O documento fornece informações sobre o Grupo AES Brasil, incluindo sua presença no Brasil desde 1997, investimentos de R$6,9 bilhões entre 1998-2010, reconhecimentos recebidos entre 2009-2011, e estrutura acionária e de geração e distribuição de energia. O documento também fornece detalhes financeiros da AES Tietê, incluindo receita, EBITDA e distribuição de dividendos.

1. Institucional
Novembro, 2011
1

2. Grupo AES Brasil
• Presença no Brasil desde 1997
• Composta por quatro companhias nos setores
de geração e distribuição de energia
• 7,4 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
• Prática diferenciada de distribuição de
dividendos desde 2006
– AES Tietê: 100% do lucro líquido em bases
trimestrais
– AES Eletropaulo: distribuição acima do mínimo
obrigatório (25% de lucro líquido) em bases
semestrais
2

3. AES Brasil amplamente reconhecida em 2009-2011
 Excelência em Gestão  Qualidade e Segurança  Preocupação
com o Meio
Ambiente
(AES Eletropaulo) (AES Tietê) (AES Tietê)
(AES Eletropaulo) (AES Sul)
(AES Brasil)
(AES Eletropaulo)
(AES Eletropaulo)
(AES Tietê)
(AES Brasil)
(AES Tietê)
(AES Tietê)
(AES Tietê) (AES Eletropaulo) (AES Eletropaulo)
3

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%
T 99.70% T 99.99% T 99.00% T 52.55% T 34.87%
AES AES AES AES
AES Sul
Infoenergy Uruguaiana Tietê Eletropaulo
O = Ações Ordinárias
P = Ações Preferenciais
T = Total
4

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 Tietê
2 – inclui as ações do Governo Federal e da Eletrobrás na AES Eletropaulo e AES Tietê, respectivamente
5

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
6
1 – excluindo Eletrobrás Fonte: Demonstrações financeiras das Companhias

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  AES Tietê é a 2ª. maior geradora entre as companhias
6%
privadas e a 10ª. no ranking geral
COPEL
4%
 10 maiores geradoras correspondem a 62% da
PETROBRÁS
Outros
5%
37% capacidade instalada total
CEMIG
6%
 Há três mega usinas hidrelétricas em construção na
ITAIPU região Norte do Brasil com 18 GW de capacidade
6%
instalada
CESP
6%
– Santo Antonio e Jirau (Rio Madeira): 7 GW
CHESF Eletronorte
9% FURNAS 8% – Belo Monte (Rio Xingu): 11 GW
8%
Capacidade instalada total: 115 GW
7
Fonte: ANEEL – BIG (Agosto/2011)

8. AES Brasil é o maior grupo de distribuição de
energia no país
Consumo (GWh) - 2010
13%
40% 12% • 64 distribuidoras no Brasil fornecem 419 TWh
AES Brasil
AES Brasil
• AES Brasil é o maior grupo de distribuição de
CPFL Energia
CPFL Energia energia no Brasil:
10%
– AES Eletropaulo: 43 TWh distribuídos,
CEMIG
Cemig
7% representando 10,3% do mercado brasileiro
6% 6%
6% Neoenergia
Neo Energia – AES Sul: 9 TWh distribuídos, representando
Consumidores – Dez/2010
2,2% do mercado brasileiro
12% Copel
Copel
 Oportunidade limitada de competição no
30% Light
Light
Brasil, uma vez que a atuação das
12%
distribuidoras é restrita às suas áreas de
EDP
EDP
concessão
Outros
Outros
12%
5%
7%
16% 8
7%

10. Perfil da AES Tietê
Parque gerador
 17 usinas hidrelétricas nos Estados de São Paulo e
Minas Gerais
 Concessão de 30 anos expira em 2029; renovável por
mais 30 anos
 Capacidade instalada de 2.659 MW, com garantia
física1 de 1.280 MW
 A quase totalidade da garantia física é vendida por
meio de um contrato bilateral com a AES Eletropaulo
vigente até o final de 2015
 Como uma geradora pura, a AES Tietê só pode investir
em sua atividade principal
 343 colaboradores
10
1 - Quantidade de energia disponível para contratação de longo prazo

11. Setor elétrico no Brasil:
perspectivas de oferta
Capacidade instalada no Brasil1
 Capacidade instalada total deve alcançar 171 GW em 2020
 Matriz energética brasileira não deve sofrer alterações significativas nos próximos 10 anos
2011: 115 GW 2020: 171 GW
2
PCH: 4%
Gás natural: 7%
2
PCH: 4%
Biomassa: 5%
Gás natural: 8%
Biomassa: 5%
Óleo comb.: 5%
Óleo comb.: 3%
Nuclear: 2%
Outros: 17% Carvão: 2%
Nuclear: 2% Diesel: 1%
Outros: 10%
Hidro: 73% Carvão: 2% Hidro: 67%
Eólica: 7%
Diesel: 1%
Eólica: 1%
Gás proc.: 0%
Gás proc.: 1%
1 - Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética), PDEE 2020, Maio/2011 2 – Pequena Central Hidrelétrica 11

12. Setor elétrico no Brasil:
ambiente de contratação
Mercado 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

13. Aumento da energia faturada devido à elevada
disponibilidade e contratos bilaterais
Energia Gerada (MW médio1) Energia Faturada (GWh)
14.706 14.729
-3%
13.148 117 301
1.150 11.483
129% 1.340 11.114
130% 331
125% 126% 2.331 215
1.680 1.980 346
1.135
118% 1.188
1.554
1.535
11.138 11.108 11.108
1.665 1.703 8.578 8.045
1.599
1.512 1.550
2
2008 2009 2010 9M10 9M11 2008 2009 2010 9M10 9M11
3
Geração - MW médio Geração/Garantia física AES Eletropaulo MRE Mercado Spot Outros contratos bilaterais
1 – Energia gerada dividido pelo número de horas do período 2 – Ano Bissexto 3 – Mecanismo de Realocação de Energia 13

14. Investimentos nas modernizações das usinas
de Nova Avanhadava, Ibitinga e Caconde
Investimentos (R$ milhões) Investimentos 9M11
84%
169
18
+122% 119
14
82
53
56 12 151 4% 12%
13 7 105
70
43 46
2009 2010 2011 (e) 9M10 9M11 Equipamento e Modernização
Novas PCH's*
Investimentos Novas PCHs*
Projetos de TI
* Pequenas Centrais Hidrelétricas 14

15. Oportunidades de crescimento
Perspectivas
• Características do Projeto
- Ciclo combinado, utilizando gás natural
- Investimento estimado de R$ 1,1 bilhão
- Consumo de gás natural: 2,5 milhões m3/dia
- 550 MW de capacidade instalada
• Atualizações
- Obtenção da Licença Ambiental em 20 de Outubro de
2011 (válida por 5 anos)
- Indisponibilidade de Gas para o Leilão de Energia A-5
em 2011
• Próximos Eventos
- Obtenção da Licença de instalação
- Participar do Leilão de Energia A-3 esperado para
acontecer em Março de 2012
- Avaliar a venda de energia no Mercado Livre
15

16. Destaques financeiros*
Receita Líquida (R$ milhões) Ebitda (R$ milhões)
+1%
+1% 1.254 1.255 1.320
1.035 1.048
9
1.605 1.670 1.754
1.334 1.344
1.309 1.311
(54)
2008 2009 2010 9M10 9M11 2008 2009 2010 9M10 9M11
78% 75% 75% 78% 78%
Receita Líquida
Recorrente Não-recorrente
(*) Números de 2009 e 2010 em IFRS Margem Ebitda 16

17. Prática de distribuição do total do lucro líquido
em bases trimestrais*
Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos1 (R$ milhões)
117%
110%
100%
12%
11% 11%
737
706
692
31
+2%
570 -5% 582
816 784 28
542
(74) (40)
(78)
(36)
2008 2009 2010 9M10 9M11
Pay -out Yield PN Recorrente Não -recorrente Efeitos IFRS
1 – Valor Bruto
17
(*) Números de 2009 e 2010 em IFRS

18. 0,6
Perfil da dívida
Dívida líquida (R$ bilhões) Cronograma de Amortização (R$ milhões)
0,3
0,3x 0,3
0,3x 0,3x 0,4x
0,3 0,3 0,3
0,3x
0,7
300 300 300
0,4 0,4 0,4
0,6 0,4 0,4
0,4 0,4 0,4 0,5
2008 2009 2010 9M10 9M11 2013 2014 2015
2009 2010 2007 2008 2009 2010
Dívida líquida Dívida líquida / EBITDA Dívida líquida
• Setembro, 2011:
– Custo médio da dívida nos 9M11 foi de 115% do CDI a.a. ou 15% a.a.
– Prazo médio da dívida: 2,8 anos
– Dívida líquida: R$ 0,6 bilhão
– Dívida líquida/EBITDA: 0,4x
18

19. Mercado de Capitais
AES Tietê X Ibovespa X IEE Volume médio diário (R$ mil)
YTD2
13.922
12.828
110 +5% 10.187
4.239
+2% 8.160 3.370
-2%
90 2.101
2.692
-25%
70 9.683 9.458
8.086
5.468
50
dez-10 mar-11 jun-11 set-11
IEE
2008 2009 2010 9M11
AES TIETÊ PF TSR1 IBOVESPA
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
19
1 – Total Shareholder Return 2 – Data base: 30/12/2010 = 100

21. Perfil da AES Eletropaulo
Área de Concessão
 Maior distribuidora de energia elétrica da América Latina
 Presente em 24 municípios na área metropolitana de São Paulo
 Contrato de concessão válido até 2028; renovável por mais 30
anos
 Área de concessão com maior PIB do Brasil
 45 mil quilômetros de rede, 1,2 milhão de postes elétricos em
uma área de concessão de 4.526 km2
 43 TWh de volume de energia distribuída em 2010
 Como uma distribuidora pura, a AES Eletropaulo pode investir
apenas dentro da sua área de concessão
 5.647 colaboradores
21

22. 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 − Custos não-gerenciáveis que são
− Data base: jul/2011 Sup. de Energia integralmente repassados à tarifa
Transmissão
− Parcela A: custos repassados à tarifa − Reduzir as perdas melhoram a
Encargos efetividade do repasse
− Parcela B: custos definidos pela ANEEL
Setoriais
• Reajuste Tarifário: anual Opex
• Opex regulatório:
Regulatório
− Parcela A: custos repassados à tarifa – Estrutura de custos operacionais
(PMSO)
− 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
Regulatório
1 - Fator X: índice que captura os ganhos de produtividade Parcela B - Custos Gerenciáveis 22

23. Setor elétrico no Brasil:
perspectivas de demanda
Cenário Macroeconômico
Premissas EPE1:
PIB - crescimento anual
2004-2008 2010 2011-2015 2016-2020 • Países emergentes vão apresentar
crescimento mais elevado do que as
Mundial 3,4 4,6 4,5 3,9
economias desenvolvidas, afetando
Brasil 3,6 7,2 5,0 5,0
positivamente o ritmo da atividade
mundial
Evolução do Consumo de Energia no Brasil (TWh) • Retomada da expansão da taxa de
investimento, condições favoráveis de
4,6% a.a.
659 crédito e crescimento do mercado de
4,4% a.a. trabalho
• Aquecimento do mercado doméstico
441 influenciado por eventos catalisadores –
419
393 389 Copa do Mundo e Jogos Olímpicos
358 378
346
331 • Elasticidade - PIB do consumo de energia
(2010-2020): 0,98
• Crescimento do número de domicílios:
2,2% a.a.
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 (e) 2020
23
1 - Fonte: EPE (Empresa de Pesquisa Energética)

24. Evolução do consumo
Mercado Total (GWh)1 Distribuição do Consumo1 9M11 (GWh)
36%
6%
14%
43.345
43.345 6%
45.000 41.243
41.243 41.269
41.269
45.000 36%
40.000 7.911 +5%
40.000 7.383 6.832 7.911 33.769 13%
7.383 6.832 32.198 18% 26%
35.000
35.000
30.000 5.846 6.246
30.000 26%
22.366 18%
25.000
25.000
20.714
20.000
20.000 35.434 3.823 4.149
33.860 34.436
34.436 35.434
15.000
33.860
15.000 26.352 27.523
10.000 Residencial
10.000 17.437 18.216
5.000
5.000 Comercial
0
0
Clientes Livres
2008
2008 2009
2009 2010
2010 9M10
1S10 9M11
1S11
Industrial
Clientes Livres
Mercado Cativo Mercado Total
Clientes Livres
Outros
1 – Consumo próprio não é considerado 24

25. Investimentos totalizaram
R$ 530 milhões no 9M11
Investimentos (R$ milhões) Investimentos 9M11 (R$ milhões)
166
744
800 128
682 29 47
+38%
700
28
16
600 516 530 21
383 16
500 37 27
125
400 22
715
654
300
478 513
200 362 Manutenção
100
Serviços ao cliente
0
Expansão do sistema
2009 2010 2011(e) 9M10 9M11
Recuperação de perdas
Recursos Próprios Financiados pelo cliente TI
Financiado pelo cliente
Outros 25

26. Plano de ação: 2011 - 2012
Plano de ação 2011 – 2012: Detalhes
2011: R$ 48 milhões em investimentos e
R$ 81 milhões em despesas operacionais
• Adição de 120 turmas de emergência, totalizando 473
turmas no verão
Atendimento de
99 23 122 • Expansão da capacidade de atendimento ao cliente:
emergência
– aumento de 38% nas posições de call center
(150 posições)
Manutenção – contratação de 300 posições de atendimento
preventiva¹
42 26 68
para “stand by”
– atendimento eletrônico expandido de 2 mil
Atendimento ao para 54 mil ligações / hora
cliente
35 9 43
– duplicação da capacidade de recebimento de
SMS para 100 mil / dia
Podas de árvores 7
• Implantação de agência móvel e ações em campo
para recebimento de pedidos de indenização
Outras melhorias 2
• Aumento das turmas de podas, manutenção e
construção (580 eletricistas)
Despesas operacionais Investimentos
¹ Compra de equipamentos e aumento de equipes de manutenção e construção 26

27. DEC e FEC
DEC – Duração de Interrupções FEC – Frequência de Interrupções
8,41
7,87
7,39
10,92
10,09
9,32
9,20 11,86 10,68 10,30
11,95
6,17 5,43 6,06 5,42
5,20
2008 2009 2010 9M10 9M11 2008 2009 2010 9M10 9M11
5th 8th 7th 1st 7th 3rd
DEC (horas) Referência Aneel FEC (vezes) Referência Aneel
Posição no ranking ABRADEE entre as 28 distribuidoras com mais de 500 mil consumidores
► 2011 SAIDI ANEEL Reference: 8.68 hours ► 2011 SAIFI ANEEL Reference: 6.93 times
27
Fontes: Aneel, AES Eletropaulo e Abradee

28. Indicadores operacionais
Perdas (%) Taxa de Arrecadação (% da Receita Bruta)
11,6 11,8 102,4 103,0
10,9 11,0 10,6 101,1 100,3
98,5
5,1 5,3 4,4 4,5 4,1
6,5 6,5 6,5 6,5 6,5
2008 2009 2010 9M10 9M11 2008 2009 2010 9M10 9M11
Perdas Técnicas¹ Perdas Comerciais
1 – Perdas técnicas atuais utilizadas retroativamente como referência 28

29. Destaques financeiros*
Receita Líquida (R$ milhões) Ebitda (R$ milhões)
2.413
9.697 - 8%
10.000 8.786 +5% 426
9.000
1.775 1.870
7.530 7.371 1.696 1.716
8.000 7.046 87 357
-
89 301 58
7.000 202
245 332
6.000
5.000
4.000
1.607 1.486 1.630
3.000 1.325 1.326
2.000
1.000
0
2008 2009 2010 9M10 9M11 2008 2009 2010 9M10 9M11
Recorrente IFRS Não-recorrente
29
(*) Números de 2009 e 2010 em IFRS

30. Prática de distribuição de
dividendos em bases semestrais*
Lucro Líquido e Distribuição de Dividendos1 (R$ milhões)
115,4%
115,4%
120,0%
120,0% 35,0%
35,0%
101,5%
101,5% 93,4%
93,4% 28,6%
100,0% 28,6% 30,0%
30,0%
100,0%
20,4% 25,0%
25,0%
80,0%
80,0% 20,3% 20,4%
20,3%
1.348 20,0%
20,0%
60,0% 1.348
60,0%
15,0% -15%
15,0%
40,0% 1.156
1.156
40,0% 350 10,0%
1.027
1.027 350 1.037
10,0%
1.037
20,0%
20,0% 5,0%
374
374 5,0% 885
885
329 162
162 282
0,0%
0,0% 329 0,0%
282
0,0% 89
89
93
93 214
171
171 214
836
836
698
698 689
689 583
583 582
582
2008
2008 2009
2009 2010
2010 9M10
9M10 9M11
9M11
Pay-out
Pay-out Yield PN
Yield PN
Lucro Líquido - ex não recorrentes e ex ativos e passivos regulatórios
Ativos e passivos regulatórios
Ativos e passivos regulatórios Não Recorrentes Série3
1 – Valor bruto Não Recorrentes (*) números de 2009 e 2010 em IFRS 30

31. Perfil da dívida
Dívida líquida (R$ bilhões) Cronograma de amortização – Principal (R$ milhões)
1,5x
1,4x 1,2x
1,0x
0,9x
1.027
579
2,9 847
2,7 2,6 48 437
2,5 2,4 360 346 390
277 55 283 62
80 45
532 51 58
22 281 301 335 375
226 225 180
2008 2009 2010 9M10 9M11 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 -
2028
Moeda Nacional (s/ Fundação CESP) Fundação CESP
Dívida Líquida/Ebitda Ajustado
Dívida Líquida (R$ bilhões)
• Setembro de 2011:
– Custo médio da dívida no 3T11 de 112% do CDI a.a ou 12,6% a.a.
– Prazo médio da dívida: 6,9 anos
– Dívida líquida: R$ 2,9 bilhões
– Dívida líquida/EBITDA: 1,2x ajustada com fundo de pensão
31

32. Mercado de capitais
AES Eletropaulo X Ibovespa X IEE Volume médio diário (R$ Mil)
9M11 1 28.500
A 29.000,00
125
25.677
B 27.000,00
115 24.496
+ 11%
25.000,00
105
+ 2% 21.960
23.000,00
95
21.000,00
85 - 11%
19.000,00
75 - 24 %
17.000,00
65
dez-10 mar-11 mai-11 jul-11 set-11 15.000,00
2008 2009 2010 9M11
Ibovespa IEE AES Eletropaulo PN AES Eletropaulo TSR²
A Ex dividendos: 30/04/2011
B Ex dividendos: 11/08/2011
• Ações ordinárias e ações preferenciais listadas na BM&FBOVESPA sob os tickers
ELPL3 e ELPL4
• ADRs negociadas no US OTC Market
32
1 – Data base: 30/12/2010 = 100 2 – Total Shareholder Return

33. Responsabilidade Social e
Ações Ambientais

34. 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
34

35. 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 35

36. Anexos

37. Custos e Despesas Operacionais
Custos e despesas operacionais1 (R$ milhões)
415 433
351
433
415
351 187
201
112 299 184 296 183
187
201
112
125 115
82 69
239 214 246
239 246
214
174 103 181 114
2008
2008 2009
2009 2010
2010 1S10
9M10 1S11
9M11
Compra de Energia, Transmissão e Conexão Recursos Hídricos
2
Outros Custos e Despesas
1 – Não inclui depreciação e amortização 2 - Pessoal, material, serviços de terceiros e outras despesas (receitas) operacionais 37

38. Custos e Despesas Operacionais
Custos e despesas operacionais1 (R$ milhões) PMSO (R$ milhões)
1.306
1.255
1.193
6.745 254 165
6.431 970
5.893 909
379
1.255
1.306 5.006 5.129 202
1.193 352 443 67
970 909
329 368
308
5.125 5.490
4.700 700
4.036 4.220 647
485 461 475
2008 2009 2010 9M10 9M11 2008 2009 3 2010 9M10 9M11
Sup. Energia e Enc. Transmissão PMS² e Outras Despesas Pessoal e encargos Materiais e serviços de terceiros Outros
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
38

39. Plano de ação: R$ 242 milhões com o
incremento de R$ 122 milhões em turmas de
emergência
 disponibilidade de 353 turmas de emergência
Concluído em  ampliação de 38% nas posições de call center (150 posições)
setembro de  duplicação da capacidade de recebimento de SMS para 100 mil / dia
2011
 treinamento de 276 eletricistas de manutenção e construção
 contratação de mais 30 eletricistas de podas
 treinamento de 240 eletricistas para atendimento de emergência para
linha viva
Concluído até  início da atividade de 276 eletricistas de manutenção e construção e
novembro de conclusão do treinamento de mais 304
2011
 ampliação em 300 posições de stand by para situações de
emergência no call center
 ampliação da capacidade de atendimento do call center em 27 vezes
de 2 mil para 54 mil chamadas/hora
Dezembro a
acréscimo de 120 turmas de emergência, totalizando 473 equipes
Março

40. Obrigação de expansão 15% da AES Tietê
 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
 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, entre outros
 Em agosto de 2008, a Aneel informou que o assunto não tem relação com a concessão
 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.
• Ação Popular contra o Governo Federal, Aneel, a AES Tietê, Duke
– 2008 - Em outubro, a defesa apresentada em primeira instância pela AES Tietê; Em dezembro, o autor respondeu a defesa da AES Tietê
– 2010 - Em setembro, devido à falha das demandantes para especificar os indivíduos que devem ser nomeados como réus, uma decisão favorável foi
proferida pelo Tribunal de primeira Instância (mas pode haver recurso)
• Em 06 de setembro de 2011, a Companhia foi convocado para responder a uma reclamação apresentada pelo Estado de São Paulo solicitando a AES Tietê a
cumprir, no prazo de 24 meses, a obrigação de expandir sua capacidade instalada. Devido à liminar concedida em favor do Estado de São Paulo, a Companhia
teriaque apresentar o seu plano para o cumprimento do requisito de Expansão até12 de dezembro
– Contra a liminar, a AES Tietê interpôs recurso para o Tribunal de Apelações do Estado de São Paulo, que, em 03 de novembro, concedeu uma ordem de
alívio que suspendeu os 60 dias de período que a empresa teria de apresentar seus planos e decidiu suspender a liminar concedida pelo Tribunal de
Primeira Instância
 Esforços sendo feitos pela Companhia visando atender a obrigação:
– Assinatura de dois contratos de energia de longo prazo, proveniente de biomassa de cana-de-açúcar, totalizando 10 MW médios
– Entrada em operação da PCH São Joaquim, em julho/2011, de 3MW de capacidade instalada, na cidade de São João da Boa Vista/SP
– Construção PCH São João, de 4MW, na cidade de São João da Boa Vista/SP, com previsão de entrada em operação em 2011
40
– Desenvolvimento de projeto de usina térmica de 550MW, movida a gás natural, na cidade de Canas/SP

41. Discussão Judicial entre AES
Eletropaulo, CTEEP e Eletrobrás
Eletropaulo
Estatal foi dividida
Eletrobrás, após Em 7 de julho a
em 4 companhias Próximos passos:
ganhar a Juíza determinou
e de acordo com Eletrobrás e Eletrobrás
Eletropaulo discussão do que a Eletropaulo 1 - A perícia
nosso CTEEP apelaram solicitou ao juiz
Estatal obteve cálculo dos juros, e a CTEEP deverá iniciar até o
entendimento para o Superior da 1ª instância
empréstimo junto iniciou Ação de apresentem suas 1º semestre de
baseado no Tribunal de para indicar um
à Eletrobrás Execução para considerações, o 2012
acordo de cisão, Justiça (STJ) perito
receber o que ocorreu em
a discussão foi 2- A perícia será
montante devido agosto
transferida para a concluída em pelo
CTEEP menos 6 meses
3 - Após a
conclusão do
trabalho do perito,
será divulgada
Nov/86 Dez/88 Jan/98 Abr/98 Set/01 Set/03 Out/05 Jun/06 Mai/09 Dez/10 Jul/11 decisão em 1ª
instância
4 - Apelação para
2ª instância
5 - Início do
foreclosure .
Eletropaulo Apresentação de
Estatal e O juiz de 2ª garantia
Eletrobrás
Eletrobrás instância excluiu O STJ decidiu 6 - Pedido para
Privatização. solicitou o início
discordaram em a AES enviar a Ação de retirar garantia
Eletropaulo do processo de
como calcular os Eletropaulo da Execução de
Estatal tornou-se avaliação que 7 - Apelação para
juros sobre o discussão volta para a 1ª
AES Eletropaulo está sob análise 3ª instância
empréstimo e foi baseado no instância
de 1ª instancia
iniciada uma acordo de cisão
discussão judicial
41

42. 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  As partes com intenção de alienar suas ações, devem primeiramente fornecer à outra parte o
preferência direito de comprar essa participação pelo mesmo preço oferecido por uma terceira parte.
Direito ao  No caso de mudança de controle da Brasiliana, tag along são acionados para as seguintes
tag 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 ordinárias
Direito ao
drag along  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.
42

43. 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
43

44. 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.