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:

Risco de crédito

A Companhia está obrigada, por força de regulamentação do setor de energia elétrica e por cláusula incluída no contrato de concessão, a fornecer energia elétrica para todos

15/04/2010 19:11:03 Pág: 109 Riscos financeiros

O resultado das operações da Companhia é afetado pelo fator de risco de mercado - taxa de câmbio (dólar norte-americano). Em 300 de junhosetembro de 2006, o saldo total de empréstimos e financiamentos (consolidado) montava R$ 2.680.5753.287.173

(R$ 2.654.2923.339.535, em 310 de marçojunho de 20065).. O montante de R$ 162.840510.677, equivalente a US$ 75.239229.807, refere-se a captações denominadas em dólar norte-americano (R$ 225.056642.052 em 310 de marçojunho

de 20065, equivalente a US$ 103.598273.167).

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 período de seis meses findos em 30 de junho de 2006período de nove meses, foi apurado um resultadoajuste líquido negativo de R$ 57.592 e de 230.230 (perda de

R$ 41.47593.419, em 310 de março de setembro2006), o qual está reconhecido nas demonstrações contábeis na rubrica outras obrigações - Passivo e a contrapartida no

Resultado Despesas Financeiras. O saldo total em 30 de junho de 2006 no valor de R$

223.303 (R$ 246.417, em 31 de março de 2006), está registrado na rubrica Operações

O valor principal dessas operações de swap em 30 de junho de 2006 é de US$ 87.656 mil (US$ 125.599 mil em 31 de março de 2006). Nesse montante está

incluído o valor de US$ 28.307 mil (US$ 43.005 em 31 de março de 2006) de

operações efetuadas com o Banco Santos S.A. ainda em aberto e excluído o valor de US$ 79.524 mil (US$ 64.826 mil em 31 de março de 2006) referentes a operações vencidas com o mesmo banco, o qual teve sua falência decretada em 20 de setembro de 2005.

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.

15/04/2010 19:11:03 Pág: 111 Em 30 de junho de 2006 os instrumentos financeiros ativos e passivos ajustados às taxas correntesde mercado estão demonstrados a seguir:

Valor Valor de Valor Valor de

Contabil Mercado Contabil Mercado

Passivo Empréstimos e Financiamentos (inclui encargos) Moeda estrangeira 1.353.205 1.523.332 162.840 166.305 Moeda nacional 2.517.735 2.664.098 2.517.735 2.664.098 3.870.940 4.187.430 2.680.575 2.830.403 Outras obrigações - Swap cambial 223.303 226.513 223.303 226.513 Total 4.094.243 4.413.943 2.903.878 3.056.916 Controladora Consolidado 2005 2004 2005 2004 Passivo Empréstimos e Financiamentos (inclui encargos) Moeda estrangeira 1.591.284 2.359.557 - 2.644.774 Moeda nacional 2.706.785 2.597.814 - 2.734.946 4.298.069 4.957.371 - 5.379.720 Outras obrigações - Swap cambial 220.117 205.070 - 200.850 Total 4.518.186 5.162.441 - 5.580.570 2005 2004 2005 2004 Passivo Empréstimos e Financiamentos (inclui encargos) Moeda estrangeira 303.899 899.637 - 909.082 Moeda nacional 2.706.785 2.605.108 - 2.742.217 3.010.684 3.504.745 - 3.651.299 Outras obrigações - Swap cambial 220.117 205.070 - 200.850 Total 3.230.801 3.709.815 - 3.852.149

Controladora

Valor de Mercado

Valor Contabil Valor de Mercado Consolidado

empréstimos foi o fluxo de caixa descontado, considerando expectativas de liquidação desses passivos à taxas de mercado vigentes na data do balanço. Para os instrumentos de hedge, também foram utilizadas as taxas de mercado na data do balanço.

15/04/2010 19:11:03 Pág: 113 Risco de preço

Ao final do processo de reajuste tarifário de 2006 da Companhia, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) autorizou reajuste médio de 11,45%, a ser aplicado a partir de 4 de julho deste ano.

Neste reajuste tarifário são incorporados os efeitos:

1. Repasse da sobrecontratação de energia de acordo com o artigo 38 do decreto no. 5.163/2004 e

2. Repasse referente a majoração tributária do PIS e da Cofins advinda do sistema “não cumulativo” de apuração dos referidos tributos não considerados no reajuste de 2005.

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 2006, foi utilizado o IGP-M de 0,86% e um Fator X de 1,32%.

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 se ajustou o resultado preliminar de 10,95%, passando para 11,65% e;

Risco de mercado

O portfolio de contratos de energia de 2006 consiste em três principais componentes: 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.

15/04/2010 19:11:03 Pág: 115 A maioria dos custos associados à compra de energia é composta por itens não gerenciáveis. A legislação atual estabelece que as empresas de distribuição devem garantir o atendimento a cem por cento dos seus mercados de energia e prevê que a ANEEL deverá considerar, no repasse dos custos de aquisição de energia elétrica, até 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.

b)exclusão dos montantes relativos ao tributos PIS/Pasep e Cofins da metodologia de cálculo. O valor correspondente a esses tributos será agregado, pela distribuidora, à conta dos consumidores, num mecanismo semelhante ao adotado para o 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 pela variação do IGP-M, ajustada pela aplicação do fator X, para os custos gerenciáveis (Parcela B). O reajuste de 2005 utilizou o IGP-M de 7,12% e um Fator X de 2,43, que reduziu o IGP-M utilizado no período para corrigir a Parcela B.

Risco de mercado

A maioria dos custos associados à compra de energia é composta por itens não gerenciáveis devido à regulação. O principal objetivo da Companhia é assegurar que o nível de contratação permaneça na faixa entre 100% e 103%, buscando maximizar os

requerida para atender a todos os clientes.

A atual carteira de contratos de energia da Companhia consiste de quatro principais componentes: (1) Contratos Iniciais; (2) Contratos Bilaterais com AES Tietê e outros pequenos geradores; (3) Contrato de Itaipu; e (4) Contratos de Leilão. A partir de 2005, para atender a obrigatoriedade de contratar 100%, as distribuidoras têm que comprar através de contratos regulados ofertados através de leilões.

Os Contratos Iniciais foram assinados antes da privatização e permanecerão em vigor até dezembro de 2005, decrescendo 25% ao ano a partir de janeiro de 2003. Estes contratos possuem volumes e tarifas regulados e foram originados com geradores pertencentes ao governo (CESP, EMAE e FURNAS) e produtores independentes (Duke e AES Tiête).

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O limite mínimo de contratação de 95% da demanda verificada mensalmente mudou para 100% em base anual. As incertezas em torno da previsão de consumo para 5 anos trazem outro fator de risco relacionado ao risco de volume. O risco de repasse dos custos para a tarifa está também associado com o risco de volume se o nível de contratação anual ficar abaixo de 100%, pois a distribuidora é penalizada e tais custos associados não são repassados para a tarifa. Da mesma forma, a contratação acima de 103% está sujeita à impossibilidade de repasse para as tarifas.

As sobras ou faltas de energia devem ser vendidas ou compradas no mercado de energia no curto prazo (CCEE) e, portanto, estão sujeitas à volatilidade dos preços desse mercado. Durante os primeiros nove meses de 2005, a Companhia realizou operações de venda no âmbito da CCEE, apurando um resultado líquido em receita no valor de R$ 23.949, onde os valores para setembro são estimados. Cabe salientar que aproximadamente 65% dessa receita deverá ser devolvida em decorrência de recontabilização da CCEE devido à Redução dos Contratos de Leilão com ressarcimento dos respectivos valores pagos, que está prevista de acordo com o Decreto nº. 5.163 em função da saída de clientes para o mercado livre.

Risco de aceleração de dívidas

A Companhia tem contratos de empréstimos, financiamentos e debêntures, com cláusulas restritivas (“covenants”) normalmente aplicáveis a esses tipos de operações, relacionadas à atendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros. Essas cláusulas restritivas foram atendidas e não limitam a capacidade de condução do curso normal das operações.

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