000 18% 20.000 33.860 34.436 35.434 15.000 10.357 11.119 10.000 1.813 2.041 Residencial 5.000 8.544 9.078 0 Comercial 2008 2009 2010 1T10 1T11 Clientes Livres Mercado Cativo Clientes Livres Industrial Outros1 – Consumo próprio não é considerado 24
  23. 23. Investimentos totalizaram R$ 156 milhões no 1T11Investimentos (R$ milhões) Investimentos 1T11 (R$ milhões) 57800 720 682 3700 36 5 28 8 37600 516 9500 37 37400 654 684300 478 156200 98 5 Serviço ao Consumidor100 10 152 88 Expansão do Sistema 0 Recuperação de Perdas 2009 2010 2011(e) 1T10 1T11 Manutenção Recursos Próprios Financiados pelo cliente TI Financiado pelo cliente Outros 25
  24. 24. DEC e FECDEC – Duração de Interrupções FEC – Freqüência de Interrupções 8,41 7,87 7,39 10,92 10,09 9,32 9,20 11,86 10,68 12,66 9,91 6,17 5,43 6,29 5,44 5,20 2008 2009 2010 1T10 1T11 2008 2009 2010 1T10 1T11 5º 8º 7º 1º 7º 3º DEC (horas) Referência Aneel FEC (vezes) Referência Aneel DEC Padrão ANEEL para 2011: 8,68 horas FEC Padrão ANEEL para 2011: 6,93 vezes Posição no ranking ABRADEE entre as 28 distribuidoras com mais de 500 mil consumidoresFonte: ABRADEE, ANEEL e AES Eletropaulo 26
  25. 25. Indicadores operacionais Perdas (%) Taxa de Arrecadação (% da Receita Bruta) 11,6 11,8 11,5 102,4 102,5 10,9 10,8 101,1 98,5 99,6 5,1 5,3 4,4 5,0 4,3 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 2008 2009 2010 1T10 1T11 2008 2009 2010 1T10 1T11 Perdas Técnicas¹ Perdas Comerciais1 – Perdas técnicas atuais utilizadas retroativamente como referência 27
  26. 26. Destaques financeiros* Receita Líquida (R$ milhões) Ebitda (R$ milhões) % : 15 : 9% GR CA C AGR 2.413 9.69710.000 8.786 426 9.000 7.530 1.696 1.775 8.000 87 357 7.000 89 202 6.000 5.000 4.000 2.423 1.607 1.630 498 549 3.000 2.260 1.486 103 134 2.000 1.000 395 415 0 2008 2009 2010 1T10 1T11 2008 2009 2010 1T10 1T11 Recorrente IFRS Não-recorrente 28(*) Números de 2009 e 2010 em IFRS
  27. 27. Prática de distribuição de 95% do lucro em bases semestrais* Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos1 (R$ milhões) 120,0% 114,4% 35,0% 101,5% 93,4% 28,6% 30,0% 100,0% 25,0% 80,0% 20,3% 20,4% 1.348 20,0% 60,0% 1.156 350 15,0% 1.027 40,0% 374 162 10,0% 273 20,0% 93 5,0% 836 282 0,0% 754 689 0,0% 223 70 92 153 190 2008 2009 2010 1T10 1T11 IFRS Não-recorrente Net Income Pay-out Yield PN1 – Valor bruto (*) Números de 2009 e 2010 em IFRS 29
  28. 28. Perfil da dívidaDívida líquida (R$ bilhões) Cronograma de amortização – Principal (R$ milhões) 1,5x 1,4x 1,1x 0,9x 0,9x 1.105 578 926 2,7 53 442 3912,5 309 319 343 69 277 60 286 2,4 2,4 46 49 2,4 64 526 56 64 294 331 373 244 273 221 222 1792008 2009 2010 1T10 1T11 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 de 2019 a 2028 Dívida Líquida/Ebitda Ajustado Moeda Nacional (s/ Fundação CESP) Fundação CESP Dívida Líquida (R$ bilhões) • 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
  29. 29. Mercado de capitaisAES Eletropaulo X Ibovespa X IEE Volume médio diário (R$ Mil) 115 1T11 ¹ 27.000,00 25.677 +12% 24.496 25.000,00 110 23.009 + 10% 23.000,00 21.960 105 21.000,00 100 - 1% 19.000,00 95 17.000,00 15.000,00 90 dez-10 jan-11 fev-11 mar-11 2008 2009 2010 1T11 AES Eletropaulo PN IEE 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 311 – Data base: 31/12/2010 = 100
  30. 30. Responsabilidade Social eAções Ambientais
  31. 31. Responsabilidade socialCasa 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 funcionamentoCentros 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
  32. 32. Responsabilidade social Programa de Voluntariado Distribuindo Agindo para Egergia do transformar bem Campanhas pontuais ou Oportunidades de atividades emergenciais de mobilização voluntárias nas organizações social. sociais parceiras das empresas AES Brasil. Colaboradores podem se Campanha do Agasalho, de inscrever em atividades Natal, entre outras. 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
  33. 33. Anexos
  34. 34. Custos e Despesas Operacionais Custos e despesas operacionais1 (R$ milhões) 415 433 351 187 201 112 246 82 78 239 214 34 29 48 49 2008 2009 2010 1T10 1T11 Compra de Energia, Transmissão e Conexão Recursos Hídricos 2 Outros Custos e Despesas 361 – Não inclui depreciação e amortização 2 - Pessoal, material, serviços de terceiros e outras despesas (receitas) operacionais
  35. 35. Custos e Despesas Operacionais Custos e despesas operacionais1 (R$ milhões) PMSO (R$ milhões) 1.306 1.255 1.193 6.745 254 165 6.431 5.893 1.255 379 1.306 1.193 352 443 329 5.125 5.490 342 348 4.700 1.665 1.707 700 647 104 70 342 348 485 89 127 1.323 1.359 151 149 3 2008 2009 2010 1T10 1T11 2008 2009 2010 1T10 1T11 Sup. Energia e Enc. Transmissão PMS² e Outras Despesas Pessoal e Encargos Materiais e Serviços de Terceiros Outros1 - Não inclui depreciação e amortização 2 - Pessoal, material, serviços de terceiros e outras despesas (receitas) operacionais3 - 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 37ajuste de passivo atuarial
  36. 36. Obrigação de expansão 15% da AES Tietêƒ 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 usinasƒ 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 distribuidorasƒ Em agosto de 2008, a Aneel informou que o assunto não tem relação com a concessãoƒ 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
  37. 37. Discussão Judicial entre AES Eletropaulo, CTEEP e Eletrobrás Eletropaulo Eletrobrás Estatal foi solicitou o início dividida em 4 Eletrobrás, após do processo de companhias e de ganhar a avaliação que Eletrobrás e Eletrobrás Eletropaulo acordo com discussão do está sob análise CTEEP apelaram solicitou ao juiz Estatal obteve nosso cálculo dos juros, da 5ª vara cível. para o Superior da 1ª instânciaempréstimo junto entendimento iniciou Ação de Até março de Tribunal de para indicar um à Eletrobrás baseado no Execução para 2011 a AES Justiça (STJ) perito acordo de cisão, receber o Eletropaulo e a a discussão foi montante devido CTEEP ainda não transferida para a tinham sido Próximos passos: CTEEP notificadas 1 - A perícia será concluída em pelo menos 6 meses 3 - Após a Nov/86 Dez/88 Jan/98 Abr/98 Set/01 Set/03 Out/05 Jun/06 Mai/09 Fev/10 Dez/10 conclusão do trabalho do perito, será divulgada decisão em 1ª instância 4 - Apelação para O juiz apontou um 2ª instância Eletropaulo perito que irá Estatal e O juiz de 2ª 5 - Apelação para definir o montante Eletrobrás instância excluiu O STJ decidiu 3ª instância Privatização. e o devedor. discordaram em a AES enviar a Ação de Eletropaulo Devido à como calcular os Eletropaulo da Execução de Estatal tornou-se impugnação juros sobre o discussão volta para a 1ª AES Eletropaulo apresentada pela empréstimo e foi baseado no instância iniciada uma acordo de cisão Eletrobrás, um discussão judicial novo perito seria indicado 39
  38. 38. Acordo de AcionistasEm 22 de dezembro de 2003, AES e BNDES assinaram um Acordo de Acionistas para regular suas relações comoacionistas da Brasiliana e de suas empresas controladas. O acordo está disponível para consulta em:www.aeseletropaulo.com.br/riOs acionistas podem alienar suas quotas a qualquer momento, considerando os seguintes termos:Direito de ƒ As partes com intenção de alienar suas ações, devem primeiramente fornecer à outra parte opreferência 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 seguintesDireito aotag along 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 ordináriasDireito aodrag along 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.
  39. 39. Principais impostos no país AES Tietê AES Eletropaulo• Imposto de Renda / Contribuição Social: • Imposto de Renda / Contribuição Social: – 34% sobre o lucro tributável – 34% sobre o lucro tributável• ICMS • ICMS: 22% sobre receita (taxa média) – Residencial: 25% – imposto diferido – Industrial e comercial: 18%• PIS/Cofins: – Poder público: isento – PPA com AES Eletropaulo: 3,65% sobre receita • PIS/Cofins: – Outros contratos bilaterais: 9,25% sobre receita – 9,25% sobre receita menos custos menos custos 41
  40. 40. Contatos: ri.aeseletropaulo@aes.com ri.aestiete@aes.com + 55 11 2195 7048Declarações contidas neste documento, relativas à perspectiva dos negócios, às projeções de resultadosoperacionais e financeiros e ao potencial de crescimento das Empresas, constituem-se em meras previsões e forambaseadas nas expectativas da administração em relação ao futuro das Empresas. Essas expectativas são altamentedependentes de mudanças no mercado, do desempenho econômico do Brasil, do setor elétrico e do mercadointernacional, estando, portanto, sujeitas a mudanças.

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