1

Evento Unibanco10/12/2004

EletropauloTietê

2

• Reajuste Tarifário e Mercado

• Performance Financeira e Operacional

• Perfil da Dívida

• Performance Operacional

• Performance Financeira

Conclusão

Reajuste Tarifário

Fator X 4,43%

Xe 2,37%

Xc 0,71%

Xa 1,08%

IGP-M (30/06/04) 9,61%

Fator multiplicador daParcela B (IGPM – X) 1,05182

REAJUSTE TARIFÁRIO 2004Parcelas %

Itaipu 1,57%RGR/CCC/CDE/Outros 4,70%Suprimento Nacional 3,15%

Total Parcela A 9,42%Total Parcela B 1,70%Reajuste Total 11,11%CVA 7,51%

50% CVA Diferida 2002-2003 4,12%

CVA Total 2003-2004 3,39%TOTAL REAJUSTE + CVA 18,62%

A

Comparação do Consumo em GWh

Obs: Os gráficos não consideram consumo próprio

858700

2.718

2.238 2.153

2.896

2.204 2.281

Residencial Industrial Com ercial Outros

3º Tri 03 3º Tri 04

7.9668.081

3º Tri 03 3º Tri 04

6,5%-1,5%

6,0%

-18,4%

1,4%

Comparação do Consumo em GWhClientes Livres

Obs: Os gráficos não consideram consumo próprio

2.544

858

2.887

2.1592.320

724

Industrial c/ Livre Comercial c/ Livre Outros c/ Livre

3º Tri 03 3º Tri 04

13,5%

-15,6%

7,5%

7.966

8.2798.081

8.828

Total s/ Livre Total c/ Livre

3º Tri 03 3º Tri 04

6,6%

1,4%

Base de Clientes Diversificada

Alta porcentagem de vendas a consumidores residenciais e exposição limitada a consumidores industriais

As classes residencial e comercial pagam tarifas mais altas, mas o subsídio cruzado histórico terminará até 2006

Clientes industriais com consumo superior a 3 GWh e que são atendidos em 69 KV podem optar para a condição livre

A Eletropaulo mantem uma base de clientes diversificada

Industrial21,3%

Comercial31,3%

Outros4,9%

Residencial42,5%

Receita3º Tri 2004

Industrial27,9%

Comercial30,4%

Outros5,5% Residencial

36,2%

Consumo Faturado (GWh)3º Tri 2004

Fonte: Empresa

Situação Atual

Migração de 41Clientes

38Clientes renovaram

Contratos

Jan-Set 2004

4,1%

4,3%

% mercadofaturado 2003

Total de 65Clientes Livres 9,1%

Retenção de Clientes Potencialmente Livres

• Intensificação das visitas aos Clientes Potencialmente Livres

• Adição de valor ao fornecimento cativo através de:• Venda de energias interruptíveis• Pagamento de contas com créditos de ICMS• Projetos de eficiência energética• Plano de benefícios (Gerenciamento da Carga e Manutenção Preventiva)

Uma unidade consumidora que havia se tornado livre optou por voltar ao mercado cativo

Resultado do 1º leilão de Energia Existente

CEEE S 2.509.854 57,47 987.600 67,87 0 0,00CEMIG SE 0 0,00 6.023.059 69,58 0 0,00CESP SE 7.722.628 62,10 7.653.899 68,37 39.465 77,70CHESF NE 24.133.213 52,79 6.848.225 60,35 272.305 66,05COPEL GERACAO S 9.460.220 57,50 2.391.031 67,62 159.831 75,44DUKE SE 2.065.803 59,98 376.847 69,98 430.163 75,98ELETRONORTE N 6.487.008 56,00 2.131.136 63,90 1.085.275 77,00EMAE SE 820.529 60,84 214.413 69,21 9.866 75,75ESCELSA SE 839.836 57,00 175.429 64,00 0 0,00FURNAS SE 27.614.960 60,94 15.269.528 69,58 275.265 77,70FURNAS S 2.078.545 60,94 1.149.319 69,58 20.719 77,70LIGHT SE 3.668.248 51,73 844.658 61,12 0 0,00TRACTEBEL S 0 0,00 0 0,00 19732,266 70,89

Total 87.400.846 57,51 44.065.144 67,33 2.312.622 75,46

Vendedor

2005-08 2006-08 2007-08

Energia Contratada (MWh) R$/MWh R$/MWh

Energia Contratada (MWh)

Energia Contratada (MWh)

SubmercadoR$/MWh

2º Tri 04 3º Tri 04

Receita Líquida 1.714,6

Despesas Operacionais (1.474,9)

EBITDA * 306,6

Receita (Despesa)**Financeira

(144,3)

Itens ExtraordináriosLíquidos dos Efeitosdos Tributos

(85,4) -0,5%

Lucro (Prejuízo) Líquido 8,1 (6,4)

2.050,3

(1.735,3)

382,2

(164,2)

(85,0)

Resultados – 3º Tri 04 x 2º tri 04

19,6%

17,7%

24,7%

13,8%

-178,9%

10% de crescimento no consumo faturado devido ao reajuste tarifário (18,62%)Diferimento do PIS/COFINS no montante de R$ 117,7 milhões

19% de aumento nas despesas com Energia Eletrica Comprada para Revenda e Encargos com Transmissão82% de incremento de encargos setoriais

Crescimento da Receita Líquida

R$ 111,8 milhões com a perda na tradução das demonstrações contábeis de controladora, devido a apreciação do Real de 8% no trimestre

Aumento das Despesas Financeiras

R$ milhões

(*) Sem ajustes(**) Valores do Resultado Consolidado

3 º Tri 03 3º Tri 04

Resultados – 3º Tri 04 x 3º Tri 03

20% de acréscimo na receita fatura devido ao reajuste de tarifa (18,62%)1.4% de crescimento de mercadoDiferimento do PIS/COFINS no montante de R$ 117,7 milhões

18% de aumento nas despesas de energia Eletrica Comprada para Revenda e Encargos com Transmissão82% de incremento de encargos setoriaisCrescimento de 245,1% nas Outras Despesas Operacionais

Crescimento da Receita Operacional Líq.

Aumento nas despesas fianceiras

R$ milhões

1.682,2

(1.358,9)

323,3

(117,1)

7,0 (6,4)

2.050,3

(1.668,1)

382,2

(164,2)

21,9%

22,8%

18,2%

40,2%

-191,2%

(86,0) (85,0) -1,2%

Receita Líquida

Despesas Operacionais

EBITDA *

Receita (Despesa)**Financeira

Itens ExtraordináriosLíquidos dos Efeitos dos Tributos

Lucro (Prejuízo) Líquido

(*) Sem ajustes(**) Valores do Resultado Consolidado

R$ 111,8 milhões com a perda na tradução das demonstrações contábeis de controladora, devido a apreciação do Real de 8% no trimestre.

EBITDA

EBITDA AJUSTADO

Confissão de Dívida IIa

2º trimestre 2004 3º trimestre 2004

Acréscimo de 21,0%

EBITDA

RTE

Confissão de Dívida IIa

EBITDA AJUSTADO

RTE

Ajuste do EBITDAR$ milhões

R$ 306,6 MM

R$ 74,1 MM

R$ 23,6 MM

R$ 404 MM

R$ 382,2 MM

R$ 23,9 MM

R$ 489 MM

R$ 82,9 MM

Investimentos Projetados para 2004

Investimentos em 2004 R$ milhões

103

34

Recuperação de Perdas 14

Pessoal 89

Total 289

2004(e)

Outros 49

Serviço ao Consumidor e Expansão do Sistema

Manutenção

193217180

289361

287321

289

1998 1999 2000 2001 2002 2003 3º Tri 04 2004 (e)

Melhoria de Operações

Fonte: Aneel e Empresa

DURAÇÃO DAS INTERRUPÇÕES - horas por ano (DEC)

18 1611 9 11 8 8

2017 17 16

10

161817

10 9101315 14

1998 1999 2000 2001 2002 2003 3 Tri 04

FREQÜÊNCIA DE INTERRUPÇÕES - nº de vezes por ano (FEC)

10 10 9 8 9 7 7

20

1513

9

18

131515

8 77912

11

1998 1999 2000 2001 2002 2003 3 Tri 04

Eletropaulo Brasil Região Sudeste

Eventos que levaram ao Problema de Liquidez

EventosEventos ImplicaçõesImplicações

Perdas EstimadasPerdas Estimadas

R$ 1,9 bilhãoR$ 1,9 bilhão

Problemas de LiquidezProblemas de Liquidez

62% aumento no Spread do EMBI Brasil62% aumento no Spread do EMBI Brasil

52% de depreciação do Real52% de depreciação do Real

Incerteza sobre o controle acionárioIncerteza sobre o controle acionário

Estes eventos levaram a Eletropaulo a renegociar R$ 2.3 bilhões das dívidas existentes

Concentração de vencimentos de

Dividas - R$ 2.5 bilhões em 2002

Racionamento 2001 / 2002

2003

Default da Empresa Holding

Volatilidade Macro Econômica

em 2002

Sumario do Processo de Readequação de Dívidas

12 Março, 2004– Conclusão do processo de readequação de dívida

Valor renegociado – R$ 2.3 bilhõesAlongamento de prazos sem redução no valor de face das dívidas29 bancos, incluindo empréstimos sindicalizados, empréstimos bilateral e capital de giroAderência de 100%

Eletropaulo consolidou todas as dívidas em um único documento, com taxas, termos e covenants uniformes

Os empréstimos com garantias ou com condições mais favoráveis não foram incluídos neste processo e serão amortizados conforme os acordos vigentes:*

Empréstimos do Racionamento e CVA com BNDES – R$ 1.2 bilhãoEmpréstimo com Fundo de Pensão– R$ 1.2 bilhão

Commercial Papers também foram renegociados através de “exchange offers” com 99.9% de aceitação

(*) Valores referentes à Set/ 2004

Processo de Readequação de Dívida

Dívida Total Dez03R$ 5,277 Milões

R$ 982

R$ 2,990

R$ 1,305

* Debentures, Rationing Loan with BNDES, Pension Plan

Others*

USD Readequada

R$ Readequada

Total da Dívida antes

da reestruturação

Readequação de dívida

depois da reestruturação

Tranche C

34.8%

Tranche B

11.2%

Tranche A

18.8%

Tranche D

35.3%

Processo de Readequação de Dívida

Os seguintes “down-payments” foram acordados com os credores, com os recursos que a companhia era elegível a receber do BNDES:

– “Down Payment” inicial para todos os credores pro-rataEmpréstimo da CVA: R$ 521 millhões recebido em Junho 2004, sendo R$ 209 milhões usado para amortização3º tranche do empréstimo do racionamento: R$ 240 milhões, recebimento esperado para Dezembro de 2004

– “Down Payment” para tranches C e DEmpréstimo da Capitalização: R$ 771 millhões, recebimento esperado para Dezembro de 2004

Cronograma de AmortizaçãoR$ milhões

* Taxa de conversão de 30/09/2004 US$/R$=2,8586** Refere-se ao Programa de Apoio à Capitalização de Empresas de Distribuição de Energia Elétrica. Conforme cálculos da Eletropaulo, ela estaria apta a receber até R$ 770 milhões no âmbito deste programa. O cronograma de amortizações acima assume que a empresa recebeu o volume total e efetuou o pré-pagamento proporcional das Tranches C e D, conforme acordado com bancos credores.

95 93143 151

100

611

159 140 159 161 196 189 192 194 217 188 220 223 257 224 228 23234 36

75113

129 134139 145

151 157110 104

66

74 69 42

83 42 61

45 61

143

44

149

14 31 14 877732

9 33

149

5

1º T

ri04

2º T

ri04

Dow

n P

aym

ent

3º T

ri04

4º T

ri04

Out

stan

ding

Dow

npay

men

t

Pre

-pag

amen

to *

*

1º T

ri05

2º T

ri05

3º T

ri05

4º T

ri05

1º T

ri06

2º T

ri06

3º T

ri06

4º T

ri06

1º T

ri07

2º T

ri07

3º T

ri07

4º T

ri07

1º T

ri08

2º T

ri08

3º T

ri08

4º T

ri08

R$ BNDES US$ *

Dívida CP vs. LP

53%68% 71%

22%

47%32% 29%

78%

0%

50%

100%

2001 2002 2003 3Q04

CP LP

R$ 5.277 R$ 5.504R$ 5.522 R$ 5.910

milhões

Estratégia de Hedge

0%

20%

40%

60%

80%

100%

2000 2001 2002 2003 3Q04

Moeda Local Hedged Moeda Estrangeira

41%

41%

18% 14%

61%

25%

42%

4%

54%

3%

35%

62%

2%

19%

79%

Atualmente 100% das dívidas em

moeda estrangeira estão “hedgeada”

91,9% das dívidas em moeda

estrangeiras estão “hedgeadas” e

somente 1,6% do total da divida

permanecem sem hedge em Set/

2004

R$3.501 R$5.522 R$5.910 R$5.277 R$5.504

milhões

Ratings

Escala International

2000 2001 2002 2003 2004

Moeda Local Fitch

MoedaLocal S&P

Moeda Estrangeira Fitch

Moeda Estrangeira S&P

Escala Nacional

2000 2001 2002 2003 2004

Fitch

S&P

Investment Grade

Non-Investment Grade

Investment Grade

Non-Investment Grade

Investment Grade

Non-Investment Grade

BBB-

BB

DDD

D

brAA

brA

brDDDbrD

brBB

B

brBB+brA-

B-

Readequação das Dívidas

Readequação da geração de caixa ao cronograma de amortizações

Redução de exposição ao câmbio com a conversão de 47% da dívida renegociada em US$ para R$

Solução para as situações de defaults técnicos e de pagamento

Eliminação de riscos de refinanciamento até 2007

Desalavancagem significativa nos próximos 3-5 anos

Melhora significativa na situação de liquidez e nos indicadores de crédito

Governança Corporativa

• Implementação de Controles Internos

Obter a Certificação dos controles internos com relação à Lei de Sarbanes Oxley pela auditoria externa

Estabelecer procedimentos e indicadores para melhor desempenho da Empresa

Facilitar e otimizar desempenho dos funcionários da Empresa

Evitar fraude da Empresa criando maior transparência das informações

• Quando a empresa adere ao Nível II da Bovespa, é certificada com um selo de Governança Corporativa, promovendo

Maior compromisso da Empresa com seus acionistas (minoritários e controladores)

Maior transparência nas informações fornecidas ao Mercado de Capitais

Manutenção de FreeFloat de 25% do total das ações

Criação de um Conselho Fiscal

Mais direitos aos detentores de ações preferenciais

Lei de Sarbanes Oxley (SOX) Nível II da Bovespa

Desafios Remanescentes

Embora o processo de readequação das dívidas tenha apresentado êxito, a Eletropaulo trabalhará de modo a otimizar sua estratégia financeira. O plano atual para redução do custo da dívida e extensão de prazo envolve:

– Programa de Capitalização do BNDES – Mercados de capitais local e internacional

Na área regulatória, o repasse de alguns custos extraordinários e pendências da revisão tarifaria devem ser contemplados no reajuste tarifário de 2005:

– Remuneração sobre uma base de ativos definitiva– Taxas de impostos mais elevadas– Inclusão de Reajuste Tarifário Extraordinário na TUSD

A empresa constantemente buscará excelência operacional e comercial, a fim de oferecer melhoria da qualidade no serviço prestado aos clientes

O Novo Modelo do Setor Elétrico tem impacto neutro a positivo para a Eletropaulo e será necessário para estabilizar e fortalecer ainda mais o desempenho operacional e financeiro da empresa

Portfólio de Contratos

0%

25%

50%

75%

100%

2003 2004 2005 2006

Piratininga

Nacional

Bragantina

Bandeirante

Elektro

CPFL

Eletropaulo - CI

Eletropaulo - CB

As tarifas dos contratos iniciais são reajustadas anualmente seguindo a fórmula de cálculo pré-estabelecida no Contrato de Concessão:

A tarifa do contrato bilateral com a Eletropaulo é reajustada pela variação do IGPM

Ao longo do 3o trimestre, os seguintes contratos foram reajustados:Julho

Contrato Bilateral com Eletropaulo = 9,61%Contrato Inicial com Eletropaulo = 6,99%

AgostoContrato Inicial com Elektro = 7,95%

Evento subseqüente em Outubro

Os contratos iniciais com a Bandeirante e Piratininga foram reajustados em 8,36%

Índice de Reajuste Tarifário = VPA + VPB x IGP-MReceita

Reajuste de Tarifas

Balanço Energético – 3o Trimestre acumulado

TOTAL

9.075.083

MRE

=

Geração Bruta x Energia Faturadaem MWh

*A Usina de Caconde esteve em manutenção programada durante o 3o trimestre.**Após descontados consumo próprio e perdas de transmissão, a diferença é direcionada ao Mercado de Realocação de Energia - MRE

A AES Tietê gerou 8,6% acima da suaenergia assegurada

Caconde234.265*Euclides416.469

Limoeiro121.127

Ibitinga544.989

Bariri495.846

Barra Bonita451.046

Água Vermelha4.860.635

Promissão846.028

Nova Avanhandava1.081.207

Mogi Guaçu23.471

Bandeirante423.814

Nacional103.167

Bragantina169.407

Elektro686.732

Eletropaulo - CI1.458.765

Piratininga424.063

CPFL829.559

Eletropaulo - Bilateral4.137.149

FATURADA

8.232.656

Energia Armazenada

Fonte: Operador Nacional do Sistema – ONS; Outubro/04

Reservatórios do Sudeste

10

30

50

70

90

Jan

Fev

Mar

Abr Mai

Jun

Jul

Ago Se

t

Out

Nov

Dez

% d

a ca

paci

dade

do

rese

rvat

ório

2000 2001 2002 2003 2004

Demonstração do Resultado - 3o trimestre

Receita Líquida 15,9%

Despesa Operacional -5,6%

Ebitda 22,6%

Receita (Despesa) Financeira

110,1%

Resultado antes daTributação

Lucro Líquido

Aumento do IGP-M ocorrido principalmente nos meses de julho e agosto incidente sobre a dívida com a Eletrobrás

Além do incremento da receita, o EBITDA reflete a redução das despesas operacionais

Reajustes de contas do MAE que ocorreram no 3o trimestre de 2003

213,7 247,6

(66,3) (62,6)

163,9 200,9

(37,4) (78,6)

109,8 105,7

Reajuste tarifário de três contratos: o bilateral e dois iniciais

3o tri 03em R$ milhões 9 meses 03

561,4

(166,5)

442,7

(200,9)

193,6

127,5 -3,3%A melhora do resultado operacional foi

compensada pelo aumento das despesas financeiras

72,01 69,7

9 meses 04

3o tri 04

740,9

(200,7)

587,8

(221,1)

318,2

209,9

30

Conclusão

• A Eletropaulo encerrou o 3º trimestre com aumentos de 20% em sua receita líquida e 25% em seu EBITDA, decorrentes do reajuste tarifário de 18,62% e do diferimento do PIS/COFINS – R$ 117,7 milhões

• A Eletropaulo vem obtendo sucesso com seu programa de retenção de clientes potencialmente livres, minorando sua perda potencial

• A empresa vem constantemente buscando a excelência operacional e comercial, a fim de oferecer crescente qualidade no serviço prestado aos clientes

• A Tietê encerrou o 3º trimestre de 2004 com lucro de R$ 69 milhões

• O lucro líquido, mesmo que impactado pelas despesas financeiras que cresceram em decorrência do IGP-M, manteve-se em linha com o dos trimestres anteriores

• Recentemente a Tietê efetuou mais uma distribuição de dividendos a seus acionistas no montante de R$ 132,8 milhões, reforçando seu compromisso com seus investidores e acionistas