Instrumentos Financeiros

As operações da Companhia compreendem a compra e a distribuição de energia elétrica em 24 municípios, predominantemente da Grande São Paulo, incluindo a Capital do Estado, atendendo a aproximadamente 5,3 milhões de consumidores. Os principais fatores de risco que afetam o negócio da Companhia podem ser assim descritos:

os consumidores localizados na sua área de concessão. De acordo com a regulamentação do setor de energia elétrica, a Companhia tem o direito de cortar o fornecimento de energia elétrica dos consumidores que não efetuem o pagamento das faturas.

Riscos financeiros

O resultado das operações da Companhia é afetado pelo fator de risco de mercado - taxa de câmbio (dólar norte-americano). Em 31 de dezembro de 2005, o saldo total de empréstimos e financiamentos (consolidado) montava R$ 3.010.684 (R$ 3.504.745, em 31 de dezembro de 2004). O montante de R$ 303.899, equivalente a US$ 129.833, refere-se a captações denominadas em dólar norte-americano (R$ 899.637 em 31 de dezembro de 2004, equivalente a US$ 338.923).

Com a finalidade de reduzir a exposição da Companhia à volatilidade deste fator de risco, foram efetuadas operações de swap cambial trocando a variação do dólar mais juros pré-fixados pela variação do CDI. Estas operações foram contratadas para os mesmos vencimentos das dívidas, não ocasionando descasamentos de fluxo de caixa. No exercício findo em 31 de dezembro de 2005, foi apurado um resultado líquido negativo de R$ 232.939 e de R$ 207.679, em 31 de dezembro de 2004, o qual está reconhecido nas demonstrações contábeis na rubrica Despesas Financeiras. Os saldos acumulados nos montantes de R$ 220.117 ao final deste exercício e de R$ 205.070, em 31 de dezembro de 2004, estão registrados na rubrica Operações de Swap Cambial no Passivo Circulante e Exigível a Longo Prazo.

O valor principal dessas operações de swap em 31 de dezembro de 2005 é de US$ 132.847 mil (US$ 341.551 mil em 31 de dezembro de 2004). Nesse montante está incluído o valor de US$ 43.005 mil (US$ 61.417 em 31 de dezembro de 2004) de operações efetuadas com o Banco Santos S.A. ainda em aberto e excluído o valor de US$ 64.826 mil (US$ 46.414 mil em 31 de dezembro de 2004) referentes a operações vencidas com o mesmo banco, o qual teve sua falência decretada em 20 de setembro de 2005.

da dívida em dólar norte-americano no dia 23 de janeiro de 2006.

Os pagamentos de energia comprada de Itaipu também são afetados pela volatilidade do fator de risco de taxa de câmbio (dólar norte-americano), mas o resultado da Companhia está protegido através do mecanismo da Conta de Compensação de Variações de Itens da Parcela A/CVA.

Em 31 de dezembro de 2005 os instrumentos financeiros ativos e passivos ajustados às taxas correntes de mercado estão demonstrados a seguir:

2005 2004 2005 2004 Passivo Empréstimos e Financiamentos (inclui encargos) Moeda estrangeira 1.591.284 2.359.557 1.788.064 2.644.774 Moeda nacional 2.706.785 2.597.814 2.939.759 2.734.946 4.298.069 4.957.371 4.727.823 5.379.720

Outras obrigações - Swap cambial 220.117 205.070 223.549 200.850

Total 4.518.186 5.162.441 4.951.372 5.580.570 2005 2004 2005 2004 Passivo Empréstimos e Financiamentos (inclui encargos) Moeda estrangeira 303.899 899.637 310.087 909.082 Moeda nacional 2.706.785 2.605.108 2.939.759 2.742.217 3.010.684 3.504.745 3.249.846 3.651.299

Outras obrigações - Swap cambial 220.117 205.070 223.549 200.850

Total 3.230.801 3.709.815 3.473.395 3.852.149 Controladora

Valor de Mercado

Valor Contabil Valor de Mercado

Consolidado

Risco de preço

Ao final do processo de reajuste tarifário de 2005 da Companhia, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) autorizou reajuste médio de 2,12%, a ser aplicado a partir de 4 de julho deste ano.

Neste reajuste tarifário são incorporados os efeitos da:

a) finalização do processo de revisão tarifária de 2003, onde o índice de reposicionamento tarifário passou de 10,95% para 11,65% e;

b) exclusão dos montantes relativos ao tributos PIS/Pasep e Cofins das tarifas de fornecimento homologadas pela ANEEL. O montante correspondente a esses tributos serão agregados, pela distribuidora, à conta dos consumidores, em mecanismo semelhante ao adotado para a cobrança do ICMS.

No reajuste anual, que ocorre entre as revisões tarifárias, as empresas distribuidoras de energia elaboram os pleitos para reajuste das tarifas de energia elétrica, com base em fórmula definida no contrato de concessão, que considera as variações dos custos não gerenciáveis (Parcela A) e, para os custos gerenciáveis (Parcela B), pela variação do IGP-M, ajustado pela aplicação do Fator X,. Para o reajuste de 2005, foi utilizado o IGP-M de 7,12% e um Fator X de 2,43%.

Risco de mercado

O portfolio de contratos de energia de 2005 consiste em quatro principais componentes: Contratos Iniciais; Contratos Bilaterais com AES Tietê e AES Uruguaiana e outros pequenos geradores; Contrato de Itaipu; e Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado - CCEAR decorrentes do Leilão Público de energia existente realizado em dezembro de 2004. De acordo com o Decreto MME nº. 5.163/04, as distribuidoras devem efetuar contratos regulados de compra de energia somente através de leilões públicos federais, com duração estabelecida pelo próprio MME, de três a quinze anos para energia proveniente de empreendimentos existentes e, de quinze a trinta anos, para energia proveniente de novos empreendimentos de usinas térmicas e hidrelétricas, respectivamente.

cento e três por cento do montante total de energia elétrica contratada em relação à carga anual de fornecimento da Distribuidora. Os principais fatores de incerteza na compra de energia estão relacionados à previsão de 5 anos da carga e à expectativa de preços futuros. Tais fatores podem implicar em penalidades por insuficiência de contratação, quando a contratação for inferior a 100%, e em custos não repassáveis às tarifas de fornecimento quando a contratação for superior a 103%. Para mitigação desses riscos, há instrumentos de contratação de energia elétrica previstos pela regulamentação tais como leilões de ajuste, MCSD (Mecanismo de Compensação de Sobras e Déficits), opção por redução dos CCEARs de energia existente devido a (i) migração de clientes ao mercado livre, (ii) acréscimos na aquisição de energia decorrentes de contratos celebrados antes da edição da Lei nº. 10.848/04, e (iii) outras variações de mercado.

A estratégia de contratação é assegurar que o nível de contratação permaneça na faixa entre 100% e 103%, maximizando os benefícios nos custos gerenciáveis e minimizando os custos com a compra de energia requerida para atender todos os clientes cativos. Adotou-se, dessa forma, uma abordagem de gestão de risco na compra de energia focada na identificação, mensuração e gestão dos riscos de volume e preços, além da utilização de ferramentas de otimização para suporte na decisão de contratação de energia.

O nível de contratação para 2005 é de, aproximadamente, 102 %. Este excedente de energia comprada para atendimento ao mercado cativo tem tratamento definido pelo Oficio Circular ANEEL nº. 2.218/05, relativo ao encerramento do exercício social de 2005, que em seu item 26, trata do repasse da parcela excedente a 100%, conforme segue:

“(...)

? Recuperação dos 3% excedentes sobre a contratação de energia elétrica

26. Com relação ao direito das concessionárias em recuperar, mediante tarifa, as