3

ComposiComposiçção Acionão Acionááriaria

BNDESBNDES AES Holdings AES Holdings Brasil LtdaBrasil Ltda

Cia. Brasilianade Energia

AES UruguaianaAES UruguaianaInc (Cayman)Inc (Cayman) AES ELPAAES ELPA

AES Infoenergy EletropauloAES UruguaianaEmpreend. S.A. AES Tietê S.A.

O = Ações OrdináriasP = Ações Preferenciais T = Total

O 49,99%P 100,00%T 53,84%

O 50,01%P 0,00%T 46,15%

O 100,00%T 100,00%

O 98,26%T 98,26%

O 100,00%T 100,00%

O 100,00%T 100,00%

O 71,27%P 32,23%T 52,51%

O 77,81%P 0,00%T 30,97%

P 7,38%T 4,44%

4

Perfil da EletropauloPerfil da Eletropaulo

Resumo Operacional e FinanceiroResumo Operacional e Financeiro

ÁÁrea de Concessãorea de Concessão

(1) Inclui Clientes Livres.(2) EBITDA Ajustado = EBITDA + Despesa com Fundo de Pensão + RTE + itens extraordinários e

não recorrentes.

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 receita

5,5 milhões de consumidores

Últimos 4 anos o crescimento médio ponderado da receita líquida (CAGR) foi de 6,78%

Total de Ativos de R$ 12,5 bilhões

R$ milhões 2004 2005 2006

Total de Energia (GWh)(1) 35.342 36.499 38.183

Receita Líquida 7.430 8.321 8.354

EBITDA Ajustado(2) 1.923 2.145 2.491

Margem EBITDA Ajustado(2) 25,9% 25,8% 29,8%

Lucro Líquido (28) (155) 373

5

BrasilBrasil12 maiores Distribuidoras de Energia 12 maiores Distribuidoras de Energia -- 20062006

Fonte: Abradee.

47,1% do total da energia distribu47,1% do total da energia distribuíída no Brasilda no Brasil

GWhGWh R$ BilhõesR$ Bilhões

9,1%9,1%

5,7%

5,4%

5,3%

5,2%5,2%

3,0%3,0%

2,3%

2,3%

2,2%

2,0%2,0%1,8%

2,8%

8,48,4

6,3

5,25,2

4,6

3,9

2,72,7

2,6

2,1

2,0

2,01,6 1,41,4AES Eletropaulo

CEMIG

LIGHT

CPFL

COPEL

COELBA

ELEKTRO

Piratininga

Bandeirantes

CELPE

RGE

AES Sul

6

Destaques do TrimestreDestaques 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

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

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

1T071T07

EventosEventosSubseqSubseqüüentesentes

7

3.013

1.647

599

1.500

3.181

1.512

605

1.713

2.560

9.317

7.818

2.561

9.572

7.859

Residencial Industrial Comercial P. Públicos eOutros

Clientes Livres Mercado Cativo Mercado Total

1T06 1T07

ComparaComparaçção do Consumo em GWhão do Consumo em GWh

Excluindo-se os clientes livres atuais de todos os períodos anteriores, houve um crescimento do mercado cativo de 4,2% (12 meses)

7.8428.0607.7657.6147.6067.425 7.449

7.681

2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07

EvoluEvoluçção do Mercado Cativo (GWh)ão do Mercado Cativo (GWh)

+5,5%+5,5%

--8,2%8,2%

+1,0%+1,0%

+14,2%+14,2%

+0,5%+0,5%

+2,7%+2,7%

Obs: Não considera consumo próprio

8

Clientes LivresClientes Livres

% Mercado Total (1T07)% Mercado Total (1T07) Receita LReceita Lííquida com TUSD X Consumo Clientes Livres quida com TUSD X Consumo Clientes Livres

80,5%80,5%

18,1%18,1%

1,4%

Consumo Cativo

Clientes Livres

Clientes Potencialmente Livres

1.5001.654 1.658 1.716 1.713

111,3113,4

117,1

125,2

115,2

1T06 2T06 3T06 4T06 1T07

75,0

85,0

95,0

105,0

115,0

125,0

Clientes Livres (GWh) TUSD - R$ milhões

9

2006 2006 –– Fontes de SuprimentoFontes de Suprimento

Suprimento de EnergiaSuprimento de Energia

Estratégia de Contratação:– 100% a 103% da demanda total

3%3%1%1%

96%96%HidroHidro

Gás

Biomassa

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2004 2005 2006 1T07

Proinfa (Fontes Alternativas)

Leilões

Outros Contratos Bilaterais

Contrato Bilateral com Tietê

Contratos Iniciais

Itaipu

10

6,5

7,0 6,4 5,5 6,3 5,7

6,56,56,56,5

12,012,9

13,512,8 12,2

2004 2005 2006 1T06 1T07

Perdas Técnicas Perdas Comerciais

98,799,199,097,5101,2

2004 2005 2006 1T06 1T07

Destaques OperacionaisDestaques Operacionais

Combate a Fraudes e Ligações Clandestinas (1T07)

– Redução das perdas comerciais de 0,6 pontos

percentuais nos últimos 12 meses

– 75 mil inspeções e 7 mil fraudes detectadas

– 15,2 mil regularizações de ligações clandestinas

Taxa de arrecadação (1T07)

– Poderes Públicos: 105,2%

– Setor Privado: 100,9%

Cortes e Religações - média mensal (1T06 x 1T07)

– Cortes - redução de 107 mil para 106 mil

– Religações - aumento de 70 mil para 71 mil

--4,8%4,8% +2,5%+2,5%

EvoluEvoluçção das Perdas (%)ão das Perdas (%) Taxa de ArrecadaTaxa de Arrecadaçção: ão: % da Receita Bruta% da Receita Bruta

11

18%

9%6%

19%20%

28%

Serviço ao Consumidor e Expansão do Sistema

Tecnologia da Informação

Autofinanciados

Manutenção

Recuperação de Perdas

Outros

InvestimentosInvestimentos

33

58

297355

319

71

17

49

378

88

330

404

2004 2005 2006 1T07

Capex Auto Financiados

R$ milhõesR$ milhões1T07: R$ 87,7 milhões1T07: R$ 87,7 milhões

12

2,5% 3,6% 1,7%4,8%

11,8% 7,3%1,6% 9,9%

-4,3%1,6%

16,9%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

2002 2003 2004 2005 2006

Parcela B Parcela A PIS/COFINS IGPM

EvoluEvoluçção da Tarifaão da Tarifa

2,1%

18,6%

11,6%

14,3%11,5%

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%

Tarifa Média R$/MWh

2005 2006 Variação %

13

Revisão TarifRevisão Tarifáária 2007ria 200722ºº CicloCiclo

No dia 16 de maio, a ANEEL divulgou o resultado preliminar da Revisão Tarifária:

Próximos Passos:

– 14 de Junho – Audiência Pública

– 4 de Julho – Revisão Tarifária Final

PARCELA A 5.469,91

PARCELA B 2.170,44

Remuneração 768,66

Empresa de Referência 840,01

Inadimplência 50,25

Depreciação 511,52

Outras Receitas (42,62)

Receita Requerida 7.597,73

Receita Verificada 8.031,96

Receita Req. / Receita Ver. -5,41%

Efeitos Financeiros (1,62)

Efeitos Financeiros -0,02%

Total Revisão Tarifária -5,43%

NET RAB: NET RAB: 5.098,645.098,64

GROSS RABGROSS RAB: : 11.868,1311.868,13

WACC (preWACC (pre--tax): tax): 15,08%15,08%

Taxa de DepreciaTaxa de Depreciaçção ão 4,31%4,31%

R$ milhões

14

1.647 1.677 1.759 1.677

1.032 1.0831.188

1.083

2.679 2.7602.947

2.760

1T06 1T07 4T06 1T07

Receita Líquida Deduções à Receita operacional

358 322 372 322

941 1.043 1.034 1.043

1.2991.365 1.406 1.365

1T06 1T07 4T06 1T07

Despesas Operacionais Eletricidade + Transporte

ResultadosResultados

Aumento de 3,0% em relação ao 1T06:– Reajuste tarifário médio 11,45% desde 04 de

julho de 2006

– Aumento de 2,7% no mercado total (cativo +

livres)

Aumento de 10,8% na despesas não gerenciáveis em relação ao 1T06:– Aumento de R$ 140,0 milhões em gastos com

compra de energia, em função do reajuste de contratos com Tietê (0,9%) a partir de julho de 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

+3,0%-2,9%

-6,4%+5,0%

Receita BrutaReceita BrutaR$ milhõesR$ milhões

Despesas OperacionaisDespesas OperacionaisR$ milhõesR$ milhões

15

EBITDAEBITDA

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%

16

25,1

165,6

99,0

165,6

1T06 1T07 4T06 1T07(121,7)

(25,3)

(41,5)

(25,3)

1T06 1T07 4T06 1T07

O melhor resultado financeiro no 1T07 reflete:– Diminuição de 41,2% nas despesas

financeiras:

� Redução do custo médio do endividamento

� 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)

Margem Líquida de 9,9% no 1T07– Encerrou-se em 2006, o reconhecimento em

balanço do passivo atuarial com o Fundo de Pensão, cuja despesa anual bruta era de R$ 486,3 milhões, recorrente entre 2002 e 2006.

Resultado FinanceiroResultado FinanceiroR$ milhõesR$ milhões

Lucro LLucro LííquidoquidoR$ milhõesR$ milhões

ResultadosResultados

-79,2%-38,9%

+560,1%

+67,2%

17

Libor1,6%

Taxa Fixa11,5%

IGP-DI50,0%

CDI/Selic36,8%

DDíívida Consolidadavida Consolidada

Dívida Bruta: redução em 3,5% (R$ 168,5 milhões)

Dívida Líquida: redução em 25,0% (R$ 1,1 bilhão)

Moeda estrangeira: 1,6% do total

Aditamento do CCB (R$ 300 milhões) –Maio/2007:

– Redução do custo médio de CDI + 1,82% para CDI + 1,20%

– Aumento do prazo médio de 3,5 para 5,5 anos

Fundo de Pensão: R$ 2.394 milhõesCredores Privados: R$ 1.994 milhõesBNDES: R$ 218 milhões

*Taxa CDI fim de período

Curto Prazo X Longo PrazoCurto Prazo X Longo PrazoR$ milhõesR$ milhões

DDíívida Bruta vida Bruta –– 1T071T07

Destaques do Endividamento Destaques do Endividamento ––úúltimos 12 mesesltimos 12 meses Custo MCusto Méédio e Prazo Mdio e Prazo Méédiodio

4.8304.606 4.6064.774

- 9,6%-25,0%

79% 80% 80%73%

21% 20% 20%27%

3.306

4.411

3.3063.658

4T06 1T07 1T06 1T07

R$ m

ilhões

LP CP Dívida Líquida

79% 80% 80%73%

21% 20% 20%27%

102,63%104,28%97,27%101,18%

91,61%

5,465,485,44

3,81 3,90

10.00%

30.00%

50.00%

70.00%

90.00%

110.00%

1T06 2T06 3T06 4T06 1T070

1

2

3

4

5

Custo Médio - % CDI* a.a. Prazo Médio - anos

18

Fluxo de Caixa GerencialFluxo de Caixa Gerencial

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.

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

19

ConclusãoConclusão

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

21

Tietê OverviewTietê Overview

Resumo Operacional e FinanceiroResumo Operacional e Financeiro

ÁÁrea de Concessãorea 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 São Paulo

100% da energia assegurada évendida para a Eletropaulo via PPA, até Dezembro de 2015

Preço ajustado anualmente pela inflação (IGP-M)

Pagamento de 100% do lucro líquido reportado em 2006

R$ milhões 2004 2005 2006

Energia Gerada (GWh) 11.943 12.852 12.475

Receita Líquida 981 1.220 1.387

EBITDA 777 939 1.097

Margem EBITDA 79,2% 77,0% 79,1%

Lucro Líquido 292 556 614

Oceano Atlântico

22

18,7%

8,5%

8,1%

9,5%

4,6%

2,1%

12,0%11,3%

20,1%

4,9%

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).

BrasilBrasil10 maiores Geradoras de Energia 10 maiores Geradoras de Energia -- 20062006

Fonte: ANEEL; Gasnet.

Capacidade Instalada Capacidade Instalada -- MWMW R$ BilhõesR$ Bilhões

14,6%

11,3%10,3%

9,9%

6,9%

3,5%

16,1%12,8%

10,6%

4,0%

AES Tietê

CHESF

Furnas

CESP

Itaipú

Cemig - GT

Tractebel

Copel - GER

Eletronorte

Duke

23

Destaques do TrimestreDestaques do Trimestre

Aumento de 15,1% na Energia Gerada

EBITDA de R$ 287,2 milhões, 4,9% superior ao 1T06

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:

– R$ 1,61 por lote de mil ações ON

– R$ 1,77 por lote de mil ações PN

1T071T07

EventosEventosSubseqSubseqüüentesentes

24

Energia Gerada Energia Gerada –– MW mMW méédiodio Energia Faturada Energia Faturada -- GWhGWh

BalanBalançço Energo Energéético tico –– 1T071T07

Aumento de 15,1% na Energia Gerada

Geração 45,6% superior a Energia

Assegurada (1.275 MW)

Crescimento de 61,2% no volume de vendas

para CCEE/MRE

Tarifa bilateral Eletropaulo – R$

133,87/MWh

Tarifa MRE – R$ 7,47/MWh

Tarifa CCEE * – R$ 19,27/MWh

* média do 1T07

1.0401.258

1.392 1.3631.467 1.424

1.895

97,6% 109,2% 106,9% 115,1% 111,7%145,6%

80,7%

2001 2002 2003 2004 2005 2006 1T07

Geração - MW Médio Geração / Energia Assegurada

2.755 2.800

978

3153.5574.093

625

177

1T06 1T07

Eletropaulo MRE CCEE/Perdas

+15,1%

25

25,6% 3,1%

1,8%18,3%

51,2%

Equip.

Hidrovia

PCH

TI

Meio Amb.

1T071T07

InvestimentosInvestimentos

Capex – 1T07: R$ 10,2 milhões

– Os principais investimentos realizados no 1T07 referem-se a

modernização e recapacitação das usinas e projetos de

reflorestamento.

Estimativa de Capex para 2007: R$ 75,5 milhões:

– R$ 22,4 milhões: Construção de 3 PCHs no interior do Estado

de São Paulo, totalizando 8MW de potência instalada

– R$ 36,6 milhões: Recapacitação e modernização das usinas

– R$ 11,7 milhões: Meio Ambiente

– R$ 4,8 milhões: SAP

Investimento em Pequenas Centrais Hidrelétricas

– Aquisição de licenças para construção de 3 PCHs no Estado do

Rio de Janeiro, com capacidade instalada total de 52 MW e

energia assegurada de 28,97 MW médios, aprovados pela

ANEEL – investimento previsto de R$ 225 milhões em 2 anos

R$ milhõesR$ milhões

12,4

21,927,5

46,5

10,2

75,5

2003 2004 2005 2006 1T07 2007e

26

ObrigaObrigaçção de Expansãoão 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

27

24 27 32 27

20 17 14 17

13 16 10 165 4 5 418 16 16 16

13 8 8 8

94 89 85 89

1T06 1T07 4T06 1T07

Compra de Energia Despesas OperacionaisRoyalties ProvisõesDepreciação Outros*

349,2 359,8346,4

359,8

1T06 1T07 4T06 1T07

Resultado Resultado

*Outros: P&D, taxa de fiscalização, seguros, hidrovia, etc.

+3,2%+3,2% +4,0%+4,0% -5,3%5,3% +4,8%+4,8%

Receita líquida do 1T07 foi 3% superior ao 1T06:

(i) reajuste no preço do contrato bilateral em Julho/06 (0,9%)

(ii) aumento de 16,7% na receita de energia comercializada através do MRE e CCEE

(iii) maior volume de energia demandado pela Eletropaulo no 1T07

Redução de 5,3% nos custos e despesas operacionais principalmente em função de maiores despesas no 1T06:(i) Perda atuarial da Fundação Cesp no valor de R$ 3,3 milhões.

(ii) Maior despesa com Pesquisa e Desenvolvimento em função da mudança de alíquota de 0,25% para 1% da receita líquida e alteração na forma de contabilização.

Receita LReceita LííquidaquidaR$ milhõesR$ milhões

Custos e Despesas OperacionaisCustos e Despesas OperacionaisR$ milhõesR$ milhões

28

Resultado Resultado

1T07 x 1T06

– Reajuste do preço de venda de energia em

julho de 2006 ( + 0,9% )

– Aumento de 16,7% nas vendas para o MRE e

CCEE

– Menores custos e despesas operacionais

1T07 x 4T06

– Receita pela venda de energia no MRE/CCEE

– Maior volume de energia demandado pela Eletropaulo

273,7287,2

278287,2

78,4% 79,8% 80,2% 79,8%

1T06 1T07 4T06 1T07

+4,7%+4,7% +3,2%+3,2%

EBITDAEBITDAR$ milhõesR$ milhões

29

(23,4)

(29,0)

(34,6)

(29,0)

1T06 1T07 4T06 1T07

152,9 160,5 165,1 160,5

1T06 1T07 4T06 1T07

--2.8%2.8%

Resultado Resultado

1T07 x 1T06

– Receita financeira: redução de 6,8% devido à queda do CDI médio de 17,2% no 1T06 para 12,9% no 1T07.

– Despesas financeiras: aumento de 8,9% decorrente da elevação do IGP-M de 0,7% para 1,1% .

1T07 x 4T06

– Crescimento de 0,8 pontos percentuais na margem líquida.

– Aprovada a distribuição de dividendos, no montante equivalente a 100% do lucro líquido do 1T07.

Resultado FinanceiroResultado FinanceiroR$ milhõesR$ milhões

Lucro LLucro LííquidoquidoR$ milhõesR$ milhões

+16,3%+16,3%--23,9%23,9%

43,8% 44,6%

+5,0%+5,0%44,6%

47,7%

30

DDíívida Lvida LííquidaquidaR$ MilhõesR$ Milhões

1.4061.254

1.096

661682676

0,6x 0,6x 0,7x 1,4x

2,0x

3,2x

2002 2003 2004 2005 2006 1T07

Dívida LíquidaDívida Líquida / EBITDA

EndividamentoEndividamento

Saldo de caixa em 31/03/2007 = R$ 686 milhões

Montante Vencimento Custo Garantia

R$ milhões

Montante Credor 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

31

Fluxo de CaixaFluxo de Caixa

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

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

32

ConclusãoConclusão

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

ANEXOS

34

Fontes: ANEEL; CCEE; ONS; ABRADEE.

124 companhias

16% setor privado

1.604 plantas

106 GW capacidade instalada– 71% hidroelétrica

– 23% termoelétrica

– 2% nuclear

– 4% outros

Dois ambientes de contratação –mercado livre e mercado regulado

GeraGeraççãoão

40 companhias

Maioria setor público

Transmissão de alta voltagem (>230 kV)

194.286 km de linhas

Serviço público regulado com acesso aberto

Tarifa de Transmissão Regulada (corrigida anualmente pela inflação - IGP-M)

TransmissãoTransmissão

64 companhias

347 TWh distribuídos em 2006

59 MM consumidores

73% setor privado (n.º de companhias)

Reajuste Tarifário Anual

Revisão Tarifária a cada quatro ou cinco anos

Serviço Público Regulado

Ambiente de contratação regulado

DistribuiDistribuiççãoão

849 clientes livres

Fontes Convencionais:– Acima 3 MW

Fontes Alternativas:– No mínimo 500 kW

Grandes consumidores podem comprar energia direto da geradora

Ambiente de contratação livre

Clientes LivresClientes Livres

Setor ElSetor Eléétrico Brasileiro trico Brasileiro CaracterCaracteríísticas do Mercadosticas do Mercado

35

Setor ElSetor Eléétrico Brasileirotrico BrasileiroCrescimento do PIB x DemandaCrescimento do PIB x Demanda

-

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

2000 2001 2002 2003 2004 2005 20060

50

100

150

200

250

300

350

400

PIB Consumo

Fontes: IBGE; EPE.

5,3%5,3%--7,9%7,9% 3,5%3,5% 4,7%4,7% 4,5%4,5%

4,6%4,6%

4,3% 1,3% 2,7% 1,1% 5,7% 2,9%

3,8%3,8%

3,7%

R$ bilhões

% Varia% Variaçção com o ano anterior ão com o ano anterior

TWh

36

DepreciaDepreciaççãoãoBase BrutaBase Bruta

xxDepreciaDepreciaççãoão

RemuneraRemuneraççãoãodo Capitaldo Capital

Base LBase Lííquidaquidaxx

WACC WACC (antes de impostos) (antes de impostos)

Empresa de Referência Empresa de Referência -- PMSOPMSO

Setor ElSetor Eléétrico Brasileirotrico BrasileiroEstrutura RegulatEstrutura Regulatóóriaria

Reajuste pela inflação e divisão do ganho com o crescimento do mercado com os consumidores

Custos Parcela A:– Não gerenciáveis

– Compra de Energia

– Transmissão de Energia

– Encargos Setoriais

Custos Parcela B:– Gerenciáveis

– PMSO

– Depreciação

– Remuneração do Capital

– Parcela B é ajustada pela inflação

menos o Fator X, com o intuito de

compartilhar ganhos com crescimento

do mercado com os consumidores

Revisão Tarifária da Eletropaulo ocorre a cada quatro anos –próxima Julho de 2007

Índice da Revisão em %:

Dois ambientes de contratação de energia

Contratação Regulada– Aplicado às companhias distribuidoras

– Governo determina o total de demanda

baseado nas projeções das distribuidoras

– Governo indica novas geradoras a serem

leiloadas

– PPAs executados entre cada vendedor e

todos os compradores (pool)

Contratação Livre– Aplicado aos clientes livres e

comercializadoras

– Contratos bilaterais livremente negociados

Receita Verificada

MWh x tarifa

Receita Requerida

Parcela A +

Parcela B

÷

Reajuste TarifReajuste Tarifáário rio AnualAnual Revisão TarifRevisão Tarifááriaria ContrataContrataçção de Energiaão de Energia

37

Geradoras

Transmissoras

Distribuidoras

Clientes Livres

Câmara de Câmara de ComercializaComercializaçção ão

de Energia Elde Energia Eléétrica trica (CCEE)(CCEE)

Coordena a Coordena a comercializacomercializaçção de ão de

energiaenergia

Operador Nacional Operador Nacional do Sistema Eldo Sistema Eléétrico trico

(ONS)(ONS)

Coordena e controla o Coordena e controla o sistema interligado sistema interligado

nacionalnacional

Setor ElSetor Eléétrico Brasileirotrico BrasileiroEstrutura OrganizacionalEstrutura Organizacional

Comitê de Comitê de Monitoramento do Setor Monitoramento do Setor

ElEléétrico (CMSE)trico (CMSE)Monitora suprimento de energiaMonitora suprimento de energia

Agência Nacional de Agência Nacional de Energia ElEnergia Eléétrica (ANEEL)trica (ANEEL)

Regula e supervisionaRegula e supervisiona

Empresa de Pesquisa Empresa de Pesquisa EnergEnergéética (EPE)tica (EPE)

PlanejamentoPlanejamento

Conselho Nacional de Conselho Nacional de PolPolíítica Energtica Energéética tica

(CNPE)(CNPE)Formula as polFormula as polííticasticas

MinistMinistéério de Minas e rio de Minas e Energia (MME)Energia (MME)

Implementa as polImplementa as polííticasticas

38

AES BrasilAES Brasil

Área de Concessão 4.526 km²

5,5 MM de consumidores

4.316 colaboradores

16% participação da AES

Consumo em 2006: 38.183 GWh

Hidroelétrica

2.651MW, 10 plantas

285 colaboradores

24% participação da AES

Combustível: Gás

639MW, 1 planta

57 colaboradores

46% participação da AES

Área de Concessão 99.512 km²

1,1 MM consumidores

810 colaboradores

100% participação da AES

Consumo em 2006: 6.974 GWh

GeraGeraççãoão

DistribuiDistribuiççãoão

39

HistHistóórico rico -- Eletropaulo e TietêEletropaulo e Tietê

1998– Privatização da

Eletropaulo

1999– Privatização da

Tietê

2000– AES Transgás adquire 64%

das ações ordinárias da

Eletropaulo

2001– AES aumenta sua

participação na Tietê

2002– AES aumenta sua

participação na Eletropaulo

2003– AES reestruturação da

dívida com o BNDES

– Criada a holding

Brasiliana Energia

– 1º Revisão Tarifária da

Eletropaulo desde a

privatização

2004– Reprofiling da dívida

da Eletropaulo

2005– Oferta Secundária da

Tietê

2006– Reestruturação da

Brasiliana

– Oferta Secundária da

Eletropaulo

– Reprofiling de 100%

da dívida da

Eletropaulo

19971997--19991999 20002000--20022002 20032003--20042004 20052005--20062006

DeclaraDeclaraçções contidas neste documento, relativas ões contidas neste documento, relativas àà perspectiva dos negperspectiva dos negóócios, cios, ààs projes projeçções ões de resultados operacionais e financeiros e ao potencial de crescde resultados operacionais e financeiros e ao potencial de crescimento das Empresas, imento das Empresas, constituemconstituem--se em meras previsões e foram baseadas nas expectativas da adminse em meras previsões e foram baseadas nas expectativas da administraistraçção ão em relaem relaçção ao futuro das Empresas. Essas expectativas são altamente depeão ao futuro das Empresas. Essas expectativas são altamente dependentes de ndentes de mudanmudançças no mercado, do desempenho econômico do Brasil, do setor elas no mercado, do desempenho econômico do Brasil, do setor eléétrico e do trico e do mercado internacional, estando, portanto, sujeitas a mudanmercado internacional, estando, portanto, sujeitas a mudançças. as.