10 de novembro de 200610 de novembro de 2006

Resultados do 3º trimestre de 2006Resultados do 3º trimestre de 2006

Destaques

Mercado

Reajuste Tarifário e Performance Operacional

Performance Financeira

Perfil da Dívida

Fluxo de Caixa

Conclusão

Destaques

Performance Operacional

Contrato Bilateral

Performance Financeira

Capex

Obrigação da Expansão

Conclusão

Reorganização Brasiliana

3

ReorganizaReorganizaçção Brasilianaão Brasiliana

• Racional da Reorganização• Viabilização dividendos para controladores

• Redução Dívida – pagamento antecipado de debêntures da Brasiliana

• Eliminação da dívida denominada em dólares

• Simplificação da estrutura societária

• Eliminação de ineficiências fiscais

• Oferta Secundária – AES Transgás

• 15,83 bilhões de ações preferenciais classe B (38% do Capital Social da Eletropaulo)• Pricing: R$ 85,0 / ‘000 ações, representando um volume total de R$ 1.345 milhões

• Free Float passou de 18,3% (R$ 729 milhões) para 56,2% (R$ 2.233 milhões)

• A ação PNB (ELPL6) da Eletropaulo valorizou 11,8% desde o pricing (21/09/06) até 06/11/06

• O volume médio diário de negociações passou de R$ 6,0 milhões nos últimos 12 meses anteriores ao pricing (21/09/06) para R$ 19,0 após o pricing (até 06/11/06).

4

ReorganizaReorganizaçção Brasilianaão Brasiliana

BNDESAES Holdings

Brasil Ltda

Cia. Brasiliana

De Energia

AES InfoenergyAES Uruguaiana

Inc (Cayman)AES ELPA

EletropauloAES Uruguaiana

Empreend. S.A.

AES Tietê S.A.

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%

O = Ações OrdináriasP = Ações PreferenciaisT = Total

• Redução do endividamento da Brasiliana e suas holdings de R$ 2.044,0 milhões (saldo do principal em 30.09.2006) para R$ 800,0 milhões

R$ 800 milhões

6

Destaques do TrimestreDestaques do Trimestre

EventosSubseqüentes

• Elevação dos ratings pela Fitch em escala nacional de “BBB+”para “A” e em escala internacional de “B+” para “BB-”(5/10/2006)

• Elevação dos ratings pela S&P em escala nacional de “BBB+”para “A-” e em escala internacional de “B+” para “BB-”(6/11/2006)

3Tri06

• EBITDA ajustado de R$ 1.912,4 milhões nos 9 meses de 2006, 26,0% superior aos 9 primeiros meses de 2005

• Lucro líquido de R$ 274,4 milhões nos 9 primeiros meses do ano, comparado a um prejuízo de 204,1 milhões no período equivalente de 2005

• Reajuste Tarifário – 11,45% (4/07/2006)

• Alongamento da dívida FCESP - economia de caixa de aprox. R$ 633 milhões até o final de 2008 (31/08/2006)

7

1.3121.632

592

1.658

613

2.320

1.915

3.0333.195

2.372

Residencial Industrial Comercial P. Públicos eOutros

Cons. Livres

3T05 3T06

7.882 7.790

9.4489.194

Mercado Cativo Mercado Total

5,3%

-3,5%

-14,8% 26,3%

-1,2%

2,8%

2,2%

7.5197.6067.4337.2807.2567.119 7.033

7.443

4T04 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06

ComparaComparaçção do Consumo em ão do Consumo em GWhGWh

Obs: Não considera consumo próprio

Evolução do Mercado Cativo (GWh)Crescimento de 4,6% (12 meses)

• Excluindo os clientes livres atuais de todos os períodos anteriores.

8

Clientes LivresClientes Livres

1.6581.654

1.182

641479

750 806964

1.3121.407 1.500

1930

3848 54

78 8495 99 106 111

1T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06

Clientes Livres (GWh) TUSD (R$ milhões)

Receita Líquida com TUSD X Consumo Clientes Livres

% Mercado Total (3T06)

1,9%

18,1%80,0% Consumo Cativo

Clientes Livres

Clientes Potencialmente Livres

9

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

7,5%7,6% 12,1%

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

1,6%1,7%

16,9%

-4,3%

7,1%

1999 2000 2001 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%

17,6%

11,1%13,8%

11,5%

RESIDENCIAL 308,0 304,0 - 1,3%INDUSTRIAL 235,7 260,1 + 10,3%COMERCIAL 283,7 292,3 + 3,0%DEMAIS 228,5 236,3 + 3,4%TOTAL 277,1 286,1 + 3,2%

3Tri06 Variação %3Tri05Tarifa média R$/MWh

10

Destaques OperacionaisDestaques Operacionais

Taxa de Arrecadação Total -% sobre receita brutaEvolução das Perdas (%)

7,9 7,3 7,4 6,6

13,5 12,9 13,0 12,2

5,65,65,65,6

2004 2005 9M05 9M06

Perdas Técnicas Perdas Comerciais

99,298,299,097,5

2004 2005 9M05 9M06

-5,9% +1,0%

Combate a Fraudes e Ligações Clandestinas (9M06):

• 367 mil Inspeções e 45 mil fraudes detectadas

• 56 mil regularizações de ligações clandestinas

Taxa de arrecadação

•Poderes Públicos: 106,0%

•Setor Privado: 98,7%

Cortes e Religações - media mensal (9M05 x 9M06)

• Cortes - aumento de 77 mil para 117 mil

• Religações - aumento de 55 mil para 75 mil

11

Investimentos 9M06Investimentos 9M06R$ milhõesR$ milhões

76 73

32

49

15

404

186

297355

70

346

11 16

33

81 92

217

330

88

2003

2004

2005

1T06

2T06

3T06

2006

(e)

Capex Auto Financiados

Investimentos 9M06 (R$ 260,7 milhões)

16%

6%

12%

12%15%

39%

Serviço ao Consumidor eExpansão do Sistema

Manutenção

Recuperação de Perdas

Tecnologia da Informação

Outros

Autofinanciados

12

ResultadosResultadosR$ milhõesR$ milhões

764,7 745,7 737,1

2.930,5

2.184,72.007,12.184,71.977,1

745,72.744,22.741,8 2.930,5

3T05 3T06 2T06 3T06

Receita Líquida Deduções à Receita Operacional

1.143,4

509,0348,0509,0744,8

228,4188,9

157,6228,4

1.143,41.055,9

1.145,3

1.880,81.561,5

2.079,01.880,8

3T05 3T06 2T06 3T06Despesas Operacionais Encargos do Setor Eletricidade + Transporte

Receita Bruta Despesas Operacionais

• Aumentos em relação ao 2T06 e 3T05

decorrem:

• Da aplicação do reajuste tarifário médio 11,45% desde

04 de julho de 2006

• Mix tarifário e crescimento do mercado total de 2,8%

com relação ao 3T05

+6,9% +6,8%-9,5%

+20,4%

• Aumento de 20,4% sobre 2T06:

• Aumento em provisões trabalhistas e cíveis – R$ 120,9

milhões

• Maiores gastos com compra de energia e encargos

setoriais (CCC e CDE) em função dos seus reajustes –

R$ 291,5 milhões

• Redução de 9,5% sobre 3T05:

• Provisão de créditos com PMSP - R$ 346,4 milhões no

3T05 – (evento não recorrente)

13

9M05 x 9M06

Crescimento de 26,0%

EBITDA AJUSTADO

EBITDAEBITDAR$ milhõesR$ milhões

EBITDA sem ajustes

Fundação CESP

3T05 x 3T06

RTE

(27,5)

60,4

448,6

85,3

Provisão - PMSP

0

Provisão - RTE 0

Provisão - Contingências 0

Margem EBITDA AJUSTADO 22,7%

383,2

60,5

658,9

80,0

0

14,3

120,9

30,2%

826,8

181,6

1.518,1

251,3

(72,0)

0

0

24,4%

1.330,2

181,6

1.912,4

243,5

0

36,1

120,9

31,0%

Crescimento de 46,9%

330,5 0 330,5 0

Prescrição PIS/Pasep

14

ResultadoResultado FinanceiroFinanceiro ConsolidadoConsolidadoR$ milhõesR$ milhões

(53,0)

(126,1)

(53,0)

(136,2)

3T05 3T06 2T06 3T06

A melhoria do resultado financeiro decorre:

• Da redução do custo total líquido do endividamento

• Do aumento de 21,8% de receitas financeiras com relação

ao 2T06:

• Receitas de gerenciamento de caixa no 3T06 (R$

12,1 milhões)

• Recebimento de dividendos da Eletropaulo Telecom

no 3T06 (R$ 5,0 milhões)

• De ganhos sobre a tradução das demonstrações contábeis

da Overseas II de R$ 5,7 milhões devido à depreciação do

Real em 0,5% no 3T06.

Resultado Financeiro

-58,0%-61,1%

(193,4)

(160,4)(153,7)

(130,2)(120,4)

3T05 4T05 1T06 2T06 3T06

Custo Total Dívida (Líquido)

15

Lucro LLucro LííquidoquidoR$ milhõesR$ milhões

• Reversão de Prejuízos Acumulados de R$ 257,2 milhões em 31.12.2005 para Lucros Acumulados de R$ 29,6 milhões em 30.09.2006

274,4

(204,1)

47,3

201,9

47,3

(324,1)

3T05 3T06 2T06 3T06 9M05 9M06

-76,6%

16

5.2804.800 4.8004.877

74% 79% 79%77%

26%21% 21%23% 4.0314.2564.031

4.924

3T05 3T06 2T06 3T06

R$

milh

ões

LP CP Dívida Líquida

-18,1%

-5,3%5.2804.800 4.8004.877

74% 79% 79%77%

26%21% 21%23% 4.0314.2564.031

4.924

3T05 3T06 2T06 3T06

R$

milh

ões

LP CP Dívida Líquida

-18,1%

-5,3%

DDíívida Consolidadavida ConsolidadaR$ milhõesR$ milhões

Curto Prazo X Longo Prazo

• Dívida Bruta: redução em 9,1% (R$ 479,6 milhões)

• Dívida Líquida: redução em 18,1% (R$ 893,7 milhões)

• Moeda estrangeira: redução de 9,7% para 2,1% do total

Destaques do Endividamento – últimos 12 meses

Libor2,1%

Taxa Fixa11,1%

IGP-DI47,7%

CDI/Selic39,1%

Credores X Indexadores – 3T06

Dívida Bruta – R$ 4.800 milhões

• Fundo de Pensão - R$ 2.288 milhões

• Credores Privados - R$ 2.033 milhões

• BNDES - R$ 478 milhões

17Economia de caixa de aproximadamente R$ 633 milhões até o final de 2008

282

106

422 422

200 200 200 200 200

800

282

36144 163 181 181 181 181 181

1.505

Pagtos9M06

4T06 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014-22

FCESP (Pré-alongamento) FCESP (Pós-alongamento)

23458

213 267 263

729

138 138 111

282144

163 181

181

181 181 181

1.505

356159

112

3685

2626

26

26

21

Pré-pagtos9M06

Pagtos9M06

4T06 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014-22

R$ (S/ FCESP) FCESP BNDES US$

Cronograma de AmortizaCronograma de AmortizaççãoãoPrincipal Principal -- R$ milhõesR$ milhões

Alongamento Dívida com

Fundação CESP

Dívida Total

18

CDI +6,84%

CDI +2,90% CDI +

2,50% CDI +1,82%

Bonds 8ª Debentures 9ª Debentures CCB

DDíívida Consolidadavida ConsolidadaR$ milhõesR$ milhões

Evolução de ratings – Fitch Ratings

--17,4%%

--1,6%--1,4%%

100,4%100,8%99,7%

101,9%5,44

3,433,81 3,90

3T05 1T06 2T06 3T06Custo Médio - %CDI Prazo Médio - anos

Custo Médio e Prazo Médio

Evolução da taxa de juros

Escala Nacional

Escala Internacional

BB

BBB

BBB+

B -

B +

B +

Out ‘04

Dez ‘05

Jul ‘06

AOut ‘06

BB -

Escala Nacional

Escala Internacional

BB

BBB

BBB+

B -

B +

B +

Out ‘04

Dez ‘05

Jul ‘06

AOut ‘06

BB -

• Melhoria do perfil de endividamento

• Forte geração de caixa

• Desalavancagem da controladora

19

Fluxo de CaixaFluxo de CaixaR$ milhõesR$ milhões

R$ milhões 1T06 2T06 3T06 9M06

Saldo de caixa inicial 492 356 617 492

Geração de caixa operacional 687 653 725 2.065

Investimentos (101) (88) (75) (264)

Despesa Financeira Líquida (196) (85) (177) (458)

Amortizações Líquidas (245) (45) (158) (448)

Fundação CESP (134) (108) (85) (327)

Imposto de Renda (147) (67) (83) (297)

Caixa Livre (136) 261 147 272

Saldo de caixa final 356 617 764 764

Geração de Caixa Operacional (3T06)

• Reajuste tarifário médio de 11,45%

• Crescimento do mercado e mix de tarifas

Fundação CESP (3T06)

• Renegociação dos contratos de dívida

20

ConclusãoConclusão

• Reversão do prejuízo acumulado de R$ 257,2 milhões em Dez/05 para R$

29,6 milhões de lucros acumulados em Set/06

• Aumento de 26% do EBITDA Ajustado, R$ 1.518,1 milhões (9M05),

comparado a R$ 1.912,4 milhões (9M06)

• Redução de 18,1% na dívida líquida consolidada

• Redução de 2,1% do custo médio da dívida consolidada

• Alongamento do prazo médio de vencimento da dívida de 3,4 para 5,4 anos

• Elevação do rating pela Fitch Ratings e S&P

• Free float aumentou de 18,3% para 56,2% do capital total

21

22

Destaques do TrimestreDestaques do Trimestre

1S06Jan/06: 100% da energia assegurada passou a ser vendida pelo contrato bilateral com a Eletropaulo

EBITDA: R$ 543 milhões

Lucro Líquido: R$ 306 milhões

Dividendos pagos: 100% lucro líquido do semestre

Eventos SubseqüentesPagamento de dividendos do trimestre e JSCP no valor total de R$ 143,5 milhões em 30 de novembro

3Tri06Jul/06: Reajuste do contrato com Eletropaulo em 0,9%

EBITDA: R$ 276 milhões no 3T06 e R$ 819 milhões nos 9M06

Lucro Líquido: R$ 143,5 milhões no 3T06 e R$ 449 milhões nos 9M06

23

BalanBalançço Energo Energéético tico –– 9M069M06

Geração Bruta x Energia Faturada em GWh

*Após descontados consumo próprio e perdas de transmissão, a diferença é direcionada primeiramente ao Mecanismo de Realocação de Energia –MRE e, então, à Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE.

Caconde284,0

Euclides365,1

Limoeiro104,8

Ibitinga501,7

Bariri427,2

Barra Bonita402,3

Água Vermelha5.912,0

Promissão768,4

Nova Avanhandava1.029,0

Mogi Guaçu23,5

MRE/CCEE*1.506,3

Eletropaulo - Bilateral8.311,5

TOTAL

9.817,8

FATURADA

9.817,8

84,7%60,2%

1,1%

2,9%

3,7%

4,1%

4,4%

5,1%

7,8%

10,5%

0,2%

15,3%

24

GeraGeraçção e Confiabilidade do Sistemaão e Confiabilidade do Sistema

Geração nos 9M06 foi 18% acima da energia assegurada.

Taxa de Falha (TF) e Disponibilidade da Unidade Geradora (DUG) superiores às metas estabelecidas pela ANEEL – de 2,9% para TF e 92,8% para DUG

Média de 7 anos de operação sem acidentes com afastamento

Taxa de Falha x DisponibilidadeTaxa de Falha x Disponibilidade

*Anualizado

0,7Bariri3,1Euclides da Cunha3,4Caconde4,5Promissão6,0Barra Bonita6,1Limoeiro8,1Água Vermelha8,7Nova Avanhandava11,6Mogi-Guaçu18,2Ibitinga

Período Sem Acidentes – Anos

Usina

Energia GeradaEnergia Gerada

1.617 1.619 1.581 1.5021.040

1.258 1.392 1.363 1.467 1.498

118%115%123% 120% 123% 117%

81%98%

109% 107%

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 9M06

Geração - MW Médio Geração / Energia Assegurada

2,8%

2,2% 2,3% 2,5%

1,6% 1,7%

3,0%

94,9%

97,2% 96,8% 94,2% 96,1%90,9% 92,6%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 9M06*

Taxa de Falha - TF Disponibilidade da Unidade Geradora - DUG

25

133,9

45,9 48,854,0

73,6

94,4

119,6

2000 2001 2002 2003 2004 2005 ContratoBilateral

Contrato BilateralContrato Bilateral

A partir de jan/06, 1.268 MW (100% da energia assegurada) são vendidos para a Eletropaulo:

Em julho de 2006 o preço foi reajustado em 0,86%, com base na variação do IGP-MContrato válido até dezembro de 2015 Garantia: recebíveis

Aditamento assinado em out/03 alterando o a validade do contrato para jun/28Em ago/05, após a negativa de aprovação pela Aneel, a Eletropaulo recorreu judicialmente e aguarda o julgamento em 1ª instância, que ainda não tem data definida

Receita MReceita Méédia dia –– R$/ R$/ MWhMWh

26

54

3730

56 7120 22

1716

42

35

11 12

18

522 26

80

62

213

71 82

272

9M05 9M06 3T05 3T06

899 1.041

362 343

9M05 9M06 3T05 3T06

Resultados Resultados R$ milhõesR$ milhões

Aumento no volume de vendas através do contrato com a Eletropaulo de 948 MWm para 1.268 MWm

3T05 - receita não recorrente de R$ 50,1 milhões

• reversão da provisão do PIS/Cofinssobre o contrato bilateral

• reconhecimento de ativo regulatórioreferente ao PIS/Cofins dos contratos iniciais

Jul/06: reajuste do preço de venda (0,9%)

Compra de Energia: Transmissão – aumento de R$ 20,5 milhões: maior volume vendido pelo contrato bilateralPenalidade CCEE – reversão da provisão de R$ 3,9 milhões registrada no 4T05

9M06: Provisões de R$ 30,2 milhões: correção monetária da RTE (R$ 14,8 milhões) e repasse do PIS / Cofins sobre contratos iniciais (R$ 15,3 milhões)

Receita Receita LLííquidaquida CustosCustos e e DespesasDespesas OperacionaisOperacionais

Compra de Energia

Outros* Despesas Operacionais

RoyaltiesProvisões

16%16%

16%16%

28%28%

5%5%

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

27

734819

307 276

84,7%78,7%81,6% 80,7%

9M05 9M06 3T05 3T06

Resultados Resultados R$ milhõesR$ milhões

9m06: aumento no volume de vendas através do contrato com a Eletropaulo de 948 MWm para 1.268 MWm

Jul/06: reajuste do preço de venda de energia

3T05: receita não-recorrente de R$ 50,1 milhões:reversão da provisão do PIS/Cofins referente ao contrato bilateral reconhecimento de ativo regulatório referente ao PIS/Cofins dos iniciais

EBITDAEBITDA

12%12%

10%10%

28

411 449

201143

55,5%43,1%45,7%

41,9%

9M05 9M06 3T05 3T06

Lucro Líquido Margem Líquida(69) (76)

6

(29)

9M05 9M06 3T05 3T06

Resultados Resultados R$ milhõesR$ milhões

Despesas Financeiras: aumento decorrente da variação do IGP-M

3T05 = –1,6%3T06 = 1,0%

9M05 = 0,6% 9M06 = 2,3%

ResultadoResultado FinanceiroFinanceiro LucroLucro LLííquidoquido

9%9%

10%10%

--583%583%

29%29%

9M06: Lucro Líquido acumulado 9% superior ao de 2005

3T06: Lucro Líquido menor devido ao impacto de receita não-recorrente no 3T05

29

EndividamentoEndividamento

DDíívidavida LLííquidaquida –– R$ R$ bilhõesbilhões AplicaAplicaççõesões FinanceirasFinanceiras

Saldo de caixa em 30/set/06 = R$ 672,3 milhões

em R$ milhões

Credor Montante Vencimento Custo Garantia

Eletrobras 1.381,4 mai/13 IGP-M + 10% a.a. RecebíveisFunCesp III 20,5 set/27 IGP-DI + 6% a.a. Recebíveis

0,9

1,3

0,7

1,1 1,11,11,4

0,7

0,7x0,9x1,4x

2,0x3,2x3,3x3,0x

0,7x

2000 2001 2002 2003 2004 2005 9M05 9M06Dívida Líquida Dívida Líquida / EBITDA

Títulos Públicos

Federais - Ba386%

Títulos Estrangeiros - US$ - Aa3 -

7%

Títulos Estrangeiros - US$ - Aa1 -

6%

Títulos Privados -

A3 - 1%

30

CAPEXCAPEX

Capex – 9M06: R$ 18,8 milhões:Bariri: recapacitação e modernização da Unidade Geradora 2 e Unidade Geradora 3Investimentos em reflorestamento

Revisão do Capex projetado para 2006: R$ 30 milhõesatraso na reforma das UG 02 e 03 de Bariri por parte do fornecedor: R$ 5 milhõeseconomia na aquisição de transformador para Nova Avanhandava: R$ 1,5 milhãopostergação de investimentos na hidrovia: R$ 1,5 milhãomodificação no projeto de implementação do sistema de splinkers nos transformadores das Usinas Ibitinga, Euclides da Cunha e Caconde: R$ 1 milhãopostergação de investimentos em reflorestamento: R$ 2 milhõespostergação de investimentos em TI: R$ 1,1 milhões

Capex Capex –– 9M069M06Capex Capex –– R$ R$ milhõesmilhões

69,0%

20,7%0,4%

9,8%

Equipamentos Meio Ambiente Hidrovia Outros

18,8

30,027,5

21,9

12,4

30,537,5

17,7

2000 2001 2002 2003 2004 2005 9M06 2006Revisado

31

ObrigaObrigaçção de Expansãoão de Expansão

Obrigação: expandir a capacidade instalada em, no mínimo, 15% (aproximadamente 400 MW), no período de 8 anos, a partir da assinatura do Contrato de Concessão, ocorrida em dezembro/99

Obrigação poder ser cumprida mediante:aumento da capacidade instalada no Estado de São Paulo; ou contratação, por prazo superior a 5 anos, de energia de novos empreendimentos construídos em SP

Restrições para cumprimento:recursos hídricos insuficientes no Estadorestrições ambientais para instalação de usinas térmicas em SPfornecimento de gásLei 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 de expansão pelo período de 5 anos. Durante este prazo a AES Tietê poderá analisar projetos de investimento livremente, independente da localizaçãoapós o período de suspensão, caso ainda existirem restrições ao cumprimento da obrigação, a AES Tietê seria liberada da obrigaçãonenhuma quantia e/ou obrigação substituta será devida como indenização

Governo de SP ainda não se manifestou a respeito

32

Evento SubseqEvento Subseqüüenteente

Em 23 de outubro, a AES Tietê assinou um Contrato de Compra e Venda de Autorizações para Exploração de Potencial Hidráulico

Contrato sujeito ao cumprimento de certas condições precedentes e à aprovação da ANEEL

Após a obtenção das aprovações regulatórias e societárias necessárias, a AES Tietê poderá construir 3 PCHs no Estado do Rio de Janeiro

Capacidade instalada total de 52 MW

Energia assegurada de 28,97 MW médios

Investimento total estimado: R$ 225 milhões

Prazo estimado de construção: 2 anos

33

ConclusãoConclusão

Geração 18% acima da energia assegurada

Excelência Operacional: TF e DUG acima das metas da ANEEL

EBITDA de R$ 819 milhões nos primeiros nove meses de 2006 – com crescimento de 11,5% sobre o mesmo período de 2005

Lucro líquido de R$ 449 milhões nos 9M06 – com margem líquida de 43,1% nos nove primeiros meses de 2006

Pagamento de dividendos e JSCP no valor total de R$ 143,5 milhões em 30 de novembro

Pagamento aos acionistas: 100% do lucro acumulado nos 9M06

10 de novembro de 200610 de novembro de 2006

Declarações contidas neste documento, relativas à perspectiva dos negócios da AES Eletropaulo, às projeções de resultados operacionais e financeiros e ao potencial de crescimento da Empresa, constituem-se em meras previsões e foram baseadas nas expectativas da administração em relação ao futuro da Empresa. 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.

Declarações contidas neste documento, relativas à perspectiva dos negócios da AES Eletropaulo, às projeções de resultados operacionais e financeiros e ao potencial de crescimento da Empresa, constituem-se em meras previsões e foram baseadas nas expectativas da administração em relação ao futuro da Empresa. 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.