Relatório da administração 2009 - Rede energia

8/9/2019 Relatório da administração 2009 - Rede energia

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Rede Energia S.A.CNPJ/MF nº 61.584.140/0001-49 - Companhia Aberta

www.redenergia.com

.- Companhia Aberta

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continua

A companhia

A REDE ENERGIA S.A. (“REDE ENERGIA”) é uma empresa holding onde são consolidadas asinformações financeiras das companhias do Grupo. A empresa encerrou o exercício de 2009controlando direta e indiretamente doze empresas operacionais: nove distribuidoras de energiaelétrica, uma geradora, uma comercializadora e uma prestadora de serviços.

Distribuição

As nove distribuidoras controladas pela REDE ENERGIA, juntas, atendem a uma área de concessãode 2.787.107 km2, que representa cerca de 34% do território nacional e abrange 578 municípios,proporcionando atendimento a 4,5 milhões de unidades consumidoras, cadastradas até 31 dedezembro de 2009. Juntas, essas distribuidoras somaram um lucro líquido de R$ 466,6 milhões.

Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. (“CEMAT”) é a única distribuidora de energia elétrica doEstado do Mato Grosso, o terceiro maior Estado do Brasil em área, cobrindo aproximadamente 10,6%do território nacional, o que equivale a 903.358 km2. Em 31 de dezembro de 2009, a REDE ENERGIAdetinha 39,92% do capital total e 61,84% do capital votante da concessionária.

Centrais Elétricas do Pará S.A. (“CELPA”) é a única distribuidora de energia elétrica do Estado doPará, o segundo maior Estado do Brasil em área, cobrindo aproximadamente 14,7% do territórionacional, o que equivale a 1.247.690 km2. Em 31 de dezembro de 2009, a REDE ENERGIA detinhadireta e indiretamente 61,37% do capital total e 65,18% do capital votante da concessionária.

Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins (“CELTINS”) é a única distribuidora de energiaelétrica do Estado do Tocantins, cobrindo uma área de aproximadamente 3,3% do território nacional,o que equivale a 277.621 km2. Em 31 de dezembro de 2009, a REDE ENERGIA detinha 50,86% docapital total e 70,00% do capital votante da concessionária.

Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. (“ENERSUL”) é a mais nova distribuidora de energiaelétrica da REDE ENERGIA. A área de concessão da ENERSUL abrange 73 no Estado de MatoGrosso do Sul, distribuídos em uma área de 328.316 km2. A REDE ENERGIA passou a controlar aENERSUL a partir de setembro de 2008 e, em 31 de dezembro de 2009, detinha direta e indiretamente99,92% do capital total e votante da concessionária.

Rede Sul/Sudeste (“REDE SUL/SE”) é a denominação da unidade de negócio composta pelo grupodas cinco concessionárias, controladas pela REDE ENE RGIA, que atuam nas Regiões Sul e Sudestedo País, cobrindo uma área de 30.122 km 2. Juntas, as cinco distribuidoras que compõem a REDE SUL/ SE somaram um lucro líquido de R$ 49,2 milhões.

• Caiuá Distribuição de Energia S.A. (“CAIUÁ”) atende a 24 municípios no Interior do Estado deSão Paulo. Em 31 de dezembro de 2009, a REDE ENERGIA detinha 100,00% do capital total evotante da concessionária.

• Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. (“EDEVP”) atende a 27 municípios noOeste do Estado de São Paulo. Em 31 de dezembro de 2009, a REDE ENERGIA detinha 100,00%do capital total e votante da concessionária.

• Empresa Elétrica Bragantina S.A. (“EEB”) atende 15 municípios no Interior dos Estados de SãoPaulo e Minas Gerais. Em 31 de dezembro de 2009, a REDE ENERGIA detinha 91,45% do capitaltotal e 96,42% do capital votante da concessionária.

• Companhia Nacional de Energia Elétrica (“CNEE”) atende a 15 municípios no Interior do Estadode São Paulo. Em 31 de dezembro de 2009, a REDE ENERGIA detinha 98,69% do capital total e100,00% do capital votante da concessionária.

• Companhia Força e Luz do Oeste (“CFLO”) atende o município de Guarapuava no Interior do Estadodo Paraná. Em 31 de dezembro de 2009, a REDE ENERGIA detinha 97,70% do capital total e 97,65do capital votante da concessionária.

Geração

Tangará Energia S.A. (“TANGARÁ”) é uma sociedade que tem por objetivo a construção e exploraçãoda Usina Hidrelétrica Guaporé (“UHE GUAPORÉ”), nos termos do Contrato de Concessão nº 15/2000 -ANEEL. A usina está localizada nos municípios de Vale de São Domingos e Pontes e Lacerda,no Estado do Mato Grosso, e é composta por três turbinas, cada uma com potência de 41,4 MW,representando uma capacidade total instalada de 124,2 MW. Em 31 de dezembro de 2009, a REDEENERGIA detinha diretamente 61,67% do capital total e 100,00% do capital votante da TANGARÁ.

Comercialização e serviços

Rede Comercializadora de Energia S.A. (“REDECOM”) tem como objeto a comercialização deenergia elétrica de qualquer origem e natureza, no âmbito do Ambiente de Contratação Livre - ACL.Sua atividade abrange a intermediação e negociação de contratos de energia com geradores,comercializadores e com consumidores livres e especiais, operação na Câmara de Comercializaçãode Energia Elétrica (“CCEE”), representação de agentes do setor em leilões de energia e prestaçãode serviços de assessoria e consultoria técnica a consumidores. No final de 2009, a REDECOMdetinha 165 clientes, base essa composta por clientes livres, de energia convencional, incentivada econtratos de intermediação. A companhia ocupa o 7º lugar no raking da Câmera de Comercializaçãode Energia Elétrica (“CCEE”), considerando-se a comercialização em fontes de energia convencional eincentivada e a 1º no raking da comercialização de energia incentivada. Em 31 de dezembro de 2009,a REDE ENERGIA detinha 99,60% do capital total e votante da REDECOM.

Rede Eletricidade e Serviços S.A. (“REDESERV”) fornece serviços relacionados a projetos deengenharia, construções de subestações e outros ativos relacionados ao setor de energia elétrica.Em 31 de dezembro de 2009, a REDE ENERGIA detinha 99,50% do capital total e votante daREDESERV.

Eventos relevantes

• Implantação do Programa Evoluir a partir do primeiro semestre de 2009. Esse Programa tem porobjetivo a integração das diversas iniciativas da REDE ENERGIA, por meio de um único programade transformação da gestão e operação. O objetivo é promover mais transparência e agilidade natomada de decisões estratégicas, contribuindo para o desenvolvimento e o crescimento das suascompanhias e colaboradores. O Programa é subdividido em sete projetos:

• 1. CSC - Centro de Serviços Compartilhados, já implementado, que visa à uniformização dosprocessos contábeis, fiscais e financeiros;

• 2. EPC - Estruturação do Processo de Cobrança, cujo objetivo é a criação de uma área decobrança corporativa, responsável pela elaboração de estratégias, implementação de melhorias,definição das políticas, normas e gestão de indicadores;

• 3. EOE - Estruturação da Operação de Engenharia, que pretende melhorar a eficiência da áreaoperacional, a partir do aprimoramento das estruturas de engenharia e distribuição das companhiasda REDE;

• 4. MCPSE - Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico, que visa ao atendimento àsexigências do Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico, por meio da atualização emanutenção do cadastro técnico, operacional e patrimonial;

• 5. PRODIST - Procedimentos de Distribuição, que tem por finalidade a adequação dosprocedimentos, com o objetivo de atender às determinações da ANEEL;

• 6. Criação de um novo CALL CENTER, visando ao aumento da qualidade do atendimento; e

• 7. Implantação do sistema SAP, com o objetivo de modernizar as ferramentas de gestãoempresarial.

• Em julho de 2009, a REDE ENERGIA anunciou o resultado da tender offer para recompra dos seusBônus Perpétuos (“Perpetual Bonds ”). O montante comprado foi de US$ 78,4 milhões, equivalente a13,64% dos US$ 575 milhões, valor total das emissões desses Bônus.

• Entre junho e julho de 2009, a REDE ENERGIA captou recursos no valor total de R$ 320 milhões pormeio da emissão de Notas Promissórias. Parte desses recursos foram utilizados para recompra dosbônus perpétuos.

• Em novembro de 2009, a CELPA e o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social(“BNDES”) assinaram Contrato de Financiamento no valor de R$ 449,3 milhões, destinados ao“Plano de Melhorias” da CELPA. Esse programa prevê a ampliação, modernização e expansão dasredes de distribuição, subtransmissão, serviços de telecomunicação e redução das perdas técnicase não técnicas. A primeira tranche do contrato, no valor de R$ 100 milhões, foi liberada em dezembrode 2009.

• Em dezembro de 2009, a REDE ENERGIA emitiu 370.000 Debêntures simples, não conversíveisem ações, todas nominativas e escriturais, em série única, perfazendo o montante total de R$ 370

milhões. Os recursos dessa emissão foram utilizados para liquidação das notas promissórias.• Em dezembro de 2009, foi assinado “Contrato Condicional de Compra e Venda de Ações e Outras

Avenças” entre a Rede Power do Brasil S.A. (“REDE POWER”), T4U Brasil Ltda. (“T4U”), JuruenaEnergia S.A. (“JURUENA”) e REDE ENERGIA, em que a REDE POWER vendeu à T4U 100% dasações que detinha da JURUENA, ao preço total de R$ 29,9 milhões. Cabe acrescentar que a REDEPOWER é uma companhia holding , controlada pela REDE ENERGIA, e que detinha 100,00% docapital total e votante da companhia de geração JURUENA, cujos principais ativos operacionaiseram a PCH Juína e CGH Aripuana, localizadas nos Municípios de Juína e Aripuanã, Estado doMato Grosso, com capacidade instalada de 5,1 MW e 0,8 MW, respectivamente.

Desempenho operacional

Mercado consumidor

O mercado consumidor da REDE ENERGIA CONSOLIDADO apresentou um expressivo crescimento de15,1% passando de 15.995 GWh em 2008 para 18.405 GWh em 2009. Esse resultado foi impulsionadopelo bom desempenho das vendas das distribuidoras da REDE, e pala aquisição da ENERSUL,em setembro de 2008, ocasião em que passou a ser consolidada no balanço da REDE ENERGIA.As classes residencial e comercial tiveram expressivos crescimentos em razão do acréscimo donúmero de consumidores, temperaturas mais elevadas, chegada de redes de varejo no Norte e Centro-Oeste, e pelos programas de transferências de renda também nas regiões Norte e Centro-Oeste doPaís. O crescimento da classe industrial foi afetado pela crise mundial, que impactou intensamente asatividades do Pará, cuja dinâmica industrial é voltada para exportação de matérias-primas, limitando acapacidade de expansão do consumo elétrico. Vale destacar o expressivo crescimento de 26,1% naclasse rural, impulsionado pela implantação do Programa Luz para Todos. De 2005 a 2009, o mercadoconsolidado da REDE ENERGIA cresceu a uma média anual de 12,2%.

VENDAS (Em GWh)

CAGR: 12,2%

11.617

2005

13.081

2006

14.038

2007

15.995

2008

18.405

2009

A classe residencial, responsável por 34,7% do total da energia fornecida e 80,9% do número total deconsumidores, apresentou um crescimento de 18,5%, passando de 5.384 GWh em 2008 para 6.383GWh em 2009. Esse resultado foi influenciado principalmente pelo crescimento vegetativo, expansãodo número de ligações, aumento do consumo nas áreas da CEMAT e REDE SUL/SE (com 7,4% e5,7%, respectivamente), e pelo aumento da renda nas regiões Norte e Centro-Oeste.

A classe industrial, responsável por 21,9% do total da energia fornecida e 0,9% do número total deconsumidores, apresentou um crescimento de 3,3%, passando de 3.898 GWh em 2008 para 4.025GWh em 2009, influenciado pelos setores de abates de animais e cimento, na área de concessão daCELTINS, além da consolidação da ENERSUL a partir de setembro de 2008.

A classe comercial, responsável por 21,0% do total da energia fornecida e 7,8% do número totalde consumidores, apresentou um crescimento de 18,8%, passando de 3.248 GWh em 2008 para3.858 GWh em 2009, principalmente devido a expansão das redes de varejo na região Centro-Oestee Norte.

A classe rural, responsável por 8,1% do total da energia fornecida e 9,3% do número total deconsumidores, apresentou um expressivo crescimento de 26,1% passando de 1.182 GWh em 2008para 1.490 GWh em 2009, influenciado principalmente pela implantação dos projetos ligados aoPrograma Luz para Todos.

PARTICIPAÇÃO POR CLASSE DE CONSUMO (Vendas em GWh)

Residencial

Industrial

Comercial

Rural

Outros

14,4%

8,1%

21,0%

21,9%

34,7%

Consumidores

O número de consumidores atendidos pelas subsidiárias da empresa aumentou 5,9% passando de4.242.604 em 2008 para 4.493.030 em 2009. Vale destacar que a classe rural, influenciada pelaimplantação do Programa Luz para Todos, registrou um expressivo crescimento de 17,4%.

PARTICIPAÇÃO POR CLASSE DE CONSUMO (Número de consumidores)

1,2%

9,3%

7,8%

0,9%

80,9%

Residencial

Industrial

Comercial

Rural

Outros

De 2005 a 2009, o número de consumidores das subsidiárias da empresa cresceu a uma média anualde 12,1%.

CONSUMIDORES (Em milhares)

CAGR: 12,1%

2.847

2005

3.152

2006

3.348

2007

4.243

2008

4.493

2009

Índice de perdas

O índice consolidado das perdas globais, medido a partir dos mercados faturados das subsidiáriasda empresa, elevou-se em 1,1 ponto percentual entre dezembro de 2008 e dezembro de 2009 (oíndice reflete as medições dos últimos doze meses acumulados). Esse acréscimo foi influenciadoprincipalmente pelos índices da subsidiária CELPA, que registrou uma variação de 3,0 pontospercentuais.

HISTÓRICO DE PERDAS

23,2%

1998

20,7%

1999

17,3%

2000

16,4%

2001

16,2%

2002

15,3%

2003

16,0%

2004

17,0%

2005

19,1%

2006

19,7%

2007

19,8%

2008

20,9%

2009

Com relação ao aumento de 3,0 pontos percentuais da CELPA, a concessionária está realizandoinvestimentos e implementando diversas ações com o propósito de reduzir esse índice:

• Rede PSH: associada à medição eletrônica centralizada, esse novo sistema foi implantado para amedição de 96 mil clientes. A utilização desse novo sistema foi homolada em 1º de julho de 2009, deforma que os efeitos serão percebidos nos próximos anos;

• Medição Eletrônica: retirada, substituição e instalação dos novos medidores, pela Landis+Gyr, apósliberação do INMETRO, totalizando 25.239 clientes faturados pelo novo sistema;

• Projeto Luz em Conta: buscando solucionar o desperdício de energia elétrica e eficiência energéticaa partir das instalações elétricas residenciais, a companhia tem doado lâmpadas econômicas, alémde adequar o consumo e substituir geladeiras na residência de clientes com baixo poder aquisitivo ealto consumo;

• Combate aos Clientes sem Medição: este projeto, iniciado em outubro de 2009, tem como objetivoo atendimento, até maio de 2010, de 86.093 unidades consumidoras, sem medição, por meio dainstalação de medidores em padrão convencional. O projeto abrange a área metropolitana de Beléme Interior do Estado do Pará. Até dezembro de 2009 foram instalados 30.285 equipamentos demedição;

• Contratos de Performance: em parceria com a empresa Landis+Gyr, até o final de 2009, foraminstalados 208 conjuntos de medição de média tensão (classe industrial e comercial), de um totalprevisto de 600 conjuntos;

• Fiscalização de Unidades Consumidoras: fiscalização geral e pontual abrangendo a RegiãoMetropolitana de Belém e Interior do Estado, através da análise de perdas por subestação,alimentador e transformador. Em 2009, foram realizadas 312.808 fiscalizações; e

• Contrato de Performance - SMIT: Caixa Padrão Rede de Sistema Medição de Telemedição,otimizando a leitura, corte, religação e serviços comerciais, no padrão convencional de mediçãoindireta. Dos 150 previstos, foram instalados 14 conjuntos, com ganho médio por unidade consumidorade 12 MWh/mês.

Desempenho econômico-financeiroValores em R$ mil 2005 2006 2007 2008 2009____________________________ _________ _________ _________ _________ _________Vendas em GWh ........................... 11.617 13.081 14.038 15.995 18.405Receita operacional bruta .............. 4.219.862 4.775.073 5.179.668 6.075.141 7.586.966Receita operacional líquida ........... 2.796.539 2.900.879 3.300.191 3.995.756 5.044.554EBITDA (1) ...................................... 823.590 905.418 1.026.162 993.963 1.187.610Margem EBITDA (%) (2) ................. 29,5% 31,2% 31,1% 24,9% 23,5%Lucro (prejuízo) líquido .................. (22.612) 88.518 28.670 179.169 20.338Dívida financeira líquida (3) ............. 1.434.156 2.282.172 2.876.192 4.088.726 4.603.704Dívida financeira líquida/EBITDA .. 1,7 2,5 2,8 4,1 3,9Patrimônio líquido .......................... 590.635 682.079 766.790 1.108.177 1.128.515Índice de endividamento (4)............ 70,8% 77,0% 79,0% 78,7% 80,3%(1) EBITDA: resultado antes dos juros, impostos, depreciação e amortização.(2) Margem EBITDA: EBITDA dividido/receita operacional líquida.(3) Dívida financeira líquida: empréstimos, financiamentos, debêntures (-) disponibilidades.(4) Índice de endividamento: dívida financeira l íquida/(dívida financeira líquida + patrimônio líquido).

Receita operacional bruta

A receita operacional bruta da REDE ENERGIA CONSOLIDA DO, composta pela receita de fornecimentoao consumidor final, fornecimento de energia para revenda (suprimento) e receita do uso do sistema

de distribuição (“TUSD”) aumentou 24,9%, passando de R$ 6.075,1 milhões em 2008 para R$ 7.587,0milhões em 2009, principalmente devido ao crescimento do mercado em 15,1%, pelas razões jáexpostas no tópico “Mercado Consumidor”; aumento da tarifa média anual em 8,5%; e consolidação daENERSUL a partir de setembro de 2008, data da aquisição da concessionária.

Custo do serviço e despesas operacionais

O custo do serviço de energia elétrica, composto de energia elétrica comprada para revenda e encargodo uso do sistema de transmissão e distribuição foi de R$ 2.864,1 milhões em 2009 e R$ 1.956,8milhões em 2008, representando um crescimento de 46,4%. Esse resultado foi influenciado peloaumento da demanda; pelo aumento da tarifa média de compra; e pela entrada da ENERSUL a partirde 1º de setembro de 2008, em troca da companhia de geração LAJEADO. Um dos efeitos dessapermuta foi a migração dos custos operacionais da geradora para a rubrica de custo do serviço deenergia elétrica.

O custo da operação passou de R$ 950,4 milhões em 2008 para R$ 882,3 milhões em 2009,representando uma redução de 7,2%. As despesas operacionais, compostas de despesas com vendas,gerais e administrativas passaram de R$ 432,1 milhões em 2008 para R$ 509,0 milhões em 2009,representando um aumento de 17,8%, percentual esse, inferior aos 26,2% de crescimento da receitaoperacional líquida.

EBITDA

O EBITDA da REDE ENERGIA CONSOLIDADO, que representa o resultado operacional calculado apartir do resultado do serviço das demonstrações do resultado, acrescido da depreciação e amortizaçãodos fluxos de caixa, foi de R$ 1.187,6 milhões em 2009 e R$ 994,0 milhões em 2008, o que representaum crescimento de 19,5% (ou R$ 193,6 milhões), devido ao aumento de 26,2% da receita operacionallíquida, influenciado principalmente pela evolução de 15,1% no mercado consumidor e pelo aumentode 8,5% na tarifa média anual. De 2005 a 2009, o EBITDA CONSOLIDADO cresceu em média9,6% ao ano.

EBITDA (Em milhões de R$)

CAGR: 9,6%

824

2005

905

2006

1.026

2007

994

2008

1.188

2009

Lucro líquido

O lucro líquido CONSOLIDADO do exercício passou de R$ 179,2 milhões em 2008 para R$ 20,3milhões em 2009. Embora o resultado operacional da companhia tenha melhorado significativamente eos efeitos financeiros da variação monetária em moeda estrangeira tenham sido favoráveis, os efeitosda marcação a mercado - Lei nº 11.638/2007 - colaboraram para a contenção do crescimento dolucro líquido.

Os efeitos da variação cambial e marcação a mercado dos bônus perpétuos são apenas contábeis,uma vez que não haverá liquidação do principal. Portanto, o resultado líquido consolidado sem o efeitoda variação cambial líquida dos bônus perpétuos (R$ 328,2 milhões) e sem o efeito de sua marcaçãoa mercado (R$ 599,5 milhões) é de R$ 291,6 milhões.

Endividamento financeiro

Companhia

O saldo da conta empréstimos, financiamentos, debêntures e encargos de dívida passou de R$1.065,0 milhões em 2008 para R$ 1.431,9 milhões em 2009, representando um aumento de 34,5% (R$366,9 milhões), dos quais 53,8% são dívidas em moeda nacional e 46,2% em moeda estrangeira. Esseaumento foi principalmente devido ao saldo devedor dos bônus perpétuos que, embora tenha sidofavorecido pela variação cambial, foi negativamente afetado pela variação da marcação a mercado,conforme tabela abaixo:R$ mil 2009 2008 Var.%____________________________________________ __________ __________ __________Bônus Perpétuos ............................................................ 864.673 1.343.775 -35,7%Marcação a mercado ...................................................... (203.198) (802.906) -74,7%__________ __________ __________Lucro líquido ajustado ................................................. 661.475 540.869 22,3%__________ __________ ____________________ __________ __________

O saldo dos empréstimos, financiamento e encargos líquido de caixa e aplicações passou deR$ 1.046,1 milhões em 2008 para R$ 1.425,0 milhões em 2009, representando um aumento de 36,2%(R$ 378,9 milhões).

BNDES

0,7%

25,7%

15,2%46,1%

12,3%

Dívida bancária

Debêntures

Perpetual Bonds

PERFIL DO ENDIVIDAMENTO (Companhia)

Curto prazo

9,7%

90,3%

Longo prazo

Consolidado

O saldo consolidado da conta empréstimos, financiamentos, debêntures e encargos de dívida passoude R$ 4.484,7 milhões em 2008 para R$ 5.017,7 milhões em 2009, representando um aumento de11,9% (R$ 533,0 milhões), dos quais 72,4% são dívidas em moeda nacional e 27,6% em moedaestrangeira. Reclassificando-se portanto as dívidas em moeda estrangeira que estão protegidas dasvariações cambiais por meio de swap para o grupo de moeda nacional, os percentuais passam a seros seguintes: 84,4% em moeda nacional e 15,6% em moeda estrangeira.

Descontando-se as disponibilidades em caixa e aplicações, o saldo líquido da conta empréstimos,financiamentos, debêntures e encargos de dívidas passou de R$ 4.088,7 milhões em 2008 paraR$ 4.603,7 milhões em 2009, representando um aumento de 12,6% (R$ 515,0 mihões).

40,9%

14,0%

5,7%13,1%

7,3%

2,1%

10,6%

1,3%

5,0%

BNDES

Eletrobrás

Dívida Bancária

Capex

Units Notes

BID

Tesouro Nacional

Debêntures

Bônus Perpétuos

PERFIL DO ENDIVIDAMENTO (Consolidado)

Curto prazo

22,6%

77,4%

Longo prazo

As principais variações que influenciaram a mutação dos saldos das contas empréstimos,financiamentos, debêntures e encargos de dívida estão destacadas a seguir:

• Bônus Perpétuos: embora o saldo devedor tenha reduzido 35,7%, passando de R$ 1.343,8 milhõesem 2008 para R$ 864,7 milhões em 2009, o efeito da marcação a mercado alterou essa tendência,de forma que, líquido desse efeito, o saldo passou de R$ 540,9 milhões em 2008 para R$ 661,5milhões em 2009, representando um aumento de 22,3%.

• BNDES: o saldo passou de R$ 218,3 milhões em 2008 para R$ 288,2 milhões, principalmente devidoa entrada da 1ª tranche, no valor R$ 100 milhões, referente ao Contrato de Financiamento paraprojetos de melhorias na área de concessão da CELPA, Estado do Pará.

• Eletrobrás: em relação a 2008, houve um incremento de R$ 73,4 milhões principalmente referenteao Programa Luz para Todos. Esses contratos contam com prazo para liquidação de 12 anos, sendo2 anos de carência e 10 para amortização do principal. O custo da operação foi de 5% a.a. de jurose 1% a.a. de taxa de administração.

• Debêntures: captação de R$ 370 milhões em dezembro de 2009.

• Dívida bancária: incremento de R$ 170,8 milhões no saldo de empréstimos bancários em relação aoano de 2008.

• V ariação cambial: contribuiu para uma redução de R$ 837,7 milhões no sal do devedor em moedaestrangeira, embora o efeito da marcação a mercado dos Bônus Perpétuos tenha compensadonegativamente esse ganho de forma que, descontando-se esse efeito, o saldo em moeda estrangeira foireduzido em R$ 237,5 milhões de 2008 para 2009.

Indicadores

A produtividade da REDE ENERGIA CONSOLIDADO pode ser avaliada pelos indicadores abaixo:

Rede S.A. Consolidado 2009 2008 Var %____________________________________________ __________ __________ __________Consumidor por empregado ........................................... 691 666 3,4%Consumo (MWh)* por empregado.................................. 2.830 2.808 0,5%Consumo (MWh)* por consumidor ................................. 4,1 4,2 -2,8%Receita bruta (R$ mil)* por empregado .......................... 1.167 1.085 7,3%Receita bruta (R$ mil)* por consumidor ......................... 1,7 1,6 3,7%

* Para fins de comparatibilidade, os valores da receita bruta e do consumo (MWh), em 2008, estãocontemplando 12 meses de consolidação da ENERSUL.Número de consumidores: passou de 4.242.579 em 2008 para 4.493.030 em 2009;Empregados (próprios): de 6.368 para 6.504;Consumo: de 17.884 GWh para 18.405 GWh;Receita bruta: de R$ 6.907,1 milhões para R$ 7.587,0 milhões.

Senhores acionistas,A Administração da REDE ENERGIA S.A., em conformidade com as disposições legais e estatutárias,submete à apreciação de Vossas Senhorias, as Demonstrações Financeiras relativas ao exercício socialfindo em 31 de dezembro de 2009, compostas pelo Balanço Patrimonial, Demonstração do Resultado,das Mutações do Patrimônio Líquido, dos Fluxos de Caixa, dos Valores Adicionados, e do BalançoSocial, acompanhadas do Parecer dos Auditores Independentes e do Conselho Fiscal.

Mensagem da presidênciaEm 2009, a REDE ENERGIA fortaleceu seu compromisso com a distribuição de energia no Brasilaumentando em 5,9% o número de consumidores atendidos. E m 2008, as nove distribuidoras da holding atendiam 4,2 milhões de unidades consumidoras. Esse número passou para quase 4,5 milhões em 2009.

As empresas do grupo levaram energia elétrica para 211 mil novos consumidores por ano. O que dáem média 578 novas unidades consumidoras por dia. O resultado é que a REDE ENER GIA fornece luzpara 16,5 milhões de brasileiros do Pará, Tocantins, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Paraná, MinasGerais e São Paulo.Presente em 34% do território nacional, a REDE ENERGIA teve um expressivo crescimento de seumercado consumidor: 15,1%. Passou de 15.995 GWh, em 2008, para 18.405 GWh, em 2009. Esseresultado foi impulsionado pela aquisição da ENERSUL, distribuidora no Mato Grosso do Sul, emsetembro de 2008 e pelo bom desempenho das classes residencial e comercial por causa do aumentodo número de consumidores, das temperaturas mais elevadas, da chegada de redes de varejo e dosprogramas de transferência de renda nas regiões Norte e Centro-Oeste do País.

De 2005 a 2009, o mercado consolidado da REDE ENERGIA cresceu a uma média anual de 12,2%.Nos 578 municípios, a classe residencial, que é responsável por 34,7% do total da energia fornecida e80,9% do número total de consumidores, apresentou um crescimento de 18,5%. Houve um expressivocrescimento de 26,1% da classe rural, impulsionado pelo Programa Luz para Todos. A cl asse comercialcresceu 18,8% e a industrial 3,3% devido à crise econômico-financeira mundial que atingiu o desempenhodesse setor.Mesmo com a crise mundial, todas as empresas da REDE ENERGIA apresentaram resultado positivo.O lucro das distribuidoras somados representa o montante de R$ 466,6 milhões. Em 2009, a empresarealizou operações importantes: fez a recompra parcial dos bônus perpétuos com deságio de 47,1% e,no final do ano, emitiu debêntures simples no valor de R$ 370 milhões. Desse total, R$ 320 milhões foram

utilizados para liquidação de notas promissórias e o restante usado para composição do capital de giroda companhia.Os prêmios ganhos pelas empresas da REDE ENERGIA demonstram que o grupo tem algumas dasmelhores distribuidoras do setor energético brasileiro. A Vale Paranapanema ganhou três prêmios daAssociação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica (ABRADEE): melhor empresa nacional,melhor empresa na avaliação do cliente e em evolução de desempenho. A CEMAT recebeu o prêmio demelhor empresa da região Norte e Centro-Oeste. E a CELTINS foi a vencedora da pesquisa Índice daAgência Nacional de Energia Elétrica de Satisfação do Consumidor (IASC) na categoria Regional pelaregião Norte.

A REDE ENERGIA iniciou em 2009 uma série de projetos para estar alinhada às mais modernaspráticas de gestão empresarial e ficar um passo à frente em qualidade e eficiência. O centro de serviçoscompartilhados uniformizou os processos contábeis, fiscais e financeiros das nove distribuidoras queformam o grupo. O processo de cobrança será corporativo; a operação e a engenharia estão sendoreestruturadas; o manual de controle patrimonial do setor elétrico vai atualizar o cadastro técnico,operacional e patrimonial dos ativos das empresas; o call center foi reorganizado para melhor atender osclientes; os procedimentos de distribuição de energia elétrica estão sendo adequados ao sistema elétriconacional e o SAP ajudará na gestão empresarial.Em 2009, foi realizado o 1º Rodeio dos Eletricistas da REDE ENERGIA valorizando seu colaborador eaperfeiçoando a segurança no trabalho. A empresa intensificou seu projeto de desativação das usinastermelétricas colaborando para a formação de uma matriz energética mais limpa. Acelerou seu projeto de

troca gratuita de geladeiras para adequar o consumo de energia ao orçamento familiar. E fez uma parceriacom o Fundo das Nações Unidas para a Educação (UNICEF), no projeto Agenda Criança Amazônia,para ajudar as nove milhões de crianças da Amazônia Legal do Brasil. A REDE ENERGIA é o segundomaior Luz para Todos (LPT), programa do Governo Federal, tendo investido R$ 374,8 milhões parafornecer energia a populações urbanas e rurais de baixo Índice de Desenvolvimento Humano (IDH).

Carmem Campos PereiraPresidente e Diretora de Relação com Investidores

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO - 2009

RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO - 2009



Rede Energia S.A. www.redenergia.com

continua

InvestimentosR$ mil 2009 2008 Var. %____________________________________________ __________ __________ __________Programa Luz para Todos .............................................. 374.752 703.011 -46,7%Universalização/outros programas sociais ..................... 58.874 39.490 49,1%FNDCT/EPE/PEE/P&D................................................... 48.669 39.629 22,8%Sub-rogação CCC (*) ....................................................... 102.895 195.900 -47,5%Redução de perdas ........................................................ 32.863 121.146 -72,9%Manutenção e melhorias do sistema .............................. 267.777 383.588 -30,2%__________ __________ __________Total............................................................................... 885.830 1.482.764 -40,3%__________ __________ ____________________ __________ __________(*) Inclui a Interligação da Ilha de Marajó, no Pará.

PROGRAMA LUZ PARA TODOS (“LPT”) e PROGRAMA NACIONAL DE UNIVERSALIZAÇÃO:em 2009, a companhia investiu R$ 433,6 milhões no LPT e UNIVERSALIZAÇÃO, cuja principalcaracterística é possibilitar o acesso e uso da energia elétrica, a todos os cidadãos domiciliadosnas áreas urbanas e rurais do Estado. Os recursos para atendimento do LPT são provenientes daReserva Global de Reversão (“RGR”), Conta de Desenvolvimento Energético (“CDE”), Estados eFonte Própria.

PESQUISA & DESENVOLVIMENTO: a companhia investiu ainda R$ 48,7 milhões em programas depesquisa & desenvolvimento, relacionados com a produção e operação da concessionária. Essesinvestimentos são composto pelos seguintes programas: Fundo Nacional de DesenvolvimentoCientífico e Tecnológico (FNDCT), Estudo de Eficiência Energética (EPE), Programa de EficiênciaEnergética (PEE) e Programa de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D).

SUB-ROGAÇÃO CCC: em conformidade com a Resolução ANEEL nº 784 de 24 de dezembro de2002, e Resolução Autorizativa ANEEL nº 81 de 9 de março de 2004, a companhia foi enquadrada nasub-rogação do direito de uso da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis CCC, para subsidiar aimplantação de projetos que visam a interligação do sistema e desativação da geração térmica. Comesses recursos, foram investidos R$ 42,5 milhões em 2009.

INTERLIGAÇÃO DA ILHA DE MARAJÓ: esse projeto prevê a interligação do Sistema Isolado da Ilhade Marajó ao Sistema Inteligado Nacional, através da extensão da rede elétrica de Tucuruí até oMarajó. Em 2009, a CELPA investiu R$ 60,4 milhões, com recursos provenientes da sub-rogaçãoCCC.

PROGRAMA DE REDUÇÃO DE PERDAS: são verbas destinadas exclusivamente para o programa decombate às perdas técnicas e não técnicas. Em 2009, foram investidos R$ 32,9 milhões.

MANUTENÇÃO e MELHORIAS NO SISTEMA são investimentos vegetativos, feitos com caixapróprios, destinados a manutenção, ampliação e melhorias no sistema elétrico. Esses investimentostotalizaram R$ 267,8 milhões em 2009.

Responsabilidade socioambiental

Baseada na Política de Sustentabilidade, a REDE ENERGIA viabilizou investimentos socioambientaisem projetos que visam ao desenvolvimento regional de suas subsidiárias, bem como a geração derenda, o esporte e a educação:

• Fundação Aquarela: destaca-se o projeto Rede Atletismo Novos Talentos, que apoia 50 adolescentespor meio de treinamento físico e educacional;

• Apoio ao Instituto Ethos e Objetivos de Desenvolvimento do Milênio (ONU);

• Projeto Luz em Conta: beneficia famílias de baixa renda com a troca gratuita de geladeiras, bemcomo a substituição de lâmpadas de alto consumo por outras novas e mais eficientes;

• Desativação de usinas térmicas com redução de emissão de gases poluentes;

• Distribuição de livros infanto-juvenis, inclusive versões em braile; e

• Palestras para promover o uso consciente da energia elétrica.

Governança corporativa

Durante reunião do Conselho da Administração da REDE ENERGIA, ocorrida em fevereiro de 2009,foi aprovada a criação do Comitê de Gestão, bem como suas Diretrizes de Funcionamento. O Comitêde Gestão é um órgão assessório do Conselho de Administração e seu escopo de atuação abrange aREDE ENERGIA e suas controladas. A finalidade desse comitê é prestar assessoramento e orientaçãoao Conselho de Administração nos seguintes assuntos: 1. análise e acompanhamento do planejamentoestratégico; 2. planejamento financeiro; 3. orçamento anual; 4. planejamento tributário; 5. desempenhodo negócio; e 6. assuntos financeiros diversos.

Ambiente regulatório

O quadro abaixo destaca os índices de reajustes tarifários homologados pela ANEEL em 2009, às distribuidoras controladas pela REDE ENERGIA. Vale ressaltar que todas as suas subsidiárias passaram peloprocesso de Reajuste Tarifário Anual.

CAIUÁ EDEVP EEB CNEE CFLO CELTINS CEMAT CELPA ENERSUL__________ __________ __________ _________ _________ __________ _________ __________ _________Data ........................................................................... 10/5/2009 10/5/2009 10/5/2009 10/5/2009 29/6/2009 4/7/2009 8/4/2009 7/8/2009 8/4/2009Anexo I ...................................................................... 15,32% 11,13% 23,47% 14,49% 6,99% 2,15% 15,99% 8,63% 13,60%Anexo II ..................................................................... 10,58% 6,70% 11,99% 9,61% 9,16% 3,63% 11,33% 2,83% 10,90%Fator X ....................................................................... 1,30% 1,39% -0,03% -0,04% 0,37% -0,37% 0,18% -1,37% 0,34%RTA/RevTar ............................................................... RTA RTA RTA RTA RTA RTA RTA RTA RTAImpacto médio p/consumidor .................................... 17,55% 11,16% 16,14% 5,48% 4,85% -5,50% 13,04% 3,75% 0% *Resolução.................................................................. 819/09 816/09 818/09 817/09 842/09 847/09 794/09 857/09 796/09Próxima revisão ......................................................... 10/5/2012 10/5/2012 10/5/2012 10/5/2012 29/6/2012 4/7/2012 8/4/2013 7/8/2011 8/4/2013

* O impacto médio p/o consumidor da ENERSUL seria de 8,61%, não fosse o passivo regulatório da companhia.

Benefícios aos colaboradores

Os benefícios oferecidos pela companhia e suas subsidiárias visam a qualidade de vida, bem-estare valorização de seus colaboradores. A companhia e suas subsidiárias oferecem assistência médicae odontológica com ampla rede credenciada; vales-alimentação e refeição; transporte; auxílio-creche; previdência privada; seguro de vida; reconhecimento por tempo de serviço; bolsa de estudo;

e programa de participação nos resultados, importante ferramenta de gestão estratégica. A REDEENERGIA respeita os direitos fundamentais de seus profissionais, propiciando excelente condição detrabalho, dentro de um ambiente saudável, tornando-os altamente capacitados para um mercado cadavez mais competitivo.

Auditores independentes

Os serviços executados pelos auditores externos, ao longo do exercício social, referem-se somente àauditoria das Demonstrações Financeiras.

Agradecimentos

Nossos agradecimentos aos Senhores Acionistas, Conselheiros, Clientes, Governos Federal, Estaduale Municipais, Fornecedores, Prestadores de Serviços, Credores e em especial aos colaboradores, pormais um ano de realizações.

Declaração da diretoria

De acordo com o artigo 25 da Instrução CVM nº 480/09, a Diretoria declara que revisou, discutiue concorda com as Demonstrações Financeiras ora apresentadas, bem como com a opinião dosauditores independentes expressa no parecer dessas demonstrações.

A Administração

Consolidado_______________________________________________________________2009 2008_______________________________ _______________________________

R$ R$

__________ __________Ajustado1. Base de cálculoReceita Líquida (RL) ................................................................................... 5.044.554 3.995.756Resultado Operacional (RO) ...................................................................... 64.265 394.371Folha de Pagamento Bruta (FPB) .............................................................. 384.771 403.000__________ __________

% sobre % sobre__________________ __________________R$ FPB RL R$ FPB RL__________ ________ ________ _________ ________ ________

2. Indicadores sociais internosAlimentação ................................................................................................. 33.494 8,7 0,7 26.066 6,5 0,7Encargos sociais compulsórios ................................................................... 80.868 21,0 1,6 66.319 16,5 1,7Previdência privada ..................................................................................... 6.137 1,6 0,1 2.876 0,7 0,1Saúde .......................................................................................................... 17.587 4,6 0,3 15.911 3,9 0,4Segurança e medicina no trabalho .............................................................. 3.122 0,8 0,1 4.268 1,1 0,1Educação..................................................................................................... 766 0,2 - 676 0,2 -Capacitação e desenvolvimento profissional .............................................. 1.627 0,4 - 2.788 0,7 0,1Auxílio-creche .............................................................................................. 1.047 0,3 - 895 0,2 -Participação dos empregados nos lucros ou resultados ............................. 12.920 3,4 0,3 6.681 1,7 0,2Participação dos administradores no resultado........................................... 5.077 1,3 0,1 1.605 0,4 -Incentivo à aposentadoria e demissão voluntária ....................................... 1.410 0,4 - 5.528 1,4 0,1Vale-transporte - excedente ........................................................................ 1.380 0,4 - 1.850 0,5 -Outros benefícios ........................................................................................ 3.884 1,0 0,1 2.358 0,6 0,1__________ ________ ________ _________ ________ ________Total indicadores sociais internos .......................................................... 169.319 44,1 3,3 137.821 34,4 3,5__________ ________ ________ _________ ________ ________

% sobre % sobre__________________ __________________R$ RO RL R$ RO RL__________ ________ ________ _________ ________ ________

3. Indicadores sociais externosEducação..................................................................................................... 2.566 4,0 0,1 2.455 0,6 0,1Cultura ......................................................................................................... 907 1,4 - 1.224 0,3 -Esporte e lazer ............................................................................................ 290 0,5 - 141 - -Combate à fome e segurança alimentar ..................................................... - - - - - -Doações/contribuições ................................................................................ 4.374 6,8 0,1 8.190 2,1 0,2Outros .......................................................................................................... 136 0,2 0,0 - - -__________ ________ ________ _________ ________ ________Subtotal ...................................................................................................... 8.273 12,9 0,2 12.010 3,0 0,3__________ ________ ________ _________ ________ ________Programas sociais:Programa Nacional de Universalização - Luz para Todos .......................... 374.752 583,1 7,4 703.011 178,3 17,6Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica - PROCEL ......... 5.708 8,9 0,1 4.761 1,2 0,1Programa Universalização .......................................................................... 53.008 82,5 1,1 34.292 8,7 0,9Interligação Ilha do Marajó .......................................................................... 60.404 94,0 1,2 - - -Outros .......................................................................................................... 158 0,2 - 437 0,1 -__________ ________ ________ _________ ________ ________Subtotal ...................................................................................................... 494.030 768,7 9,8 742.501 188,3 18,6__________ ________ ________ _________ ________ __________________ ________ ________ _________ ________ ________Total de contribuições para a sociedade ................................................ 502.303 781,6 10,0 715.021 181,3 17,9__________ ________ ________ _________ ________ ________Tributos (excluídos encargos sociais) ......................................................... 2.407.993 3.747,0 47,7 1.952.885 495,2 48,9__________ ________ ________ _________ ________ __________________ ________ ________ _________ ________ ________Total indicadores sociais externos .......................................................... 2.910.296 4.528,6 57,7 2.667.906 676,5 66,8__________ ________ ________ _________ ________ __________________ ________ ________ _________ ________ ________

% sobre % sobre__________________ __________________

R$ RO RL R$ RO RL__________ ________ ________ _________ ________ ________4. Indicadores ambientaisEstação ecológica - Fauna/Flora ................................................................. 1.964 3,1 - 3.073 0,8 0,1__________ ________ ________ _________ ________ ________Total de indicadores ambientais .............................................................. 1.964 3,1 - 3.073 0,8 0,1__________ ________ ________ _________ ________ ________Investimentos relacionados com a produção/operação da empresa:Fundo Nacional de Desenv. Científico e Tecnológico - FNDCT ................. 9.768 15,2 0,2 8.170 2,1 0,2Estudo de Pesquisa Energética - EPE (MME) ............................................ 4.884 7,6 0,1 4.395 1,1 0,1Programa de Eficiência Energética - PEE ................................................... 24.092 37,5 0,5 18.565 4,7 0,5Programa de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D ...................................... 9.925 15,4 0,2 8.498 2,2 0,2__________ ________ ________ _________ ________ ________Total de investimentos relacionados com a produção/operação

da empresa ........................................................................................... 48.669 75,7 1,0 39.628 10,1 1,0__________ ________ ________ _________ ________ ________Total de indicadores ambientais e invest. relac. com a

produção/operação da empresa......................................................... 50.633 78,8 1,0 42.701 10,9 1,1__________ ________ ________ _________ ________ __________________ ________ ________ _________ ________ ________Quanto ao estabelecimento de “metas anuais” para minimizar resíduos, ( x ) não possui ( ) cumpre ( x ) não possui ( ) cumpreo consumo em geral na produção/operação e aumentar a eficácia metas de 51 a 75% metas de 51 a 75%na utilização de recursos naturais, a empresa ( ) cumpre de ( ) cumpre ( ) cumpre de ( ) cumpre

de 0 a 50% 76 a 100% 0 a 50% de 76 a 100%

5. Indicadores do corpo funcional (*) 2009 2008____________ ____________(em unidades) (em unidades)____________ ____________

Nº de empregados no final do período ........................................................ 6.504 6.368Escolaridade dos empregados:

Superior e extensão universitária .............................................................. 1.562 1.9722º grau ....................................................................................................... 4.206 3.7941º grau ....................................................................................................... 736 602

Faixa etária dos empregados:Abaixo de 30 anos ..................................................................................... 2.119 1.862De 30 até 45 anos (inclusive) .................................................................... 2.961 3.119Acima de 45 anos ...................................................................................... 1.424 1.387

Nº de admissões durante o período ............................................................ 652 684Nº de empregados desligados no período .................................................. 500 626Nº de mulheres que trabalham na empresa ................................................ 1.631 1.637% de cargos gerenciais ocupados por mulheres

em relação ao nº total de mulheres ....................................................... 2,15% -% de cargos gerenciais ocupados por mulheres

em relação ao nº total de gerentes ........................................................ 9,14% -Nº de negros que trabalham na empresa .................................................... 2.712 289% de cargos gerenciais ocupados por negros em relação

ao nº total de negros .............................................................................. 0,93% -% de cargos gerenciais ocupados por negros em relação

ao nº total de gerentes ........................................................................... 5,24% -Nº de empregados portadores de deficiência física .................................... 247 244Nº de dependentes ...................................................................................... 10.715 10.896Nº de estagiários ......................................................................................... 188 211Nº de empregados terceirizados/temporários ............................................. 6.259 6.848

6. Informações relevantes quanto ao exercício da cidadania empresarial (*)

2009 Metas 2010______________________________________ _______________________________________Relação entre a maior e a menor remuneração

na empresa .................................................... 16,05 NDNúmero total de acidentes de trabalho................ 175 166Os projetos sociais e ambientais

desenvolvidos pela empresa foram ( ) direção (X) direção e ( ) todos(as) ( ) direção (X) direção e ( ) todos(as)definidos por: gerências empregados(as) gerências empregados(as)

Os padrões de segurança e ( ) direção e ( ) todos(as) (X) todos(as) ( ) direção e ( ) todos(as) (X) todos(as)salubridade no ambiente de gerências empregados(as) + Cipa gerências empregados(as) + Cipatrabalho foram definidos por:

Quanto à liberdade sindical, ao direitode negociação coletiva eà representação interna dos(as) ( ) não se (X) segue as ( ) incentiva e ( ) não se (X) seguirá as ( ) incentivarátrabalhadores(as), a empresa: envolve normas da OIT segue a OIT envolverá normas da OIT e seguirá a OIT

A previdência privada contempla: ( ) direção ( ) direção e (X) todos(as) ( ) direção ( ) direção e (X) todos(as)gerências empregados(as) gerências empregados(as)

A participação dos lucros ou ( ) direção ( ) direção e (X) todos(as) ( ) direção ( ) direção e (X) todos(as)resultados contempla: gerências empregados(as) gerências empregados(as)

Na seleção dos fornecedores, os mesmospadrões éticos e de responsabilidade ( ) não são ( ) são (X) são ( ) não serão ( ) serão (X) serãosocial e ambiental adotados pela empresa: considerados sugeridos exigidos considerados sugeridos exigidos

Quanto à participação de empregados(as)em programas de trabalho voluntário, ( ) não se (X) apoia ( ) organiza e ( ) não se (X) apoiará ( ) organizaráa empresa: envolve incentiva envolverá e incentivará

Número total de reclamações e na empresa no Procon na Justiça na empresa no Procon na Justiçacríticas de consumidores(as): 9.273 7.161 4.868 9.046 6.925 5.217% de reclamações e críticas atendidas na empresa no Procon na Justiça na empresa no Procon na Justiça

ou solucionadas: 98,77% 85,50% 49,48% 100% 93,78% 49,44%Valor adicionado total a distribuir: Em 2009: R$ 4.948.642 Em 2008: R$ 4.288.654_________________________________________ __________________________________________Distribuição do valor adicionado (DVA): 51,17% governo 6,28% colaboradores(as) 54,37% governo 7,83% colaboradores(as)_________________________________________ __________________________________________

-1,31% 38,53% 5,33% -0,80% 32,24% 6,36%acionistas terceiros lucros retidos acionistas terceiros lucros retidos_________________________________________ __________________________________________

7. Outras informações(a) Nos dados referentes a reclamações e críticas “Na Empresa”, foram considerados aqueles que entraram via ouvidoria e, no percentual de críticasatendidas ou solucionadas, considerou-se aquelas que foram atendidas e respondidas ao consumidor.(b) Visando aprimorar a qualidade das informações apresentadas no Balanço Social, algumas informações adicionais foram incluídas e, quando aplicável, osvalores e dados de 2008 foram reclassificados para melhor comparabilidade, seguindo o padrão do IBASE sugerido pela ANEEL.(c) Negros - inclui negros e pardos, homens e mulheres.(d) (*) Informações não auditadas.

Demonstração Complementar ao Relatório da Administração.

Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008 (Valores expressos em milhares de reais - R$, exceto quando indicado de outra forma)

DEMONSTRAÇÕES DOS BALANÇOS SOCIAIS

EMONSTRAÇÕES DOS BALA ÇOS SOCIAIS

Companhia Consolidado___________________________ ___________________________ATIVO Nota 2009 2008 2009 2008________ __________ ______________ __________ ______________ATIVO CIRCULANTE Ajustado Ajustado

Numerário disponível........................................................................ 37 5.651 9.682 177.084 129.478

Aplicações no mercado aberto ......................................................... 6 e 37 1.300 9.235 236.869 266.473

Consumidores .................................................................................. 7 - - 1.450.585 1.283.567

(-) Provisão para créditos de liquidação duvidosa ............................ 8 - - (102.585) (113.857)

Dividendos e juros sobre capital próprio a receber .......................... 78.822 106.354 - -

Impostos e contribuições sociais a compensar ................................ 9 43.166 26.525 211.573 157.032

Impostos e contribuições sociais diferidos ....................................... 16.1 - 129 2.650 8.100

Títulos a receber............................................................................... 13 7.518 6.897 39.801 39.901

Estoque ............................................................................................ - - 39.128 42.884

Serviços em curso ............................................................................ 12.366 12.180 127.368 79.850

Redução de receita - baixa renda .................................................... 10 - - 38.569 25.268

Aquisição de combustível - conta CCC ............................................ - - 77.629 19.228

Ativos regulatórios ............................................................................ 11 - - 113.472 111.760

Sub-rogação da CCC ....................................................................... 12 - - 39.110 10.685

Outros ............................................................................................... 14 364 6.506 116.286 90.443__________ ______________ __________ ______________Total do ativo circulante ................................................................ 149.187 177.508 2.567.539 2.150.812__________ ______________ __________ ______________

ATIVO NÃO CIRCULANTE

Realizável a longo prazo

Consumidores .................................................................................. 7 - - 347.715 331.976(-) Provisão para créditos de liquidação duvidosa ............................ 8 - - (4.539) -

Partes relacionadas .......................................................................... 15 879.103 736.291 374.144 316.703

Cauções e depósitos vinculados ...................................................... 17 - - 44.709 60.846

Depósitos judiciais ............................................................................ 28 - - 139.868 127.155

Impostos e contribuições sociais a compensar ................................ 9 2.523 - 166.595 234.296

Impostos e contribuições sociais diferidos ....................................... 16.1 256 178.704 761.810 1.074.485

Ativos regulatórios ............................................................................ 11 - - 204.648 200.094

Sub-rogação da CCC ....................................................................... 12 - - 688.160 255.850

Títulos a receber............................................................................... 13 32.667 39.862 178.984 201.869

Outros ............................................................................................... 14 - - 24.116 60.682__________ ______________ __________ ______________

Total do realizável a longo prazo .................................................. 914.549 954.857 2.926.210 2.863.956

Investimentos ................................................................................... 18 1.828.530 1.670.488 (172.039) (176.096)

Imobilizado - líquido.......................................................................... 19 - 9 5.828.299 6.011.891

Intangível - líquido ............................................................................ 20 262.691 262.684 522.702 503.293

Diferido - líquido ............................................................................... - - 1.095 5.821__________ ______________ __________ ______________

Total do ativo não circulante ......................................................... 3.005.770 2.888.038 9.106.267 9.208.865__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________

ATIVO TOTAL ................................................................................... 3.154.957 3.065.546 11.673.806 11.359.677__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________

Companhia Consolidado___________________________ ___________________________PASSIVO Nota 2009 2008 2009 2008________ __________ ______________ __________ ______________PASSIVO CIRCULANTE Ajustado AjustadoFornecedores ................................................................................... 21 332 326 627.803 534.954Folha de pagamento ......................................................................... 94 13 11.804 9.641Impostos, contribuições sociais e parcelamentos ............................ 22 6.898 4.841 533.826 409.264Impostos e contribuições sociais diferidos ....................................... 16.2 - - 31.166 34.977Dividendos ........................................................................................ - - 95.328 92.053Juros sobre capital próprio ............................................................... - - 25.201 8.013Participações dos administradores ................................................... - - 4.791 1.136Empréstimos, financiamentos e encargos ........................................ 23 139.123 209.515 1.135.810 1.015.395Debêntures e encargos .................................................................... 24 140 - 140 -Taxas regulamentares ...................................................................... 25 - - 65.806 40.764Obrigações do programa eficiência energética ................................ 26 - - 90.708 85.570Indenizações trabalhistas ................................................................. 29 - - 76.624 89.595Obrigações estimadas ...................................................................... 27 - - 35.807 38.919Passivos regulatórios ....................................................................... 11 - - 106.315 93.790Benefícios pós-emprego................................................................... - - 12.151 10.716Outros ............................................................................................... 30 267 318 115.023 73.890__________ ______________ __________ ______________Total do passivo circulante ........................................................... 146.854 215.013 2.968.303 2.538.677__________ ______________ __________ ______________PASSIVO NÃO CIRCULANTEFornecedores ................................................................................... 21 - - 3.911 14.453Impostos, contribuições sociais e parcelamentos ............................ 22 3.884 311 551.490 851.415Impostos e contribuições sociais diferidos ....................................... 16.2 - 277.552 19.893 296.084Empréstimos, financiamentos e encargos ........................................ 23 924.619 855.508 3.513.658 3.469.282Debêntures e encargos .................................................................... 24 368.049 - 368.049 -

Obrigações do programa eficiência energética ................................ 26 - - 74.564 52.852Partes relacionadas .......................................................................... 15 574.679 565.708 210.360 214.719Plano de aposentadoria e pensão .................................................... - - 16.368 16.876Indenizações trabalhistas ................................................................. 29 - - 157.285 208.682Provisão para passivos contingentes ............................................... 28 - - 91.024 109.379Subvenção ICMS - CCC................................................................... - - - 100.925Encargos tributários sobre reserva de reavaliação .......................... 16.3 - 35.565 440.013 538.451Passivos regulatórios ....................................................................... 11 - - 140.384 172.288Benefícios pós-emprego................................................................... - - 20.062 27.231Outros ............................................................................................... 30 8.357 7.712 467.900 267.999__________ ______________ __________ ______________Total do passivo não circulante .................................................... 1.879.588 1.742.356 6.074.961 6.340.636__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________Participações de acionistas não controladores .......................... - - 1.502.027 1.372.187__________ ______________ __________ ______________PATRIMÔNIO LÍQUIDOCapital social .................................................................................... 31.1 714.552 714.552 714.552 714.552Reservas de capital .......................................................................... 31.2 4.458 4.458 4.458 4.458Reservas de reavaliação .................................................................. 19 442.189 559.390 442.189 559.390Prejuízos acumulados ...................................................................... (32.684) (170.223) (32.684) (170.223)__________ ______________ __________ ______________Total do patrimônio líquido ........................................................... 1.128.515 1.108.177 1.128.515 1.108.177__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________Total do patrimônio líquido e acionistas não controladores ..... 1.128.515 1.108.177 2.630.542 2.480.364__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________PASSIVO TOTAL ............................................................................. 3.154.957 3.065.546 11.673.806 11.359.677__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________

As notas explicativas são par te integrante das demonstrações financeiras.

Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008 (Valores expressos em milhares de reais - R$)

BALANÇOS PATRIMONIAIS

ALANÇOS PATRIMONIAIS




continua

RecursosCapital Reservas Reservas de Prejuízos Total do destinados a Total dosocial de capital reavaliação acumulados patrimônio líquido aumento de capital patrimônio líquido______________ ______________ ______________ ______________ _________________ __________________ _________________

Nota 31.1 31.2 19_______ ______________ ______________ ______________

SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2007 ............................................................................. 599.376 4.458 619.465 (385.063) 838.236 - 838.236Ajuste de adoção inicial da Lei 11.638/2007 ............................................................................ - - - (17.329) (17.329) - (17.329)Ajuste de adoção inicial da Lei 11.638/2007 em controladas .................................................. - - - (7.075) (7.075) - (7.075)Adiantamento para futuro aumento de capital.......................................................................... - - - - - 114.737 114.737Aumento de capital conforme AGE de 6/11/2008 .................................................................... 115.176 - - - 115.176 (114.737) 439Reversão de reserva de reavaliação em controladas .............................................................. - - (60.075) 60.075 - - -Lucro líquido do exercício......................................................................................................... - - - 179.169 179.169 - 179.169______________ ______________ ______________ ______________ _________________ ___________________ _________________SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2008 (Ajustado).......................................................... 714.552 4.458 559.390 (170.223) 1.108.177 - 1.108.177Realização de reserva de reavaliação em controladas ............................................................ - - (117.201) 117.201 - - -Lucro líquido do exercício......................................................................................................... - - - 20.338 20.338 - 20.338______________ ______________ ______________ ______________ _________________ ___________________ _________________SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 ............................................................................. 714.552 4.458 442.189 (32.684) 1.128.515 - 1.128.515______________ ______________ ______________ ______________ _________________ ___________________ _______________________________ ______________ ______________ ______________ _________________ ___________________ _________________

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações financeiras.


DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Companhia Consolidado___________________________ ___________________________Nota 2009 2008 2009 2008________ __________ ______________ __________ ______________

Ajustado AjustadoRECEITA OPERACIONAL BRUTAFornecimento de energia elétrica ..................................................... 32 - - 7.269.041 5.798.296Suprimento de energia elétrica......................................................... 32 - - 238.654 201.797Outras receitas ................................................................................. 32 - - 79.271 75.048__________ ______________ __________ ______________ - - 7.586.966 6.075.141__________ ______________ __________ ______________DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL BRUTAICMS................................................................................................. - - (1.446.197) (1.195.125)PIS - Corrente................................................................................... - - (126.034) (102.881)PIS - Diferido .................................................................................... - - - (3.063)COFINS - Corrente ........................................................................... - - (581.851) (469.518)COFINS - Diferido ............................................................................ - - - (12.517)ISS ................................................................................................... - - (1.695) (1.518)Quota - Reserva Global de Reversão - RGR ................................... - - (63.989) (50.014)Quota - Conta de Consumo de Combustível - CCC......................... - - (153.820) (117.436)Quota - Conta de Desenvolvimento Energético - CDE .................... - - (120.157) (87.685)Pesquisa e Desenvolvimento - P&D................................................. - - (9.925) (8.498)Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e

Tecnológico - FNDCT .................................................................. - - (9.768) (8.170)Estudo de Pesquisa Energética - EPE ............................................. - - (4.884) (4.395)Programa de Eficiência Energética - PEE ........................................ - - (24.092) (18.565)__________ ______________ __________ ______________ - - (2.542.412) (2.079.385)__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA .............................................. - - 5.044.554 3.995.756__________ ______________ __________ ______________CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICAEnergia elétrica comprada para revenda ......................................... - - (2.456.559) (1.733.834)Encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição .............. - - (407.546) (222.918)__________ ______________ __________ ______________ - - (2.864.105) (1.956.752)__________ ______________ __________ ______________CUSTO DE OPERAÇÃOPessoal ............................................................................................. - - (204.147) (253.561)Material ............................................................................................. - - (39.605) (35.421)Matéria-prima e insumos para produção de energia elétrica ........... - - (208.839) (268.083)Serviços de terceiros ........................................................................ - - (339.740) (298.238)Depreciação e amortização .............................................................. - - (352.722) (324.026)

Arrendamento e aluguéis ................................................................. - - (7.980) (12.198)Subvenção - CCC............................................................................. - - 308.477 274.713Outras despesas .............................................................................. - - (37.787) (33.618)__________ ______________ __________ ______________ - - (882.343) (950.432)__________ ______________ __________ ______________Custo do serviço prestado a terceiros .............................................. - - (2.355) (3.734)__________ ______________ __________ ______________LUCRO OPERACIONAL BRUTO ................................................... - - 1.295.751 1.084.838__________ ______________ __________ ______________DESPESAS OPERACIONAISDespesas com vendas ..................................................................... 34 - - (162.402) (144.210)Despesas gerais e administrativas ................................................... 34 (1.137) (4.322) (335.207) (269.674)Outras despesas operacionais ......................................................... 34 (2.368) (73) (11.434) (18.226)__________ ______________ __________ ______________ (3.505) (4.395) (509.043) (432.110)__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________RESULTADO DO SERVIÇO ............................................................ (3.505) (4.395) 786.708 652.728__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________


Ajustado AjustadoFLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAISLucro do exercício ............................................................................ 20.338 179.169 20.339 179.169Ajustes ao lucro do exercício:Participação de acionistas não controladores .................................. - - 178.683 58.933

Provisão para créditos de liquidação duvidosa ................................ - - (8.646) (5.118)Depreciação e amortização .............................................................. - - 400.902 341.235Encargos de dívidas, juros, variações monetárias

e cambiais - líquidas .................................................................... (144.709) 359.180 314.215 1.115.577Ganho na recompra de bônus perpétuo........................................... (72.264) - (72.264) -Resultado de participações societárias ............................................ (242.130) 22.466 - 20.063Provisão para contingências - líquido das reversões ....................... - - (18.863) (1.100)Baixa de imobilizado ......................................................................... - - 40.431 48.638Tributos sobre a realização da reserva de reavaliação .................... (35.565) (23.315) (98.438) (65.829)(Ganho) /perda na alienação de bens e direitos do ativo permanente .. - - (73) (1.732)Ativo/(passivo) regulatório ................................................................ 11 - - (98.685) (145.164)Créditos tributários diferidos ............................................................. (107.673) (159.389) (97.923) (186.466)Ajustes à Lei 11.638/2007 ................................................................ 599.457 (518.316) 597.343 (511.991)Redução de encargos - Lei 11.941/2009 ......................................... (1.399) - (235.913) -Subvenção ICMS - CCC................................................................... - - (100.925) -Provisão para indenizações trabalhistas .......................................... - - - 75.000Parcelamento de acordo judicial ...................................................... - - 78.308 -Outras ............................................................................................... - (11.210) - (6.179)__________ ______________ __________ ______________Subtotal ........................................................................................... 16.055 (151.415) 898.491 915.036__________ ______________ __________ ______________(Aumento) redução nas contas do ativo circulante

e realizável a longo prazoConsumidores, concessionárias e permissionárias ......................... - - (101.234) (177.028)Estoques........................................................................................... - - 9.142 14.997Serviços em curso ............................................................................ (186) (10.212) (43.629) (21.182)Rendas a receber ............................................................................. - (1.865) (862) (31.843)Cauções e depósitos vinculados a litígios ........................................ - 27.113 (12.499) 32.113Despesas pagas antecipadamente e ativos regulatórios ................. (4.347) 15.506 216.292 75.189Créditos compensáveis em recolhimentos futuros ........................... (6.735) (14.021) (3.408) (64.845)Outros créditos ................................................................................. 10.814 10.798 (61.837) 38.138Acervo líquido representado por permutas e alienações

de controladas ............................................................................. - (81.734) 44.472 (247.524)Serviços prestados, títulos e valores mobiliários

e devedores diversos................................................................... 2.166 (7.692) 30.379 22.302__________ ______________ __________ ______________Subtotal ........................................................................................... 1.712 (62.107) 76.816 (359.683)__________ ______________ __________ ______________Aumento (redução) nas contas do passivo

circulante e não circulanteFornecedores ................................................................................... 6 319 (57.263) (10.673)Pagamentos de encargos sobre empréstimos,

financiamentos e debêntures....................................................... 23.6 (219.603) (51.204) (531.029) (408.189)Consumidores .................................................................................. - - 12.107 2.177


Ajustado AjustadoResultado de participações societárias ............................................ 18 242.130 (22.466) - (20.063)RESULTADO FINANCEIROReceitas financeirasRenda de aplicações financeiras...................................................... 3.571 6.815 19.763 50.140Juros ativos ...................................................................................... 129.217 114.650 121.644 150.833Acréscimos moratórios - energia vendida ........................................ - - 84.213 65.366Variação monetária - moeda nacional .............................................. 5 - (32.190) (5.501)Variação monetária - moeda estrangeira ......................................... 338.421 - 618.047 30.326Marcação a mercado - Lei nº 11.638/2007 ...................................... 48.994 772.351 61.144 780.422Ganho na recompra de bônus perpétuo........................................... 72.264 - 72.264 -

Ajuste a valor presente - ajuste a Lei nº 11.638/2007 ...................... - - 17.755 49.599Redução de encargos financeiros - parcelamento Lei nº 11.941/2009 ... 1.516 - 248.503 -Operações de swap .......................................................................... - 9.664 6.517 84.760Outras ............................................................................................... 36 (3.302) 4.944 20.631 7.380__________ ______________ __________ ______________

590.686 908.424 1.238.291 1.213.325__________ ______________ __________ ______________Despesas financeirasEncargos de dívidas ......................................................................... (270.290) (257.777) (567.228) (462.873)Variação monetária - moeda nacional .............................................. (172) (2.735) (20.450) 15.047Variação monetária - moeda estrangeira ......................................... (10.191) (332.940) (30.305) (636.329)Acréscimos moratórios - energia comprada ..................................... - - (2.008) (12.575)Juros e multas .................................................................................. (6.324) (2.623) (235.518) (150.800)Juros sobre o capital próprio ............................................................ - - (22.690) (1.504)Marcação a mercado - Lei nº 11.638/2007 ...................................... (648.451) - (665.035) (32.481)Ajuste a valor presente - ajuste a Lei nº 11.638/2007 ...................... - - (11.206) (29.153)Encargos financeiros - parcelamento Lei nº 11.941/2009 ................ (117) - (12.590) -Operações de swap .......................................................................... (8.393) (2.106) (213.728) (2.107)Outras ............................................................................................... 36 (5.561) (11.651) (152.383) (76.203)__________ ______________ __________ ______________

(949.499) (609.832) (1.933.141) (1.388.978)__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________RESULTADO FINANCEIRO............................................................ (358.813) 298.592 (694.850) (175.653)__________ ______________ __________ ______________OUTROS RESULTADOSReceitas............................................................................................ 35 8.028 1.811 37.212 15.292Despesas.......................................................................................... 35 - (10.042) (64.805) (77.933)__________ ______________ __________ ______________

8.028 (8.231) (27.593) (62.641)__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________RESULTADO OPERACIONAL ........................................................ (112.160) 263.500 64.265 394.371__________ ______________ __________ ______________IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIALCorrente............................................................................................ (11.028) - (116.553) (130.983)

Diferido ............................................................................................. 143.526 (84.331) 233.697 (19.690)__________ ______________ __________ ______________132.498 (84.331) 117.144 (150.673)__________ ______________ __________ ______________

LUCRO ANTES DAS PARTICIPAÇÕES E DA REVERSÃO DOSJUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO ..................................... 20.338 179.169 181.409 243.698__________ ______________ __________ ______________

Participações dos administradores ................................................... - - (5.078) (2.137)Participações de partes beneficiárias ............................................... - - - (4.963)__________ ______________ __________ ______________LUCRO ANTES DA REVERSÃO DOS JUROS SOBRE O

CAPITAL PRÓPRIO E DA PARTICIPAÇÃO DE MINORITÁRIOS... 20.338 179.169 176.331 236.598__________ ______________ __________ ______________Reversão dos juros sobre o capital próprio ...................................... - - 22.690 1.504__________ ______________ __________ ______________LUCRO ANTES DA PARTICIPAÇÃO DOS MINORITÁRIOS......... 20.338 179.169 199.021 238.102__________ ______________ __________ ______________Participação minoritária nos resultados das controladas ................. - - (178.683) (58.933)__________ ______________ __________ ______________LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO.................................................. 20.338 179.169 20.338 179.169__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________Lucro líquido por ação - R$ .......................................................... 0,06 0,56 0,06 0,56__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________


Ajustado AjustadoFolha de pagamento e provisões trabalhistas .................................. - - 2.222 3.538Impostos, contribuições sociais e parcelamentos ............................ 8.779 (7.231) 40.496 (167.767)Taxas regulamentares ...................................................................... - - 41.759 (10.979)

Outros credores ................................................................................ (4.630) (4.345) (128.292) 5.853Obrigações estimadas ...................................................................... - - 2.558 27.546Variação na participação de controlada ........................................... - - - (30.596)Passivos regulatórios ....................................................................... 11 - - (137.161) (102.722)Entidade previdência privada e outras obrigações........................... 82 155 (18.467) 37.640__________ ______________ __________ ______________Subtotal ........................................................................................... (215.366) (62.306) (773.070) (654.172)__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________Caixa líquido (usado)/gerado nas atividades operacionais ....... (197.599) (275.828) 202.237 (98.819)__________ ______________ __________ ______________FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES INVESTIMENTOAlienação de bens e direitos do ativo permanente........................... - - 1.731 54.059Em investimento ............................................................................... (4.313) (160.987) (20) (124.441)No imobilizado .................................................................................. - - (885.830) (1.482.764)Acréscimo de obrigações especiais ................................................. - - 186.051 423.758Deságio na aquisição de participações societárias .......................... - 104.587 - 188.937Recebimento de dividendos e juros sobre o capital próprio ............. 115.932 41.842 - -__________ ______________ __________ ______________Caixa líquido gerado/(usado) usado nas atividades

de investimento ......................................................................... 111.619 (14.558) (698.068) (940.451)__________ ______________ __________ ______________FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES FINANCIAMENTOAumento de capital e adiantamentos para futuro aumento de capital ... - 115.176 - 115.176Empréstimos com partes relacionadas - líquido............................... (103.275) (105.457) (49.614) (37.887)Novos empréstimos e financiamentos.............................................. 23.6 579.472 227.000 1.927.791 1.738.270Novas debêntures ............................................................................ 24 370.000 - 370.000 -Pagamentos de empréstimos - principal .......................................... 23.6 (772.183) (51.288) (1.710.213) (655.147)Pagamentos de debêntures - principal ............................................ - (14.696) - (337.500)(Pagamentos)/recebimentos de juros sobre o capital próprio

e dividendos................................................................................. - - (24.131) -__________ ______________ __________ ______________Caixa líquido gerado nas atividades de financiamentos............ 74.014 170.735 513.833 822.912__________ ______________ __________ ______________

(Redução)/aumento de caixa e equivalentes de caixa ................ (11.966) (119.651) 18.002 (216.358)__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício ....................... 37 18.917 138.568 395.951 612.309__________ ______________ __________ ______________Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício ......................... 37 6.951 18.917 413.953 395.951INFORMAÇÕES SUPLEMENTARES:Imposto de renda pessoa jurídica pago ........................................... - 1.805 60.976 48.364Contribuição social pessoa jurídica paga ......................................... - 1.628 23.364 22.369Imposto de renda retido na fonte pago ............................................. 12.660 12.472 30.659 37.909Contribuição social retida na fonte paga .......................................... - - 1.699 1.987



Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008 (Valores expressos em milhares de reais - R$, exceto lucro líquido por ação)

DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS


DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA

Companhia Consolidado___________________________ ___________________________2009 2008 2009 2008__________ ______________ __________ ______________

Ajustado Ajustado1. RECEITASVendas de energia elétrica e serviços................................................................... - - 7.565.943 6.047.715Provisão p/créditos de liquidação duvidosa .......................................................... - - 6.734 2.476Resultado na alienação/desativação de bens e direitos ....................................... - 1.811 (35.446) (40.883)Outras receitas ...................................................................................................... 8.028 (10.042) 28.876 5.669__________ ______________ __________ ______________Total ...................................................................................................................... 8.028 (8.231) 7.566.107 6.014.977__________ ______________ __________ ______________2. INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROS (Inclui os valores

dos impostos ICMS, IPI, PIS e COFINS)Energia elétrica comprada para revenda .............................................................. - - (2.864.105) (1.956.752)Serviços de terceiros ............................................................................................. (3.560) (2.972) (605.980) (507.861)Materiais ................................................................................................................ - - (55.671) (48.799)Matéria-prima e insumo p/prod. de energia elétrica .............................................. - - (208.839) (268.083)Subvenções de combustível - CCC ....................................................................... - - 308.477 274.713Outros .................................................................................................................... 1.418 19 (56.576) (71.540)__________ ______________ __________ ______________Total ...................................................................................................................... (2.142) (2.953) (3.482.694) (2.578.322)__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________3. VALOR ADICIONADO BRUTO (1-2) ............................................................... 5.886 (11.184) 4.083.413 3.436.655__________ ______________ __________ ______________4. DEPRECIAÇÃO, AMORTIZAÇÃO E EXAUSTÃODepreciação e amortização ................................................................................... (2) - (373.062) (341.263)__________ ______________ __________ ______________5. VALOR ADICIONADO LÍQUIDO PRODUZIDO PELA ENTIDADE (3-4)......... 5.884 (11.184) 3.710.351 3.095.392__________ ______________ __________ ______________6. VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIAResultado de equivalência patrimonial .................................................................. 242.130 (22.466) - (20.063)Receitas financeiras .............................................................................................. 590.686 908.424 1.238.291 1.213.325__________ ______________ __________ ______________Total ...................................................................................................................... 832.816 885.958 1.238.291 1.193.262__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________7. VALOR ADICIONADO TOTAL A DISTRIBUIR (5+6) ...................................... 838.700 874.774 4.948.642 4.288.654__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________

Companhia Consolidado___________________________ ___________________________2009 2008 2009 2008__________ ______________ __________ ______________

Ajustado Ajustado8. DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO .................................................... 838.700 874.774 4.948.642 4.288.654__________ ______________ __________ ________________________ ______________ __________ ______________8.1 - Pessoal......................................................................................................... 862 678 310.722 335.699__________ ______________ __________ ______________Remunerações ...................................................................................................... 862 678 234.306 282.224FGTS ..................................................................................................................... - - 22.122 18.461Outros encargos sociais (exceto INSS)................................................................. - - 2.594 2.471Entidades de previdência privada ......................................................................... - - 6.327 2.819Programa incentivo à aposentadoria e demissão voluntária ................................. - - 1.409 5.528Programa de Alimentação ao Trabalhador - PAT ................................................. - - 24.689 21.523Convênios assistenciais e outros benefícios ......................................................... - - 20.715 19.298Diversos................................................................................................................. - - 24.017 6.116Transferências p/ordens em curso (imobilizado) ................................................... - - (25.457) (22.741)__________ ______________ __________ ______________8.2 - Impostos, taxas e contribuições ................................................................ (129.684) 94.802 2.532.279 2.331.746__________ ______________ __________ ______________Governo Federal.................................................................................................... (130.005) 94.185 1.070.190 1.126.555Governo Estadual .................................................................................................. 142 438 1.458.039 1.201.956Governo Municipal................................................................................................. 179 179 4.050 3.235__________ ______________ __________ ______________8.3 - Remuneração de capitais de terceiros ...................................................... 947.183 600.125 1.906.617 1.382.577__________ ______________ __________ ______________Encargos de dívidas e variações monetárias ........................................................ 280.653 593.452 618.576 1.091.069Aluguéis e arrendamentos..................................................................................... 6 6 22.676 25.458Outras despesas financeiras ................................................................................. 666.524 6.667 1.265.365 266.050__________ ______________ __________ ______________8.4 - Remuneração de capitais próprios ........................................................... 20.339 179.169 199.024 238.632__________ ______________ __________ ______________Dividendos ............................................................................................................. - - 91.150 23.206Juros sobre o capital próprio ................................................................................. - - 22.690 1.504Realização de reservas ......................................................................................... - - 45.066 (5.159)Lucros retidos ........................................................................................................ 20.339 179.169 219.958 392.241Prejuízo do exercício ............................................................................................. - - (1.157) (114.227)Participação dos minoritários ................................................................................ - - (178.683) (58.933)


DEMONSTRAÇÕES DOS VALORES ADICIONADOS - DVA





continua

Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008 (Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

1. CONTEXTO OPERACIONALA Rede Energia S.A. (Companhia), sociedade de capital aberto, controlada pela Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A., atua exclusivamente como uma holding controladora de participaçõessocietárias, tendo como objetivo principal a participação acionária em empresas controladas e coligadas diretas e indireta, vinculada à atividade de geração, transmissão, distribuição e comercialização de energiaelétrica, bem como atividades necessárias ou úteis à consecução do seu objeto social ou a ele relacionadas.

2. DAS CONCESSÕESAs áreas da concessão legal nas atividades de distribuição de energia elétrica de suas controladas diretas e indiretas são as seguintes:

Número aproximado NúmeroÁrea em de consumidores de municípios

Controladas diretas Áreas de concessão km² (*) atendidos (*) abrangidos (*)____________________________________________________ ________________________________________________________________ _________ ___________________ _____________Caiuá Distribuição de Energia S.A. ................................................ Região de Presidente Prudente no Oeste do Estado de São Paulo (SP) ............. 9.149 206.022 24Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. .... Região de Assis no Oeste do Estado de São Paulo (SP) ...................................... 11.780 156.470 27Empresa Elétrica Bragantina S.A. .................................................. Região de Bragança Paulista no Estado de São Paulo (SP) e

Cambuí no Estado de Minas Gerais (MG) ............................................................. 3.493 123.903 15Cia. Força e Luz do Oeste.............................................................. Município de Guarapuava no Estado do Paraná (PR) ........................................... 1.200 48.695 1

Cia. Nacional de Energia Elétrica ................................................... Região de Catanduva e Novo Horizonte no Estado de São Paulo (SP) ................ 4.500 97.673 15Cia. de Energia Elétrica do Estado do Tocantins - CELTINS ......... Estado do Tocantins (TO) ...................................................................................... 277.621 416.390 139Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. - CEMAT ........................ Estado do Mato Grosso (MT) ................................................................................. 903.358 992.368 141Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. - ENERSUL ..... Estado do Mato Grosso do Sul (MS) ..................................................................... 328.316 784.834 73Controladas indiretasCentrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA ....................................... Estado do Pará (PA) .............................................................................................. 1.247.690 1.666.661 143_________ ___________________ _____________Subtotal ............................................................................................................................................................................................................................ 2.787.107 4.493.016 578Rede Comercializadora de Energia S.A. ........................................................................................................................................................................... - 14 -_________ ___________________ _____________Total.................................................................................................................................................................................................................................. 2.787.107 4.493.030 578_________ ___________________ ______________________ ___________________ _____________(*) Informações não auditadas.As principais concessões nas atividades de geração de energia elétrica da Companhia e de suas controladas diretas e indiretas, consolidadas, são as seguintes:

Capacidade Capacidade Data da Data deC omp anh ia /U HE R io i ns ta lad a MW (* ) u ti liz ad a MW (* ) c onc es sã o v enc im en to__________________________________ ______________________________________________________________ ______________ ______________ ___________ ____________Companhia Nacional de Energia Elétrica:

UHE Reynaldo Gonçalves ...................... Ribeirão dos Porcos 1,00 0,16 1/12/1998 7/7/2015Juruena Energia S.A.:

UHE Juína ............................................... Aripuanã 5,10 4,41 11/12/1997 11/12/2027UHE Aripuanã ......................................... Aripuanã 0,80 0,87 11/12/1997 11/12/2027

Tangará Energia S.A.:UHE Guaporé.......................................... Guaporé 124,20 50,45 13/3/2000 7/7/2025

Capacidade Capacidade Data da Data deC omp anh ia C on ces sã o/U si na s t erm el étr ica s i ns ta lad a MW (* ) u ti liz ad a MW (* ) c onc es sã o v enc im en to__________________________________ ______________________________________________________________ ______________ ______________ ___________ ____________Centrais Elétricas

Matogrossenses S.A. - CEMAT .............. Concessão de 6 usinas termelétricas, são elas:Comodoro, Cotriguaçu, Guariba, Juruena, Paranorte e Rondolândia 15,58 6,17 10/12/1997 10/12/2027

Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA .. Concessão de 34 usinas termelétricas, sendo 11 próprias e 23 tercerizadas,as mais representativas com capacidade instalada acima de 5 MW:Santana do Araguaia, Breves, Portel, Alenquer, Juruti, Monte Alegre e Oriximiná 96,48 65,74 28/7/1998 28/7/2028

(*) Informações não auditadas.

Os ágios apurados na aquisição dos investimentos das controladas estão registrados em contadestacada do ativo permanente - intangível.As demonstrações financeiras consolidadas abrangem as seguintes companhias: Percentual de participação %__________________________Empresas controladas d iretas Atividade 2009 2008____________________________________ ______________ ____________ ____________Empresa Elétrica Bragantina S.A. .................. Distribuição 91,45 91,45Companhia Nacional de Energia Elétrica ....... Distribuição 98,69 98,69Companhia Força e Luz do Oeste.................. Distribuição 97,70 97,70Companhia de Energia Elétrica do

Estado do Tocantins - CELTINS ................. Distribuição 50,86 50,86Centrais Elétricas

Matogrossenses S.A. - CEMAT................... Distribuição 39,92 39,92Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA ....... Distribuição 61,37 61,37QMRA Participações S.A. .............................. Holding 100,00 100,00

Empresa Energética deMato Grosso do Sul S.A. - ENERSUL ......... Distribuição 99,91 99,91

Tangará Energia S.A. ..................................... Geração 70,78 70,78Rede Power do Brasil S.A. ............................. Holding 99,98 99,98Caiuá Distribuição de Energia S.A. ................ Distribuição 100,00 100,00Empresa de Distrib. de Energia

Vale Paranapanema S.A. ............................ Distribuição 100,00 100,00Rede Comercializadora de Energia S.A. ........ Comerc. Energia 99,60 99,60Rede de Eletricidade e Serviços S.A. ............. Serviços 99,50 99,50Vale do Vacaria Açúcar e Álcool S.A. ............ Agrícola 60,48 50,98

Investimento em controladas indiretas____________________________________ ______________ ____________ ____________Juruena Energia S.A. (*)................................. Geração 99,98 99,98(*) Empresa alienada em 29/12/2009.

6. APLICAÇÕES NO MERCADO ABERTOCompanhia_______________

Tipo deInstituição financeira aplicação Vencimento Taxas % 2009 2008___________________ ___________ ___________ ___________________ _______ _______Banco Industrial ............ CDB (*) 103,00 CDI 1.265 -Banco ABC Brasil ......... CDB (*) 103,00 CDI - 341HSBC............................ CDB (*) 103,00 CDI - 8.649Banco Safra .................. CDB (*) 10,00 CDI 35 -Banco Safra .................. Debêntures (*) 102,60 CDI - 244Banco Safra .................. Poupança (*) 6,00 a.a. + TR - 1_______ _______Total............................. 1.300 9.235_______ ______________ _______

Consolidado_______________Tipo de

Instituição financeira aplicação Vencimento Taxas % 2009 2008___________________ ___________ ___________ ___________________ _______ _______Banco ABC Brasil ......... CDB (*) 103,00 a 106,00 CDI - 2.398Banco ABN Real........... CDB (*) 100,70 CDI 2 5Banco Alfa .................... CDB (*) 104,50 CDI - 5.058Banco Bradesco ........... CDB (*) 98,50 a 100,00 CDI 372 1.858Banco Bradesco ........... Poupança (*) 6,00 a.a. + TR 3 253Banco Bradesco ........... Fundo

Investimento (*) 6,00 a.a. + TR 181 171Banco Bradesco ........... Debêntures (*) 100,50 CDI 1.301 26.808Banco Bradesco ........... Capitalização (*) 6,00 a.a. + TR 250 -Banco Cacique ............. CDB (*) 105,00 e 106,00 CDI - 1.912Banco da Amazônia ..... CDB (*) 100,80 CDI 3 5.180Banco da Amazônia ..... Capitalização (*) 6,00 a.a. + TR 2.000 200Banco Daycoval............ CDB (*) 101,20 CDI 57.947 20.329Banco do Brasil ............ CDB (*) 100,00 CDI 30.446 67.361Banco do Brasil ............ CDB (*) Prefixado 4.152 -Banco do Brasil ............ Poupança (*) 6,00 a.a. + TR 57 491Banco do Brasil ............ Capitalização (*) 6,00 a.a. + TR 635 -Banco Fibra .................. CDB (*) 102,00 CDI - 1.256Banco Industrial ............ CDB (*) 103,00 e 108,00 CDI 6.443 2.059Banco Industrial ............ Debêntures (*) 106,00 CDI - 4.112Banco Itaú .................... CDB (*) 98,00 a 100,00 CDI 63 56Banco Itaú BBA ............ CDB (*) 100,00 a

101,20 CDI 72 74Banco Máxima .............. CDB (*) 105,00 CDI 283 -Banco Mercantil ............ CDB (*) 103,00 CDI 304 -Banco Safra .................. Debêntures (*) 100,50 a 103,10 CDI - 19.107Banco Safra .................. CDB (*) 10,00 a 103,50 CDI 115.658 33.890Banco Safra .................. Poupança (*) 6,00 a.a. + TR - 4Banco Votorantim ......... CDB (*) 102,00 CDI 7 7BIC Banco .................... CDB (*) 102,50 CDI 16.690 45.072HSBC............................ CDB (*) 100,30 a 103,00 CDI - 13.571HSBC............................ Poupança (*) 6,00 a.a. + TR - 3Unibanco ...................... CDB (*) 100,80 CDI - 11.035Unibanco ...................... Debêntures (*) 40,00 a 102,30 CDI - 4.203_______ _______Total............................. 236.869 266.473_______ ______________ _______(*) As aplicações financeiras são consideradas equivalentes de caixa por terem alta li quidez, que sãoprontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa e que estão sujeitas a um insignificanterisco de mudança de valor. Seu valor contábil é próximo ao seu valor justo.7. CONSUMIDORES

Consolidado_______________________Consumidores: 2009 2008__________ __________Faturados ......................................................................................... 1.136.160 991.978Não faturados ................................................................................... 225.457 218.710__________ __________ 1.361.617 1.210.688__________ ____________________ __________

Saldos vencidos__________________________Classe de Saldos Até Mais de Total __________________consumidores vincendos 90 dias 90 dias Total 2009 2008______________________ __________ _______ _______ _______ ________ ________Ativo circulante:Residencial ......................... 227.723 158.061 122.417 280.478 508.201 423.543Industrial ............................. 139.992 41.207 77.426 118.633 258.625 197.811Comércio, serviços eoutras atividades............... 137.777 65.002 80.789 145.791 283.568 249.935

Rural ................................... 31.967 15.905 20.509 36.414 68.381 55.446Poder público:Federal .............................. 6.588 3.703 1.500 5.203 11.791 10.206Estadual ............................ 15.660 9.620 6.653 16.273 31.933 26.639Municipal........................... 36.679 17.496 13.296 30.792 67.471 52.547

Iluminação pública .............. 26.268 5.642 2.505 8.147 34.415 32.111Serviço público ................... 23.981 9.362 10.945 20.307 44.288 54.647Parcelamentos.................... - - - - - 43.041(-) Ajuste a valor presenteLei 11.638/07 (d)............... (1.015) - - - (1.015) (1.207)

Recomposição tarifáriaextraordinária (*) ............... 4.250 - - - 4.250 -

Redução de uso sistemade distribuição ................... 12.602 - - - 12.602 -

Redução de tarifa -irrigação e aquicultura (b) . 1.057 - - - 1.057 1.844

Fornecimento não faturadoPrograma Luz para Todos (c). 36.050 - - - 36.050 64.125__________ _______ _______ _______ ________ ________

Subtotal - consumidores . 699.579 325.998 336.040 662.038 1.361.617 1.210.688__________ _______ _______ _______ ________ ________Participação financeira doconsumidor ....................... 14.048 658 2.064 2.722 16.770 17.436

Comercialização na CCEE (a) 4.680 - - - 4.680 11.100Programa emergencialredução do consumo ........ 1.742 - 992 992 2.734 992

Encargo de uso darede elétrica ...................... 24.124 - - - 24.124 7.630

Encargos de capacidadeemergencial ...................... - - 4.246 4.246 4.246 4.443

Energia livre (*) ................... 8.582 - - - 8.582 439Concessionárias epermissionárias................. 2.088 - - - 2.088 1.635

Outros ................................. 10.188 8.220 7.336 15.556 25.744 29.204__________ _______ _______ _______ ________ ________Total................................... 765.031 334.876 350.678 685.554 1.450.585 1.283.567__________ _______ _______ _______ ________ __________________ _______ _______ _______ ________ ________Ativo não circulante:Consumidores .................... 153.193 - 95.828 95.828 249.021 242.513(-) Ajuste a valor presenteLei 11.638/07 (d)............... (7.690) - - - (7.690) (6.961)

Recomposição tarifáriaextraordinária (*) ............... 29.693 - - - 29.693 -

Energia livre (*) ................... 6.197 - - - 6.197 -Provisão perdaenergia livre ...................... (7.926) - - - (7.926) -

Participação financeirado consumidor .................. 57.012 - - - 57.012 71.713

Comercialização no CCEE (a) 19.091 - - - 19.091 17.514Redução de tarifa -irrigação e aquicultura (b) . 400 - - - 400 2.555

Redução de uso do sistemade distribuição ................... - - - - - 1.992

Outros ................................. 1.917 - - - 1.917 2.650__________ _______ _______ _______ ________ ________Total................................... 251.887 - 95.828 95.828 347.715 331.976__________ _______ _______ _______ ________ __________________ _______ _______ _______ ________ ________(*) Vide nota explicativa nº 11.

(a) Comercialização na CCEEO saldo da conta de consumidores no consolidado inclui o registro dos valores referentes àcomercialização de energia de curto e longo prazo no montante de R$ 23.771, com base em cálculospreparados e divulgados pela CCEE até o mês de dezembro de 2009. De acordo com a ResoluçãoANEEL nº 552, de 14/10/2002, os valores das transações de energia de curto prazo não liquidados nasdatas programadas deverão ser negociados bilateralmente entre os agentes de mercado.As operações de compra e venda de energia elétrica praticadas no período de setembro de 2000a dezembro de 2002, após os ajustes divulgados pela CCEE, tiveram seu processo de liquidaçãoconcluído em julho de 2003. As demais operações de compra e venda de energia elétrica praticadasno exercício de 2009 estão sendo liquidadas mensalmente.Os valores da energia no curto prazo e da energia livre estão sujeitos à modificação, dependendo dedecisão dos processos judiciais em andamento, movido por determinadas empresas do setor, relativosà interpretação das regras do mercado em vigor.(b) Subsídio a irrigantesA Resolução Normativa nº 540, de 1/10/2002, implementou a Lei nº 10.438, de 26/4/2002, queestendeu os descontos especiais nas tarifas de energia elétrica de irrigantes ao consumo verificado nohorário compreendido entre 21h30 e 6h do dia seguinte.Esse dispositivo legal ampliou o horário estabelecido na Portaria DNAEE nº 105, de 3/4/1992, das 23hàs 5h do dia seguinte, em que eram concedidos descontos especiais para consumidores do Grupo A(alta tensão) e do Grupo B (baixa tensão).A Resolução Normativa nº 207, de 9/1/2006, que “estabelece os procedimentos para aplicação dedescontos especiais na tarifa de fornecimento relativa ao consumo de energia elétrica da atividadede irrigação e na aquicultura”, dispôs no artigo 6º que o valor financeiro resultante dos descontosestabelecido nesta Resolução configura direito da concessionária ser compensada no primeiroreajuste ou revisão tarifária após a correspondente apuração”.

Os contratos de concessão das controladas geradoras e distribuidoras, assinados com a UniãoFederal, contêm cláusulas específicas que garantem o direito à indenização do valor residual dosbens ao final da concessão. Para tanto, os referidos bens são depreciados de acordo com as taxasdeterminadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL.A geração própria de energia elétrica das controladas consolidadas representa aproximadamente 5,19%(*) da energia distribuída, sendo a parcela remanescente fornecida substancialmente pela Duke Energye AES Tietê, no Estado de São Paulo, CEMIG no Estado de Minas Gerais, ELETRONORTE, Furnas,ELETROBRÁS e Enerpeixe nos Estados de Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Tocantins e Pará, e Copel,no Estado do Paraná, bem como energia proveniente de leilões de energia promovido pelo MME.Para a prestação dos serviços, objeto das concessões supramencionadas, suas controladas possuíam,em 31/12/2009, um quadro próprio de 6.504 (*) funcionários, 6.259 (*) prestadores de serviços e188 (*) estagiários.(*) Informações não auditadas.

3. ELABORAÇÃO E APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRASAs demonstrações financeiras e as notas explicativas da Companhia e do consolidado estãoapresentadas em milhares de reais, exceto se indicado de outra forma, e foram elaboradas de acordocom as práticas contábeis adotadas no Brasil, as quais abrangem a legislação societária brasileira,os Pronunciamentos, as Orientações e as Interpretações emitidas pelo Comitê de PronunciamentosContábeis - CPC, as normas emitidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM e normas aplicáveisàs concessionárias de serviço público de energia elétrica, definidas pelo poder concedente, a AgênciaNacional de Energia Elétrica - ANEEL.Algumas informações adicionais estão sendo apresentadas em notas explicativas e quadrossuplementares em atendimento às instruções contidas no Despacho nº 4.722, da SFEF/ANEEL,de 18/12/2009.Na elaboração das demonstrações financeiras consolidadas de 31/12/2008, a Companhia e suascontroladas adotaram pela primeira vez as alterações na Legislação Societária introduzidas pela Leinº 11.638 de 28/12/2007 e pela Medida Provisória nº 449 de 3/12/2008, convertida na Lei nº 11.941em 27/5/2009.Ajustes retrospectivosEm atendimento a Deliberação CVM nº 506 de 19/6/2009, que trata de políticas contábeis, mudançade estimativa e retificação de erro, efetuamos ajustes retrospectivos nas demonstrações financeiras daCompanhia, referente ao exercício findo em 31/12/2008.Conforme nota explicativa nº 29, em 2008 foi homologado, na controlada CELPA, acordo judicial parapagamento retroativo de Plano de Classificação de Cargos e Salários (PCCS), no valor de R$ 75.000.A seguir apresentamos os efeitos nas demonstrações financeiras: Companhia_________________________________________

Nota Ajustes Ajustado Publicado________ ________ _________ __________AtivoInvestimentos ..................................................... 18 (26.169) 1.670.488 1.696.657Total do ativo não circulante ........................... (26.169) 2.888.038 2.914.207Total do ativo .................................................... (26.169) 3.065.546 3.091.715PassivoPrejuízos acumulados ........................................ (26.169) (170.223) (144.054)Patrimônio líquido ............................................ (26.169) 1.108.177 1.134.346Total do passivo ............................................... (26.169) 3.065.546 3.091.715ResultadoResultado de participações societárias .............. (26.169) (22.466) 3.703Resultado operacional ..................................... (26.169) 263.500 289.669Lucro líquido do exercício ............................... (26.169) 179.169 205.338Lucro (prejuízo) líquido por ações .................. (0,08) 0,56 0,64

Consolidado_________________________________________Nota Ajustes Ajustado Publicado________ ________ _________ __________

AtivoImpostos e contribuições sociais diferidos ......... 9 25.500 1.074.485 1.048.985Total do realizável a longo prazo .................... 25.500 2.863.956 2.838.456Total do ativo não circulante ........................... 25.500 9.208.865 9.183.365Total do ativo .................................................... 25.500 11.359.677 11.334.177Passivo

Impostos e contribuições sociais diferidos ......... 9 378 34.977 34.599Indenizações trabalhistas ................................... 29 17.638 89.595 71.957Total do passivo circulante ............................. 18.016 2.538.677 2.520.661Impostos e contribuições sociais diferidos ......... 9 3.155 296.084 292.929Indenizações trabalhistas ................................... 29 46.971 208.682 161.711Total do passivo não circulante...................... 50.126 6.340.636 6.290.510Participações de acionistas não controladores .. (16.473) 1.372.187 1.388.660Prejuízos acumulados ........................................ (26.169) (170.223) (144.054)Patrimônio líquido ............................................ (26.169) 1.108.177 1.134.346Total do passivo ............................................... 25.500 11.359.677 11.334.177ResultadoPessoal ............................................................... (75.000) (253.561) (178.561)Custo de operação ........................................... (75.000) (950.432) (875.432)Ajuste a valor presente ....................................... 10.391 49.599 39.208Receitas financeiras......................................... 10.391 1.213.325 1.202.934Resultado financeiro ........................................ 10.391 (175.653) (186.044)Resultado operacional ..................................... (64.609) 394.371 458.980Imposto e contribuição social diferido ................ 21.967 (19.690) (41.657)Total imposto e contribuição social ............... 21.967 (150.673) (172.640)Lucro antes das participações e da reversão

dos juros sobre capital próprio .................... (42.642) 243.698 286.340Lucro antes da reversão dos juros sobre

capital próprio e da participaçãode minoritários ............................................ (42.642) 236.598 279.240

Lucro antes da participação de minoritários. (42.642) 238.102 280.744Participação minoritária nos resultados das

controladas ...................................................... 16.473 (58.933) (75.406)Lucro líquido do exercício ............................... (26.219) 179.169 205.388Lucro (prejuízo) líquido por ações .................. (0,08) 0,56 0,64

4. PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS ADOTADASAjustes a valor presente: os ativos e passivos de longo prazo, bem como, os de curto prazo casorelevante, são ajustados a valor presente. Os principais efeitos apurados estão relacionados comas rubricas “Consumidores”, “Impostos e Contribuições a Compensar” e “Indenizações Trabalhistas”.Para o desconto a valor presente utilizou-se a taxa do custo médio ponderado de capital (WACC) dosetor elétrico, definida pela ANEEL, para remunerar o capital das distribuidoras de energia elétrica.Aplicações no mercado aberto e títulos e valores mobiliários: são registrados ao valor decusto, acrescido dos respectivos rendimentos auferidos até a data das demonstrações financeiras.A Companhia e suas controladas procederam ao cálculo do valor justo em 2008 e 2009 das aplicaçõesfinanceiras com base nas taxas de mercado nas respectivas datas, apurando o valor de mercadoaproximado ao valor contabilizado.Consumidores: incluem o fornecimento de energia elétrica, faturado e a faturar a consumidores finais,uso da rede, serviços prestados, acréscimos moratórios e a outras concessionárias pelo suprimentode energia elétrica, conforme montantes disponibilizados pela CCEE e saldos relacionados a ativosregulatórios de diversas naturezas, registrados de acordo com o regime de competência.Provisão para créditos de liquidação duvidosa: constituída por montante considerado suficientepela Administração da Companhia para cobrir as possíveis perdas que possam ocorrer na realizaçãodas contas a receber, cuja recuperação é considerada improvável.Estoque (inclusive do ativo imobilizado): os materiais em estoque classificado no ativo circulante(almoxarifado de manutenção e administrativos) e aqueles destinados a investimentos classificados noativo não circulante - imobilizado (depósito de obra) estão registrados ao custo médio de aquisição.Ativos e passivos regulatórios: referem-se a valores realizáveis ou exigíveis, em decorrência docontrato de concessão, que tem por objetivo, dentre outros, assegurar o equilíbrio econômico-financeiroda concessão. No circulante encontram-se registrados os valores já homologados e consideradosna tarifa de energia elétrica pela ANEEL em revisões ou reajustes tarifários, que serão amortizadosconforme legislação em vigor, corrigidos pela SELIC/BACEN ou IGP-M. No não circulante encontram-se registrados os valores apurados a serem submetidos para posterior homologação da ANEEL nadata da próxima revisão ou reajuste tarifário. Os valores contabilizados são registrados tendo suacontrapartida no resultado da Companhia e suas Controladas.Investimentos: inclui as participações societárias permanentes em controladas e coligadas avaliadas

pelo método de equivalência patrimonial e as participações registradas pelo custo de aquisição,deduzidas de provisões para redução ao valor de mercado, quando aplicável. Inclui também os bens nãoutilizados no objetivo da concessão, mantidos para valorização ou renda líquidos de depreciação.Imobilizado: inclui os itens que se referem a bens corpóreos destinados à manutenção das atividadesda Companhia, inclusive os decorrentes de operações que transfiram os benefícios, os riscos e ocontrole dos bens. Está registrado ao custo de aquisição ou construção, corrigido monetariamente até31/12/1995 e reavaliado em agosto de 2001, com revisão em maio de 2005, exceto para os gruposde automóveis, caminhões e móveis e utensílios. A depreciação dos bens é calculada pelo métodolinear, às taxas médias anuais de acordo com a Resolução Normativa da ANEEL nº 240 de 5/12/2006.Os ativos imobilizados têm o seu valor testado, no mínimo, anualmente, caso haja indicadores deperda de valor conforme requerido pela Deliberação CVM nº 527/2007. Nos anos de 2008 e de 2009 oativo imobilizado foi submetido a teste de recuperabilidade.Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica: representam osvalores da União, dos Estados, dos Municípios e dos consumidores, bem como as doações nãocondicionadas a qualquer retorno a favor do doador e as subvenções destinadas a investimento noserviço público de energia elétrica na atividade de distribuição, cuja quitação ocorrerá ao final daconcessão. Essas obrigações estão registradas em grupo específico no Passivo Não Circulante, eestão sendo apresentadas como dedução do Ativo Imobilizado, dadas suas características de aportefinanceiro com fins específicos de financiamentos para obras.Redução do valor recuperável dos ativos: os ativos imobilizados da Companhia são avaliadosanualmente com o objetivo de identificar possíveis evidências, eventos ou alterações que indiquem apossibilidade de valor não recuperável. O ágio (goodwill ) e os ativos intangíveis com vida útil indefinidatêm o seu valor de recuperação testado anualmente, independentemente de qualquer indicativo deperda de valor. Em havendo perdas, as mesmas são reconhecidas pela diferença entre o valor contábile o recuperável.Arrendamento mercantil: os arrendamentos mercantis são segregados entre os operacionais e osfinanceiros. Quando o arrendamento é classificado como financeiro, ou seja, seus riscos e benefícios

são transferidos, este é reconhecido como um ativo da Companhia e mensurado inicialmente peloseu valor justo ou pelo valor presente dos pagamentos mínimos, entre eles o menor, e depreciadosnormalmente. O passivo subjacente é amortizado utilizando a taxa efetiva de juros.Reserva de reavaliação: é realizada em proporção à depreciação e alienação dos ativos imobilizadosreavaliados, sendo transferida para a conta de lucros acumulados, líquida dos efeitos do impostode renda e da contribuição social. A Companhia e suas controladas optaram por manter os saldosexistentes das reservas de reavaliação até a sua efetiva realização, conforme permitido no art. 6º daLei nº 11.638/2007.Intangível: inclui os direitos que tenham por objeto bens incorpóreos destinados à manutenção daentidade ou exercidos com tal finalidade, como softwares e servidões de passagem. Inclui também oságios registrados na aquisição de subsidiárias, decorrentes da diferença entre o preço de aquisiçãopago e o valor do patrimônio contábil da empresa adquirida. Nos anos de 2008 e 2009, os ágios foramsubmetidos a testes de recuperabilidade. Os demais ativos intangíveis serão amortizados somentecaso sua vida útil possa ser razoavelmente estimada, caso contrário serão considerados como de vidaútil indefinida, sendo assim sujeitos ao teste de recuperabilidade econômica no mínimo anualmente.Custos indiretos de obras em andamento: parte dos gastos da administração central é apropriada àsimobilizações em curso. Essa apropriação é feita mensalmente com base em critérios adequadamentefundamentados.Empréstimos, financiamentos e debêntures: estão atualizados pela variação monetária e/ou cambial,

juros e encargos financeiros, determinados em cada contrato, incorridos até a data de encerramentodo balanço. Esses ajustes são apropriados ao resultado pela taxa efetiva de juros do período emdespesas financeiras, exceto pela parte apropriada ao custo do ativo imobilizado em curso.Instrumentos financeiros designados no reconhecimento inicial, como mensurados a valorjusto por meio do resultado: são designados nesta categoria os instrumentos financeiros cuja opçãopor tal mensuração gerar uma informação mais relevante, devido a, pelo menos, um dos critériosabaixo:i. Eliminação ou redução significativamente de inconsistências de mensuração ou reconhecimentoque ocorreriam em virtude da avaliação de ativos e passivos ou do reconhecimento de seus ganhos eperdas em bases diferentes;ii. Valor justo, para um grupo de ativos financeiros, passivos financeiros ou ambos, ser utilizado

como base para gerenciamento e avaliação de performance - conforme estratégia documentada deinvestimento ou gerenciamento de risco de mercado - e como base para envio de informações paraa alta administração.Uma vez que a designação é feita, é irrevogável. Esses instrumentos, então, foram mensurados natransição da Lei 11.638/2007, onde os custos de transação afetaram diretamente o patrimônio líquido.Subsequentemente, os valores justos são remensurados e os ganhos e perdas têm como contrapartidao resultado.Provisão para passivos contingentes: as provisões para contingências são constituídas medianteavaliações dos riscos em processos cuja probabilidade de perda é provável e são quantificadascom base em fundamentos econômicos, na avaliação da Administração e dos assessores legais empareceres jurídicos sobre os processos existentes e outros fatos contingenciais conhecidos nas datasdos balanços.Imposto de renda e contribuição social: a provisão para imposto de renda e contribuição social écalculada com base no lucro tributável e na base de cálculo da contribuição social, de acordo com asalíquotas vigentes na data do balanço. Sobre as diferenças temporárias, prejuízo fiscal e base negativade contribuição social são constituídos impostos diferidos, de acordo com as respectivas alíquotasvigentes na data do balanço. Os prejuízos fiscais e bases negativas de contribuição social podem sercompensados anualmente, observando-se o limite de até 30% do lucro tributável para o exercício.De acordo com o art. 15 da Medida Provisória nº 449/2008, convertida na Lei nº 11.941/2009, de27/5/2009, que institui o Regime Tributário de Transição - RTT de apuração do lucro real, a Companhiae suas controladas optaram pelo RTT aplicável ao biênio 2008-2009. As demonstrações financeirasda Companhia e de suas controladas do exercício encerrado em 31/12/2009 foram elaboradasconsiderando os efeitos da opção pelo RTT.Registro das operações de compra e venda de energia na CCEE - Câmara de Comercializaçãode Energia Elétrica: as compras (custo de energia comprada) e as vendas (receita de suprimento)são registradas pelo regime de competência de acordo com as informações divulgadas pela CCEE,entidade responsável pela apuração das operações de compra e venda de energia. Nos meses em queessas informações não são disponibilizadas em tempo hábil pela CCEE, os valores são estimados pelaAdministração da Companhia, utilizando-se de parâmetros disponíveis no mercado.Plano de suplementação de aposentadoria e pensão: os custos, as contribuições e o passivo

atuarial são determinados, na data do balanço, por atuários independentes. A partir de 31/12/2001,esses valores são apurados e registrados de acordo com a Deliberação CVM nº 371/2000.Outros direitos e obrigações: demais ativos e passivos circulantes e não circulantes que estãosujeitos à variação monetária ou cambial por força de legislação ou cláusulas contratuais, estãoatualizados com base nos índices previstos nos respectivos dispositivos, de forma a refletir os valoresna data das demonstrações financeiras.Derivativos: a Companhia e suas controladas firmaram contratos derivativos com o objetivo deadministrar os riscos associados a variações nas taxas cambiais e de juros. Os referidos contratosderivativos são contabilizados pelo regime de competência e estão mensurados a valor justo por meiodo resultado. Os ganhos e perdas auferidos ou incorridos em função desses contratos são reconhecidoscomo ajustes em receitas ou despesas financeiras. Os contratos derivativos da Companhia e suascontroladas são com instituições financeiras de grande porte e que apresentam grande experiênciacom instrumentos financeiros dessa natureza. A Companhia e suas controladas não têm contratosderivativos com fins especulativos.Estimativas: a preparação de demonstrações financeiras, de acordo com as práticas contábeisadotadas no Brasil, requer que a Administração da Companhia e de suas controladas se baseiemem julgamento para determinação e registro de certas estimativas que afetam seus ativos, passivos,receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados das suas demonstraçõesfinanceiras. A Companhia e as suas controladas revisam as estimativas e as premissas pelo menosanualmente.Resultado: as receitas de fornecimento de energia elétrica foram mensuradas com base no regime decompetência, incluindo a quantificação estimada do fornecimento de energia elétrica da última mediçãoaté o encerramento das demonstrações financeiras, não estando limitada apenas à conclusão doprocesso de faturamento e à consequente emissão física da respectiva conta.Informações sobre quantidade de ações e resultado por ação: conforme requerido pelas práticascontábeis adotadas no Brasil, as informações sobre quantidade de ações e resultado por açõesconsideram a quantidade histórica de ações efetivamente em circulação na data do balanço. O lucro(prejuízo) por ação corresponde à razão entre o lucro (prejuízo) líquido da C ompanhia no exercício e aquantidade de ações em circulação no final deste exercício.Subvenção e assistência governamental: a partir de 1/1/2008, as subvenções governamentais,

se recebidas, serão reconhecidas como receita ao longo do período, confrontadas com as despesasque pretende compensar em uma base sistemática. Os valores a serem apropriados no resultadoserão destinados à Reserva de Incentivos Fiscais. Atualmente a Companhia e suas Controladas nãopossuem subvenções e assistências governamentais.Novos pronunciamentos, interpretações e orientações emitidas pelo CPC e deliberadas pelaCVM que ainda não estão vigentes e não foram adotados antecipadamenteA Companhia e suas controladas procederam à análise das deliberações emitidas pela CVM em2009 para aplicação aos exercícios encerrados a partir de dezembro de 2010 e às demonstraçõesfinanceiras de 2009 para fins de comparação e, concluiu que as principais deliberações que poderãoapresentar efeitos relevantes são:Deliberação CVM nº 580/2009 - CPC 15 - Combinação de Negócios (IFRS 3): A norma trata decombinações de negócios, onde essas devem ser contabilizadas pelo método de aquisição, o ágiopor rentabilidade futura (goodwill ) não deve ser amortizado, sendo sujeito a teste de recuperabilidadeeconômica. A mudança que impactará a Companhia e suas controladas refere-se ao reconhecimentode compra vantajosa, ou seja, deságio (ver nota 18 item “b” e “c”), que deve ser transferido para oPatrimônio Líquido na transição para o IFRS.Deliberação CVM nº 577/2009 - CPC 20 - Custos de Empréstimos (IAS 23): A capitalização decustos de empréstimos relacionados à aquisição, construção ou produção de ativos qualificáveistornou-se obrigatória. Como pelas práticas atuais das controladas, apenas os custos de empréstimosdiretamente atribuíveis são capitalizados, o efeito devido a capitalização de custos de outrosempréstimos empregados nesses ativos, proporcionará redução nas despesas financeiras, cujoimpacto nos balanços ainda estão sendo avaliados.Deliberação CVM nº 593/2009 - CPC 24 - Evento Subsequente (IAS 10):Esta deliberação determinaque os dividendos acima do mínimo estabelecido em lei e não aprovados pela Assembleia não devemser provisionados, mas apenas destacados no patrimônio líquido. Caso esta deliberação fosse adotadano exercício de 2009, o passivo circulante estaria apresentado à menor e o patrimônio líquido a maiorpela diferença acima do mínimo.Deliberação CVM nº 596/2009 - CPC 29 - Ativo Biológico e Produto Agrícola (IAS 41): Tornaobrigatória, salvo exceções, a mensuração de ativos biológicos e produtos agrícolas no ponto decolheita pelo seu valor justo menos custos de vender com contrapartida no resultado. A controlada

Vale do Vacaria Açúcar e Álcool S .A., que tem por objeto o cultivo de cana de açúcar e outras lavourastemporárias avaliará os efeitos desta deliberação nas suas demonstrações financeiras.Deliberação CVM nº 604/2009 - CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento eMensuração (IAS 39); CPC 39 - Instrumentos Financeiros: Apresentação (IAS 32) e CPC 40 -Instrumentos Financeiros: Evidenciação (IFRS 7): A presente deliberação visa complementar otratamento contábil de instrumentos financeiros. A Companhia está avaliando o efeito na controladaTangará Energia S.A., que poderá ter seu Patrimônio Líquido impactado pela reclassificação de açõesPN resgatáveis.Deliberação CVM nº 611/2009 - ICPC 01 - Contratos de Concessão (IFRIC 12): A deliberaçãoestabelece que não sejam reconhecidos ativos imobilizados referentes a concessões, e sim, o registrode um ativo intangível (o direito de cobrar os consumidores) e/ou um ativo financeiro (indenizaçãoao final da concessão). No estágio atual, a Companhia e suas controladas estão acompanhando asdiscussões sobre o assunto, que estão ocorrendo junto aos órgãos reguladores e entidades de classe,concluindo que não há possibilidade de avaliar com segurança razoável os efeitos nas demonstraçõesfinanceiras.

5. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADASAs demonstrações financeiras, Companhia e consolidadas, foram elaboradas de acordo com asnormas estabelecidas pela Instrução CVM nº 247, de 27/3/1996, e alterações posteriores, abrangendoos saldos e transações da Companhia e de suas controladas diretas e indiretas. Todos os saldos etransações relevantes entre a Companhia e suas controladas são eliminados na consolidação incluindoinvestimentos, contas a receber, dividendos a receber, receitas e despesas entre as companhias.A controlada indireta Juruena Energia S.A. foi consolidada somente até 30/11/2009 devido a suaalienação para a T4U Brasil Ltda.Não há participação societária recíproca entre as companhias e a participação dos acionistas nãocontroladores está destacada em conta específica no passivo e no resultado de cada ano apresentado,na rubrica “participações minoritárias”.




continua

(d) Ajuste a valor presenteRefere-se ao valor de ajuste para os contratos renegociados sem a inclusão de juros. Para o desconto avalor presente utilizou-se uma taxa de 12,81% a.a., que representa o custo médio ponderado de capital(WACC) que a ANEEL considera como taxa de retorno adequada para os serviços de distribuição deenergia elétrica, cuja metodologia está definida na Nota Técnica ANEEL nº 234/2006, de 25/8/2006.Essa taxa é compatível com a natureza, o prazo e os riscos de transações similares em condições demercado. Tendo em vista a natureza, complexidade e volume das negociações a divulgação do fluxode caixa e sua temporalidade foi omitido, uma vez que o efeito líquido do AVP não é relevante.

8. PROVISÃO PARA CRÉDITOS DE LIQUIDAÇÃO DUVIDOSA

Consolidado______________________Circulante: 2009 2008__________ __________Residencial ............................................................................................. (58.758) (41.503)Industrial ................................................................................................. (2.091) (13.805)Comércio, serviços e outras atividades .................................................. (19.412) (30.453)Rural ....................................................................................................... (6.464) (3.846)Parcelamentos ENERSUL...................................................................... (6.512) (14.692)Outras receitas ....................................................................................... (6.438) (7.017)__________ __________Subtotal de consumidores ...................................................................... (99.675) (111.316)Diversos créditos .................................................................................... (2.910) (2.541)__________ __________Total....................................................................................................... (102.585) (113.857)__________ ____________________ __________Não circulante:RTE - Perda Receita Racionamento (*) ................................................. (4.539) -__________ __________Total ...................................................................................................... (107.124) (113.857)__________ ____________________ __________(*) Vide nota explicativa nº 11.

Movimentação:2009 2008__________ __________

Saldo no início do exercício ................................................................ 113.857 66.599__________ __________Aquisição ENERSUL - 9/2008 ................................................................ - 52.377Perdas no exercício ................................................................................ (13.111) (18.129)Recuperação de perdas ......................................................................... 7.357 6.261Complemento de provisão...................................................................... (979) 6.749__________ __________Saldo no fim do exercício .................................................................... 107.124 113.857__________ ____________________ __________A provisão para créditos de liquidação duvidosa foi constituída considerando os critérios a seguir:• Consumidores residenciais vencidos há mais de 90 dias.• Consumidores comerciais vencidos há mais de 180 dias.• Consumidores industriais, rurais, poderes públicos, iluminação pública e serviços públicos e outros,vencidos há mais de 360 dias.• Após análise criteriosa efetuada pela Administração da Companhia e das controladas, foram

excluídas contas vencidas que estão negociadas.A Companhia e a Administração de suas controladas possuem um grupo de profissionais com opropósito de avaliar a qualidade e a possibilidade de recuperação dos créditos em atraso referente aofornecimento de energia para os diversos segmentos de clientes.Os administradores, com base em estudos e na posição dos seus consultores jurídicos, entendem queos procedimentos de cobranças atualmente praticados, os parcelamentos, as diligências de cobrançase os acordos realizados com os diversos órgãos governamentais e de serviços públicos, somadosaos procedimentos judiciais que compreendem, entre outros, a constituição de precatórios judiciaiscomo garantia dos créditos e a aplicação dos termos previstos na legislação de responsabilidade fiscalvigente, minimizam potencialmente os riscos de incertezas dos recebimentos dos créditos.

9. IMPOSTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS A COMPENSARCompanhia Consolidado__________________ ______________________

Circulante 2009 2008 2009 2008_________ _________ _________ _________ICMS (a) ................................................................... - - 95.877 94.236(-) Ajuste a valor presente - Lei 11.638/07 (a) .......... - - (6.778) (21.200)_________ _________ _________ _________ICMS ajustado......................................................... - - 89.099 73.036Imposto de renda (b) ................................................ 37.840 21.735 79.492 46.914Contribuição social (b) .............................................. 4.388 4.777 14.357 23.981PIS não cumulatividade ............................................ - - 5.900 6.521COFINS não cumulatividade .................................... - - 2.573 2.549INSS ......................................................................... - - 3.249 3.389PAEX (c) ................................................................... - - 13.744 -Diversos.................................................................... 938 13 3.159 642_________ _________ _________ _________Total......................................................................... 43.166 26.525 211.573 157.032_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________Não circulanteICMS (a) ................................................................... - - 121.938 170.579(-) Ajuste a valor presente - Lei 11.638/07 (a) .......... - - (20.855) (17.883)_________ _________ _________ _________ICMS ajustado......................................................... - - 101.083 152.696INSS ......................................................................... - - - 21.843Imposto de renda (b) ................................................ - - 49.978 47.296

Contribuição social (b) .............................................. 2.523 - 15.124 12.051PIS não cumulatividade ............................................ - - 137 137ICMS demanda......................................................... - - 273 273_________ _________ _________ _________Total......................................................................... 2.523 - 166.595 234.296_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________(a) O ICMS a compensar apurado na aquisição de bens do ativo imobilizado será recuperado em até48 meses. As Controladas procederam ao cálculo do AVP - Ajustes a Valor Presente utilizando a taxade 12,81% a.a., que representa o custo médio ponderado de capital (WACC) que a ANEEL consideracomo a taxa de retorno adequada para os serviços de distribuição de energia, cuja metodologia estádefinida na Resolução ANEEL nº 234 de 31/10/2006. Essa taxa é compatível com a natureza, o prazo eos riscos de transações similares em condições de mercado. Tendo em vista a natureza, complexidadee volume da recuperação a divulgação do fluxo de caixa e sua temporalidade foi omitido, uma vez queo efeito líquido do AVP não é relevante.(b) Saldos negativos de imposto de renda e contribuição social apurados na Declaração de AjusteAnual de 2009 e A nos-Calendários anteriores, decorrentes de estimativas pagas à maior e parceladas,que serão utilizados para compensação de tributos administrados pela Receita Federal do Brasil - RFBe à medida que forem sendo pagas as prestações do parcelamento da Lei nº 11.941/2009 (vide nota22), e desde que o montante já pago exceda o valor do imposto ou da contribuição, determinados combase no resultado apurado nos respectivos períodos.(c) Refere-se a pedido de revisão do PAEX junto à Receita Federal do Brasil - RFB pleiteando aexclusão de débitos consolidados em duplicidade. A exclusão encontra-se pendente de decisãoadministrativa.

10. REDUÇÃO DE RECEITA - BAIXA RENDASubvenção à baixa renda - tarifa social: O Governo Federal, por meio da Lei nº 10.438, de 26/4/2002,determinou a aplicação da tarifa social de baixa renda, o que causou uma redução na receita operacionaldas controladas, compensada por meio do Decreto Presidencial nº 4.538, de 23/12/2002, em queforam definidas as fontes para concessão e subvenção econômica com a finalidade de contribuir paraa modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores finais integrantes dasubclasse residencial baixa renda, com consumo mensal inferior a 80 kWh ou com consumo entre 80e 220 kWh, neste último caso desde que atendam a alguns critérios, conforme estabelecido no artigo5º da Lei nº 10.604, de 17/12/2002.Segue abaixo a movimentação no exercício: Consolidado_____________

Saldo no início do exercício 25.268Valor provisionado .................................................................................................. 10.620Valor homologado .................................................................................................. 105.206Valor recebido ........................................................................................................ (102.525)_____________Saldo no final do exercício .................................................................................. 38.569__________________________

11. ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOS11.1. Conta de Compensação de Variação de Custos da “Parcela A” - CVAConforme disposições contidas na Medida Provisória nº 14, de 21/12/2001, convertida na Lei nº10.438, de 26/4/2002, Portarias Interministeriais nº 296, de 25/10/2001, nº 25, de 24/1/2002 e nº 116,de 4/4/2003, e resoluções complementares da ANEEL, as Controladas registraram como despesasantecipadas a variação dos valores de itens denominados de “Parcela A” (custos não gerenciáveis)que serão recuperados através de aumentos tarifários futuros. Saldos consolidados______________________Descrição de ativos e passivos regulatórios 2009 2008________________________________________________________ __________ __________Contas de compensação variação de custos da Parc. A - CVACVA2001 - Período de 2001 .................................................................. 17.326 17.882CVA2007 - Período tarifário de 2006 a 2007 ......................................... - 1.119CVA2008 - Período tarifário de 2007 a 2008 ......................................... (1.027) 61.956CVA2009 - Período tarifário de 2008 a 2009 ......................................... 79.258 117.946CVA2010 - Período tarifário de 2009 a 2010 ......................................... 67.188 -__________ __________Subtotal ................................................................................................. 162.745 198.903Majoração das alíquotas de PIS/COFINS .............................................. (1) 1Diferimento de repos. tarifária rede básica............................................. (91.323) (153.128)__________ __________Total de ativos e passivos regulatórios ............................................. 71.421 45.776__________ ____________________ __________A Companhia através das suas controladas iniciou a compensação dos valores reconhecidos na CVAno período entre fevereiro de 2008 a julho de 2009, denominada “CVA 2009”.Os valores que estão sendo compensados por meio da CVA impactam em aumentos, bem como

reduções, que serão percebidos nas tarifas de fornecimento de energia elétrica de suas controladasno período de abril de 2009 a agosto de 2010, conforme demonstrado abaixo:Controladas Nota técnica Data %____________________________________ ____________ __________ __________CELPA ............................................................ 857/2009 4/8/2009 8,63CEMAT ........................................................... 794/2009 7/4/2009 15,99ENERSUL....................................................... 796/2009 7/4/2009 13,60CELTINS ........................................................ 847/2009 30/6/2009 2,15CAIUÁ D ......................................................... 819/2009 5/5/2009 15,32EDEVP ........................................................... 816/2009 5/5/2009 11,13EEB ................................................................ 818/2009 5/5/2009 23,47CNEE.............................................................. 817/2009 5/5/2009 14,49CFLO .............................................................. 842/2009 23/6/2009 6,99O quadro a seguir demonstra o saldo dos ativos e passivos regulatórios no exercício de 2009: Saldos SaldosDescr ição 2008 Adições Baixas Atual iz . Amort iz . Transf. 2009_____________________ _______ _______ _______ _______ ________ _______ _______AtivoConta de Consumo

Combustível - CCC ....... 44.072 50.200 (5.457) 5.883 (24.906) - 69.792Comp. financ. utiliz.

recursos hídricos ........... 41 - 6 1 (48) - -Transporte energia

elétrica rede básica ....... 13.684 50.834 (4.074) 1.791 (9.437) - 52.798Encargo de Serviços

de Sistemas - ESS ........ 77.288 24.187 (4.610) 8.118 (63.746) - 41.237Repasse de potência -

Itaipu ............................. 6.050 - 887 181 (7.119) - (1)Conta de Desenvolv.

Energético - CDE .......... 2.009 5.945 (84) 451 (3.326) - 4.995

Resolução PercentualControlada homologatória Data médio Nota técnica Data Processo 48500. Valor R$ Percentual %_______________________ ________________ __________ ___________ ____________ __________ _______________ __________ ______________CEMAT ................................ 794 7/4/2009 13,04% 118/2009 31/3/2009 7411/2008-87 89 0,18CAIUÁ D .............................. 819 5/5/2009 17,55% 153/2009 29/4/2009 7402/2008-96 14 0,006EEB ..................................... 818 5/5/2009 16,14% 154/2009 29/4/2009 7400/2008-05 1 0,0003EDEVP ................................ 816 5/5/2009 11,16% 156/2009 30/4/2009 7401/2008-41 82 0,040CNEE................................... 817 5/5/2009 5,48% 155/2009 30/4/2009 7399/2008-19 (134) -0,120ENERSUL............................ 796 7/4/2009 0,00% 120/2009 31/3/2009 7410/2008-32 (230) -0,023CELTINS ............................. 847 30/6/2009 -5,50% 221/2009 29/6/2009 2503/2009-51 639 0,158CELPA ................................. 857 4/9/2009 8,63% 269/2009 03/9/2009 2502/2009-15 24 0,002__________Total.................................... 485____________________ Consolidado______________________________ Circulante Não circulante___________ ______________Saldo no início do exercício ...................................................................................................................................................................................................................... 1.844 2.555Apropriado no exercício................................................................................................................................................................................................................................ - 2.693Amortizado no exercício ............................................................................................................................................................................................................................... (4.370) (1.525)Atualizado no exercício ................................................................................................................................................................................................................................ (7) (15)Transferido do longo prazo........................................................................................................................................................................................................................... 3.617 (3.335)Transferido para o longo prazo .................................................................................................................................................................................................................... (27) 27___________ ______________

Saldo no final do exercício ........................................................................................................................................................................................................................ 1.057 400___________ _________________________ ______________(c) Fornecimento não faturado - Programa Luz para TodosPelas Resoluções Homologatórias, Notas Técnicas e Processos que homologam as tarifas de fornecimento de energia elétrica de suas controladas, ficam reconhecidas as despesas realizadas com o ProgramaLuz para Todos. A Superintendência de Regulação Econômica - SRE analisou os dados informados pelas concessionárias controladas e decidiu considerar neste reajuste o que segue:

Resolução PercentualControlada homologatória Data médio Nota técnica Data Processo 48500. Valor R$ Percentual %_______________________ ________________ __________ ___________ ____________ __________ _______________ __________ ______________CEMAT ................................ 794 7/4/2009 13,04% 118/2009 31/3/2009 7411/2008-87 14.273 0,938EEB ..................................... 818 5/5/2009 16,14% 154/2009 29/4/2009 7400/2008-05 104 0,057ENERSUL............................ 796 7/4/2009 0,00% 120/2009 31/3/2009 7410/2008-32 829 0,084CELTINS ............................. 847 30/6/2009 -5,50% 221/2009 29/6/2009 2503/2009-51 3.395 0,837CELPA ................................. 857 4/8/2009 8,63% 269/2009 03/9/2009 2502/2009-15 34.507 2,278CFLO ................................... 842 23/6/2009 4,85% 213/2009 17/6/2009 7185/2008-34 (60) -0,109__________Total.................................... 53.048____________________

Consolidado______________Saldo no início do exercício ..................................................................................................................................................................................................................................................... 64.125Apropriado no exercício............................................................................................................................................................................................................................................................... 14.271Atualizado no exercícioAmortizado no exercício .............................................................................................................................................................................................................................................................. (42.346)______________Saldo no final do exercício ....................................................................................................................................................................................................................................................... 36.050____________________________

Saldos SaldosDescr ição 2008 Adições Baixas Atual iz . Amort iz . Transf. 2009_____________________ _______ _______ _______ _______ ________ _______ _______Programa de Incent.

Fontes Alt. - PROINFA ... 3.117 12.640 (134) 1.824 (10.448) - 6.999Custo de aquisição

de energia ..................... 77.999 21.390 (29.034) 6.056 (33.730) - 42.681Transporte de energia

elétrica - Itaipu............... 1.398 779 (17) 131 (1.071) - 1.220Reserva Global de

Reversão - RGR ............ 516 - 66 13 (595) - -Custo aquisição energia -

contr. iniciais ................. 5.636 4.673 771 729 (7.353) - 4.456Majoração de alíquota

PIS/COFINS .................. 1.243 3.057 - - (1) - 4.299Diferimento de repos.

tarifária rede básica....... 78.337 67.914 - - (56.607) - 89.644Encargos de conexão ...... 429 - 63 13 (505) - -TFSEE ............................. 35 - 5 1 (41) - -_______ _______ _______ _______ ________ _______ _______Total no ativo ................. 311.854 241.619 (41.612) 25.192 (218.933) - 318.120_______ _______ _______ _______ ________ _______ ______________ _______ _______ _______ ________ _______ _______Parcelas classificadas

no circulante .................. 111.760 63.232 298 9.765 (210.292) 138.709 113.472Parcelas classificadas

no não circulante ........... 200.094 178.387 (41.910) 15.427 (8.641) (138.709) 204.648

Saldos SaldosDescr ição 2008 Adições Baixas Atual iz . Amort iz . Transf. 2009_____________________ _______ _______ _______ _______ ________ _______ _______PassivoConta de Consumo

Combustível - CCC ....... (4.802) (19.635) 3.474 (553) 3.137 - (18.379)Transporte energia

elétrica rede básica ....... (6.401) (697) 4.243 (201) 2.480 - (576)Encargo de Serviços

de Sistemas - ESS ........ (951) (31.912) 4.610 (657) 883 - (28.027)Conta de Desenvolv.

Energético - CDE .......... (23) (71) 84 (2) 8 - (4)Programa de Incent.

Fontes Alt. - PROINFA .. (2.510) 2.330 134 9 22 - (15)Custo de aquisição

de energia ..................... (37.315) (56.744) 29.034 (1.340) 34.998 - (31.367)Transporte de

energia elétrica - Itaipu.. (138) (29.704) 33 (2) 110 - (29.701)Reserva Globalde Reversão - RGR....... (5.234) - - (731) 2.446 - (3.519)

Custo aquisiçãoenergia - contr. iniciais .. - - - - - - -

Majoração dealíquota PIS/COFINS .... 2 (4) - - - (2)

Diferimento de repos.tarifária rede básica ........ (199.016) (16.185) - (12.986) 93.078 - (135.109)

Outros passivosregulatórios ................... (9.688) 9.688 - - - - -_______ _______ _______ _______ ________ _______ _______

Total no passivo ............ (266.076) (142.934) 41.612 (16.463) 137.162 - (246.699)_______ _______ _______ _______ ________ _______ ______________ _______ _______ _______ ________ _______ _______Parcelas classificadas

no circulante .................. (93.790) (38.705) (298) (8.154) 137.162 (102.532) (106.315)Parcelas classificadas

no não circulante ........... (172.288) (104.229) 41.910 (8.309) - 102.532 (140.384)11.2. Devolução tarifária - controlada ENERSULNa reunião pública ocorrida no dia 7/4/2008, a ANEEL decidiu pelo parcelamento da compensaçãogerada pela redução da Base de Remuneração Regulatória - B RR de 2003 em até 36 meses de formaa anular aumentos tarifários resultantes de repasse de CVA, com base nas simulações realizadas.Se confirmadas as premissas, o saldo remanescente será suficiente para evitar que haja aumentotarifário em 2009 e, ainda, para suavizar ou até mesmo evitar que haja elevação tarifária em 2010.Vale ressaltar que as simulações foram feitas levando-se em consideração o cenário mais provávelde evolução da média dos custos de geração e de transmissão e com encargos setoriais, além dasprevisões do Banco Central para os índices de inflação. Essa compensação será remunerada pelataxa SELIC.O reposicionamento foi o principal resultado da revisão tarifária e decorreu da aferição pela ANEEL doscustos operacionais eficientes, através da metodologia Empresa de Referência - ER, da avaliação dosinvestimentos prudentes, através da BRR e do reconhecimento de custos não gerenciáveis, ParcelaA. No presente caso da ENERSUL, a ER foi mantida como provisória por existir alguns componentes

ainda em avaliação pela ANEEL.O saldo líquido dessa compensação financeira totalizou R$ 151.122, resultado de R$ 192.326referentes ao efeito retroativo da redução da BRR de 2003, deduzidos de R$ 41.204 relativos à últimaparcela do diferimento da revisão tarifária de 2003 e não recebidos pela ENERSUL, sendo o valorde R$ 18.450 aplicado para compensação financeira durante o ciclo tarifário 2008/2009 e R$ 76.522aplicado para compensação financeira durante o ciclo tarifário 2009/2010.11.3. Acordo Geral do Setor ElétricoO Governo Federal, através da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - CGCEE, e asconcessionárias distribuidoras e geradoras de energia elétrica celebraram, em dezembro de 2001,o Acordo Geral do Setor Elétrico, definindo os critérios para a recomposição das receitas e perdasextraordinárias relativas ao período de vigência do Programa Emergencial de Redução do Consumode Energia Elétrica, que se dará através de adicional tarifário nas contas de fornecimento de energia,sendo 2,9% nas contas faturadas aos consumidores da classe residencial (exceto subclasse baixarenda), iluminação pública e rural, e de 7,9% para as demais classes de consumidores.A ANEEL, através dos Ofícios Circulares nº 2.212, de 20/12/2005, e nº 74, de 23/1/2006, estabeleceuos seguintes procedimentos para o cálculo da remuneração:• Para o item Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE, a incidência da remuneração deverá ser:(i) sobre o montante financiado, que corresponde a 90% dos valores homologados pela ANEEL, taxaSELIC (BNDES), acrescida de juros de 1% a.a., proporcionalmente aos desembolsos recebidos; e (ii)sobre os 10% não financiados, taxa SELIC (BACEN);• Para o item Energia Livre, para o caso em que a geradora obteve o financiamento junto ao BNDES,calcular a remuneração pela taxa SELIC (BNDES), acrescida de juros de 1% a.a., proporcionalmenteaos desembolsos recebidos; e para as geradoras que não obtiveram financiamento, a remuneraçãodeverá ser calculada somente pela taxa SELIC (BACEN);• Para o item “Parcela A” (parcela de custos componentes da tarifa de energia não gerenciáveis pelaconcessionária), a remuneração deverá ser apropriada utilizando a taxa SELIC (BACEN).As informações do exercício findo em 31/12/2009 contemplam os seguintes ajustes decorrentesdo Acordo:

Receita Repasse ResultadoConsolidado 2008 Transferência operacional aos agentes financeiro 2009_______ ____________ ___________ ___________ _________ _______

Ativo circulante:Recomposição

tarifária................... - (29.693) 30.608 (1.255) 4.590 4.250Energia livre.............. 439 (6.197) 13.485 (2.458) 3.313 8.582Não circulante:Recomposição

tarifária ................... - 29.693 - - - 29.693Energia livre.............. - 6.197 - - - 6.197(-) Provisão energia

livre ........................ - - (7.926) - - (7.926)Passivo circulante:Energia livre.............. (20.651) (7.658) (10) 10.219 (19.688) (37.788)Passivo não

circulante:Energia livre.............. (14.453) 7.658 - 5 (4.251) (11.041)(-) Provisão energia

livre ........................ - - 7.926 - - 7.926_______ ____________ ___________ ___________ _________ _______Total líquido ............ (34.665) - 44.083 6.511 (16.036) (107)_______ ____________ ___________ ___________ _________ ______________ ____________ ___________ ___________ _________ _______A ANEEL, por meio da Resolução Normativa ANEEL nº 1, de 12/1/2004, retificou os montantes quehaviam sido homologados pela Resolução nº 483, de 29/8/2002, relativos à Energia Livre e alterouos prazos máximos de permanência da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE nas tarifas defornecimento de energia elétrica, excluindo desse prazo a recuperação dos valores financeiros deitens da “Parcela A” e, por meio da Resolução nº 45, de 3/3/2004, alterou o percentual a ser aplicadoà arrecadação da RTE a título de repasse de energia livre, cabendo a suas controladas: Caiuá -63,5851%; Bragantina - 85,4207%; Nacional - 43,7283%; a controlada CELTINS utilizou o percentualde 92,3270%, conforme determina a Resolução nº 89 de 25/2/2003, até janeiro de 2004, quandoencerrou seu repasse; CEMAT com 46,1021%; e CELPA com 46,4669%.De acordo com estudo detalhado preparado pela Administração das Companhias, o prazo determinadopela ANEEL é suficiente para a recuperação desses valores das empresas (ENERSUL, CEMAT,

EDEVP, CELTINS, Nacional e Bragantina), sendo que a CELPA devido alteração na metodologia deamortização, o prazo de 52 meses foi insuficiente para recuperação dos valores de Perda de Receita eEnergia Livre. A Caiuá Distribuição de Energia S.A., após atualizar seus saldos conforme determinaçãodo Termo de Notificação da ANEEL nº 285/2008 e Resolução Homologatória nº 735, de 4/11/2008que autoriza a cobrança da RTE nos municípios que estavam sob liminar, o prazo de 53 meses serãoinsuficientes para recuperação dos valores de Perda de Receita e Energia Livre até a presente data,

já constituindo provisão para perdas.

12. SUB-ROGAÇÃO DA CCCEm conformidade com as disposições da Resolução ANEEL nº 784, de 24/12/2002, foram enquadradasna sub-rogação do direito de uso da Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis - CCC , as ControladasCEMAT, ENERSUL e CELPA, pelas Resoluções Autorizativas ANEEL nº 81, de 9/3/2004, nº 331, de3/10/2005 e nº 1.999, de 7/7/2009 respectivamente.O enquadramento das Controladas é devido à implantação de projetos elétricos que visam àdesativação de usinas térmicas e consequente redução do consumo de óleo diesel no processo degeração de energia, proporcionando a redução do dispêndio da CCC o que contribui para a modicidadedas tarifas aos consumidores finais.O Despacho ANEEL nº 4.722, de 18/12/2009, para aplicação nas publicações do exercício de 2009trata nos itens 53 e 54, a respeito da contabilização do subsídio recebido pelas concessionárias,oriundo do fundo da CCC em virtude de obras que visam à desativação de usinas térmicas.O mencionado despacho determina que todos os valores já recebidos ou aprovados sejam registradosno grupo de contas “223 - Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão do Serviço Público deEnergia Elétrica”. Dentro desse grupo é feita a segregação dos valores já efetivamente recebidos edos valores pendentes de recebimento que já foram aprovados pelo órgão regulador.• Controlada CEMAT com a implantação dos seguintes projetos:Sistemas de Transmissão e Distribuição B rasnorte/Juara/Juína, Campo Novo/Brasnorte, Juara/Juína,Sapezal, Tabaporã, Nova Monte Verde, Baixo Araguaia, Juruena, Sapezal/Comodoro.

Os valores referentes a esses subsídios estão registrado da seguinte forma: Valor Valor Valor ValorObra Status aplicado sub-rogado recebido a receber____________________________ _________ ________ __________ _________ _________Sistema Brasnorte/Juara/Juína-

Trecho Campo Novo/Brasnorte .. Em serviço 12.094 9.071 9.071 -Sistema Brasnorte/Juara/Juína-

Trecho Juara/Juína ..................... Em serviço 55.904 42.172 42.172 -Sistema de Transmissão Sapezal . Em serviço 17.386 13.040 10.297 2.743Sistema de Transmissão Tabaporã. Em serviço 3.078 2.132 2.132 -Sistema de Transmissão

Nova Monte Verde ...................... Em serviço 62.907 56.542 8.330 48.212Sistema de Transmissão

Baixo Araguaia ............................ Em serviço 184.736 152.916 27.065 125.851Sistema de Transmissão Juruena . Em curso 36.554 40.310 - 40.310Sistema de Transmissão Sapezal/

Comodoro ................................... Em curso 10 32.253 - 32.253________ __________ _________ _________Total.............................................. 372.669 348.436 99.067 249.369________ __________ _________ _________________ __________ _________ _________• Controlada ENERSUL implantação do projeto:Linha de Transmissão e Distribuição de 138 kV de Jardim/Porto Murtinho, valor sub-rogado em

R$ 28.740, projeto concluído integralmente no exercício de 2007, saldo remanescente de recebimentono montante de R$ 4.284.• Controlada CELPA com a implantação do projeto elétrico para a interligação da Ilha do Marajóao Sistema Interligado Nacional - SIN, em duas fases:A primeira fase com os Sistemas de Transmissão e Distribuição Tucuruí/Cametá, Bento/Portel/Breves,Portel/Bagre, Breves/Melgaço, Breves/Curralinho, bem como as Subestações Tucuruí/Vila, Cametá,Portel, Breves, Bagre, Melgaço, Curralinho e Parada do Bento.A segunda fase com os Sistemas de Transmissão e Distribuição Tucuruí/UHE Parada do Bento,Anajás/Afuá, Anajás/Cachoeira do Arari, Breves/Anajás, Cachoeira do Arari/Ponta de Pedras,Cachoeira do Arari/Salvaterra, Salvaterra/Soure, Ponta de Pedras/Muaná, Muaná/São Sebastião daBoa Vista, Afuá/Chaves, Cachoeira do Arari/Santa Cruz do Arari, bem as Subestações Anajás, Paradado Bento, Tucuruí, Afuá, Chaves, Cachoeira do Arari, Santa Cruz do Arari, Salvaterra, Soure, Ponta dePedras, Muaná e São Sebastião da Boa Vista.Os valores referentes a esses subsídios estão registrado da seguinte forma: Valor Valor Valor ValorObra Status aplicado sub-rogado recebido a receber____________________________ _________ ________ __________ _________ _________LT/D - Tucuruí/Cametá .................. Em curso 74 9.598 - 9.598LT/D - Parada do Bento/

Portel/Breves............................... Em curso 526 90.077 - 90.077LT/D - Portel/Bagre........................ Em curso 9 8.067 - 8.067LT/D - Breves/Melgaço .................. Em curso 5 3.796 - 3.796LT/D - Breves/Curralinho ............... Em curso 13 10.440 - 10.440Subestação - Tucuruí/Vila ............. Em curso 7 6.873 - 6.873Subestação - Cametá .................... Em curso 8 9.000 - 9.000Subestação - Portel ....................... Em curso 17 15.525 - 15.525Subestação - Breves ..................... Em curso 14 13.876 - 13.876Subestação - Bagre ....................... Em curso 2 1.998 - 1.998Subestação - Melgaço ................... Em curso 2 1.998 - 1.998Subestação - Curralinho ................ Em curso 2 1.998 - 1.998Subestação - Parada do Bento ..... Em curso 11 11.414 - 11.414________ __________ _________ _________Subtotal - 1ª fase ......................... 690 184.660 - 184.660LT/D - Tucuruí/Parada do Bento ... Em curso - 39.197 - 39.197LT/D - Anajás/Afuá ........................ Em curso - 35.801 - 35.801LT/D - Anajás/Cachoeira do Arari.. Em curso - 37.233 - 37.233LT/D - Breves/Anajás .................... Em curso - 34.369 - 34.369LT/D - Cachoeira do Arari/

Ponta de Pedras ......................... Em curso - 15.752 - 15.752LT/D - Cachoeira do Arari/Salvaterra . Em curso - 22.913 - 22.913LT/D - Salvaterra/Soure................. Em curso - 992 - 992LT/D - Ponta de Pedras/Muaná ..... Em curso - 4.961 - 4.961LT/D - Muaná/São Sebastião

da Boa Vista ................................ Em curso - 4.961 - 4.961LT/D - Afuá/Chaves ....................... Em curso - 5.953 - 5.953LT/D - Cachoeira do Arari/

Santa Cruz do Arari..................... Em curso - 6.450 - 6.450Subestação - Anajás ..................... Em curso - 12.976 - 12.976Subestação - Parada do Bento ..... Em curso - 3.955 - 3.955Subestação - Tucuruí .................... Em curso - 4.333 - 4.333Subestação - Afuá ......................... Em curso - 10.824 - 10.824Subestação - Chaves .................... Em curso - 1.786 - 1.786Subestação - Cachoeira do Arari .. Em curso - 13.567 - 13.567Subestação - Santa Cruz do Arari . Em curso - 1.786 - 1.786Subestação - Salvaterra ................ Em curso - 14.195 - 14.195Subestação - Soure ....................... Em curso - 2.459 - 2.459Subestação - Ponta de Pedras...... Em curso - 10.090 - 10.090Subestação - Muaná ..................... Em curso - 2.406 - 2.406Subestação - São Sebastião

da Boa Vista ................................ Em curso - 1.998 - 1.998________ __________ _________ _________Subtotal - 2ª fase ......................... - 288.957 - 288.957________ __________ _________ _________Total.............................................. 690 473.617 - 473.617________ __________ _________ _________________ __________ _________ _________

• Os valores consolidados na Controladora referentes a esses subsídios estão registrado daseguinte forma: Valor Valor Valor ValorObra Status aplicado sub-rogado recebido a receber____________________________ _________ ________ __________ _________ _________Controlada CEMAT ....................... Em serviço/

curso 372.669 348.436 99.067 249.369Controlada ENERSUL ................... Em serviço - 28.740 24.456 4.284Controlada CELPA ........................ Em serviço/

curso 690 473.617 - 473.617________ __________ _________ _________Total.............................................. 373.359 850.793 123.523 727.270________ __________ _________ _________________ __________ _________ _________Do montante pendente de recebimento e pela regra estabelecida pela ANEE L, os valores do benefíciosó serão repassados às Concessionárias após a efetiva energização.

13. TÍTULOS A RECEBERCompanhia Consolidado__________________ ______________________

2009 2008 2009 2008_________ _________ _________ _________Ativo circulante:Itamarati Norte S.A. Agropecuária (b) ...................... 7.518 6.897 7.518 6.896Precatórios - Prefeituras Municipais - MS ................ - - 10.511 11.050Outros títulos a receber (c) ....................................... - - 21.772 21.955_________ _________ _________ _________Total circulante ....................................................... 7.518 6.897 39.801 39.901_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________Ativo não circulante:

Créditos adquiridos de terceiros (a) ......................... - - 191.400 352.573(-) Deságio (a) .......................................................... - - (97.842) (249.270)Itamarati Norte S.A. Agropecuária (b) ...................... 32.667 39.862 32.667 39.862Precatórios - Prefeituras Municipais - MS ................ - - 3.357 10.013Precatórios - PM - Cuiabá ........................................ - - 42.079 40.388Outros títulos a receber (c) ....................................... - - 7.323 8.303_________ _________ _________ _________Total não circulante ................................................ 32.667 39.862 178.984 201.869_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________(a) Com a finalidade de compensação de impostos e contribuições administrados pela Secretariada Receita Federal, a Companhia e suas Controladas adquiriram, em 2003, créditos de origem nãotributária decorrentes da condenação da União Federal em ação indenizatória, reconhecidos pordecisão judicial transitada em julgado. A Companhia e suas Controladas ingressaram na ação compedido de assistência o que foi indeferido pelo Juiz. Contra a referida decisão, foi apresentado recurso,que aguarda apreciação pelo Tribunal Regional Federal da 1ª Região. Com a adesão ao ParcelamentoExcepcional - PAEX, nos termos da Medida Provisória nº 303/2006, em 15/12/2006, a Companhia esuas Controladas desistiram da compensação tributária de referidos créditos e mantêm a discussão

judicial visando à sua satisfação. A realização do crédito depende do sucesso da ação atualmente emfase de execução, sendo considerado provável o êxito da ação pelos assessores jurídicos.(b) Refere-se aos créditos recebidos da Denerge Desenvolvimento Energético S.A. (vide notaexplicativa nº 14 item a).(c) É composto em sua grande maioria por faturas de energia elétrica novadas.

14. OUTROS ATIVOSConsolidado_____________________________________

Circulante Não circulante__________________ ______________________2009 2008 2009 2008_________ _________ _________ _________

Valores a recuperar de empregados ........................ 8.201 7.409 - -Adiantamentos a fornecedores................................. 15.676 6.113 - -Alienação de bens e direitos .................................... 21.757 3.358 - -Dispêndios a reembolsar .......................................... 1.813 1.513 - -

Convênios de arrecadação....................................... 1.313 1.313 - -Cheques em cobrança ............................................. 3.958 3.693 - -Recolhimento a maior - PIS...................................... 70 2.657 - -Recolhimento a maior - COFINS .............................. 9.291 10.450 - -Recolhimento a maior - RGR ................................... - 886 - -Recolhimento a maior - FGTS .................................. 51 4 - -Recolhimento a maior IRRF - PAEX ........................ - 1.145 - -Recolhimento a maior IOF - PAEX ........................... - 1.122 - -Recolhimento a maior outros.................................... - 165 - -Créditos contas de energia elétrica mês .................. 4.098 5.678 - -Desativação em curso .............................................. 11.650 13.893 285 11.440Alienações em curso ................................................ 2.523 3.146 - -Garantia liquidação operações CCEE ...................... 1.019 894 - -Tributos e contribuições sociais a compensar.......... - - 3.749 6.419Títulos a receber....................................................... - 9.573 3.649 38.215ICMS - créditos adquiridos de terceiros ................... - - 11.136 -Prêmios de seguros.................................................. 6.162 2.530 3 34Cauções e depósitos vinculados .............................. 52 66 - -Juros parcelamentos conta energia elétrica ............. 10.867 8.222 - -Devedores diversos .................................................. 9.197 - 1.227 1.227Outros ....................................................................... 8.588 6.613 4.067 3.347_________ _________ _________ _________Total......................................................................... 116.286 90.443 24.116 60.682_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________

15. PARTES RELACIONADAS15.1. Transações e saldos com empresas relacionadas

Companhia______________________Transações: 2009 2008__________ __________Receitas financeiras ............................................................................... 83.700 86.534Despesas financeiras ............................................................................. 57.351 69.902Saldos ativos:CirculanteDividendosEmpresa Elétrica Bragantina S.A. .......................................................... 9.757 7.978Cia. Nacional de Energia Elétrica ........................................................... 4.847 -Cia. de Energia Elétrica do Estado do Tocantins - CELTINS ................. 1.719 191Cia. Força e Luz do Oeste ...................................................................... 5.277 -Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. - CEMAT ................................ 5.888 2.136Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA ............................................... 1.855 -Tangará Energia S.A. ............................................................................. 2.572 2.572Rede Comercializadora de Energia S.A. ................................................ 3.440 3.440Rede Power do Brasil S.A. ..................................................................... 2.246 44.645Rede Eletricidade e Serviços S.A........................................................... 8.976 8.599Emp. de Distribuição de Energia Vale Paranapanema .......................... 9.364 1.790Emp. Energética do Estado do Mato Grosso do Sul - ENERSUL .......... - 15.561__________ __________

55.941 86.912__________ __________Juros sobre capital próprioEmpresa Elétrica Bragantina S.A. .......................................................... 2.026 -Cia. Nacional de Energia Elétrica ........................................................... 1.269 -Cia. de Energia Elétrica do Estado do Tocantins - CELTINS ................. 4.323 1.297Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. - CEMAT ................................ 9.665 -Cia. Força e Luz do Oeste ...................................................................... 498 -Emp. de Distribuição de Energia Vale Paranapanema .......................... 5.100 -Emp. Energética do Estado do Mato Grosso do Sul - ENERSUL .......... - 18.145__________ __________

22.881 19.442__________ __________Total....................................................................................................... 78.822 106.354__________ ____________________ __________




continua

Companhia______________________2009 2008__________ __________

Saldos ativos:Não circulanteValores a recuperarEmpresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. ............................... 351 187Denerge Desenvolvimento Energético S.A. ........................................... 44 5QMRA Participações S.A. ....................................................................... 15.319 10.527Caiuá Distribuição de Energia S.A. ........................................................ 11 11__________ __________

15.725 10.730__________ __________Assunção de dívida, cessão de crédito e outras avenças (a):Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. ............................... 231.656 206.604Denerge Desenvolvimento Energético S.A. ........................................... 49.541 46.368QMRA Participações S.A. ....................................................................... 152.067 136.253__________ __________

433.264 389.225__________ __________Conta-corrente 31/10/2005 (b):Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. ............................... 60.948 34.261QMRA Participações S.A. ....................................................................... 338.563 277.046Denerge Desenvolvimento Energético S.A. ........................................... 11.814 10.395__________ __________

411.325 321.702__________ __________

Conta-corrente 1/9/2006 (c):Caiuá Distribuição de Energia S.A. ........................................................ 4.295 -__________ __________Contrato de venda e compra de ações (e)Denerge Desenvolvimento Energético S.A. ........................................... 14.494 14.634__________ __________Total....................................................................................................... 879.103 736.291__________ ____________________ __________

Companhia______________________2009 2008__________ __________

Saldos passivos:Não circulanteValores a reembolsarEmpresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. ............................... 38 38Empresa Elétrica Bragantina S.A. .......................................................... 4.510 4.510Cia. Nacional de Energia Elétrica S.A. ................................................... 2.204 2.204Cia. de Energia Elétrica do Estado do Tocantins - CELTINS ................. 715 715Cia. Força e Luz do Oeste ...................................................................... 29 29Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. - CEMAT ................................ 1.124 1.124Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA ............................................... 7.926 7.926Tangará Energia S.A. ............................................................................. 154 154Rede Comercializadora de Energia S.A. ................................................ 215 152Rede Eletricidade e Serviços S.A........................................................... 9 9Caiuá Distribuição de Energia S.A. ........................................................ 106 106Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. ............ - 264__________ __________ 17.030 17.231__________ __________Conta-corrente 1/9/2006 (c):Rede Comercializadora de Energia S.A. ................................................ 6.243 -__________ __________Conta-corrente 31/12/2006 (d):Empresa Elétrica Bragantina S.A. .......................................................... 152.994 149.036Cia. Nacional de Energia Elétrica S.A. ................................................... 58.317 54.280

Cia. de Energia Elétrica do Estado do Tocantins - CELTINS ................. 18.902 18.648Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA ............................................... 112.144 104.573Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. ............ 5.321 7.259__________ __________ 347.678 333.796__________ __________Contrato de venda e compra de ações (e):Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. ............................... 146.891 154.824Denerge Desenvolvimento Energético S.A. ........................................... 56.837 59.857__________ __________ 203.728 214.681__________ __________Total....................................................................................................... 574.679 565.708__________ ____________________ __________

Consolidado______________________Transações: 2009 2008__________ __________Receitas financeiras ............................................................................... 38.878 38.854Despesas financeiras ............................................................................. 25.244 29.231Saldos ativos:Não circulanteValores a recuperarEmpresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. ............................... 360 199Denerge Desenvolvimento Energético S.A. ........................................... 44 5__________ __________

404 204__________ __________Assunção de dívida, cessão de crédito e outras avenças (a):Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. ............................... 231.656 206.604Denerge Desenvolvimento Energético S.A. ........................................... 49.541 46.368__________ __________

281.197 252.972__________ __________Conta-corrente 31/10/2005 (b):Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. ............................... 60.948 34.261Denerge Desenvolvimento Energético S.A. ........................................... 14.000 10.586Rede Peixe Energia S.A. ........................................................................ - 674__________ __________

74.948 45.521__________ __________Conta-corrente 1/9/2006 (c):Rede Comercializadora de Energia S.A. ................................................ 95 691__________ __________Contrato de venda e compra de ações (e)Denerge Desenvolvimento Energético S.A. ........................................... 17.500 17.315__________ __________Total....................................................................................................... 374.144 316.703__________ ____________________ __________Saldos passivos:Não circulanteValores a reembolsarEmpresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. ............................... 38 38Diversos.................................................................................................. 117 -__________ __________

155 38__________ __________Conta-corrente 31/10/2005 (b):Rede Peixe Energia S.A. ........................................................................ 258 -__________ __________Conta-corrente 1/9/2006 (c):Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. ............................... 6.219 -__________ __________Contrato de venda e compra de ações (e):Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. ............................... 146.891 154.824Denerge Desenvolvimento Energético S.A. ........................................... 56.837 59.857__________ __________

203.728 214.681__________ __________Total....................................................................................................... 210.360 214.719__________ ____________________ __________(a) Assunção de dívida, cessão de crédito e outras avençasComo parte do processo de reorganização societária a Companhia, através de instrumento particularde assunção de dívidas, cessão de créditos e outras avenças de 31/3/2006, assumiu as dívidas eos créditos a receber perante terceiros, empresas controladas e instituição financeira existentes nasempresas controladoras EEVP e Denerge.O saldo apurado neste contrato deverá ser quitado no prazo máximo de até dez anos, devidamenteatualizado pelo CDI acrescido de juros 2% a.a., vencendo em 31/12/2016.

Em 29/12/2006 a Companhia assumiu, através de instrumento particular de assunção de dívidas eoutras avenças, a dívida da QMRA Participações S.A. junto ao BNDES no valor de R$ 101.408 a serquitada em 60 parcelas mensais com carência de 36 meses vencendo a 1ª parcela em 30/12/2009.Em dezembro/2006 este contrato foi repactuado adotando-se as mesmas condições da renegociaçãodos contratos junto ao BNDES.Forma de Pagamento:6,3% em 40 parcelas trimestrais, com vencimento da 1ª parcela para 15/12/2006.93,7% em 05 parcelas trimestrais, com vencimento da 1ª parcela para 15/12/2007.Remuneração TJLP mais 2% a.a.(b) Conta-corrente 31/10/2005Refere-se à movimentação financeira efetuada entre as empresas do Grupo Rede com prazo devencimento de 24 meses, nos termos de contratos de mútuo na modalidade de conta corrente,podendo ser prorrogado por iguais e sucessivos períodos.• Contrato multilateral de mútuo entre as holding’s e demais empresasNa medida de suas necessidades, tomarão ou darão em empréstimos, recursos financeiros, de formasucessiva e contínua, assumindo, respectivamente, a posição de devedora ou credora conforme ocaso, com a remuneração sobre o saldo devedor calculado com base em 100% do CDI mais 2% de

juros anuais.Em 1/12/2005 através do 1º aditamento ao Instrumento Particular de Contrato de mútuo multilateralentre as Holding´s e demais empresas foi incluída a Tocantins Energia S.A. (antiga Curua-Una).Em 1/9/2006 através do 2º aditamento ao Instrumento Particular de Contrato de mútuo multilateral entreas Holding´s e demais empresas foram incluídas a Rede Lajeado Energia S.A. e Tangará Energia S.A.Em 31/10/2007 através do 3º aditamento ao Instrumento Particular de Contrato de mútuo multilateralentre as Holding´s e demais empresas foram excluídas a Rede Comercializadora de Energia S.A.,a Rede Lajeado Energia S.A., a Tocantins Energia S.A. e a Tangará Energia S.A.; prorrogação docontrato para vencimento em 31/10/2009 e renegociada a taxa de remuneração para 100% do CDImais 1% a.a.Em 25/2/2008 através do 4º aditamento ao Instrumento Particular de Contrato de mútuo multilateralentre as Holding´s e demais empresas foi renegociada a taxa de remuneração para 100% do CDI.Em 22/4/2008 através do 5º aditamento ao Instrumento Particular de Contrato de mútuo multilateralentre as Holding´s e demais empresas foi excluída a Ipueiras Energia S.A..Em 29/10/2009 através do 6º aditamento ao Instrumento Particular de Contrato de mútuo multilateral

entre as Holding´s e demais empresas foi prorrogado a vigência do contrato para 31/10/2011.(c) Conta-corrente 1/9/2006Contrato multilateral de mútuo, 1º e 2º aditamentos entre as empresas Distribuidoras, Geradoras e NãoConcessionárias (Anuência ANEEL conforme despacho nº 2.769 de 27/11/2006).As empresas Geradoras e Não Concessionárias darão em empréstimos, recursos financeiros àsDistribuidoras, na medida de suas necessidades de forma sucessiva e contínua, com remuneraçãosobre o saldo devedor calculado com base em 100% do CDI mais 2% de juros anuais, no período de1/9/2006 a 31/8/2008. Cada empresa tem um limite máximo para o saldo credor, as Distribuidoras,por sua vez, somente poderão realizar operações de conta-corrente na condição de tomadoras dosempréstimos perante as Geradoras e Não Concessionárias.Em fevereiro de 2008 através do 3º aditamento ao Instrumento Particular de Contratos de Mútuo entreas empresas Distribuidoras, Geradoras e Não Concessionárias, foi repactuada a remuneração docontrato passando a ser de 100% do CDI a partir do saldo devedor em 25/2/2008. Esta repactuação foiaprovada pela ANEEL por meio do despacho nº 709 da Superintendência de Fiscalização Econômicae Financeira de 22/2/2008.Em 29/7/2008, através do 4º aditamento ao Instrumento Particular de Contratos de Mútuo entre asempresas Distribuidoras, Geradoras e Não Concessionárias foi incluída a Juruena Energia S.A. naqualidade de mutuante geradora, excluídas a Rede Lajeado Energia S.A., Tocantins Energia S.A.e Ipueiras Energia S.A.; permitir que as mutuantes realizem operações de empréstimos financeirosentre si; revistos os limites máximos para o saldo credor de cada empresa e prorrogado o vencimentodo contrato para 31/8/2011, anuído pela ANE EL conforme despacho nº 3.661 da Superintendência deFiscalização Econômica e Financeira de 26/10/2008.Em 31/10/2008, através do 5º aditamento ao Instrumento Particular de Contratos de Mútuo entre asempresas Distribuidoras, Geradoras e Não Concessionárias foram incluídas no contrato a distribuidoraEmpresa Energética de Mato Grosso do Sul S .A. - ENERSUL, na condição de mutuária e mutuante ea Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA, na condição de mutuante, anuído pela ANEEL conformedespacho nº 4.579 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira de 11/12/2008.(d) Conta-corrente 31/12/2006Refere-se à consolidação e repactuação dos saldos dos contratos denominados “Conta-Corrente até31/8/2004” que seriam pagos em 120 meses com carência de 18 meses e remunerados à taxa de100% CDI e do contrato denominado “Conta-Corrente após 1/9/04” que permitia a movimentaçãofinanceira entre empresas do grupo com remuneração de CDI mais 2% de juros a.a., com prazo de

vencimento de 24 meses, repactuados nas seguintes condições:• Carência de 24 meses;• Prazo 86 meses;• Remuneração 100% CDI mais 2% juros a.a.Esta repactuação foi aprovada pela ANEEL por meio do despacho nº 181 da Superintendência deFiscalização Econômica e Financeira de 29/1/2007.Em fevereiro de 2008 através do 1º aditamento ao Instrumento Particular de Contratos de Repactuaçãode Dívida de Mútuo, foi repactuado a remuneração do contrato passando a ser de 100% do CDI apartir do saldo de devedor em 31/12/2007. Esta repactuação foi aprovada pela ANEEL por meio dodespacho nº 709 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira de 22/2/2008.(e) Contrato venda e compra de açõesComo parte do processo de reorganização societária a Companhia adquiriu e alienou participaçõessocietárias através de instrumentos particulares de venda e compra de ações conforme abaixo:• Denerge Desenvolvimento Energético S.A.Alienação:Rede Peixe Energia S.A. - 60 parcelas mensais e sucessivas com carência de três anos vencendo a 1ªparcela em 3/4/2009 acrescidas de 100% do CDI mais 2% a.a.Aquisição:Rede Comercializadora de Energia S.A. e Rede Eletricidade e Serviços S.A. - Entrada em 3 parcelasanuais com vencimentos em 30/6/2006; 30/6/2007 e 30/6/2008 e mais 84 parcelas mensais vencendoa 1ª em 30/7/2008 todas acrescidas de 100% CDI mais 2% a.a.• Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A.Aquisição:Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. - Entrada em 3 parcelas anuais comvencimentos em 30/6/2006; 30/6/2007 e 30/6/2008 e mais 84 parcelas mensais vencendo a 1ª em30/7/2008 todas acrescidas de 100% CDI mais 2% a.a.15.2. Remuneração dos AdministradoresA Remuneração total dos Administradores da Companhia no período foi de R$ 1.034 (R$ 818 em2008), que corresponde na sua totalidade a benefícios de curto prazo.

15.3. Compartilhamento de InfraestruturaAtualmente as empresas do Grupo Rede Energia compartilham as seguintes atividades, equipamentose instalações:• Compartilhamento de Aeronave: foi firmado, em 24/3/1999, entre as empresas Caiuá Distribuidora,EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS, CEMAT e CELPA, Instrumento Particular de Contrato de UsoCompartilhado de Aeronaves e Outras Avenças, anuído pela ANEEL conforme Ofício nº 1.955/2003-SFF/ANEEL de 25/11/2003.Em novembro/2008, através do primeiro termo aditivo ao Instrumento Particular de Contrato de UsoCompartilhado de Aeronaves e Outras Avenças foi incluída a ENERSUL, anuído pela ANEEL atravésdo Despacho nº 4.399 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira de 27/11/2008.Todas as despesas incorridas na manutenção e operação são apuradas na controlada CaiuáDistribuidora, detentora da aeronave e repassadas às demais empresas pelo critério deproporcionalidade estabelecido no referido contrato.• Compartilhamento de Escritório Comercial em Brasília: Foi firmado contrato em 22/7/2004, entre asempresas Caiuá Distribuidora, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS, CEMAT e CELPA, com vigênciade 24 meses, anuído pela ANEEL conforme Ofício nº 1.185/2004 -SFF/ANEEL de 19/7/2004.Em 17/7/2006, foi prorrogada a vigência do Contrato por mais 24 meses, anuído pela ANEEL conformeDespacho nº 1781 SFF/ANEEL de 7/8/2006 e publicado no DOU de 8/8/2006.Em 1/7/2008, foi prorrogada a vigência do Contrato para 21/7/2010, anuído pela ANEEL conformeDespacho nº 652 SFF/ANEEL de 17/2/2009 e publicado no DOU de 20/2/2009.Em 27/10/2008, através do Primeiro Termo Aditivo ao Instrumento Particular de Contrato de UsoCompartilhado e de Rateio de Despesas foi incluída a coligada ENERSUL, anuído pela ANEEL

conforme Despacho nº 652 SFF/ANEEL de 17/2/2009 e publicado no DOU de 20/2/2009.Os custos referentes ao escritório são suportados pela controlada EDEVP e repassados para asdemais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato.• Compartilhamento de Serviços e Infraestrutura de Telefonia e Comunicação: Foi firmadocontrato em 24/7/2004, entre as empresas Caiuá Distribuidora, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS,CEMAT e CELPA, sem necessidade de anuência prévia da ANEEL conforme Ofício nº 1.706-SFF/ ANEEL de 24/8/2007.Os custos referentes a infraestrutura de telefonia e comunicação são suportados pela controlada CaiuáDistribuidora e repassados para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecidono referido contrato.• Compartilhamento de Link de Dados: Foi firmado contrato em 17/4/2008, entre as empresasCaiuá Distribuidora, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS, CEMAT e CELPA, sem necessidade deanuência prévia da ANEEL conforme Ofício nº 920/2008-SFF/ANEEL de 16/5/2008.Os custos referentes ao link de dados são suportados pela controlada CEMAT e repassados para asdemais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato.• Compartilhamento do Atendimento 0800 a Portadores de Deficiência Auditiva e/ou de Fala :Foi firmado contrato em 24/11/2008, entre as empresas Caiuá Distribuidora, EDEVP, EEB, CNEE,CFLO, CELTINS, CEMAT e CELPA, anuído pela A NEEL conforme Despacho nº 4.793-SFF/ANEEL de24/12/2008, publicado no DOU em 26/12/2008.Os custos referentes ao atendimento 0800 a portadores de deficiência auditiva e/ou de fala sãosuportados pela controlada CELTINS e repassados para as demais empresas pelo critério deproporcionalidade estabelecido no referido contrato.• Acordo de Cooperação para Gestão de Pessoal para utilização recíproca dos recursos humanosnas atividades comuns de gerência e direção firmado em 3/8/2006, entre as empresas, CaiuáDistribuidora, EDEVP, EEB, CNEE, CELPA, CEMAT, CELTINS, CFLO e Rede Comercializadora, comvigência de 24 meses, anuído pela ANEEL conforme Despacho nº 2.207 SFF/ANEEL de 26/9/2006 epublicado no DOU de 27/9/2006.Em 8/7/2008, através do Primeiro Termo Aditivo ao Acordo de Cooperação para Gestão de Pessoal,foi prorrogada a vigência do Acordo para 2/8/2011, anuído pela ANEEL conforme Despacho nº 3.923SFF/ANEEL de 28/10/2008 e publicado no DOU de 29/10/2008.Em 6/11/2008, através do Segundo Termo Aditivo ao Acordo de Cooperação para Gestão de Pessoal,foi incluída a controlada ENERSUL e alterada a vigência do Acordo para 2/8/2010, anuído pela ANEELconforme Despacho nº 4.398 SFF/ANEEL de 27/11/2008 e publicado no DOU de 28/11/2008.

• Compartilhamento de Centro Integrado de Atendimento e Processos Comerciais de PresidentePrudente - Foi firmado em 15/2/2006 contrato de compartilhamento da estrutura de custos para osserviços de atendimento via call center e processos comerciais, relacionados à impressão de contas,controle de arrecadação, entre empresas Caiuá Distribuidora, EEB, EDEVP, CNEE e CFLO emissãode rol de leitura e análise comercial call center e emissão de relatórios de faturamento e arrecadaçãocom vigência de 24 meses anuído pela ANEEL conforme Ofício nº 600-SFF/ANEEL de 21/3/2006 epublicado no DOU em 22/3/2006.Em 22/2/2008, foi prorrogada a vigência do Contrato por mais 24 meses, anuído pela ANEEL conformeDespacho nº 1.701 SFF/ANEEL de 29/4/2008 e publicado no DOU de 30/4/2008.

16. IMPOSTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS DIFERIDOSO imposto de renda e a contribuição social correntes são calculados com base nas alíquotas vigentesnas datas dos balanços. Os impostos e contribuições sociais diferidos relativos às diferençastemporárias, prejuízos fiscais e base negativa da contribuição social são registrados em contaspatrimoniais. Demonstramos a seguir a composição da base de cálculo e dos saldos desses impostosem 31 de dezembro:16.1. Ativo diferido


Crédito de contribuição social sobre:Base negativa ........................................................... - - - 12.226Diferenças temporárias ............................................ - - - 29.965Efeitos da Lei 11.638/2007 e MP 449/2008 ............. - 34 67 5.113Crédito de imposto de renda sobre:Prejuízos fiscais........................................................ - - - 33.963Diferenças temporárias ............................................ - - - 83.235Efeitos da Lei 11.638/2007 e MP 449/2008 ............. - 95 189 14.202_________ _________ _________ _________Total dos créditos fiscais diferido ........................ - 129 256 178.704_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________A administração da Companhia decidiu por reverter o crédito fi scal constituído em 2008 considerando ainexistência de lucros tributários futuros para realização do ativo fiscal diferido de acordo com InstruçãoCVM nº 371.

Consolidado_____________________________________Circulante Não circulante__________________ ______________________

2009 2008 2009 2008_________ _________ _________ _________Crédito de contribuição social sobre:Base negativa ........................................................... - - 165.622 199.530Diferenças temporariamente indedutíveis ................ - - 20.608 50.731Amortização ágio ...................................................... - - 26.130 24.217Efeitos da Lei nº 11.638/2007 .................................. 700 2.143 2.673 8.487Crédito de imposto de renda sobre:Prejuízos fiscais........................................................ - - 409.530 560.651Diferenças temporariamente indedutíveis ................ - - 57.241 140.025Amortização ágio ...................................................... - - 72.582 67.268Efeitos da Lei nº 11.638/2007 .................................. 1.950 5.957 7.424 23.576_________ _________ _________ _________Total dos créditos fiscais diferido ........................ 2.650 8.100 761.810 1.074.485_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________Baseada no estudo técnico das projeções de resultados tributáveis computados de acordo com aInstrução CVM nº 371, a Companhia e suas Controladas estimam recuperar o crédito tributário nãocirculante nos seguintes exercícios:

2010 2011 2012 2013 2014 Após 2014 Total não circulante________ _______ _______ ________ _______ ___________ __________________ 83.306 87.346 89.555 91.902 75.122 334.579 761.810________ _______ _______ ________ _______ ___________ __________________A redução dos créditos fiscais diferidos em 2009 foi decorrente basicamente pela reversão dos créditosfiscais na Companhia e utilização pela Companhia e suas Controladas de prejuízos fiscais e basenegativa da Contribuição Social para liquidação de encargos moratórios incidentes sobre a dívida fiscalparcelada no âmbito do PAEX face a migração para o parcelamento instituído pela Lei 11 .9 41/2009.O valor do crédito utilizado foi determinado mediante a aplicação sobre o montante do prejuízo fiscale da base de cálculo da Contribuição Social das alíquotas de 25% e 9%, respectivamente, sem alimitação dos 30%.16.2. Passivo diferidoA reversão dos saldos de Imposto de Renda e da Contribuição Social diferidos na Companhia em2008 foi motivada pelo ajuste na despesa financeira de R$ 648 milhões em decorrência da marcaçãoa mercado dos títulos “Perpétuo”, que afetou o resultado de 2009. Companhia______________________

Não circulante______________________2009 2008__________ __________

Imposto de renda - Lei 11.638/2007........................................................ - 204.082Contribuição social - Lei 11.638/2007 ..................................................... - 73.470__________ __________Total........................................................................................................ - 277.552__________ ____________________ __________Os saldos de Imposto de Renda e de Contribuição Social, diferidos no passivo da Companhia e desuas Controladas, são provenientes do subsídio irrigação e aquicultura, reposicionamento tarifário e da

receita decorrente de custos incorridos com o Programa Luz para Todos, sem cobertura tarifária, a qualé excluída da base de cálculo do Imposto de Renda e da Contribuição Social, cuja tributação ocorrerána medida e na proporção do efetivo faturamento e dos efeitos da Lei 11.638/2007 e MP 449/2008.

Consolidado_____________________________________Circulante Não circulante__________________ ______________________

2009 2008 2009 2008_________ _________ _________ _________Imposto de renda ..................................................... 21.747 19.373 8.656 7.805Contribuição social .................................................. 8.076 6.992 3.115 2.810PIS/COFINS ............................................................. - - - 229Imposto de renda - Lei 11.638/07............................. 923 6.333 5.972 209.736Contribuição social - Lei 11.638/07 .......................... 420 2.279 2.150 75.504_________ _________ _________ _________Total......................................................................... 31.166 34.977 19.893 296.084_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________16.3. Encargos de reavaliação

Imposto ContribuiçãoCompanhia de renda social 2 009 2008___________ ______________ __________ __________Reserva de reavaliação ............................... 394.199 394.199(-) Terrenos.................................................. (7.167) (7.167)(-) Reversão de reavaliação anterior ........... (110.148) (110.148)(-) Depreciação/baixas ................................ (276.884) (276.884)Base de cálculo ........................................... - -Alíquotas...................................................... 25% 9%Encargos tributários..................................... - - - 35.565

Imposto ContribuiçãoConsolidado de renda social 2009 2008___________ ______________ __________ __________Reserva de reavaliação ............................... 3.399.525 3.399.525(-) Terrenos.................................................. (56.444) (56.444)(-) Reversão de reavaliação anterior ........... (819.533) (819.533)(-) Depreciação/baixas ................................ (1.229.394) (1.229.394)Base de cálculo ........................................... 1.294.154 1.294.154Alíquotas...................................................... 25% 9%Encargos tributários..................................... 323.539 116.474 440.013 538.451

17. CAUÇÕES E DEPÓSITOS VINCULADOSConsolidado______________________

2009 2008__________ __________Tesouro nacional (a)................................................................................ 37.755 54.036Bradesco - CDB....................................................................................... 2.900 2.614Banco do Brasil - CDB ............................................................................. 216 197Outros (b) ................................................................................................ 3.838 3.999__________ __________Total........................................................................................................ 44.709 60.846__________ ____________________ __________(a) Refere-se à caução dada em garantia dos empréstimos com o Tesouro Nacional, a qual écorrigida através de índice semestral e variação cambial, sendo a data de vencimento em 11/4/2024e 15/4/2024.(b) Refere-se à caução em garantia do contrato de leasing da aeronave junto ao Banco GE, sendocorrigida através da taxa Libor e variação cambial com vencimento em 17/1/2010.

18. INVESTIMENTOSOs investimentos estão representados da seguinte forma:

Companhia Consolidado___________________ ______________________2009 2008 2009 2008__________ __________ _________ _________

Participações em controladas:Empresa Elétrica Bragantina S.A. ................... 83.901 87.394 - -Companhia Nacional de Energia Elétrica ........ 74.116 77.448 - -Cia. de Energia Elétrica do Estado

do Tocantins - CELTINS............................... 262.564 244.109 - -Companhia Força e Luz do Oeste................... 20.522 21.009 - -Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. -

CEMAT ......................................................... 499.974 450.828 - -QMRA Participações S.A. ............................... 99.434 81.580 - -Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA ........ 102.897 93.659 (c) (14.145) (14.145)Tangará Energia S.A. ...................................... 75.880 63.001 - -Rede Power do Brasil S.A. .............................. 103.292 71.622 - -Caiuá Distribuição de Energia S.A. ................. 94.508 80.966 - -Empresa de Distribuição de Energia

Vale Paranapanema S.A. ............................. 117.191 116.330 - -Rede Comercializadora de Energia S.A. ......... (568) (5.162) - -Rede de Eletricidade e Serviço S.A. ............... 1.250 119 - -Empresa Energética de

Mato Grosso do Sul S.A. - ENERSUL .......... 276.606 271.729 (b) (188.937) (188.937)Vale do Vacaria Açúcar e Álcool S.A. ............. 16.478 15.389 (a) - -__________ __________ _________ _________ 1.828.045 1.670.021 (203.082) (203.082)Outros investimentos ....................................... 485 467 31.043 26.986__________ __________ _________ _________Total................................................................ 1.828.530 1.670.488 (172.039) (176.096)__________ __________ _________ ___________________ __________ _________ _________(a) Empresa em fase pré-operacional, que exercerá a atividade de cultivo, industrialização, produção,comercialização, importação e exportação de álcool, açúcar e todos os seus produtos/subprodutos.(b) Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. - ENERSUL - Em 11/9/2008 foi concluída a

permuta sem torna, onde de um lado a Rede Energia S.A. e a Rede Power do Brasil S.A., transferirama totalidade das ações detidas na Rede Lajeado Energia S.A. (Rede Lajeado), Tocantins Energia S.A.e Investco S.A. (Investco) para a E DP - Energias do Brasil S.A. (EDP), em troca receberam a totalidadedas ações detidas pela EDP na Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. - ENERSUL.A Companhia e a sua controlada Rede Power do Brasil S.A., passaram a exercer o controle daENERSUL a partir do dia 1/9/2008, data em que passou a ser consolidada. A transação gerou umdeságio no valor de R$ 188.937, sendo R$ 104.586 para a Companhia e R$ 84.351 para a controladaRede Power do Brasil S.A.(c) Deságio apurado na aquisição de 10,11% das ações da Controlada CELPA, junto ao Clube deInvestimentos dos empregados da CELPA - INVESTCELPA, transferidas em maio de 2005, nãopossuindo fundamentação econômica.O resultado do ajuste da equivalência patrimonial nas controladas é o seguinte:

Companhia Consolidado__________________ ______________________2009 2008 2009 2008_________ _________ _________ _________

ControladaEmpresa Elétrica Bragantina S.A. ............................ 6.731 3.768 - -Companhia Nacional de Energia Elétrica ................. 2.009 (2.137) - -Companhia Força e Luz do Oeste............................ 4.790 (1.267) - -Cia. de Energia Elétrica do Estado

do Tocantins - CELTINS........................................ 19.982 10.836 - -Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. - CEMAT .. 55.034 33.617 - -QMRA Participações S.A. ........................................ 15.522 (61.133) - -Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA ................. 14.545 (436) - -Rede Lajeado Energia S.A. ...................................... - 12.071 - -Tangará Energia S.A. ............................................... 12.879 6.355 - -Rede Power do Brasil S.A. ....................................... 44.391 3.306 - -Caiuá Distribuição de Energia S.A. .......................... 13.541 (17.534) - -Emp. de Distrib. de Energia

Vale Paranapanema S.A. ...................................... 11.225 2.108 - -Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. -

ENERSUL.............................................................. 38.583 (3.809) - -Rede Comercializadora de Energia S.A. .................. 4.595 (5.760) - -Rede de Eletricidade e Serviço S.A. ........................ 1.507 6.602 - -Vale do Vacaria Açúcar e Álcool S.A. ...................... (3.204) - - -Investco S.A. ............................................................ - 871 - -_________ _________ _________ _________Subtotal................................................................... 242.130 (12.542) - -Amortização de ágio ................................................. - (9.924) - (20.063)_________ _________ _________ _________Total......................................................................... 242.130 (22.466) - (20.063)_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________

Informações sobre investimentos relevantes avaliados pelo método da equivalência patrimonial:EEB CNEE CFLO________________________________ _________________________________ _________________________________

2009 2008 2009 2008 2009 2008______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________Quantidade de ações do capital social ................................................. 1.172.355 1.172.355 2.365.176 2.365.176 346.455.428 346.455.428Quantidade de ações possuídas .......................................................... 1.072.117 1.072.117 2.334.173 2.334.173 338.492.582 338.492.582Percentual de participação direta ......................................................... 91,45% 91,45% 98,69% 98,69% 97,70% 97,70%

R$ R$ R$ R$ R$ R$______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________Valor do capital social........................................................................... 40.948 40.948 28.000 28.000 11.500 11.500Valor do patrimônio líquido ajustado .................................................... 91.746 95.564 75.100 78.476 21.006 21.504Resultado do exercício ......................................................................... 9.425 3.839 3.494 (2.165) 5.505 (1.297)Valor do investimento ........................................................................... 83.901 87.394 74.116 77.448 20.522 21.009Resultado da equivalência patrimonial ............................................ 6.731 3.768 2.009 (2.137) 4.790 (1.267)

CELTINS CEMAT QMRA________________________________ _________________________________ _________________________________2009 2008 2009 2008 2009 2008______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________

Quantidade de ações do capital social ................................................. 378.733.957 378.733.957 118.853.305 118.853.305 225.265.000 225.265.000Quantidade de ações possuídas .......................................................... 192.631.910 192.631.910 47.442.678 47.442.678 225.265.000 225.265.000Percentual de participação direta ......................................................... 50,86% 50,86% 39,92% 39,92% 100,00% 100,00%

R$ R$ R$ R$ R$ R$______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________Valor do capital social........................................................................... 189.367 189.367 710.196 710.196 225.265 225.265Valor do patrimônio líquido ajustado .................................................... 516.247 479.791 1.252.440 1.129.436 99.434 81.580Resultado do exercício ......................................................................... 50.022 24.305 167.022 84.561 17.584 (79.410)Valor do investimento ........................................................................... 262.564 244.109 499.974 450.829 99.434 103.438Ágio a amortizar ................................................................................... - - 123.276 123.276 77.970 77.970______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________Total do investimento ........................................................................... 262.564 244.109 623.250 574.105 177.404 181.408Resultado da equivalência patrimonial ............................................ 19.982 10.836 55.034 33.617 15.522 (61.133)

CELPA Tangará ENERSUL________________________________ _________________________________ _________________________________2009 2008 2009 2008 2009 2008______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________

Quantidade de ações do capital social ................................................. 63.850.937.020 63.850.937.020 78.271.000 78.271.000 53.137.012.348 53.137.012.348Quantidade de ações possuídas .......................................................... 6.452.992.384 6.452.992.384 55.400.214 55.400.214 29.851.213.653 29.851.213.653Percentual de participação direta ......................................................... 10,11% 10,11% 70,78% 70,78% 56,18% 56,18%

R$ R$ R$ R$ R$ R$______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________Valor do capital social........................................................................... 518.932 518.932 78.271 78.271 463.412 463.412Valor do patrimônio líquido ajustado .................................................... 1.157.689 1.066.725 106.699 88.504 678.519 669.839Resultado do exercício/período ............................................................ 121.707 (3.875) 18.196 5.339 78.680 68.666Valor do investimento ........................................................................... 117.042 112.115 74.656 61.777 381.192 376.315Adiantamento para aumento de capital ................................................ - - 1.224 1.224 (104.586) (104.586)Deságio ................................................................................................ (14.145) (14.145) - - -______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________Total do investimento ........................................................................... 102.897 97.970 75.880 63.001 276.606 271.729Resultado da equivalência patrimonial ............................................ 14.545 (436) 12.879 6.355 38.583 (3.809)

Rede Power Caiuá Distribuição EDEVP________________________________ _________________________________ _________________________________2009 2008 2009 2008 2009 2008______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________

Quantidade de ações do capital social ................................................. 97.508 97.508 111.651.370 111.651.370 115.905.275 115.905.275Quantidade de ações possuídas .......................................................... 97.488 97.488 111.651.366 111.651.366 115.905.271 115.905.271

Percentual de participação direta ......................................................... 99,98% 99,98% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00%R$ R$ R$ R$ R$ R$______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________

Valor do capital social........................................................................... 65.178 65.178 111.267 111.267 115.905 115.905Valor do patrimônio líquido ajustado .................................................... 103.313 71.637 94.508 80.966 117.191 116.330Resultado do exercício ......................................................................... 48.100 3.306 13.541 (17.534) 17.225 2.108Valor do investimento ........................................................................... 103.292 71.622 94.508 80.966 117.191 116.330Ágio a amortizar ................................................................................... - - - - 7.376 7.376______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________Total do investimento ........................................................................... 103.292 71.622 94.508 80.966 124.567 123.706Resultado da equivalência patrimonial ............................................ 44.391 3.306 13.541 (17.534) 11.225 2.108

Rede Com. Rede Serv. Vale do Vacaria________________________________ _________________________________ _________________________________2009 2008 2009 2008 2009 2008______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________

Quantidade de ações do capital social ................................................. 1.000 1.000 1.000 1.000 25.313 20.409Quantidade de ações possuídas .......................................................... 996 996 995 995 15.309 10.405Percentual de participação direta ......................................................... 99,60% 99,60% 99,50% 99,50% 60,48% 50,98%

R$ R$ R$ R$ R$ R$______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________Valor do capital social........................................................................... 500 500 100 100 25.438 20.510Valor do patrimônio líquido ajustado .................................................... (570) (5.138) 1.256 120 25.438 20.510Resultado do exercício ......................................................................... 4.613 (5.783) 1.514 6.635 (1.157) (4.135)Valor do investimento ........................................................................... (568) (5.162) 1.250 119 12.184 10.460Ágio a amortizar ................................................................................... 29.919 29.919 14.104 14.104 10.040 10.040Adiantamento para aumento de capital ................................................ - - - - 4.294 4.929______________ ______________ ______________ ______________ ______________ ______________Total do investimento ........................................................................... 29.351 24.757 15.354 14.223 26.518 25.429Resultado da equivalência patrimonial ............................................ 4.595 (5.760) 1.507 6.602 (3.204) -




continua

22. IMPOSTOS, CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS E PARCELAMENTOSCompanhia_____________________________________

Circulante Não circulante__________________ ______________________ 2009 2008 2009 2008_________ _________ _________ ________PIS (a) ...................................................................... 660 375 - -COFINS (a)............................................................... 3.041 1.725 - -Imposto de renda retido na fonte (a) ........................ 431 582 - -Contribuição social (a) .............................................. 1.159 - - -Contribuições sociais retida na fonte (a) .................. 151 - - -Outros (a) ................................................................. 31 43 - -_________ _________ _________ ________

5.473 2.725 - -Parcelamento de tributos:PAES (b) ................................................................... 92 89 232 311PAEX (d) ................................................................... - 5.249 - 18.799Lei 11.941/09 (g) ...................................................... 4.169 - 10.588 -_________ _________ _________ ________

4.261 5.338 10.820 19.110Desverticaliz. trib. federais (f) .................................... (2.836) (3.222) (6.936) (18.799)_________ _________ _________ ________Total ......................................................................... 6.898 4.841 3.884 311_________ _________ _________ _________________ _________ _________ ________

Consolidado_____________________________________Circulante Não circulante__________________ ______________________ 2009 2008 2009 2008_________ _________ _________ ________ICMS (a) ................................................................... 195.788 178.954 3.644 7.683Imposto de renda (a) ................................................ 17.367 9.879 - -Contribuição social (a) .............................................. 483 4.186 - -Previdência social (a) ............................................... 11.204 10.598 - -FGTS (a)................................................................... 1.725 2.219 174 174PIS (a) ...................................................................... 15.488 6.815 - -COFINS (a)............................................................... 79.458 31.394 - -Imp. de renda retido na fonte (a) .............................. 12.080 10.119 - -IOF (a) ...................................................................... 10 61 - -Outros (a) ................................................................. 6.586 5.974 - -_________ _________ _________ ________

340.189 260.199 3.818 7.857Parcelamento de tributos:PAES (b) ................................................................... 221 212 554 636ICMS (c) ................................................................... 56.513 5.688 52.122 8.659PAEX (d) ................................................................... - 146.387 - 853.062Parcelamento Lei 11941/2009 (g) ............................ 121.944 - 433.718 -PIS (e) ...................................................................... 3.174 - 12.168 -COFINS (e)............................................................... 14.621 - 56.046 -_________ _________ _________ ________

196.473 152.287 554.608 862.357Desverticaliz. trib. federais (f) .................................... (2.836) (3.222) (6.936) (18.799)_________ _________ _________ ________Total ......................................................................... 533.826 409.264 551.490 851.415_________ _________ _________ _________________ _________ _________ ________(a) Refere-se aos impostos e contribuições apurados no exercício corrente.(b) Refere-se à consolidação de débitos junto ao FNDE no Parcelamento Especial - PAES comvencimentos até 28/2/2003, sobre os quais incidem juros mensais equivalentes à variação da Taxa deJuros de Longo Prazo - TJLP.(c) Parcelamentos de ICMS das controladas junto às receitas estaduais com parcelas entre 24 a 100meses e com vencimento da última ocorrendo em março de 2014, corrigidas pela Taxa de Juros deLongo Prazo -TJLP, Sistema Especial de Liquidação e Custódia - SELIC e UFESP.(d) Parcelamento Excepcional - PAEX - Refere-se a parcelamentos de tributos e contribuições sociaisda companhia e suas controladas junto a Receita Federal do Brasil - RFB e a Procuradoria Geral daFazenda Nacional - PGFN e Previdência Social, nos termos dos artigos 1º e 8º da MP nº 303/2006,cujas parcelas foram corrigidas mensalmente pela TJLP, para os débitos com vencimento até 28/2/2003e, SELIC, para os débitos com vencimento entre 1/3/2003 e 31/12/2005, respectivamente. Com oadvento da Lei nº 11.941, de 27/5/2009, que dispõe sobre o pagamento e parcelamento de débitos ematraso, a companhia e suas controladas aderiram, em setembro de 2009, a este novo parcelamento e,como prevê a legislação, renunciaram aos parcelamentos anteriormente concedidos.(e) Parcelamento Ordinário - Parcelamentos concedidos pela Secretaria da Receita Federal do Brasil- RFB - referente saldo devedor de PIS e COFINS do ano corrente, protocolados em 25/11/2009, oqual será pago em 60 parcelas mensais e sucessivas, corrigidas pelo Sistema Especial de Liquidaçãoe Custódia, com o pagamento da primeira parcela em 25/11/2009 e a última está prevista para serliquidada em 30/10/2014.(f) Tributos federais transferidos por responsabilidade solidária à controlada Caiuá - Distribuição deEnergia S.A. no processo de desverticalização nos termos da Lei nº 10.848/04 e Resolução AutorizativaANEEL nº 309, de 5/9/2005.(g) Refere-se a saldos remanescentes do Parcelamento Excepcional - PAEX mantidos junto a ReceitaFederal do Brasil, Procuradoria Geral da Fazenda Nacional e Previdência Social, em função da adesão,em setembro de 2009, ao novo parcelamento instituído pela Lei nº 11.941, de 27/5/2009, que dispõesobre o pagamento e o parcelamento de débitos em até 180 meses (15 anos), com reduções quevariam de 20% a 100% de multa de mora e ofício, multas isoladas, juros de mora e encargo legal deacordo com o prazo e modalidade de parcelamento vigente.Os valores de multa de mora ou de ofício, multas isoladas, juros de mora e encargo legal contabilizadoscomo obrigação e baixados contra o resultado do período em decorrência das reduções concedidas,não são computados na base de cálculo do IRPJ, da CSLL, da Contribuição para o PIS/PASEP e daContribuição para a COFINS.A Companhia e suas controladas que aderiram aos parcelamentos previstos na Lei nº 11.941/2009,liquidaram valores correspondentes a multas, de mora ou de ofício, e a juros moratórios, inclusiverelativos a débitos inscritos na DAU, com utilização de créditos decorrentes de prejuízo fiscal e de basenegativa da CSLL próprios.A prestação mínina proveniente do Parcelamento Excepcional de que tratam os arts. 1º e 8º da MPnº 303/2006 será o equivalente a 85% do valor da prestação devida no mês de novembro de 2008 ede R$ 100,00, no caso dos demais débitos da pessoa jurídica, que vencerão no último dia útil de cadamês. O prazo do parcelamento ficou reduzido, em média, de 78 para 59 parcelas vincendas.A primeira prestação foi paga no mês em que foi formalizado o pedido de adesão, produzindo efeitosnos requerimentos formulados com o correspondente pagamento da primeira prestação em valor nãoinferior ao estipulado na Lei.O valor de cada prestação será acrescido de juros correspondentes à variação da taxa SELIC.Computadas as prestações pagas durante a vigência do PAEX, os débitos que compõem os saldosremanescentes dos parcelamentos foram restabelecidos à data da solicitação do novo parcelamento,com os acréscimos legais devidos à época da ocorrência dos respectivos fatos geradores, computadasas reduções de juros, multas e do encargo legal assim como da liquidação de juros e multa comcréditos decorrentes de prejuízo fiscal e base negativa de CSLL.

Companhia___________Tributos___________

RFB___________Saldo remanescente PAEX em 30/9/2009 .............................................................. 10.918Redução de encargos ............................................................................................... (1.516)Liquidação de encargos ............................................................................................ (4.485)Primeira parcela ........................................................................................................ (242)___________Saldo consolidado em 30/9/2009 ........................................................................... 4.675Encargos ................................................................................................................... 1.037Amortizações ............................................................................................................. (727)___________Saldo consolidado em 31/12/2009 ......................................................................... 4.985______________________

Consolidado______________________________________________Tributos______________________________________________

RFB PGFN Previdência social Total__________ _________ ____________________ _________Saldo remanescente PAEX em 30/9/2009 .. 759.299 203.139 13.926 976.364Redução de encargos ................................. (166.147) (82.356) - (248.503)Liquidação de encargos .............................. (151.592) (5.696) - (157.288)Primeira parcela .......................................... (7.872) (1.948) - (9.820)__________ _________ ____________________ _________Saldo consolidado em 30/9/2009 ............. 433.688 113.139 13.926 560.753Encargos ..................................................... 11.818 2.566 332 14.716Amortizações ............................................... (23.708) (5.846) (25) (29.579)__________ _________ ____________________ _________Saldo consolidado em 31/12/2009 ........... 421.798 109.859 14.233 545.890__________ _________ ____________________ ___________________ _________ ____________________ _________

23. EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E ENCARGOS23.1. Composição

Companhia____________________________________________________________2009 2008_____________________________ _____________________________Não Não

Circulante circulante Circulante circulante_______ ________ ___ __________ ______ ________ _____ __________Principal e Principal e

Principal Encargos encargos Principal Encargos encargos________ _________ __________ _________ _________ __________Moeda nacional:BNDES ........................ 33.897 755 142.498 25.868 864 176.184Enermat ....................... 2.148 7.863 - 2.148 7.510 9.658Capital de giro ............. 94.346 1.064 122.351 168.899 5.283 131.452________ _________ __________ _________ _________ __________Subtotal...................... 130.391 9.682 264.849 196.915 13.657 317.294________ _________ __________ _________ _________ __________(-) Custo da transação .. - (950) (1.705) - (1.057) (2.655)________ _________ __________ _________ _________ __________Total moeda nacional 130.391 8.732 263.144 196.915 12.600 314.639________ _________ __________ _________ _________ __________Moeda estrangeira:Bônus perpétuos ......... - - 864.673 - - 1.343.775

Marcação a mercado ... - - (203.198) - - (802.906)________ _________ __________ _________ _________ __________Total moedaestrangeira............... - - 661.475 - - 540.869________ _________ __________ _________ _________ __________

Total de empréstimos 130.391 8.732 924.619 196.915 12.600 855.508________ _________ __________ _________ _________ __________________ _________ __________ _________ _________ __________

Consolidado____________________________________________________________2009 2008_____________________________ _____________________________Não Não

Circulante circulante Circulante circulante_______ ________ ___ __________ ______ ________ _____ __________Principal e Principal e

Principal Encargos encargos Principal Encargos encargos________ _________ __________ _________ _________ __________Moeda nacional:BNDES ........................ 38.284 774 249.116 30.258 906 187.157Eletrobrás .................... 86.997 372 620.425 77.590 126 556.727Enermat ....................... 2.148 7.863 - 2.148 7.510 9.658Finame......................... 4.874 71 10.169 3.110 135 11.376FDE ............................. 1.430 408 2.052 2.699 - 3.668FNO ............................. - 167 34.971 - 64 34.439Capital de giro ............. 700.182 50.812 1.302.214 596.929 48.165 1.137.788Investimentos............... 82.904 2.005 74.987 61.204 3.676 112.791Arrendamento mercantil 5.964 289 16.256 5.153 271 5.609________ _________ __________ _________ _________ __________Subtotal...................... 922.783 62.761 2.310.190 779.091 60.853 2.059.213________ _________ __________ _________ _________ __________(-) Custo da transação .. - (6.893) (22.200) - (6.977) (27.809)________ _________ __________ _________ _________ __________Total moeda nacional 922.783 55.868 2.287.990 779.091 53.876 2.031.404________ _________ __________ _________ _________ __________________ _________ __________ _________ _________ __________Moeda estrangeira:Units Notes .................. 21.011 2.262 42.022 - 3.036 84.602BID............................... 105.924 4.390 422.223 61.175 5.129 650.441Tesouro Nacional ......... 8.613 1.685 97.086 12.577 1.808 141.881Capital de giro ............. 11.131 5 - 94.902 2.332 13.422Arrendamento mercantil 1.763 575 3.083 1.951 43 7.047Bônus perpétuos ......... - - 864.673 - - 1.343.775________ _________ __________ _________ _________ __________Subtotal...................... 148.442 8.917 1.429.087 170.605 12.348 2.241.168________ _________ __________ _________ _________ __________Marcação a Mercado ... - - (203.198) - - (802.906)(-) Custo da transação .. - (200) (221) - (525) (384)________ _________ __________ _________ _________ __________Total moedaestrangeira............... 148.442 8.717 1.225.668 170.605 11.823 1.437.878________ _________ __________ _________ _________ __________

Total ............................ 1.071.225 64.585 3.513.658 949.696 65.699 3.469.282________ _________ __________ _________ _________ __________________ _________ __________ _________ _________ __________

23.2. Composição do saldo devedor por moeda/indexadorCompanhia_____________________________________

Moeda/indexador 2009 2008__________________ ______________________R$ % R$ %_________ _________ _________ ________

Moeda nacional:URTJLP ................................................................. 177.150 43,75 202.916 38,44IGP-M .................................................................... 10.011 2,47 19.316 3,66CDI ........................................................................ 186.337 46,02 258.457 48,96R$ ......................................................................... 31.424 7,76 47.177 8,94_________ _________ _________ ________

Subtotal................................................................... 404.922 100,00 527.866 100,00_________ _________ _________ ________Moeda estrangeira:

Dólar norte-americano........................................... 864.673 100,00 540.869 100,00_________ _________ _________ ________Subtotal................................................................... 864.673 100,00 540.869 100,00_________ _________ _________ ________Total ......................................................................... 1.269.595 1.068.735_________ __________________ _________

19. IMOBILIZADO - CONSOLIDADOPor natureza, o imobilizado está constituído da seguinte forma:

2009 2008______________ ______________Depreciação Valor Valor

Em serviço: Custo amortização acumulada líquido líquido______________ ______________________ ______________ ______________Terrenos .................................................................................................................................................... 48.276 - 48.276 46.944Reservatórios, barragens e adutoras ........................................................................................................ 72.224 (10.000) 62.224 67.813Edificações, obras civis e benfeitorias ....................................................................................................... 327.129 (118.782) 208.347 217.960Máquinas e equipamentos ........................................................................................................................ 10.218.505 (3.149.849) 7.068.656 6.474.188Veículos ..................................................................................................................................................... 67.975 (43.866) 24.109 14.623Móveis e utensílios .................................................................................................................................... 27.893 (17.836) 10.057 7.586(-) Obrigações vinculadas à concessão .................................................................................................... (2.003.783) 168.484 (1.835.299) (1.613.355)______________ ______________________ ______________ ______________Subtotal .................................................................................................................................................... 8.758.219 (3.171.849) 5.586.370 5.215.759Em curso:Terrenos .................................................................................................................................................... 9.771 - 9.771 4.666Reservatórios, barragens e adutoras ........................................................................................................ 44 - 44 25Edificações, obras civis e benfeitorias ....................................................................................................... 5.876 - 5.876 66.434Máquinas e equipamentos ........................................................................................................................ 1.006.922 - 1.006.922 1.195.975Veículos ..................................................................................................................................................... 6.007 - 6.007 1.530Móveis e utensílios .................................................................................................................................... 1.643 - 1.643 1.974Material em depósito ................................................................................................................................. 209.016 - 209.016 202.368

Outros ........................................................................................................................................................ 249.998 - 249.998 200.303(-) Obrigações vinc. à conc. líquida ........................................................................................................... (1.247.348) - (1.247.348) (877.143)______________ ______________________ ______________ ______________Subtotal .................................................................................................................................................... 241.929 - 241.929 796.132Total.......................................................................................................................................................... 9.000.148 (3.171.849) 5.828.299 6.011.891______________ ______________________ ______________ ____________________________ ______________________ ______________ ______________O imobilizado em curso refere-se substancialmente às obras de expansão em andamento do sistema de distribuição de energia elétrica.Incluem itens incorporados através de arrendamentos mercantis financeiros, cujos valores são imateriais.O arrendamento financeiro reconhecido na transição da Lei 11.638/2007 encontra-se totalmente depreciado.Por atividade, o imobilizado está constituído da seguinte forma: Consolidado_______________________

2009 2008_________ _________Taxas anuais (-) Obrigações

médias ponderadas Depreciação vinculadas à Valor Valorde depreciação (*) Custo acumulada Subtotal concessão líquida líquido líquido___________________ _________ ___________ _________ _________________ _________ _________

Em serviço:Geração ............................................................................... 3,15% 259.197 (49.890) 209.307 (205) 209.102 242.738Distribuição .......................................................................... 4,47% 10.124.514 (3.088.785) 7.035.729 (1.833.637) 5.202.092 4.800.392Comercialização .................................................................. 4,26% 45.124 (17.463) 27.661 (1.177) 26.484 28.533Administração ...................................................................... 5,71% 331.828 (183.211) 148.617 (280) 148.337 144.096Não vinculadas a concessão ............................................... 2,84% 1.339 (984) 355 - 355 -_______ __ _______ ____ ______ ___ _________________ _________ _________Subtotal .............................................................................. 10.762.002 (3.340.333) 7.421.669 (1.835.299) 5.586.370 5.215.759Em curso:Geração ............................................................................... 15.371 - 15.371 (26) 15.345 5.998Distribuição .......................................................................... 1.438.237 - 1.438.237 (1.247.247) 190.990 743.336Comercialização .................................................................. 1.261 - 1.261 (55) 1.206 2.173Administração ...................................................................... 34.408 - 34.408 (20) 34.388 44.625_______ __ _______ ____ ______ ___ _________________ _________ _________Subtotal .............................................................................. 1.489.277 - 1.489.277 (1.247.348) 241.929 796.132_______ __ _______ ____ ______ ___ _________________ _________ _________Total .................................................................................... 12.251.279 (3.340.333) 8.910.946 (3.082.647) 5.828.299 6.011.891_______ __ _______ ____ ______ ___ _________________ _________ ________________ __ _______ ____ ______ ___ _________________ _________ _________(*) A taxa média é calculada considerando a despesa de depreciação do exercício dividida pelo saldo médio anual do imobilizado.A mutação do ativo imobilizado está demonstrada abaixo:

ConsolidadoEm serviço: 2008 Adições Baixas Transferências 2009_________ ________ _______ _____________ _________Custo

Geração ................................ 316.789 - (64.665) 7.073 259.197Distribuição ........................... 9.102.808 - (105.986) 1.127.692 10.124.514Comercialização ................... 46.027 - (929) 26 45.124Administração ....................... 314.488 - (4.039) 21.379 331.828Não Vinculadas a concessão . - - (723) 2.062 1.339_________ ________ _______ _____________ _________

Subtotal custo ........................ 9.780.112 - (176.342) 1.158.232 10.762.002Obrigações vinc.

à concessão ......................... (1.659.482) (51.445) 20.613 (313.469) (2.003.783)_________ ________ _______ _____________ _________Total do custo ........................ 8.120.630 (51.445) (155.729) 844.763 8.758.219_________ ________ _______ _____________ __________________ ________ _______ _____________ _________(-) Depreciação:

Geração ................................ (73.844) (9.177) 33.088 43 (49.890)Distribuição ........................... (2.690.928) (435.554) 38.387 (690) (3.088.785)Comercialização ................... (16.135) (1.955) 345 282 (17.463)Administração ....................... (170.091) (18.459) 3.224 549 (184.777)Não vinculadas a concessão .. - (52) 634 - 582_________ ________ _______ _____________ _________

Subtotal depreciação ............ (2.950.998) (465.197) 75.678 184 (3.340.333)Obrigações vinc. à concessão ... 46.127 115.139 7.218 - 168.484_________ ________ _______ _____________ _________Total da depreciação ............. (2.904.871) (350.058) 82.896 184 (3.171.849)_________ ________ _______ _____________ __________________ ________ _______ _____________ _________Total imobilizado em serviço 5.215.759 (401.503) (72.833) 844.947 5.586.370_________ ________ _______ _____________ __________________ ________ _______ _____________ _________Em curso:

Geração ................................ 6.024 25.443 (9.615) (6.481) 15.371Distribuição ........................... 1.620.379 1.134.443 (191.243) (1.125.342) 1.438.237Comercialização ................... 2.227 389 (972) (383) 1.261Administração ....................... 44.645 18.790 (2.817) (26.210) 34.408_________ ________ _______ _____________ _________

Subtotal .................................. 1.673.275 1.179.065 (204.647) (1.158.416) 1.489.277Obrigações vinc. à concessão .. (877.143) (763.540) 79.866 313.469 (1.247.348)_________ ________ _______ _____________ _________Total imobilizado em curso... 796.132 415.525 (124.781) (844.947) 241.929_________ ________ _______ _____________ __________________ ________ _______ _____________ _________Total do imobilizado .............. 6.011.891 14.022 (197.614) - 5.828.299_________ ________ _______ _____________ __________________ ________ _______ _____________ _________As principais taxas anuais de depreciação por macroatividade, de acordo com a ResoluçãoANEEL nº 367/2009, são as seguintes: Taxas anuais Taxas anuais

de depreciação % de depreciação %________________ ________________Distribuição ComercializaçãoBarra de capacitores ................ 5,00 - 6,70 Equipamento geral ......... 10,00Chave de distribuição ............... 3,30 - 6,70 Edificações ..................... 4,00Condutor do sistema ................ 2,50 - 5,00 Administração centralEstrutura do sistema................. 2,50 - 5,00 Veículos .......................... 20,00Regulador de tensão ................ 3,50 - 4,80 Equipamento geral ......... 10,00Transformador de distribuição .. 5,00Dos bens vinculados à concessãoDe acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº 41.019, de 26/2/1957, os bens e instalações utilizadosna geração, transmissão, distribuição, inclusive comercialização, são vinculados a esses serviços, nãopodendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressaautorização do Órgão Regulador. A Resolução ANEEL nº 20/1999 regulamenta a desvinculação debens das concessões do serviço público de energia elétrica, concedendo autorização prévia paradesvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando que oproduto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão.Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétricaA partir de 1/1/2007, as Obrigações Vinculadas passaram a ser controladas conforme determina oDespacho ANEEL nº 3.073, de 28/12/2006, e Ofícios Circulares ANEEL nº 236, nº 296 e nº 1.314, de8/2/2007, 15/2/2007 e 27/6/2007, respectivamente. Nessas legislações ficou determinado que:• As baixas do ativo imobilizado, de bens ou empreendimentos que tenham sido total ou parcialmenteconstituídos com recursos de terceiros, devem ser refletidas nas Obrigações Vinculadas, de forma aanular os efeitos no resultado do exercício, quando do encerramento da Ordem de Desativação - ODD.

Para fins de baixa dos recursos registrados nas Obrigações Vinculadas, deve ser identificado e utilizadoo percentual que o bem ou empreendimento baixado representa em relação ao ativo imobilizado emserviço da respectiva atividade.• Os valores registrados nas Obrigações Vinculadas passaram a ser objeto de cálculo deReintegração - Depreciação e registrados contabilmente de forma que o efeito desta despesa sejaanulado no resultado do exercício. O prazo de início da apuração da depreciação acumulada deve sera partir do 2º ciclo da revisão tarifária.Para a apuração do valor da reintegração, deve ser utilizada a taxa média de depreciação do ativoimobilizado da respectiva atividade em que tiverem sido aplicados os recursos das ObrigaçõesVinculadas.A Resolução Normativa ANEEL nº 234, de 31/10/2006, estabeleceu os conceitos gerais, asmetodologias e os procedimentos iniciais para a realização do 2º ciclo de revisão tarifária periódicade suas controladas.Desde 1/1/1996, essas obrigações não estão sendo mais atualizadas pelos efeitos da inflação, tendoa seguinte composição em 31 de dezembro: 2009 2008__________ __________Participação da União .......................................................................... 63.067 61.734Participação dos Estados ..................................................................... 171.339 181.909Participação dos Municípios ................................................................. 80.586 83.937Participação do consumidor ................................................................. 1.208.332 710.642Doações e subvenções destinadas a investimento no serv. concedido..... 248.282 240.934Programa de Eficiência Energética - PEE ............................................ 81 103Pesquisa e Desenvolvimento - P&D ..................................................... 5.260 3.720Universalização do serviço público de energia elétrica ........................ 1.303.938 1.206.153Outros ................................................................................................... 1.762 1.366__________ __________Total ..................................................................................................... 3.082.647 2.490.498__________ ____________________ __________ReavaliaçãoEm atendimento à Deliberação CVM 183/95, item 15, a Companhia e suas controladas procederam auma nova avaliação dos bens reavaliados em 2001, como forma de dar continuidade à prática contábilestabelecida para os bens do imobilizado.

A reavaliação abrangeu as usinas hidrelétricas, usinas térmicas, linhas e redes de transmissão, linhase redes de distribuição, subestações e equipamentos em geral.A Assembleia Geral Extraordinária realizada em 29/7/2005 aprovou a nomeação das empresasespecializadas Moore Stephens Lima Lucchesi Auditores Independentes e Stima Engenharia Ltda. eo respectivo Laudo de Avaliação apresentado pelas empresas, em que constam os novos valores dosbens do imobilizado na data-base de 31/5/2005.A seguir detalhamos os montantes do incremento ao imobilizado e ao patrimônio líquidoconsolidados: Laudo de Valor

avaliação residual Incremento___________ ___________ ___________Geração .................................................................. 11.851 4.011 7.840Distribuição ............................................................. 274.534 162.182 112.352Comercialização ..................................................... 4.691 3.665 1.026Administração ......................................................... 5.955 2.637 3.318Transmissão ........................................................... 335 69 266___________ ___________ ___________Total de incremento ao imobilizado.................... 297.366 172.564 124.802Impostos diferidos .................................................. (41.280)Reavaliações anteriores ......................................... 390.719Equivalência patrimonial sobre nova reavaliação ... 423.257Realização da reserva de reavaliação líquida deimpostos diferidos (depreciação e baixas) ........... (455.309)___________

Reserva de reavaliação registrada nopatrimônio líquido em 31/12/2009 ..................... 442.189______________________

O efeito no resultado do exercício findo em 31/12/2009 oriundo das depreciações, baixas e alienaçõesfoi de R$ 69.038 (Companhia) e R$ 117.201 (consolidado).Teste de recuperabilidade econômicaAs controladas efetuaram o teste de recuperabilidade econômica dos ativos imobilizados e intangíveisde acordo com CPC 01 - Delib. CVM nº 527 com base no seu valor em uso, utilizando o modelo defluxo de caixa e a reversão dos ativos da base de remuneração. Os valores apurados se mostraramsuperiores aos respectivos valores contábeis.

Plano nacional de universalização do acesso e uso da energia elétricaA ANEEL, através da Resolução nº 223, de 29/4/2003, e alterações posteriores contidas nasResoluções nº 52, 73, 79, 175 e 238, de 25/3/2004, 9/7/2004, 30/8/2004, 28/11/2005 e de 28/11/2006respectivamente, estabeleceram as condições gerais para a elaboração dos Planos deUniversalização de Energia Elétrica visando ao atendimento de novas unidades consumidoras.A Lei 10.762 de 11/11/2003 alterou a prioridade de atendimento aos municípios dando ênfaseaos municípios com menor índice de eletrificação e de desenvolvimento humano (IDH), limitandoesses atendimentos a apenas novas unidades, ligadas em baixa tensão (inferior a 2,3 kV), comcarga instalada de até 50 kW.Programa nacional de universalização do acesso e uso da energia elétrica “Luz para Todos”Ainda com o objetivo de promover à universalização do acesso a energia elétrica, o Governo Federaliniciou em 2003, através do Decreto Presidencial nº 4.873, de 11/11/2003, o Programa Luz para Todos,com o objetivo de levar energia elétrica para mais de 12 milhões de pessoas até 2008. Em função docrescimento das demandas em todo o Brasil, o Governo Federal prorrogou o programa até o ano de2010, através do Decreto nº 6.442 de 25/4/2008.De acordo com o artigo 2º do Decreto, os recursos necessários para o custeio do Programa serãooriundos da Conta de Desenvolvimento Energético - CD E instituída como subvenção econômica pelaLei nº 10.438, de 26/4/2002, da Reserva Global de Reversão - RGR instituída pela Lei nº 5.655, de20/5/1971, de agentes do setor elétrico, da participação dos Estados, Municípios e outros destinados aoPrograma. O Programa será coordenado pelo Ministério de Minas e Energia - MME e operacionalizadocom a participação das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS e das empresas quecompõem o sistema ELETROBRÁS.Através de suas controladas, foram firmados contratos de financiamentos e concessão de subvenções

junto à ELETROBRÁS no âmbito do Programa Luz para Todos para atendimento de 902.830 (*) novosconsumidores. A composição da realização do Programa até dezembro de 2009 está da seguinte forma:O valor total dos programas em suas controladas é de aproximadamente R$ 3.726.050, com o objetivode ligar 902.830 (*) novos consumidores e instalar uma usina térmica de 500KW na Comunidade doDistrito de Guariba, no Município de Colniza, Mato Grosso, o montante dos investimentos realizadosaté dezembro de 2009 é de R$ 2.765.605, o saldo a ser investido em 2010 é de R$ 960.445 (*).

As controladas CELPA, CEMAT e CELTINS possuem projetos que estão sendo analisados junto àELETROBRÁS para uma nova etapa do Programa.(*) Informações não auditadas.

20. INTANGÍVEL - CONSOLIDADOPor atividade, o intangível está constituído da seguinte forma:

Taxas médias de Amortizaçãoamortização (*) Custo acumulada 2009 2008_______ _______ _ ________ _____________ ________ _______

Em serviçoGeração:Servidões ...................................... 191 (13) 178 191Software ........................................ 11,76% 245 (46) 199 44Distribuição:Servidões ...................................... 13.458 (43) 13.415 13.135Software ........................................ 6,11% 14.840 (9.626) 5.214 4.777Comercialização:Servidões ...................................... 1 - 1 1Software ........................................ 10,72% 7.046 (4.593) 2.453 2.124Direito de uso de linha telefônica .. 86 - 86 86Administração:Servidões ...................................... 17 - 17 17Software ........................................ 13,96% 108.855 (63.973) 44.882 40.535Direito de uso de linha telefônica .. 142 - 142 33________ _____________ ________ _______Subtotal ........................................ 144.881 (78.294) 66.587 60.943Em cursoDistribuição:Servidões ...................................... 6.600 - 6.600 4.110Software ........................................ 17.118 - 17.118 13.149Comercialização:Software ........................................ 2.475 - 2.475 3.063Administração:

Software ........................................ 17.778 - 17.778 9.884________ _____________ ________ _______Subtotal ........................................ 43.971 - 43.971 30.206Ágio:Centrais Elétricas

Matogrossenses S.A. -CEMAT (a) (e) ............................. 123.276 - 123.276 123.276

QMRA - Participações S.A. (b) (e) .. 227.429 - 227.429 227.429Emp. de Dist. de Energia

Vale Paranapanema S.A. (c) (e) .. 7.376 - 7.376 7.376Rede Com. de Energia S.A. (d) (e) .. 29.919 - 29.919 29.919Rede de Eletricidade e

Serviço S.A. (d) (e) ..................... 14.104 - 14.104 14.104Vale do Vacaria Açúcar e

Álcool S.A. (e) ............................. 10.040 - 10.040 10.040________ _____________ ________ _______Subtotal ........................................ 412.144 - 412.144 412.144________ _____________ ________ _______Total .............................................. 600.996 (78.294) 522.702 503.293________ _____________ ________ _______________ _____________ ________ _______(*) A taxa média é calculada considerando a despesa de amortização do exercício dividida pelo saldomédio anual do imobilizado.A mutação do intangível está demonstrada da seguinte forma:

Reversão/ 2008 Adições baixas Transferências 2009_______ ________ _________ _____________ _______

Em serviçoCustoGeração ............................. 255 - - 181 436Distribuição ........................ 25.882 - (4.727) 7.143 28.298Comercialização ................ 6.040 - - 1.093 7.133Administração .................... 91.315 - (441) 18.140 109.014_______ ________ _________ _____________ _______Subtotal ............................ 123.492 - (5.168) 26.557 144.881AmortizaçãoGeração ............................. (20) (39) - - (59)

Distribuição ........................ (7.970) (1.699) - - (9.669)Comercialização ................ (3.829) (764) - - (4.593)Administração .................... (50.730) (13.683) 441 (1) (63.973)_______ ________ _________ _____________ _______Subtotal ............................ (62.549) (16.185) 441 (1) (78.294)_______ ________ _________ _____________ _______Total em serviço .............. 60.943 (16.185) (4.727) 26.556 66.587_______ ________ _________ _____________ ______________ ________ _________ _____________ _______Em cursoGeração ............................. - 181 - (181) -Distribuição ........................ 17.259 17.851 (4.099) (7.293) 23.718Comercialização ................ 3.063 506 - (1.094) 2.475Administração .................... 9.884 25.999 (117) (17.988) 17.778_______ ________ _________ _____________ _______Total em curso ................. 30.206 44.537 (4.216) (26.556) 43.971_______ ________ _________ _____________ ______________ ________ _________ _____________ _______ÁgioCentrais Elétricas

Matogrossenses S.A. -CEMAT ........................... 123.276 - - - 123.276

QMRA - Participações S.A. 227.429 - - - 227.429Emp. de Dist. de Energia

Vale Paranapanema S.A. 7.376 - - - 7.376Rede Com de Energia S.A. 29.919 - - - 29.919Rede de Eletricidade

e Serviços S.A. ............... 14.104 - - - 14.104Vale do Vacaria Açúcar

e Álcool S.A. ................... 10.040 - - - 10.040_______ ________ _________ _____________ _______Total ágio .......................... 412.144 - - - 412.144_______ ________ _________ _____________ ______________ ________ _________ _____________ _______Total intangível ................ 503.293 28.352 (8.943) - 522.702_______ ________ _________ _____________ ______________ ________ _________ _____________ _______Faixas de servidões: são direitos de passagem para linhas de transmissão associadas à distribuiçãona área de concessão da Companhia e em áreas urbanas e rurais particulares, constituídos porindenização em favor do proprietário do i móvel. Como são permanentes, não há amortização.Direitos de uso: são licenças de direito de propriedade intelectual, constituídos por gastos realizados

com a aquisição das licenças e demais gastos com serviços complementares à utilização produtiva desoftwares. Tais itens são amortizados linearmente.Ágio: Em conformidade com o Ofício Circular/CVM/SNC/SEP nº 1/2009 de 30/1/2009, e OrientaçãoOCPC 02, os ágios foram amortizados até 31/12/2008 e a partir do exercício social de 2009, foi aplicadoo teste de recuperabilidade pelo Pronunciamento Técnico CPC 01.

21. FORNECEDORES Consolidado_______________________ 2009 2008__________ __________Circulante:Suprimento de energia elétrica:

Arapucel Indiavaí ............................................................................... - 393CURUA Energia ................................................................................. 8.638 -Light Energia e Serviços de Eletricidade ........................................... 2.867 6.363CEMIG ............................................................................................... 6.878 5.113Cia. de Geração de Energia Elétrica Tietê ......................................... 15.997 15.997CHESF ............................................................................................... 23.021 21.901Companhia Energética de São Paulo - CESP ................................... 12.343 10.619Rede Lajeado Energia S.A. ................................................................ 15.592 20.977Copel Geração S.A. ........................................................................... 11.945 11.571Duke Energy ...................................................................................... 3.427 3.610Eletram ............................................................................................... 691 1.135Eletrobrás........................................................................................... 81.455 61.183Eletronorte ......................................................................................... 27.541 23.810Furnas ................................................................................................ 24.336 33.238Global Energia Elétrica ...................................................................... 1.053 1.308CCEE - Câmara de Comercializ. de Energia ..................................... 2.172 5.630Itamarati Norte ................................................................................... - 6.473Enertrade Comercializadora de Energia ............................................ 4.266 7.139Empresa Operadora do Comércio Energético ................................... 4.483 -Apiacás Energia S.A. ......................................................................... 1.650 2.014Enerpeixe Energia S.A. ...................................................................... 10.729 9.716Rio do Sangue Energia S.A. .............................................................. 2.243 2.332

Socibe Energia S.A. ........................................................................... 2.086 2.226Isamu Ikeda Energia S.A.................................................................... 2.233 4.388Primavera Energia S.A. ...................................................................... 2.946 1.257Pantanal Energética ........................................................................... 3.608 -Buriti Energia ..................................................................................... 2.739 -Outras ................................................................................................ 32.518 26.601

Parcelamentos:Furnas ................................................................................................ - 34.060__________ __________

Subtotal ............................................................................................... 307.457 319.054__________ __________Compra de energia elétrica:

Energia livre - CCEE (a) .................................................................... 37.788 20.651Energia no curto prazo - CCEE ......................................................... 6.502 4.311__________ __________

Subtotal ............................................................................................... 44.290 24.962__________ __________Compra de combustível:

Petrobras ............................................................................................ 77.570 18.946__________ __________Subtotal ............................................................................................... 77.570 18.946__________ __________Encargos de uso da rede elétrica ......................................................... 51.179 34.063Materiais e serviços.............................................................................. 142.746 134.844Retenção contratual ............................................................................. 4.561 3.085__________ __________Total circulante ................................................................................... 627.803 534.954__________ ____________________ __________Não circulanteCompra de energia elétrica:

Energia livre - CCEE .......................................................................... 796 -Energia livre - CCEE (a) .................................................................... 3.115 14.453__________ __________

Total não circulante ............................................................................ 3.911 14.453__________ ____________________ __________(a) Vide nota explicativa nº 11.




continua

Consolidado______________________________________Moeda/indexador 2009 2008___________________ ______________________ R$ % R$ %__________ _________ __________ ________Moeda nacional:URTJLP .................................................................... 292.887 8,89 230.496 7,95UFIR ......................................................................... 379.029 11,50 328.801 11,34CDI ......................................................................... 2.086.641 63,31 1.900.948 65,57IGP-M ....................................................................... 10.011 0,30 19.316 0,67TJLP ......................................................................... 14.796 0,45 10.591 0,37TR ......................................................................... 5.086 0,15 - -Finel ......................................................................... 2.296 0,07 3.709 0,13Prefixado .................................................................. 463.605 14,07 390.159 13,46IPCA ......................................................................... 41.383 1,26 - -Poupança.................................................................. - - 4.034 0,13Selic - ........................................................................ - - 11.103 0,38__________ _________ __________ ________Subtotal ................................................................... 3.295.734 100,00 2.899.157 100,00__________ _________ __________ ________Moeda estrangeira:Dólar norte-americano.............................................. 1.292.140 81,45 1.510.819 93,19IENE ......................................................................... 294.306 18,55 110.396 6,81__________ _________ __________ ________Subtotal ................................................................... 1.586.446 100,00 1.621.215 100,00__________ _________ __________ ________Total ......................................................................... 4.882.180 4.520.372__________ ____________________ __________a. Os indexadores, base de atualização dos empréstimos e financiamentos apresentaram as seguintesvariações durante o trimestre:

Variação%_______________________ 2009 2008__________ __________URTJLP (Unidade de Referência - Taxa de Juros de Longo Prazo) .... 0,12 0,24TJLP (Taxa de Juros Longo Prazo) ...................................................... 6,12 6,25TR (Taxa Referencial) ........................................................................... 0,71 1,63CDI (Certificado de Depósito Interbancário) ........................................ 9,88 12,38Finel (Fundo de Financiamento da Eletrobrás) .................................... (0,35) 1,90IPCA (Índice Nacional de Preço ao Consumidor Amplo) ..................... (4,31) 9,81IGP-M (Índice Geral de Preços do Mercado) ....................................... (1,71) 9,81Poupança.............................................................................................. 6,92 7,90Selic ...................................................................................................... 9,92 12,48US$ (Dólar norte-americano) ............................................................... (25,49) 31,94Iene....................................................................................................... (27,10) 62,8923.3. Detalhamento dos empréstimos e financiamentosCompanhia:Moeda nacionala. BNDES: Contratos para investimentos em geração, transmissão, distribuição e comercializaçãode energia elétrica, sobre os quais incidem juros à taxa de 4% e 5% ao ano acima da TJLP, comvencimento final em setembro de 2016.Contrato de confissão, reescalonamento e consolidação de dívidas junto ao BNDES (Vide item a nodetalhamento dos empréstimos e financiamentos consolidado).b. Enermat: Assunção de dívida da controlada Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. - CEMAT

junto a Enermat Investimentos e Participações S.A. conforme instrumento de Assunção de Dívidafirmado em 12/8/2004, decorrente da operação de alienação da controlada indireta Itamarati NorteS.A. - Agropecuária, com amortização em 6 parcelas anuais, com vencimento final em julho de 2010 eatualizado pelo IGPM mais 6% ao ano.c. Capital de giro: Diversos contratos com taxas de juros entre 1,50% a.a. e 12,68% a.a. acrescidasde CDI e taxa pré-fixada de 18.45% a.a., com vencimento da última parcela ocorrendo emdezembro/2014.Dentro destas operações existem contratos com taxa de juros contratada de 1,50% a.a. e efetiva de2,55% a.a. que contemplam os custos de transação que são apropriados ao resultado mensalmente,conforme deliberação CVM nº 556/08. No ano de 2009 foram amortizados R$ 2.774.Os custos de transação a serem amortizados são:Vencimento Variação%_______________________________________________________ __________________2010...................................................................................................... 9502011...................................................................................................... 7402012...................................................................................................... 5322013...................................................................................................... 3212014...................................................................................................... 112__________________Total ..................................................................................................... 2.655____________________________________Moeda Estrangeiraa. Bônus Perpétuos - Emissão no valor original de US$ 575.000, sendo uma primeira emissãono montante de US$ 400.000 e uma segunda no montante de US$ 175.000 para colocação nomercado internacional junto a investidores estrangeiros qualificados, em conformidade com isençõesestabelecidas pela Securities Act of 1933 , conforme alterado, dos Estados Unidos da América, sema necessidade, portanto, da solicitação e obtenção de qualquer registro de distribuição no exterior,inclusive, perante a Securities Exchange Commission dos Estados Unidos da América. Os bônus foramemitidos com uma taxa de 11,125% ao ano, com pagamentos trimestrais, não possuindo data devencimento, e poderão, por opção da Companhia, serem resgatados a partir de 2/4/2012, em qualquerdata de pagamento de juros. Estes bônus são negociados na Luxembourg Stock Exchange (Bolsa deValor de Luxemburgo) e apresentam liquidez.Em junho/09 foram resgatados aproximadamente 13,64% dos bônus, representando US$ 78.404 dovalor de emissão, com deságio de 47,11%.Os títulos da Companhia eram negociados com um percentual de deságio de 23,50% em 31/12/2009e 59,75% em 31/12/2008.b. Instrumento financeiro passivo designado no reconhecimento inicial, como mensurado avalor justo por meio do resultadoA Companhia optou por designar o bônus perpétuo como mensurados a valor justo por meio doresultado. Tal designação deve ser feita no momento inicial, todavia, a Deliberação CVM nº 565/2008que trata da Adoção inicial da Lei 11.638/2007 e da Medida Provisória nº 449/2008 no seu item 6autoriza a Companhia a fazer a classificação na data de transição. O referido título quando consideradopelo custo apresenta uma inconsistência entre o reconhecimento do passivo pelo seu valor de face(emissão) e o valor efetivamente negociado, pelo qual a Companhia poderia recomprá-lo. O valor demercado, ou seja, o valor que o título está sendo negociado pode ser considerado como valor justo,pois os preços são divulgados e negociados em mercado ativo. Assim, não houve necessidade dautilização de modelos internos para sua precificação, pois os preços obtidos neste mercado podemser considerados adequados. O valor de face destes títulos somente será exigido na hipótese deinsolvência da Companhia, o que acaba não representando adequadamente o valor do passivo.Assim, a designação a valor justo destes títulos, por meio do resultado produz uma informação maisrelevante a respeito da posição patrimonial e financeira da Companhia, reduzindo a inconsistência demensuração, além de ser útil como base para avaliação de riscos e investimentos da Companhia.Consolidado:Moeda nacionala. BNDES - substancialmente representados por contratos relacionados às seguintes finalidades:• Empréstimos obtidos pela Controlada direta ENERSUL, destinados a financiamento de obras, sobreos quais incidem juros a taxa de 6,30% a. a. acima da URTJLP, com vencimento final em junho/2012.Operação contratada através do Banco Alfa.• Reestruturação financeira: Assunção pela Controladora R ede Energia S.A. em 30/11/2006 conformeDecisão nº DIR1005/2006-BNDES, das dívidas da EEVP e da DENERGE, decorrentes dos contratosde financiamentos nº 97.2.514.31 (EEVP), 03.2.398.3.1 (DENERGE); 04.2.179.3.1 (DENERGE) e dosubcrédito “D” (/047)do Contrato de Financiamento nº 98.2.022.3.1(EEVP), no montante total de R$201.842, bem como sua consolidação e reescalonamento, conforme condições abaixo:Subcrédito “B”: R$ 185.014Subcrédito “C”: R$ 16.828

Prazos de amortização:Subcréditos “B” e “C”: em 40 prestações trimestrais, com a seguinte progressividade: 15% em 12prestações trimestrais e sucessivas, cada uma no valor do principal vincendo deste percentual, divididopelo número dessas prestações de amortização ainda não vencidas, vencendo-se a primeira em15/12/2006 e a última em 15/9/2009;85% em 28 prestações trimestrais e sucessivas, cada uma no valor do principal vincendo destepercentual, dividido pelo número dessas prestações de amortização ainda não vencidas, vencendo-sea primeira em 15/12/2009 e a última em 15/9/2016;Juros para Subcréditos “B”:4% ao ano acima da Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP; juros exigíveis com relação ao Subcrédito“B”, trimestralmente, a partir 15/12/2006, juntamente com as prestações do principal.Juros para Subcréditos “C”:5% ao ano acima da Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP; juros exigíveis trimestralmente, a partir de15/12/2006, e juntamente com as prestações do principal.Garantias: penhor de ações das controladas e controladoras.b. Eletrobrás - substancialmente representados por contratos relacionados às seguintes finalidades:• Programas Luz no Campo e Luz para Todos, com maior representatividade nas controladas CELPA,CEMAT, CELTINS e ENERSUL, nos montantes de R$ 219.930, R$ 367.340, R$ 36.340 e R$ 67.745,respectivamente em 31/12/2009, todos com prazo de carência de 24 meses e prazo de amortizaçãoem 120 meses acrescidos de taxas de juros entre 5% a.a. e 7,18% a.a., com amortização mensal.• Programas tomados para expansão dos sistemas de geração, transmissão, distribuição ecomercialização, na controlada CEMAT, cujo montante em 31/12/2009 é de R$ 2.918. O contrato inicialé datado de 1/7/1996 e a data de vencimento do último contrato ocorrerá em agosto/2022, com taxasde juros que variam de 6% a 9,5% a.a., mais a variação do Finel. Todos os contratos com carênciade 2 anos.• IRD’s (Instrumento de Reconhecimento de Débito) - Recursos oriundos de repasse do GovernoFederal, que constitui financiamento do Fundo Federal de Eletrificação à Concessionária na controladaENERSUL, cujo montante em 31/12/2009 é de R$ 6.889, com amortização em 80 parcelas trimestraisiguais e taxa de juros de 8% a.a. e término em maio/2022.c. Finame

Investimentos no sistema de transmissão, distribuição e comercialização nas controladas CELPA,CEMAT, CELTINS, nos montantes de R$ 5.407, R$ 4.614 e R$ 3.586, respectivamente em 31/12/2009,com taxas de juros entre 3,70% e 4,55% a.a., mais a variação da URTJLP, a forma de amortização émensal e com vencimento da última parcela ocorrendo em setembro/2013.d. Arrendamento MercantilContratos de arrendamento mercantil em moeda nacional, com taxas que variam de 1,05% a 4,28%a.a acrescido de CDI, amortização mensal e vencimento da última parcela em outubro/2013. A dívidatotal dos contratos de arrendamento mercantil em 31/12/2009 é de R$ 22.509 e seu valor correspondeao valor presente nesta data.Os valores de pagamentos futuros estão distribuídos da seguinte forma:Vencimento Saldos_______________________________________________________ __________________2010...................................................................................................... 6.2532011...................................................................................................... 13.3202012...................................................................................................... 2.3772013...................................................................................................... 559__________________Total ..................................................................................................... 22.509____________________________________e. Capital de giroCaptação com taxas de juros entre 1,21% e 20,27% a.a. acrescidas de CDI, IPCA, TR e IRP e taxapré-fixada de 18.45% a.a., com vencimento da última parcela ocorrendo em setembro/2018. Dentrodestas operações existem contratos com taxa de juros contratada de 1,50%, 1,60% e 2,50% a.a. eefetiva de 2,55%, 1,88% e 3,11% a.a. respectivamente, que contemplam os custos de transação, quesão apropriados ao resultado mensalmente, conforme deliberação CVM nº 556/08. Em 2009 foramamortizados R$ 8.575.Os custos de transação a serem amortizados são:Vencimento Saldos_______________________________________________________ __________________2010...................................................................................................... 7.0022011...................................................................................................... 5.9732012...................................................................................................... 4.9212013...................................................................................................... 3.840

2014...................................................................................................... 2.8112015...................................................................................................... 2.0582016...................................................................................................... 1.4472017...................................................................................................... 8262018...................................................................................................... 215__________________Total ..................................................................................................... 29.093____________________________________f. InvestimentosA Controlada CEMAT firmou contratos de empréstimo cujos recursos destinam-se para investimentosconforme abaixo:• Contrato, empréstimo ponte com o Bradesco, assinado em julho/2007, com a finalidade de construçãode LT´s e ampliação de SE´s, conforme elenco de obras sub-rogados com recursos da CCC através daresolução 146, de 14/2/2005, com taxas de juros de 2,0% a.a. mais a variação de CDI, com pagamentosde juros ocorrendo em abril, agosto e outubro de 2008, e amortização das parcelas de principal maisencargos em 42 meses vencendo a primeira em janeiro/2009 a última em junho/2012.• Contrato, empréstimo ponte com o Banco Santander, assinado em março/2008, com a finalidade deconstrução de LT´s e ampliação de SE´s, com taxas de juros de 1,5% a.a. mais a variação de CDI, coma amortização das parcelas de principal e encargos em 48 meses vencendo a primeira em janeiro/2009a última em dezembro/2012.• Contrato, empréstimo ponte com o ITAÚ BBA, assinado em dezembro/2008, com a finalidade deInterligação da região de Juruena ao Sistema Interligado Nacional - SIN, com taxas de juros de 4,4%a.a. mais a variação de CDI, sendo efetuado pagamento único para quitação em junho/2010, no valorR$ 40.000 mil.A Controlada Enersul em novembro de 2001 firma contrato para financiamentos de obras com recursosdo FCO - Fundo Constitucional do Centro Oeste, através do Banco do Brasil, sendo liberado R$ 30.000,a ser amortizado em 108 parcelas mensais iguais consecutivas, com juros de 11,20% ao ano e términoem novembro de 2013, com garantias em aval da controladora e interveniência bancária.

g. Custo de transaçãoRefere-se a despesas incorridas na obtenção de empréstimos e financiamentos, pagas antecipadamentee apropriadas mensalmente ao resultado pela taxa efetiva de juros, em atendimento a DeliberaçãoCVM nº 556/08.Moeda estrangeiraa. Notes Units - As controladas Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA e Centrais ElétricasMatogrossenses S.A. - CEMAT, efetuaram uma emissão de US$ 100.000 em 14/2/2006, sendoUS$ 50.000 de responsabilidade da CELPA e US$ 50.000 da CE MAT. As “Notes Units”, assim definidas,terão prazo total para liquidação de 6 anos, sendo 3 anos de carência e 3 anos para amortização doprincipal. Em agosto de 2007, as Companhias anteciparam pagamentos no montante de U S$ 31.899,correspondente a R$ 61.231 para cada empresa.O custo da captação foi 9,5% ao ano, acrescido da variação cambial, com pagamento de jurossemestrais. A operação tem uma taxa efetiva de juros de 10,065% a.a.. Esta taxa contempla os custosde transação que são apropriados ao resultado mensalmente, conforme a Deliberação CVM nº 556/08. Em 2009 foram amortizados R$ 488 referente a custos de transação.Os custos de transação a serem amortizados são:Vencimento Saldos_______________________________________________________ __________________2010...................................................................................................... 2322011...................................................................................................... 1692012...................................................................................................... 20__________________

Total ..................................................................................................... 421____________________________________Cabe acrescentar que o montante do principal dessa operação foi protegido contra as oscilações davariação cambial, por meio de instrumentos derivativos em reais.b. BID - A Controlada C entrais Elétricas Matogrossenses S.A. - CEMAT, em junho/06, toma empréstimos

junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID. Entre os anos de 2006 a 2008 foramliberados US$ 114.500 dos recursos dos empréstimos aprovados. Do total liberado, US$ 75.000 sãoprovenientes de recursos próprios do BID (denominados como “A Loan” ou parte “A”) e US$ 39.500 sãoprovenientes de um sindicato de bancos (club deal) composto pelo Banco Société Générale e BancoItaú Europa, ou parte “B”. A parte “A” do financiamento terá o prazo total nove anos para liquidação,sendo três anos de carência e mais seis para amortização do principal. A parte “B” terá o prazo totalde seis anos para liquidação, sendo três anos de carência e mais três anos para amortização. Asamortizações tanto do principal quanto dos encargos serão trimestrais. O custo da parte “A” é de Liboracrescida de spread de 4,3% a.a. e a parte “B” de Libor acrescida de spread de 3,9% a.a. mais variaçãocambial. O principal da operação foi protegido contra as oscilações da variação cambial (Swap) a taxasque variam entre 4,2% a 5,3% a.a. acrescido de IGPM.c. BID - A Controlada Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA, em junho/2006, assinou contrato deUS$ 135.000 provenientes de empréstimos aprovados pelo Banco Interamericano de Desenvolvimento(BID), sendo US$ 75.000 provenientes de recursos próprios do BID (denominados como “A Loan” , ouparte “A”); e US$ 60.000 de um sindicato de bancos (club deal) composto pelo Banco Société Généralee Banco Itaú Europa, ou parte “B”. A parte “A” do financiamento terá o prazo total de 9 (nove) anospara liquidação, sendo 3 (três) anos de carência e mais 6 (seis) para amortização do principal. A parte“B” terá o prazo total de 6 (seis) anos para liquidação, sendo 3 (três) anos de carência e mais 3 (três)anos para amortização. As amortizações serão pagas trimestralmente e durante o período de carênciaocorrerão pagamentos trimestrais dos encargos. O custo da parte “A” é de Libor acrescida de spread de 9,8% a.a. e a parte “B” de Libor acrescida de spread de 9,4% a.a.. O principal referente a primeiraliberação da operação foi protegido contra as oscilações da variação cambial (Swap) a taxas quevariam entre 4,2% e 5,5% a.a acrescidos de IGPM.d. BID - A Controlada Cia. de Energia Elétrica do Estado do Tocantins - CELTINS, em abril/2007,toma empréstimos junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento - BID, sendo liberados US$

80.000 dos recursos dos empréstimos aprovados. Do total liberado, US$ 60.000 são provenientes derecursos próprios do BID (denominados como “A Loan” ou parte “A”) e US$ 20.000 são provenientesde um sindicato de bancos (club deal) composto pelo Banco Société Générale e Banco Itaú Europa,ou parte “B”. A parte “A” do financiamento terá o prazo total nove anos para liquidação, sendo três anosde carência e mais seis para amortização do principal. A parte “B” terá o prazo total de seis anos paraliquidação, sendo três anos de carência e mais três anos para amortização. As amortizações tanto doprincipal quanto dos encargos serão trimestrais. O custo da parte “A” é de Libor trimestral acrescidade spread de 3,7% a.a. e a parte “B” de Libor acrescida de spread de 3,3% a.a. mais variação cambial.60% do principal foi protegido contra as oscilações da variação cambial (Swap) a taxas que variamentre 0,80% e 0,82% do CDI contra dólar a taxa de R$ 1,7070.e. Tesouro nacional - reestruturação de dívida externa, nas controladas CEMAT e CELPA eENERSUL, como segue:CEMAT: acordos estruturados em 18/3/1998 e 22/9/1999, com taxas de juros que variam de 6,02% a8,20% a.a., mais taxa Libor semestral e variação cambial. O vencimento da última parcela ocorrerá emabril/2024. A forma de amortização é semestral.CELPA: acordo estruturado em 31/12/1997, com taxas de juros que variam de 4,3% a 11% a.a., maistaxa Libor semestral e variação cambial. O vencimento da última parcela ocorrerá em abril/2024.A forma de amortização é semestral e final.ENERSUL: acordo estruturado em março de 1997, com taxas de juros que variam de 6,20% a 8,20%a.a., mais taxa Libor acrescida de 0,81% a 0,88% a.a e variação cambial. O vencimento da últimaparcela ocorrerá em abril/2024. A forma de amortização é semestral.f. Capital de giro - Captação em Iene pelas controladas CELPA e CEMAT com taxa de juros de 6,38%a.a. e variação cambial ocorrendo o último vencimento em fevereiro/2010.g. Arrendamento mercantil - Contrato efetuado pelas controladas CEMAT e CELPA junto ao BancoGE, com taxa de 2,25% a 3,50% a.a. acrescido de Libor trimestral, amortização trimestral e vencimentoda última parcela em novembro/2013 e, contrato efetuado pela controlada CELTINS junto a RaytheonAircraft Corporation. Com taxa de 3,53% a.a. mais Libor tri mestral, amortização trimestral e vencimentoda última parcela em setembro/2012. A dívida total dos arrendamentos mercantis em 31/12/2009 é deR$ 5.421 e seu valor corresponde ao valor presente nesta data.

Os valores de pagamentos futuros estão distribuídos da seguinte forma:Vencimento Saldos_______________________________________________________ __________________2010...................................................................................................... 2.3382011...................................................................................................... 9482012...................................................................................................... 1.6482013...................................................................................................... 487__________________Total ..................................................................................................... 5.421____________________________________23.4. GarantiasOs empréstimos, financiamentos estão garantidos por alienação fiduciária dos bens financiados,notas promissórias, avais dos acionistas controladores e receitas futuras de fornecimento de energiaelétrica.23.5. Vencimentos das parcelas do não circulante (principal e encargos)

Companhia_____________________________________________________2009 2008___________________________________________ ________

Ve nc ime nto Mo eda n aci ona l M oe da es tra nge ir a Tot al Tot al_______ _______ ________ ____ _______ ________ ____________________ _________ _________2010 ........................................... - - - 79.2392011 ........................................... 87.134 - 87.134 60.4802012 ........................................... 44.782 - 44.782 44.7532013 ........................................... 44.782 - 44.782 44.7532014 ........................................... 44.782 - 44.782 44.7532015 ........................................... 24.782 - 24.782 24.7522016 ........................................... 18.587 - 18.587 18.564____ _______ ____ ____________________ _________ _________Subtotal ..................................... 264.849 - 264.849 317.294____ _______ ____ ____________________ _________ _________Bônus perpétuo .......................... - 864.673 864.673 1.343.775Marcação a mercado .................. - (203.198) (203.198) (802.906)____ _______ ____ ____________________ _________ _________Total ........................................... 264.849 661.475 926.324 858.163____ _______ ____ ____________________ _________ _____________ _______ ____ ____________________ _________ _________

Consolidado_____________________________________________________2009 2008___________________________________________ ________

Ve nc ime nto Mo eda n aci ona l M oe da es tra nge ir a Tot al Tot al_______ _______ ________ ____ _______ ________ ____________________ _________ _________2010 ........................................... 613.383 152.764 766.147 562.3832011 ........................................... 488.448 127.741 616.189 575.6552012 ........................................... 313.991 74.447 388.438 539.3182013 ........................................... 244.974 72.449 317.423 335.8482014 ........................................... 181.818 48.469 230.287 285.7312015 ........................................... 171.484 11.231 182.715 193.1532016 ........................................... 146.465 - 146.465 138.5582017 ........................................... 101.214 - 101.214 104.8092018 ........................................... 30.326 - 30.326 80.3122019 ........................................... 10.749 - 10.749 19.9202020 ........................................... - - - 7.285Após 2020 .................................. 7.338 77.313 84.651 113.634____ _______ ____ ____________________ _________ _________Subtotal ..................................... 2.310.190 564.414 2.874.604 2.956.606____ _______ ____ ____________________ _________ _________Bonus Perpétuo .......................... - 864.673 864.673 1.343.775Marcação a Mercado .................. - (203.198) (203.198) (802.906)____ _______ ____ ____________________ _________ _________Total ........................................... 2.310.190 1.225.889 3.536.079 3.497.475____ _______ ____ ____________________ _________ _____________ _______ ____ ____________________ _________ _________23.6. Movimentação de empréstimos, financiamentos

Companhia_______________________________________Circulante Não circulante__________________ ___________________

Principal Encargos Principal Encargos________ ________ ________ ________Moeda nacional_______________________________________

Saldo em 31 de dezembro de 2008 .................... 196.915 12.600 309.666 4.973________ ________ ________ ________Ingressos ............................................................... 532.546 - 46.926 -Encargos ............................................................... - 72.222 - 1.555

Variação monetária................................................ 37 (31) 200 (34)Transferência ......................................................... 91.943 9.149 (91.943) (9.149)Amortizações......................................................... (691.050) (85.315) - -Ingressos de custo da transação ........................... - (1.717) - -Transferência de custo da transação ..................... - (950) - 950Apropriação de custo da transação ....................... - 2.774 - -________ ________ ________ ________Saldo em 31 de dezembro de 2009 .................... 130.391 8.732 264.849 (1.705)________ ________ ________ ________

Moeda estrangeira_______________________________________Saldo em 31 de dezembro de 2008 .................... - - 540.869 -________ ________ ________ ________Encargos ............................................................... - 136.813 - -Variação cambial ................................................... - (2.525) (325.704) -Amortizações......................................................... - (134.288) (153.397) -Marcação a mercado ............................................. - - 599.707 -________ ________ ________ ________Saldo em 31 de dezembro de 2009 .................... - - 661.475 -________ ________ ________ ________Saldo total em 31 de dezembro de 2009 ............ 130.391 8.732 926.324 (1.705)________ ________ ________ ________________ ________ ________ ________

Consolidado_______________________________________Circulante Não circulante__________________ ___________________

Principal Encargos Principal Encargos________ ________ ________ ________Moeda nacional_______________________________________

Saldo em 31 de dezembro de 2008 .................... 779.091 53.876 2.036.526 (5.121)________ ________ ________ ________Ingressos ............................................................... 902.694 - 975.307 -Encargos ............................................................... - 337.568 - 11.174Variação monetária................................................ 2.148 (53) 1.921 (34)Transferências ....................................................... 730.101 7.239 (726.201) (11.139)Amortizações......................................................... (1.491.251) (342.846) (52) -

Ingressos de custo da transação ........................... - (1.717) - (1.164)Transferência de custo da transação ..................... - (6.773) - 6.773Amortização de custo da transação ...................... - 8.574 - -________ ________ ________ ________Saldo em 31 de dezembro de 2009 .................... 922.783 55.868 2.287.501 489________ ________ ________ ________

Moeda estrangeira_______________________________________Circulante Não circulante__________________ ___________________

Principal Encargos Principal Encargos________ ________ ________ ________Saldo em 31 de dezembro de 2008 .................... 170.605 11.823 1.438.262 (385)________ ________ ________ ________Ingressos ............................................................... - - 49.790 -Encargos ............................................................... - 190.287 - -Variação cambial ................................................... (58.181) (4.208) (536.004) -Transferências ....................................................... 173.795 (1.326) (172.469) -Amortizações......................................................... (137.777) (188.183) (153.397) -Marcação a Mercado ............................................. - - 599.707 -Transferência de custo da transação ..................... - (164) - 164Amortização de custo da transação ...................... - 488 - -________ ________ ________ ________Saldo em 31 de dezembro de 2009 .................... 148.442 8.717 1.225.889 (221)________ ________ ________ ________Saldo total em 31 de dezembro de 2009 ............ 1.071.225 64.585 3.513.390 268________ ________ ________ ________________ ________ ________ ________23.7. Condições restritivasDeterminados contratos de empréstimos e financiamentos estão sujeitos a certas condições restritivase contemplam cláusulas que requerem que a Companhia e suas controladas mantenham determinadosíndices financeiros dentro de parâmetros pré-estabelecidos.No entendimento da Administração da Companhia e suas controladas, essas condições restritivas ecláusulas vêm sendo adequadamente atendidas.

24. DEBÊNTURES24.1. Movimentação

Companhia e consolidado_____________________________________Circulante Não circulante__________ ________________________Encargos Principal Encargos__________ __________ __________

Moeda nacional_____________________________________Saldo em 31 de dezembro de 2008 ................... - - -__________ __________ __________Ingressos .............................................................. - 370.000 -Encargos .............................................................. 854 - -Ingressos de custo da transação .......................... - - (2.679)Transferência de custo da transação .................... (728) - 728Amortização de custo da transação ..................... 14 - -__________ __________ __________Saldo em 31 de dezembro de 2009 ................... 140 370.000 (1.951)__________ __________ __________24.2. Detalhamento das debênturesDistribuição pública de 370.000 (trezentas e setenta mil) debêntures simples, não conversíveisem ações, todas nominativas e escriturais, da espécie quirografária com garantia fidejussória, emsérie única, de emissão da Rede Energia S.A. com valor nominal de R$ 1 perfazendo o montantede R$ 370.000. A emissão foi aprovada em reunião do Conselho de Administração realizada em

23/10/2009 e a oferta foi registrada na CVM em 22/12/2009, sob o nº CVM/SER/DEB/2009/025.A remuneração das debêntures é de CDI mais 3,40% a.a., e o pagamento será feito semestralmente,sendo que o primeiro pagamento ocorrerá em junho/2010 e o último pagamento em dezembro/2014A amortização das debêntures será realizada e 6 (seis) parcelas semestrais iguais no valor deR$ 61.666, sendo que o primeiro vencimento ocorrerá em junho/2012 e a última em dezembro/2014.Esta operação tem taxa efetiva é de 3,697% a.a em função dos custos de transação pagosantecipadamente e apropriados ao resultado mensalmente, conforme deliberação CVM nº 556/08.No ano de 2009 foram amortizados R$ 14.Os custos de transação a serem amortizados são:Vencimento Saldos_______________________________________________________ __________________2010...................................................................................................... 7142011...................................................................................................... 7142012...................................................................................................... 6502013...................................................................................................... 4142014...................................................................................................... 173__________________Total ..................................................................................................... 2.665____________________________________

25. TAXAS REGULAMENTARESConsolidado_______________________

2009 2008__________ __________Circulante_______________________

Quota de Reserva Global de Reversão - RGR..................................... 7.674 6.761Compensação financeira utilização recursos hídricos ......................... 254 273Programa incentivo fontes alternativas energia - Proinfa ..................... 15.212 2.214Quota da Conta de Consumo de Combustível - CCC .......................... 30.816 19.430Taxa de fiscalização - ANEEL .............................................................. 1.068 924Conta Desenvolvimento Energético - CDE........................................... 10.238 10.586Outras ................................................................................................... 544 576__________ __________

Total ..................................................................................................... 65.806 40.764__________ ____________________ __________

26. OBRIGAÇÕES DO PROGRAMA DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICAO contrato de concessão das controladas estabelece a obrigação de aplicar anualmente o montantede 1% da receita operacional líquida, em ações que tenham como objetivo o combate ao desperdíciode energia elétrica e o desenvolvimento tecnológico do setor elétrico. Esse montante é destinado aosProgramas de Eficiência Energética e Pesquisa e Desenvolvimento, a ser recolhido ao Fundo Nacionalde Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) e ao Ministério de Minas e Energia (MME).A participação de cada um dos programas está definida pelas Leis nº 10.848 e nº 11.465, de 15/3/2004e 28/3/2007, respectivamente.

Consolidado_______________________ 2009 2008__________ __________CirculanteFundo Nacional Desenvolvimento Científico Tecnológico - FNDCT ..... 1.633 8.219Ministério de Minas e Energia - MME................................................... 866 4.132Instituições de pesquisa ....................................................................... 30.038 33.000Programa de Eficiência Energética - PEE ............................................ 58.171 40.219__________ __________Total ..................................................................................................... 90.708 85.570__________ ____________________ __________Não circulantePesquisa e desenvolvimento científico e tecnológico ........................... 32.506 24.722Programa de Eficiência Energética - PEE ............................................ 42.058 28.130__________ __________Total ..................................................................................................... 74.564 52.852__________ ____________________ __________A atualização das parcelas referentes aos Programas de Eficiência Energética e Pesquisa eDesenvolvimento é efetuada pela taxa de juros SELIC, de acordo com as Resoluções NormativasANEEL nº 176, de 28/11/2005, nº 219, de 11/4/2006, nº 300, de 12/2/2008 e nº 316, de 13/5/2008, eOfício Circular nº 1644/2009-SFF/ANEEL, de 28/12/2009.Por meio da Resolução Normativa nº 233, de 24/10/2006, com validade a partir de 1/1/2007, a ANEELestabeleceu novos critérios para cálculo, aplicação e recolhimento dos recursos do programa deeficiência energética. Entre esses novos critérios, foram definidos os itens que compõem a base decálculo das obrigações, ou seja, a receita operacional líquida e o cronograma de recolhimento aoFNDCT e ao MME.A realização das obrigações com o programa de eficiência energética e pesquisa e desenvolvimento,através da aquisição de ativos imobilizados tem como contrapartida o saldo de obrigações especiais.As informações gerais sobre o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico do Setor deEnergia Elétrica estão disponíveis no site www.redenergia.com.

27. OBRIGAÇÕES ESTIMADASConsolidado_______________________

2009 2008__________ __________Provisões sobre folha de pagamento ................................................... 27.539 30.096Provisão de impostos sobre folha de pagamento................................. 8.268 8.767Imposto de renda.................................................................................. - 35Contribuição social ............................................................................... - 21__________ __________Total ..................................................................................................... 35.807 38.919__________ ____________________ __________

28. PROVISÃO PARA PASSIVOS CONTINGENTES E DEPÓSITOS JUDICIAISEstá representada da seguinte forma:

2009 2008________________________________ ________________________________Provisão Provisão____________________ ____________________

No Saldo Depósitos No Saldo DepósitosConsolidado exercício acumulado judiciais exercício acumulado judiciais_______________________ ________ ____________ __________ ________ ____________ __________Cíveis - Consumidores (a) ... (8.367) 15.302 18.139 16.091 23.669 16.333Trabalhistas (b) .................... (9.322) 29.871 60.684 26.365 39.193 51.217Fiscais: (c)

COFINS ............................ - - 3.149 - - 3.149PIS .................................... 67 45.851 46.749 45.784 45.784 46.747Imposto de renda.............. - - 1.963 - - 2.100Contribuição social ........... - - 40 - - 39Previdência social............. - - 3.190 - - 3.275ICMS................................. (733) - 5.139 733 733 3.892Outros ............................... - - 815 - - 403____ ____ ____________ __________ ____ ____ ____________ __________

Subtotal.............................. (666) 45.851 61.045 46.517 46.517 59.605____ ____ ____________ __________ ____ ____ ____________ __________Total.................................... (18.355) 91.024 139.868 88.973 109.379 127.155____ ____ ____________ __________ ____ ____ ____________ ______________ ____ ____________ __________ ____ ____ ____________ __________

Cíveis Trabalhistas Fiscais Total_________ ___________ _________ _________Saldo no início do exercício ........................ 23.669 39.193 46.517 109.379Constituição .................................................... 7.182 5.847 120 13.149Baixas/reversão .............................................. (15.549) (15.190) (786) (31.525)Atualização ..................................................... - 21 - 21_________ ___________ _________ _________Saldo no final do exercício .......................... 15.302 29.871 45.851 91.024_________ ___________ _________ __________________ ___________ _________ _________Contingências passivas:Possível (d)..................................................... 42.390 28.526 31.123 102.039(a) As ações judiciais de natureza cível referem-se, em sua grande maioria, a discussões sobre o valorde contas de energia elétrica, em que o consumidor requer a revisão ou o cancelamento da fatura; àcobrança de danos materiais e morais pelo consumidor, decorrentes da suspensão do fornecimentode energia elétrica por falta de pagamento, por irregularidades nos medidores de energia elétrica oudecorrentes de variações na tensão elétrica ou de falta momentânea de energia; bem como ações emque consumidores pretendem a devolução de valores, em razão do aumento das tarifas de energiadeterminado pelas Portarias nº 38 e nº 45/1986, do extinto Departamento Nacional de Águas e EnergiaElétrica - DNAEE, no período de congelamento de preços do Plano Cruzado.(b) As ações judiciais de natureza trabalhista referem-se, de maneira geral, a discussões de ex-empregados pretendendo recebimento de horas extras, de adicional de periculosidade, horas desobreaviso, indenizações por danos decorrentes de acidente no trabalho, bem como ações de ex-empregados de prestadores de serviços contratados pelas companhias reclamando responsabilidade

solidária por verbas rescisórias.• Foram provisionadas as contingências representadas pelas citadas ações judiciais cíveis e trabalhistascom chances prováveis de perda pelas companhias, conforme avaliação de seus advogados.De maneira geral, estimamos em cerca de 3 a 5 anos, em média, o prazo para que as referidasações com chances prováveis de perda tenham julgamento final e haja o efetivo desembolso pelascompanhias dos valores provisionados, na hipótese das Companhias serem vencidas nas ações.(c) Em setembro de 2009, a Companhia e suas Controladas aderiram ao Parcelamento instituídopela Lei 11.941/2009, que dispõe sobre o parcelamento de débitos junto à Receita Federal do Brasile Procuradoria-Geral da Fazenda Nacional, incluindo no referido parcelamento o saldo remanescentede parcelamentos anteriores. Referido Parcelamento proporcionou redução de multas e juros de mora,bem como facultou a utilização de créditos decorrentes de prejuízo fiscal e de base negativa da CSLL.(vide nota explicativa nº 21).Na controlada CEMAT, está em curso processo administrativo decorrente de Auto de Infração eImposição de Multa - AIIM nº 16741001600003200516, processo nº 16/06, em trâmite perante aAgência Fazendária de Cuiabá/MT, referente a (i) suposto crédito indevido do diferencial de alíquotade ICMS relativo à aquisição de mercadorias destinadas ao ativo permanente da empresa, (ii)suposto crédito indevido de ICMS incidente na compra de óleo diesel objeto de subsídio financeiro.As infrações têm probabilidade de perda remota. Se a Companhia não sair vencedora nesse processoadministrativo, ingressará com ação judicial para anular o referido auto de infração.A Controlada CELTINS sofreu autuação pela Secretaria da Receita Federal, com a aplicação demulta isolada por alegada compensação de tributos de forma não autorizada pela legislação. Foramapresentados impugnação e recurso que aguardam julgamento na esfera administrativa e estimamosem aproximadamente 3 anos o julgamento. Caso a decisão na esfera administrativa seja desfavorável,a Controlada ingressará com ação judicial visando à anulação da referida autuação.A Controlada EEB sofreu autuação pela Secretaria da Receita Federal, em razão de considerardedutíveis determinadas despesas financeiras decorrentes de empréstimos financeiros. Foiapresentada impugnação que aguarda julgamento na esfera administrativa e estima-se emaproximadamente 3 anos a decisão final administrativa. Após apresentados todos os recursos, casoa decisão final na esfera administrativa seja desfavorável, a Controlada ingressará com ação judicial

visando à anulação da autuação.As ações judiciais de natureza tributária da Controlada ENERSUL possuem depósito judicial. Dentreelas, destaca-se a ação sobre PIS, que discute a inconstitucionalidade de sua cobrança, em vista dodisposto no parágrafo 3º do artigo 155 da Constituição Federal, cujo valor também está depositado

judicialmente.(d) As Controladas também apresentaram os valores de suas contingências passivas cujas chancesde êxito são possíveis. Por entendermos razoáveis as chances de êxito, não houve provisionamentodos referidos valores e, caso as referidas contingências venham a representar perda, estimamos emcerca de 3 a 5 anos, em média, o prazo para que haja o desembolso pelas Controladas.

29. INDENIZAÇÃO TRABALHISTACirculante Não circulante_________________________ _________________________

Plano PlanoVencimento Bresser PCCS Total Bresser PCCS Total____ _______ ____ _______ ____ __ ___ ____ _ _______ __________ ________ _______ __________2010 ............................................... 62.546 18.750 81.296 - - -2011 ............................................... - - - 61.065 18.750 79.8152012 ............................................... - - - 83.373 18.750 102.123Ajuste a valor presente (a) ............. (3.427) (1.245) (4.672) (19.871) (4.782) (24.653)_______ _ _______ __________ ____ ____ _______ __________Total............................................... 59.119 17.505 76.624 124.567 32.718 157.285_______ _ _______ __________ ____ ____ _______ _________________ _ _______ __________ ____ ____ _______ __________(a) A Companhia procedeu ao cálculo do AVP projetando as parcelas da dívida pela taxa INPC/IBGEe descontando pela taxa SELIC projetada segunda a expectativa apresentada no boletim FOCUS.Foi elegida a taxa SELIC projetada como taxa de desconto por se considerar que está reflete os juroscompatíveis com a natureza, riscos da dívida, levando em conta as taxa de mercado praticados nadata da transição da Lei nº 11.638/07. Tendo em vista a natureza e complexidade dos cálculos daindenização, a divulgação do fluxo de caixa e sua temporalidade foram omitidas, uma vez que o efeitolíquido do AVP não é relevante.




continua

Plano BresserEm 21/12/2004 a CELPA e o Sindicato dos Trabalhadores nas Indústrias Urbanas do Estado do Paráfirmaram acordo referente à ação judicial que transitava na 4ª Vara Trabalhista de Belém do Pará,movida pelo Sindicato que pleiteava 26,06% de reajuste sobre os salários congelados em junho de1987, denominados Plano Bresser, homologado em todos os termos da petição.O valor homologado no acordo corresponde ao montante de R$ 370.000, sujeito à atualização pelavariação acumulada do INPC/IBGE, pagáveis mensalmente até 25/8/2012.No exercício de 2009 o impacto no resultado da Companhia relativo à atualização monetária foi deR$ 9.823 (R$ 16.937 em 2008).Plano de Classificação de Cargos e Salários (PCCS)Em 18/12/2008 foi homologado o acordo entre a CELPA e o Sindicato dos Trabalhadores nas IndústriasUrbanas do Estado do Pará referente à ação judicial que transitava na 12ª Vara Trabalhista de Belémdo Pará, movida pelo Sindicato que pleiteava a anulação das alterações feitas na estrutura do P lano deClassificação de Cargos e Salários (PCCS), homologados em todos os termos da petição.O valor homologado no acordo corresponde ao montante de R$ 75.000, sujeito a atualização anualpela variação acumulada do INPC/IBGE nos doze meses anteriores, pagáveis mensalmente até20/12/2012.

30. OUTROS PASSIVOSConsolidado_____________________________________


Convênios de arrecadação....................................... 4.881 3.205 - -Taxa de iluminação pública ...................................... 37.025 15.148 - -Conta paga em duplicidade ...................................... 10.212 8.207 - -Adiantamento de consumidores ............................... 14.908 11.837 21.280 9.453ELETROBRÁS - principal e juros empréstimo

compulsório ........................................................... 852 850 - -Encargos tarifários (a) .............................................. 6.864 7.237 - -Aquisição de acervo ................................................. 56 56 2.937 2.937Reserva para reversão/amortização (b) ................... - - 7.324 7.324Operações com swap ............................................... - - 346.790 183.773Ajuste à Lei 11.638/07 .............................................. - - 2.437 12.644Rede Lajeado Energia S.A. ...................................... 124 2.959 28.863 26.526Juruena Energia S.A. ................................................ - - 3.590 -C. R. Almeida S.A. - Engenharia e Construções (c) . 18.210 - 31.576 -Entidades seguradoras............................................. 4.977 2.750 - -Outros credores ........................................................ 10.656 5.710 2.530 -Outros ....................................................................... 6.258 15.931 20.573 25.342_________ _________ _________ _________Total......................................................................... 115.023 73.890 467.900 267.999_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________(a) Refere-se a encargos de capacidade emergencial no consolidado e encargos de aquisição deenergia elétrica.(b) Refere-se a recursos das controladas aplicados até 31/12/1971, na expansão do Serviço Públicode Energia Elétrica, nos termos do regulamento da legislação vigente.(c) Refere-se ao parcelamento da Controlada CELPA da ação ordinária de indenização de autosnº 193.1.002606-0 junto a C.R. Almeida S.A. - Engenharia e Construções, a ser pago em 50 parcelasmensais e sucessivas, corrigidas pelo IGP-M acrescidas de juros de 6% ao ano.

31. PATRIMÔNIO LÍQUIDO - COMPANHIA31.1. Capital socialO capital social da Companhia em 31/12/2009 é de R$ 714.552, e sua composição por classe de açõese principais acionistas é a seguinte:

Número de ações em milhares_____________________________________________________Acionistas Ordinárias % Preferenciais % Total %____ _______ _______ ____ _____ ___________ ________ ______________ ________ ________ ________Empresa de Eletricidade Vale

Paranapanema S.A. ................. 174.772 79,03 6.964 6,90 181.736 56,43Denerge - Desenvolvimento

Energético S.A. ......................... 43.614 19,72 6.680 6,62 50.294 15,62BNDES Participações S.A. -

BNDESPAR .............................. - - 76.901 76,20 76.901 23,88Outros .......................................... 2.772 1,25 10.372 10,28 13.144 4,08___________ ________ ______________ ________ ________ ________

221.158 100,00 100.917 100,00 322.075 100,00___________ ________ ______________ ________ ________ ___________________ ________ ______________ ________ ________ ________Os acionistas têm direito a dividendos mínimos obrigatórios equivalentes a 25% do lucro líquidoajustado. Os dividendos pagos às ações preferenciais correspondem a 10% superiores àqueles pagosàs ações ordinárias.Nas Assembleias Gerais, cada ação ordinária dá direito a um voto.As Ações Preferenciais serão inconversíveis em ações ordinárias e não terão direito de voto nasAssembleias Gerais. Cada ação preferencial fará jus a:a. Recebimento de dividendos não cumulativos, no mínimo 10% (dez por cento) superiores aosatribuídos às ações ordinárias;b. Prioridade no reembolso do capital, sem prêmio, em caso de liquidação da sociedade, e depois dereembolsadas as ações ordinárias, participação igualitária com essas últimas no rateio do excesso dopatrimônio líquido que se verificar;c. Participação em igualdade de condições com as ações ordinárias na distribuição, pela sociedade,de lucros, bonificações ou outras vantagens, inclusive nos casos de aumentos de capital decorrentesde capitalização de reservas.

31.2. ReservasReservas de capital: 2009 2008__________ _________Remuneração do imobilizado em curso .......................................................... 3.745 3.745Doações e subvenções para investimentos .................................................... 713 713__________ _________

4.458 4.458__________ ___________________ _________

32. FORNECIMENTO E SUPRIMENTO DE ENERGIA ELÉTRICA

Consolidado_________________________________________________________

Nº de consumidores (*) MWh (*) R$___________________ ___________________ ____________________Classe de consumidor: 2009 2008 2009 2008 2009 2008_________ _________ _________ _________ _________ _________Residencial .......................... 3.633.062 3.461.033 6.382.560 5.384.305 2.646.185 2.080.191Industrial .............................. 38.270 35.278 4.024.698 3.897.514 1.327.113 1.156.498Comercial, serviços e

outras atividades .............. 351.471 340.698 3.857.844 3.248.164 1.699.102 1.369.959Rural .................................... 416.773 355.051 1.489.897 1.181.726 391.200 285.491Poder público....................... 43.944 41.544 1.044.433 886.045 443.371 349.726Iluminação pública ............... 3.484 3.103 903.789 768.259 196.413 155.942Serviço público .................... 4.969 4.832 647.899 581.422 184.427 155.641Consumo próprio ................. 1.057 1.040 53.547 48.024 - -Fornecimento não faturado . - - - - 6.498 14.556Receita do uso rede elétrica - 25 - - 168.683 105.211Recomposição tarifária

extraordinária.................... - - - - (1.579) 13.526Redução receita baixa renda - - - - 117.610 91.567Fornecimento não faturado -

reposição tarifária ............. - - - - 116.584 (12.341)Provisão redução tarifa

irrigação ............................ - - - - (3.037) (2.760)Fornecimento não faturado -Luz para Todos ................. - - - - (23.529) 35.089_________ _________ _________ _________ _________ _________

4.493.030 4.242.604 18.404.667 15.995.459 7.269.041 5.798.296Suprimento .......................... - - 2.552.982 1.861.167 238.654 201.797Outras receitas .................... - - - - 79.271 75.048_________ _________ _________ _________ _________ _________

4.493.030 4.242.604 20.957.649 17.856.626 7.586.966 6.075.141_________ _________ _________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________ _________ _________(*) Informações não auditadas.

33. ENERGIA ELÉTRICA COMPRADA PARA REVENDAConsolidado_______________________________________

2009 2008 2009 2008__________ __________ ________ ________MWh (*) MWh (*) R$ R$__________ __________ ________ ________

Apiacás Energia S.A................................................. 82.967 82.629 19.397 18.777Câmara de Comercialização de Energia - CCEE..... 925.414 1.077.743 68.656 102.820CEMIG Geração e Transmissão S.A........................ 866.829 643.426 82.055 51.757Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS 2.428.158 1.575.515 239.094 139.379Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. -

ELETRONORTE.................................................... 1.683.212 1.957.018 142.397 185.735Cia. Energética de São Paulo - CESP ..................... 1.366.072 1.134.492 106.773 87.133Cia. Hidroelétrica do São Francisco - CHESF .......... 2.815.585 2.607.543 196.814 186.203Coomex .................................................................... 354.365 132.405 34.824 15.676COPEL Geração S.A. ............................................... 1.254.513 1.137.375 99.316 89.997Duke Energy Inter. Geração Paranapanema S.A. ... 509.710 404.283 43.481 36.379Ecom Energia Ltda. .................................................. 338.515 65.928 35.594 13.452Enerpeixe S.A........................................................... 590.862 282.995 88.795 39.734Enertrade Energia Ltda. ........................................... 306.600 149.811 34.035 18.926Furnas Centrais Elétricas S.A. ................................. 3.821.737 3.366.529 290.669 258.271

Isamu Ikeda Energia S.A. ......................................... 157.254 135.694 32.032 26.870Itamarati Norte S.A. .................................................. 475.881 430.839 72.393 77.277MCSD - Mecanismo de Compensação

de Sobras e Déficit ................................................ 465.049 342.208 29.308 23.530Rede Lajeado Energia S.A. ...................................... 1.953.790 1.479.694 248.946 84.144Rio do Sangue Energia S.A...................................... 171.533 163.182 23.014 23.813Rosal Energia S.A. ................................................... 262.800 243.827 36.444 32.071Socibe Energia S.A. ................................................. 102.536 83.030 21.624 16.707Outros ....................................................................... 5.110.303 3.524.572 574.310 379.215Prog. de Inc. Fontes Alternativas Energia -

PROINFA............................................................... 450.935 250.842 78.261 35.965Amortização de custos da parcela A ........................ - - 43.441 (26.697)(-) Diferimento de custos da parcela A ..................... - - 32.621 (23.827)(-) Parcela a compensar crédito PIS não cumulativo - - (38.956) (28.446)(-) Parcela a compensar crédito COFINS

não cumulativo ...................................................... - - (178.779) (131.027)__________ __________ ________ ________Total......................................................................... 26.494.620 21.271.580 2.456.559 1.733.834__________ __________ ________ __________________ __________ ________ ________(*) Informações não auditadas.

34. DESPESAS OPERACIONAISCompanhia___________________________________

Despesas OutrasGerais e Despesas

Administrativas Operacionais________________ _________________2009 2008 2009 2008_______ _______ _______ _______

Administradores............................................................ 1.034 818 - -Serviço de terceiros ...................................................... 3.560 2.972 - -Doações entidades civis ............................................... - - 2.220 -

Arrendamentos e aluguéis............................................ 6 6 - -Seguros ........................................................................ 205 95 - -Tributos......................................................................... 321 618 - -Outros ........................................................................... (3.989) (187) 148 73_______ _______ _______ _______Total............................................................................. 1.137 4.322 2.368 73_______ _______ _______ ______________ _______ _______ _______

Consolidado______________________________________________________Despesas Despesas gerais Outras despesas

com vendas e administrativas operacionais__________________ ________________ ________________2009 2008 2009 2008 2009 2008_______ _______ _______ _______ _______ _______

Pessoal ................................. 36.124 29.945 93.131 71.451 - -Administradores.................... - - 23.177 22.792 - -Material ................................. 1.041 1.055 14.044 11.774 - -Serviço de terceiros .............. 122.822 103.043 142.966 105.043 - -Compensação fin.

p/utiliz. recursos................. - - - - 1.147 6.675Depreciação e amortização .. - - 20.129 17.032 209 202Arrendamentos e aluguéis.... 124 88 14.564 13.213 - -Seguros ................................ 213 148 4.725 2.224 - 433Tributos................................. 1.789 1.438 12.222 6.943 12.160 10.041Provisão (líq. de reversão) ... (6.734) (2.475) - - (10.690) (6.484)Doações, contrib.

e subvenções .................... - - 436 - 7.653 7.011Outros ................................... 7.023 10.968 9.813 19.202 955 348_______ _______ _______ _______ _______ _______Total..................................... 162.402 144.210 335.207 269.674 11.434 18.226_______ _______ _______ _______ _______ ______________ _______ _______ _______ _______ _______

Consolidado___________________________________Despesas Despesas gerais

com vendas e administrativas________________ _________________Despesas com pessoal 2009 2008 2009 2008___________________________________________ _______ _______ _______ _______Remuneração ............................................................... 28.266 22.739 87.667 73.099Encargos sociais - INSS ............................................... 5.451 4.898 10.914 9.462Encargos sociais - FGTS .............................................. 1.826 1.724 4.420 2.976Encargos sociais - Outros ............................................ 190 227 950 1.427Progr. de inc. a aposent. e dem. voluntária .................. 33 73 1.177 1.190Contribuição como mantenedor da fundação............... 299 182 631 763Indenização sobre o saldo do FGTS ............................ 59 102 1.164 952(-) Transferências para ordens em curso ..................... - - (13.792) (18.418)_______ _______ _______ _______Total despesas com pessoal..................................... 36.124 29.945 93.131 71.451_______ _______ _______ ______________ _______ _______ _______

35. OUTROS RESULTADOSCompanhia Consolidado__________________ ______________________

2009 2008 2009 2008_________ _________ _________ _________Receitas:

Ganhos na alienação de bens e direitos .................. 4.166 1.811 28.861 8.794Outras receitas ......................................................... 3.862 - 8.531 6.498_________ _________ _________ _________Total......................................................................... 8.028 1.811 37.392 15.292_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________Despesas:Perdas na desativação de bens e direitos................ - - 28.903 18.181Perdas padrão baixa renda ...................................... - - 5.842 -Perdas na alienação de bens e direitos ................... - 10.042 5.224 5.029Perdas (a) ................................................................. - - 3.138 23.632Outras despesas ...................................................... - - 21.698 31.091_________ _________ _________ _________Total......................................................................... - 10.042 64.805 77.933_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________(a) Perda representada pela descontinuidade da implantação do sistema de faturamento SAP -CCS - Billing.

36. OUTRAS RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRASCompanhia Consolidado__________________ ______________________

2009 2008 2009 2008_________ _________ _________ _________Outras receitas financeirasJuros sobre faturas energia ...................................... - - 14.588 23.720Multas moratórias e compensatórias........................ - - 2.499 1.467Deságio na aquisição crédito fiscal .......................... - - 669 3.554Outras receitas financeiras ....................................... (3.302) 4.944 2.875 (21.361)_________ _________ _________ _________Total......................................................................... (3.302) 4.944 20.631 7.380_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________Outras despesas financeirasIOF/CPMF ................................................................ 2.321 9.713 26.507 30.376Taxas bancárias ....................................................... 2.056 1.347 5.247 3.339Variações monetárias devoluções tarifárias ............. - - 13.172 6.956

Descontos concedidos ............................................. - - - 557Multas por infrações ................................................. - - 34.263 28.913Encargos de acordo indenizatório (a)....................... - - 60.000 -Recuperação de despesas ....................................... - - 515 (5.711)Outras despesas financeiras .................................... 1.184 591 12.679 11.773_________ _________ _________ _________Total......................................................................... 5.561 11.651 152.383 76.203_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________(a) Vide nota explicativa nº 29.

37. DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXAO caixa e equivalentes de caixa são constituídos conforme a seguir:

Companhia Consolidado__________________ ______________________2009 2008 2009 2008_________ _________ _________ _________

Fundos de caixa ....................................................... - - 224 213Saldos em bancos .................................................... 5.460 9.682 170.825 125.494Aplicações financeiras .............................................. 1.300 9.235 236.869 266.473Outros ....................................................................... 191 - 6.035 3.771_________ _________ _________ _________Total ......................................................................... 6.951 18.917 413.953 395.951_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________Caixa e equivalentes de caixa consistem em numerário disponível, saldos em poder de bancos,aplicações financeiras de curto prazo, prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa,ordens de pagamento e numerário em trânsito, na Companhia e em suas controladas. A composiçãoindividualizada das aplicações financeiras, por instituição financeira, tipo de aplicação e as respectivastaxas, estão demonstrados na nota explicativa nº 6.A Controlada indireta, Juruena Energia S.A., foi alienada em 29/12/2009, por R$ 29.500, comrecebimento de R$ 10.000 no ato da negociação e os demais R$ 19.500 com vencimento em 2010.

38. PARTICIPAÇÃO NOS RESULTADOSEm novembro de 2002, foi implementado o programa de participação dos empregados nos lucrosou resultados, com base em acordo de metas operacionais e financeiras previamente estabelecidas.O montante dessa participação registrada como custo operacional e paga no exercício de 2009 foi deR$ 10.044 (R$ 7.092 em 2008) no consolidado.

39. REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICAAs suas controladas passaram pela Homologação Definitiva do processo da Segunda Revisão TarifáriaPeriódica, bem como pelo processo de IRT - Índice de Reajuste Tarifária Anual. Conforme previsto nocontrato de concessão das empresas, os processos ocorreram da seguinte forma:• CFLOA ANEEL, através da Nota Técnica nº 183/2009-SRE/ANEEL, de 26/5/2009 e por meio da ResoluçãoHomologatória nº 825, de 2/6/2009, homologou o resultado definitivo da Segunda Revisão TarifáriaPeriódica, da Controlada Companhia Força e Luz do Oeste - CFLO, fixando o reposicionamentotarifário em -6,60% (menos seis vírgula sessenta por cento).Através da Nota Técnica nº 213/2009-SRE/ANEEL, de 17/6/2009 e por meio da ResoluçãoHomologatória nº 842, de 23/6/2009, a ANEEL homologou as tarifas de fornecimento de energiaelétrica da CFLO, em média, reajustadas em 6,99% (seis vírgula noventa e nove por cento), sendo9,16% (nove vírgula dezesseis por cento) relativos ao reajuste tarifário anual e -2,16% (menos doisvírgula dezesseis por cento) relativos aos componentes financeiros pertinentes, correspondendo a umefeito médio de 4,85% (quatro vírgula oitenta e cinco por cento) a ser percebido pelos consumidorescativos. Esse reajuste tarifário entrou em vigor a partir de 29/6/2009 a 28/6/2010.• CELTINSA ANEEL através da Nota Técnica nº 199/2009-SRE/ANEEL, de 9/6/2009, e por meio da ResoluçãoHomologatória nº 830, de 16/6/2009, homologou o resultado definitivo da Segunda Revisão TarifáriaPeriódica, da Controlada Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins - CELTINS, fixando oreposicionamento tarifário em -7,24% (menos sete vírgula vinte e quatro por cento).Através da Nota Técnica nº 211/2009-SRE/ANEEL, de 29/6/2009 e por meio da ResoluçãoHomologatória nº 847, de 30/6/2009, a ANEEL homologou as tarifas de fornecimento de energiaelétrica em 2,15% (dois vírgula quinze por cento), sendo 3,63% (três vírgula sessenta e três por cento)relativos ao reajuste tarifário anual econômico e -1,49% (menos um vírgula quarenta e nove por cento)referentes aos componentes financeiros pertinentes, correspondendo a um efeito médio de -5,50%(menos cinco vírgula cinquenta por cento) a ser percebido pelos consumidores. Esse reajuste tarifárioentrou em vigor a partir de 4/7/2009 a 3/7/2010.A CELTINS interpôs recurso administrativo contra a Resolução ANEEL 847/2009-SRE/ANEEL, porentender que os resultados da revisão tarifária periódica de 2008 não consideraram corretamentecustos e investimentos realizados, o que representariam aumentos reais e maiores tarifas de energia.Por tanto, o componente financeiro apresentado (passivo regulatório) na Nota Técnica nº 211/2009-SRE/ANEEL de 29/6/2009, homologada pela Resolução Homologatória nº 847, de 30/6/2009, comoajuste financeiro oriundo da segunda Revisão Tarifária Periódica, no montante de R$ 6.940 mil, deveser anulado e, como consequência, não foi registrado como passivo regulatório nas demonstraçõescontábeis da Companhia em 31/12/2009.A CELTINS, por meio de seu Departamento Jurídico, considera boas as chances de êxito do citadorecurso administrativo e avaliará o ajuizamento de ação judicial caso o julgamento deles pela ANEELnão sejam satisfatório.• CEMATA ANEEL através da Resolução Homologatória nº 784, de 24/3/2009 e Nota Técnica nº 091/2009/ SRE/ANEEL, de 17/3/2009, homologou o resultado definitivo da segunda revisão tarifária periódicaestabelecendo que as tarifas de fornecimento de energia elétrica da CEMAT ficam reposicionadas em-5,91% (menos cinco vírgula noventa e um por cento).Através da Resolução Homologatória nº 794, de 7/4/2009 e da Nota Técnica nº 118/220-SRE/ANEEL,de 31/3/2009, a ANEEL homologou o resultado do índice de reajuste tarifário anual de 2009, da CEMAT,fixando o reajuste em 15,99% (quinze vírgula noventa e nove por cento), sendo 11,33% (onze vírgulatrinta e três por cento) relativos ao reajuste tarifário anual e 4,66% (quatro vírgula sessenta e seis porcento) relativos aos componentes financeiros adicionais, o qual deduzido o efeito dos componentesfinanceiros do ano de 2008, resultou no percentual médio de 13,04% (treze vírgula zero quatro porcento) a ser percebido pelos consumidores. As tarifas que contemplam o respectivo reajuste tarifárioanual e os componentes financeiros externos ao reajuste entraram em vigor em 8/4/2009 a 7/4/2010.A CEMAT interpôs recurso administrativo contra a Resolução ANEEL 784/2009, por entender que osresultados da revisão tarifária periódica de 2008 não consideraram corretamente custos e investimentos

realizados, o que representariam aumentos reais e maiores tarifas de energia. Por tanto, o componentefinanceiro apresentado (passivo regulatório) na Nota Técnica nº 118 de 31/3/2009, homologada pelaResolução Homologatória nº 794, de 7/4/2009, como ajuste financeiro oriundo da segunda RevisãoTarifária Periódica, no montante de R$ 12.693 mil, deve ser anulado e, como consequência, não foiregistrado como passivo regulatório nas demonstrações contábeis da Companhia em 31/12/2009.A CEMAT, por meio de seu Departamento Jurídico, considera boas as chances de êxito do citadorecurso administrativo e avaliará o ajuizamento de ação judicial caso o julgamento deles pela ANEELnão sejam satisfatório.• CELPAA ANEEL através da Resolução Homologatória nº 857, de 4/8/2009 e Nota Técnica nº 269/2009/ SRE/ANEEL, de 3/8/2009, homologou o resultado definitivo da segunda revisão tarifária periódicaestabelecendo que as tarifas de fornecimento de energia elétrica da CELPA ficam reposicionadasem 8,63% (oito, vírgula sessenta e três por cento), sendo 2,83% (dois vírgula oitenta e três por cento)relativos ao reajuste tarifário anual econômico e 5,80% (cinco vírgula oitenta por cento) referentesaos componentes financeiros pertinentes, correspondendo a um efeito médio de 3,75% (três vírgulasetenta e cinco por cento) a s er percebido pelos consumidores. As tarifas que contemplam o respectivoreajuste tarifário anual e os componentes financeiros externos ao reajuste entraram em vigor em7/8/2009 a 6/8/2010.A CELPA interpôs recurso administrativo contra a Resolução ANEEL 857/2009, por entender que osresultados da revisão tarifária periódica de 2008 não consideraram corretamente custos e investimentosrealizados, o que representariam aumentos reais e maiores tarifas de energia. Por tanto, o componentefinanceiro apresentado (passivo regulatório) na Nota Técnica nº 269 de 3/8/2009, homologada pelaResolução Homologatória nº 857, de 4/8/2009, como ajuste financeiro oriundo da segunda RevisãoTarifária Periódica, no montante de R$ 17.351 mil, deve ser anulado e, como consequência, não foiregistrado como passivo regulatório nas demonstrações contábeis da Companhia em 31/12/2009.A CELPA, por meio de seu Departamento Jurídico, considera boas as chances de êxito do citadorecurso administrativo e avaliará o ajuizamento de ação judicial caso o julgamento deles pela ANEELnão sejam satisfatório.• CAIUÁ - D

A ANEEL através da Nota Técnica nº 123/2009-SRE/ANEEL, de 1/4/2009, e por meio da ResoluçãoHomologatória nº 812, de 14/4/2009, homologou o resultado definitivo da Segunda Revisão TarifáriaPeriódica, da Controlada Caiuá Distribuição de Energia S.A., fixando o reposicionamento tarifário-8,05% (menos oito vírgula cinco por cento).Através da Resolução Homologatória nº 819, de 5/5/2009 e da Nota Técnica nº 153/2009-SRE/ANEEL,de 29/4/2009, a ANEEL homologou o resultado do IRT - Índice de Reajuste Tarifário Anual de 2009, daCAIUÁ - D, fixando o reajuste em 15,32% (quinze vírgula trinta e dois por cento), sendo 10,58% (dezvírgula cinquenta e oito por cento) relativos ao reajuste tarifário anual e 4,74% (quatro vírgula setentae quatro por cento) referentes aos componentes financeiros pertinentes, correspondendo a um efeitomédio de 17,55% (dezessete vírgula cinquenta e cinco por cento) a ser percebido pelos consumidorescativos. As tarifas que contemplam o respectivo índice de reajuste tarifário anual e os componentesfinanceiros entraram em vigor em 10/5/2009 a 9/5/2010.• EDEVPA ANEEL através da Resolução Homologatória nº 803, de 7/4/2009 e Nota Técnica nº 121/2009/SRE/ ANEEL, de 31/3/2009, homologou o resultado definitivo da Segunda Revisão Tarifária Periódica, daControlada Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. - EDEVP, estabelecendoque as tarifas de fornecimento de energia elétrica ficam reposicionadas em -4,77% (menos quatrovírgula setenta e sete por cento).Através da Resolução Homologatória nº 816, de 5/5/2009 e da Nota Técnica nº 156/2009-SRE/ANEEL,de 30/4/2009, a ANEEL homologou o resultado do IRT - Índice de Reajuste Tarifário Anual de 2009,da EDEVP, fixando o reajuste em 11,13% (onze vírgula treze por cento), sendo 6,70% (seis vírgulasetenta por cento) relativos ao reajuste tarifário anual e 4,43% (quatro vírgula quarenta e três porcento) referentes aos componentes financeiros pertinentes, correspondendo a um efeito médio de11,16% (onze vírgula dezesseis por cento) a ser percebido pelos consumidores cativos. As tarifas quecontemplam o respectivo índice de reajuste tarifário anual e os componentes financeiros entraram emvigor em de 10/5/2009 a 9/5/2010.

• EEBA ANEEL através da Resolução Homologatória nº 802, de 7/4/2009 e Nota Técnica nº 124/2009/SRE/ ANEEL, de 1/4/2009, homologou o resultado definitivo da Segunda Revisão Tarifária Periódica, daControlada Empresa Elétrica Bragantina S.A. - EEB, estabelecendo que as tarifas de fornecimento deenergia elétrica ficam reposicionadas em 2,19% (dois vírgula dezenove por cento).Através da Resolução Homologatória nº 818, de 5/5/2009 e da Nota Técnica nº 154/2009-SRE/ ANEEL, de 29/4/2009, a ANEEL homologou o resultado do IRT - Índice de Reajuste Tarifário Anual de2009, da EEB, fixando o reajuste em 23,47% (vinte e três vírgula quarenta e sete por cento), sendo11,99% (onze vírgula noventa e nove por cento) relativos ao reajuste tarifário anual econômico e11,48% (onze vírgula quarenta e oito por cento) referentes aos componentes financeiros pertinentes,correspondendo a um efeito médio de 16,14% (dezesseis vírgula quatorze por cento) a ser percebidopelos consumidores cativos. As tarifas que contemplam o respectivo índice de reajuste tarifário anuale os componentes financeiros entraram em vigor a partir de 10/5/2009 a 9/5/2010.• CNEEA ANEEL através da Resolução Homologatória nº 813, de 14/4/2009 e Nota Técnica nº 132/2009/ SRE/ANEEL, de 7/4/2009, homologou o resultado definitivo da Segunda Revisão Tarifária Periódica,da Controlada Companhia Nacional de Energia Elétrica - CNEE, estabelecendo que as tarifas defornecimento de energia elétrica ficam reposicionadas em -9,90% (menos nove vírgula noventapor cento).Através da Resolução Homologatória nº 817, de 5/5/2009 e da Nota Técnica nº 155/2009-SRE/ANEEL,de 30/4/2009, a ANEEL homologou o resultado do IRT - Índice de Reajuste Tarifário Anual de 2009, daCNEE, fixando o reajuste em 14,49% (quatorze vírgula quarenta e nove por cento), sendo 9,61% (novevírgula sessenta e um por cento) relativos ao reajuste tarifário anual econômico e 4,88% (quatro vírgulaoitenta e oito por cento) relativos aos componentes financeiros adicionais, que correspondem a umefeito médio de 5,48% (cinco vírgula quarenta e oito por cento) a ser percebido pelos consumidores.As tarifas que contemplam o respectivo índice de reajuste tarifário anual e os componentes financeirosentraram em vigor em 10/5/2009 a 9/5/2010.• ENERSULA ANEEL, através da Nota Técnica nº 90/SRE/ANEEL 3/4/2008, e por meio da ResoluçãoHomologatória nº 624, de 7/4/2008, homologou o resultado provisório da Segunda Revisão TarifáriaPeriódica da Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. - ENERSUL, fixando o reposicionamentotarifário médio em -5,69% (menos cinco vírgula sessenta e nove por cento), que adicionado o percentualde 1,94% (um vírgula noventa e quatro por cento) relativos aos componentes financeiros externos àrevisão tarifária periódica de 2008 resultou num reajuste de tarifas final de -3,75% (menos três vírgulasetenta e cinco por cento). A tarifa de energia com o novo valor decorrente da revisão tarifária periódicavigorou de 8/4/2008 até 7/4/2009.Com o resultado da referida revisão tarifária periódica de 2008, o valor do ajuste financeiro decorrenteda revisão tarifária periódica de 2003, utilizado pela ANEEL em parcelas anuais, na revisão tarifáriaperiódica de 2008 e nos reajustes tarifários anuais subsequentes, ficou em R$ -151.122 mil (cento ecinquenta e um milhões, cento e vinte e dois mil reais negativos), base abril de 2008. As tarifas doAnexo III do processo de revisão tarifária periódica 2008 contemplaram a primeira parcela do ajustefinanceiro supracitado, no valor de R$ -18.450 mil (dezoito milhões, quatrocentos e cinquenta mil reaisnegativos), restando o valor de R$ -132.672 mil (cento e trinta e dois milhões, seiscentos e setenta edois mil reais negativos), a ser utilizado nos reajustes tarifários de 2009 e 2010.A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 785, de 24/3/2009, e da Nota Técnica nº 97/2009/ SRE/ANEEL, de 20/3/2009, homologou o resultado definitivo da Segunda Revisão Tarifária Periódica,estabelecendo que as tarifas de energia elétrica da ENE RSUL ficam reposicionadas em -7,76% (setevírgula setenta e seis por cento negativos).A ANEEL, através da Nota Técnica nº 120/2009-SRE/ANEEL, de 31/3/2009, e da ResoluçãoHomologatória nº 796, de 7/4/2009, homologou o resultado do reajuste tarifário anual da ENERSUL,fixando-o em 10,90% (dez vírgula noventa por cento), o qual, acrescido dos componentes financeirosde 2009, de 2,70% (dois vírgula setenta por cento), resultou num reajuste tarifário anual de 13,60%(treze vírgula sessenta por cento), o qual, retirado o componente financeiro de 2008, bem como osefeitos do recálculo da revisão tarifária periódica de 2008, resultou num reajuste tarifário médio de8,61% (oito vírgula sessenta e um por cento).O efeito financeiro deste reajuste tarifário anual será totalmente compensado com o ajuste financeirodecorrente do recálculo da revisão tarifária periódica de 2003, de R$ -76.522 mil (setenta e seismilhões, quinhentos e vinte e dois mil reais negativos), tornando nulo o efeito a ser percebido pelosconsumidores da ENERSUL, o que, na prática, representa 0% (zero por cento) de aumento tarifário.A tarifa de energia com efeito nulo para os consumidores vigorarão de 8/4/2009 a 7/4/2010.A ENERSUL interpôs recurso administrativo contra as referidas Resoluções ANEEL nº 785/2009e nº 796/2009, por entender que os resultados da revisão tarifária periódica de 2008 e do reajustetarifário anual não consideraram corretamente custos e investimentos realizados, o que representariamaumentos reais e maiores tarifa de energia. Portanto, deve ser anulado e, consequentemente, nãoforam contabilizados em 31/12/2009, o resultado apurando entre a comparação dos componentesfinanceiros (ativos e passivos regulatórios líquidos) registrados nos livros contábeis e as informaçõesapresentadas na Nota Técnica nº 120 de 31/3/2009, homologada pela Resolução Homologatória nº796, no montante de R$ 42.050 mil. Em 31/12/2009 o saldo atualizado é de R$ 26.082 mil.A ENERSUL, por meio de seu Departamento Jurídico, considera boas as chances de êxito dos citadosrecursos administrativos e avaliará o ajuizamento de ação judicial caso o julgamento deles pela ANEELnão sejam satisfatórios.

40. PLANO DE APOSENTADORIA E PENSÃOContextoConsoante a Deliberação CVM nº 371/2000, as empresas que possuem planos de benefícios devemmensurar, no mínimo anualmente, os valores dos compromissos previdenciários dos planos. O grupoRede Energia tem realizado essas mensurações, anualmente, por meio de avaliação atuarial realizadapor atuário independente.Os planos do grupo Rede Energia são patrocinados pelas seguintes empresas: Rede Energia S.A.,Caiuá Distribuição de Energia S.A., Companhia de Energia Elétrica do estado do Tocantins - CELTINS,

Companhia Força e Luz do Oeste, Companhia Nacional de Energia Elétrica, Empresa de Distribuiçãode Energia Vale Paranapanema S.A., Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A., EmpresaElétrica Bragantina S.A., Rede Comercializadora de Energia S.A., Elucid Solutions S.A., Denerge -Desenvolvimento Energético S.A., Rede Power do Brasil S.A. e BBPM - Participações S.A.Sumário dos planos de benefíciosO grupo Rede Energia tem como “veículo financeiro” dos seus planos de benefícios previdenciários aREDEPREV - Fundação Rede de Previdência, pessoa jurídica de direito privado, com funcionamentoautorizado pela Portaria nº 47, de 24/10/2003, do Ministério da Previdência Social - Secretaria dePrevidência Complementar. É resultado do processo de fusão das seguintes fundações: a) FUNRE DE- Fundação Rede de Seguridade; b) FUNGRAPA - Fundação Grão Pará de Previdência e c) PREVIMAT- Fundação de Previdência e Assistência Social dos Empregados da CEMAT.Os planos de benefícios previdenciários patrocinados pelo grupo Rede Energia são descritos aseguir:a. Plano de benefícios elétricas BD-I:Instituído em 1/8/1986, encontra-se em extinção desde 31/12/1998, quando foi bloqueada a adesão denovos participantes. Assegura benefícios suplementares à:• Aposentadoria por tempo de serviço/velhice;• Aposentadoria por invalidez;• Auxílio-doença;• Pensão por morte; e• Pecúlio por morte.O plano está estruturado na forma de Benefício Definido e é custeado pelos Participantes, pelosAssistidos e pelas Patrocinadoras.b. Plano de benefícios elétricas-R:Obteve autorização e aprovação para a aplicação do seu regulamento através da Portaria nº 880, de12/1/2007, emitida pelo Departamento de Análise Técnica da Secretaria de P revidência Complementardo MPS. Assegura os seguintes benefícios:• Suplementação da aposentadoria por invalidez;• Suplementação do auxílio-doença;• Suplementação da pensão por morte; e

• Pecúlio por morte.O plano está estruturado na forma de Benefício Definido.Os benefícios são custeados exclusivamente pelas empresas do grupo Rede Energia e de formasolidária com as demais Patrocinadoras, Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA e a Centrais ElétricasMatogrossenses S.A. - CEMAT.Antes da fusão, os planos eram contabilizados em separado, e a partir de então as contas sãoprestadas de forma comum, em um único balancete, por conta da legislação que regulamenta asentidades de previdência complementar. Todavia, especificamente para efeitos desta Avaliaçãoe para o cumprimento da Deliberação CVM nº 371/2000, impõe-se a aferição compartimentadados compromissos atuariais, das despesas com contribuições, dos custos e do ativo do Plano deBenefícios-R, por empresa patrocinadora.c. Plano de benefícios elétricas-OP:Instituído em 1/1/1999 e assegura o benefício de Renda Mensal Vitalícia, após o prazo dediferimento.Durante o prazo de diferimento do benefício, este plano está estruturado na modalidade de ContribuiçãoDefinida e o valor da Renda Mensal Vitalícia está sempre vinculado ao montante financeiro dascontribuições acumuladas a favor do participante.A Renda Mensal Vitalícia, uma vez iniciada, é atualizada monetariamente a cada ano, e nessa faseé considerada Benefício Definido. O custeio do plano é feito pelos participantes ativos (90%) e pelaspatrocinadoras (10%).Premissas utilizadas nesta avaliação atuarial

Taxa__________________________________________________Avaliação atuarial 2008 (1) Avaliação atuarial 2009________________________ ________________________

1. Taxa de desconto para o cálculodo valor presente ........................... 8,76% (6% líquido) 6,00% líquido - plano de risco

- 5,50% líquido - demais planos2. Taxa de rendimento esperada

sobre os ativos dos planos ............ 8,76% (6% líquido) 6,00% líquido - plano de risco- 5,50% líquido - demais planos

3. Taxa de crescimentosalarial futuro ................................. 4,65% (2% líquido) 4,30% (2% líquido)

4. Taxa de crescimento realdos benefícios:

Da Previdência Social ...................... - -Do Plano ........................................... - -5. Taxa de inflação ........................... 2,60% 2,30%Fator de capacidade:Dos Salários ..................................... 0,98% 1,00%Dos Benefícios ................................. 0,98% 1,00%6. Tábua de mortalidade geral .......... IBGE 2007, ambos os sexos,

com redução de 22%nas taxas anuais

de mortalidade. AT2000 - Male7. Tábua de mortalidade de inválidos IBGE 2007, ambos os sexos. IBGE 2008, ambos os sexos.8. Tábua de entrada em invalidez .... Álvaro Vindas Álvaro Vindas9. Tábua de rotatividade ................... Nula Nula

A tábua de mortalidade mínima usada é a AT83, nas últimas avaliações atuariais utilizou-se a tábua demortalidade disponibilizada pelo IBGE, com redução de 22% na mortalidade. Na presente avaliaçãoutilizamos a AT2000 - Male.Informações dos participantes

Planos de benefícios_______________________________________Elétricas BD-I R Elétricas-OP____________ ____________ ____________

Número Participantes ............................................. 30 2.173 2.173Número Assistidos.................................................. 247 7 37Número Beneficiários Pensionistas ........................ 100 11 -____________ ____________ ____________

377 2.191 2.210____________ ____________ ________________________ ____________ ____________Síntese da avaliação atuarial

As empresas do grupo Rede Energia são solidárias no custeio dos benefícios previdenciáriosoperacionalizados pelo “veículo financeiro” REDEPREV - Fundação Rede de Previdência, razãopela qual não são segregados os valores corresponde a cada empresa pertencente ao grupoRede Energia.

2009____________Planos de benefícios_____________________________________________________

Elétricas BD-I R Elétricas - OP Total____________ ____________ ____________ ____________1. Exigível atuarial ........................ 56.360 5.865 105.468 167.6932. Benefícios concedidos.............. 44.709 5.865 27.079 77.6533. Aposentadoria .......................... 31.936 - 27.079 59.0154. Invalidez ................................... 1.705 1.758 - 3.4635. Pensão ..................................... 11.068 4.107 - 15.1756. Benefícios a conceder .............. 11.651 - 78.389 90.0407. Benefício definido ..................... 11.651 - - 11.6518. Contribuição definida ................ - - 78.389 78.389Contribuições efetuadas no ano:No exercício findo em 31/12/2009 foi destinado à RE DEPREV o montante Consolidado de contribuiçõesno valor de R$ 3.530 (R$ 1.972 em 2008), registrados como despesas de pessoal.Outras informações:As Controladas, CEMAT e CELPA, também patrocinam planos de benefícios na REDEPREV,devidamente divulgados em notas explicativas anexas as respectivas demonstrações contábeis.A Controlada ENERSUL patrocina planos de benefícios na Fundação ENERSUL com uma parcelaproporcional a contribuição realizada pelos participantes, de acordo com o estabelecido em cada planode benefício. No exercício a ENERSUL contribuiu com R$ 2.607 (R$ 2.630 em 2008).A Companhia e demais patrocinadoras são responsáveis pela cobertura integral de qualquer déficitapurado nos planos de benefícios caracterizados como Benefício Definido.




41. SEGUROS (COMPANHIA) (*)A Companhia mantém apólices de seguros, em montantes considerados suficientes, para cobrirprejuízos causados por eventuais sinistros em seu patrimônio, bem como por reparações em quesejam civilmente responsáveis por danos involuntários, materiais e/ou corporais causados aterceiros decorrentes de suas operações, considerando a natureza de sua atividade. As principaiscoberturas são:R amo d e s eg uro Ve nc im ent o I mp or tâ nci a s egu ra da Pr êmi o_________________________ __________ _____________________________ ___________RCG.............................................. 30/9/2010 R$ 20.000 -D&O .............................................. 2/8/2010 R$ 37.606 R$ 31Aeronáutico .................................. 15/10/2010 Imp. Seg. Casco: US$ 11.000 US$ 52

Imp. Seg. LUC (RC): US$ 50,000Imp. Seg. APP Tripulantes US$ 20

Imp. Seg. Desp. AeronaveSubstituta US$ 150

Aeronáutico (Reta) ....................... 15/10/2010 Reta 1/2/3/4: R$ 639 R$ 5Descrição dos riscosResponsabilidade civil geral (RCG): cobertura dos Danos Materiais e Corporais causados aterceiros em decorrência das operações Comerciais e Industriais. Trata-se de apólice corporativa.Seguro de D&O: o objetivo do seguro é o pagamento a título de perdas, devido a terceiros peloSegurado decorrente de Reclamação, resultante da prática de qualquer ato danoso praticado pelo

segurado durante o período de vigência da apólice, em decorrência de sua condição de conselheiro oudiretor da sociedade. Trata-se de apólice corporativa.Aeronáutico casco: garantia ao segurado na perda e/ou avaria da aeronave.Aeronáutico LUC - Limite Ú nico Combinado: é o reembolso das obrigações que o segurado vier aser obrigado a pagar judicialmente ou por acordo previamente autorizado pela seguradora, por danospessoais e/ou materiais e transportados e/ou não transportados.(*) Informações não auditadas.

42. INSTRUMENTOS FINANCEIROSAtendendo à Instrução CVM nº 475, de 17/12/2008, a Companhia divulga a seguir informaçõesrelativas a seus instrumentos financeiros.Gerenciamento de riscoA Companhia e suas controladas possuem procedimentos de controles preventivos e detectivos quemonitoram sua exposição aos riscos de crédito, de mercado, escassez de energia, bem como riscosrelacionados à Companhia e suas operações.Gerenciamento dos riscos de créditoRisco da Companhia e suas controladas incorrerem em perdas resultantes da dificuldade derecebimento de valores faturados a seus consumidores, concessionárias e permissionárias.A mitigação desse risco ocorre com a aplicação de procedimentos analíticos de monitoramento dascontas a receber de consumidores, ações de cobrança e corte no fornecimento de energia. Outrofator que minimiza o risco de crédito é o perfil da carteira de crédito, que é pulverizada em um númeroexpressivo de consumidores.Gerenciamento de risco de mercadoEstamos expostos a riscos de mercado decorrentes de nossas atividades. Esses riscos de mercado,que estão além de nosso controle, envolvem principalmente a possibilidade de que mudanças nastaxas de juros, taxas de câmbio e inflação possam vir a afetar negativamente o valor de nossos ativosfinanceiros, fluxos de caixa e rendimentos futuros. Risco de mercado é a eventual perda resultantede mudanças adversas das taxas e preços de mercado. A mitigação desse risco ocorre através daaplicação de procedimentos de avaliação da exposição dos ativos e passivos ao risco de mercado e,

consequentemente, contratação de hedge junto às Instituições Financeiras de primeira linha.

Resultado apurado no período, registrado na rubrica “outras receitas e despesas financeiras”:

O reconhecimento do resultado líquido não realizado nas operações com instrumentos derivativos

é registrado pelo regime de competência, que pode ser diferente da mensuração do valor justo.

As diferenças apuradas na mensuração do valor justo desses instrumentos também estão sendo

contabilizados no resultado do período.

Unit Notes

Em 31/12/2009, as controladas CEMAT e CELPA mantinham instrumentos de troca de resultados

financeiros - SWAP com as referidas instituições financeiras, para fazer face às oscilações que possam

ocorrer na moeda nacional com relação ao dólar norte-americano no montante de US$ 100.000

(R$ 233.700) valor original, correspondente à captação de recursos através de Notes Units.

O resultado reconhecido líquido dessas operações acumula perdas, de fevereiro de 2006 a

dezembro de 2009, no montante de R$ 134.830, sendo R$ 63.330 junto ao Banco Merrill Lynch de

Investimentos S.A., que optou pelo IGP-M mais 4,20% a.a. e R$ 71.500 com o Unibanco - União de

Bancos Brasileiros S.A. que optou pelo IGP-M mais 5,70% a.a., com vencimentos em 12/2/2010,

11/2/2011 e 13/2/2012, respectivamente.

BID

Em 25/7/2006, a CEMAT tomou empréstimos junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento -

BID, sendo liberados US$ 89.500 como parte dos recursos dos empréstimos aprovados de um total de

US$ 114.500. Do total liberado, US$ 50.000 são provenientes de recursos próprios do BID (denominados

como “A Loan” ou parte A) e US$ 39.500 são provenientes de um sindicato de bancos (club deal )

composto pelo Banco Société Générale e Banco Itaú Europa. A parte A do financiamento terá o prazo

total nove anos para liquidação, sendo três anos de carência e mais seis para amortização do principal.

A parte B terá o prazo total de seis anos para liquidação, sendo três anos de carência e mais três anos

para amortização. As amortizações tanto do principal quanto dos encargos serão trimestrais. O custo

da parte A é de Libor acrescida de spread de 4,25% a.a. e a parte B de Libor acrescida de spread de

3,875% a.a. O principal da operação foi protegido contra as oscilações da variação cambial ( swap ) a

taxas que variam entre IGP-M acrescido de spread de 4,2% a.a. a 5,3% a.a.

Gerenciamento de riscos relacionados à Companhia e suas operações

Nossas receitas operacionais podem ser positiva ou negativamente afetadas por decisões da ANEEL

com relação às nossas tarifas. As tarifas que cobramos pela venda de energia aos consumidores são

determinadas de acordo com os contratos de concessão celebrados com a ANEEL e estão sujeitas

à discricionariedade regulatória da ANEEL. A mitigação desse risco ocorre pelo monitoramento e

aplicação de todas as normas e procedimentos definidos pela ANEEL e um criterioso gerenciamento

de custos operacionais.

Gerenciamento de riscos de escassez de energia

O Sistema Elétrico Brasileiro é abastecido predominantemente pela geração hidrelétrica. Um período

prolongado de escassez de chuva, durante a estação úmida, reduzirá o volume de água nos

reservatórios dessas usinas, trazendo como consequência o aumento no custo na aquisição de

energia no mercado de curto prazo e na elevação dos valores de encargos de sistema em decorrência

do despacho das usinas termelétricas. Numa situação extrema poderá ser adotado um programa de

racionamento que implicaria em redução de receita. No entanto, considerando os níveis atuais dos

reservatórios e as últimas simulações efetuadas, o Operador Nacional de Sistema Elétrico - ONS não

prevê para os próximos anos um novo programa de racionamento.

Política de utilização de instrumentos derivativos

A Companhia e suas controladas utilizam instrumentos financeiros derivativos, registrados em contas

patrimoniais e de resultado, com o propósito de atender às suas necessidades no gerenciamento de

riscos de mercado, decorrentes dos descasamentos entre moedas e indexadores.

As operações com instrumentos derivativos são realizadas, por intermédio das superintendências

financeiras de acordo com a estratégia previamente aprovada pelos gestores da Companhia.

Instrumentos derivativos

Atualmente a contratação de instrumentos derivativos objetiva proteger a exposição das obrigações

da Companhia e de suas controladas ao risco de mercado, principalmente, riscos de variação

cambial que possam resultar em perda financeira. Esses contratos são celebrados em mercado de

balcão diretamente com instituições financeiras de primeira linha. As operações com derivativos

da Companhia e suas controladas não possuem verificadores nem chamada de margens, sendo

liquidados integralmente no vencimento.

Obrigações expostas à variação cambial

Através da aplicação de procedimentos de avaliação da estrutura do endividamento e sua exposição

à variação cambial, foram contratados instrumentos financeiros derivativos, contratos de swap ,

objetivando, principalmente, mitigar os riscos de eventuais perdas financeiras dos empréstimos Notes

Units, BID e capital de giro.

Os diferenciais a receber e a pagar referentes aos instrumentos financeiros derivativos, ativos e

passivos são registrados em contas patrimoniais de “Outros Ativos (diferencial a receber) e Outros

Passivos (diferencial a pagar)” e o resultado apurado na conta “Outras Receitas e Despesas

Financeiras (resultado) e ou Imobilizado em Curso (quando da construção do imobilizado operacional -

determinação da ANEEL em seu manual de contabilidade)”.

O resultado reconhecido líquido dessas operações acumula perdas, de julho de 2006 a dezembro de

2009, no montante de R$ 94.162, sendo R$ 17.810 com o Banco Société Générale que optou pela

taxa de IGP-M mais 4,77% a 4,79%, R$ 34.491 com o Banco Itaú que optou pela taxa de IGP-M mais

4,23% a 5,39%, R$ 36.887 com o Banco JP Morgan que optou pela taxa de IGP-M mais 4,49% a.a. e

R$ 4.974 com o Unibanco que optou pela taxa de IGP-M mais 4,60%.

Em 25/7/2006, a CELPA toma empréstimos junto ao Banco Interamericano de Desenvolvimento- BID, sendo liberados US$ 100.000 como parte dos recursos dos empréstimos aprovados de um

total de US$ 135.000. Do total liberado, US$ 40.000 são provenientes de recursos próprios do BID

(denominados como “A Loan” ou parte A) e US$ 60.000 são provenientes de um sindicato de bancos

(club deal ) composto pelo Banco Société Générale e Banco Itaú Europa. A parte A do financiamento terá

o prazo total de nove anos para liquidação, sendo três anos de carência e mais seis para amortização do

principal. A parte B terá o prazo total de seis anos para liquidação, sendo três anos de carência e mais

três anos para amortização. As amortizações tanto do principal quanto dos encargos serão trimestrais.

O custo da parte A é de Libor acrescida de spread de 9,8% a.a. e a parte B de Libor acrescida de spread

de 9,4% a.a. O principal da operação foi protegido contra as oscilações da variação cambial (swap ) a

taxas que variam entre IGP-M acrescido de spread de 4,2% a.a. a 5,5% a.a.

O resultado reconhecido líquido dessas operações acumula perdas, de julho de 2006 a dezembro de

2009, no montante de R$ 11.797, sendo R$ 27.340 com o Banco S ociété Générale que optou pela taxa

de IGP-M mais 4,77% a 4,79%, R$ 51.891 com o Banco Itaú que optou pela taxa de IGP-M mais 4,23%

a 5,39% e R$ 38.566 com o Unibanco que optou pela taxa de IGP-M mais 4,60%.

A Controlada CELTINS possui instrumentos de troca de resultados financeiros - SWAP junto ao HSBC

Bank Brasil S.A., para fazer face às oscilações que possam ocorrer na moeda nacional com relação

ao dólar Norte-Americano no montante de R$ 48.000 (R$ 81.936 valor original). O resultado líquido da

operação em 31/12/2009 acumula ganho no montante de R$ 1.229 junto ao banco, que optou por 80%

a 82% do CDI contra dólar a taxa de R$ 1,7070, com vencimento em 15/11/2011.

Capital de giro

As Controladas CEMAT e CELPA possuem ainda instrumentos de troca de resultados financeiros -

SWAP junto ao Banco Safra S.A., para fazer face às oscilações que possam ocorrer na moeda

nacional em relação ao iene no montante de JPY 4.922.470 (R$ 80.000 valor original). O resultado

líquido das operações em 31/12/2009 acumula ganhos no montante de R$ 117 junto ao banco, que

optou por iene mais 5,20% a.a. contra CDI mais 2,0107% a 2,0425% a.a. da empresa, com prazo final

em 25/2/2010.

Bônus perpétuos

Os bônus perpétuos estão expostos à variação cambial e à atualização pela taxa prefixada de

11,125% (pagos trimestralmente), conforme comentado na nota explicativa nº 23.3, esses bônus não

possuem vencimento, sendo que sua liquidação poderá ocorrer a partir de abril de 2012 por opção

da Companhia.

Valor justo dos instrumentos financeiros derivativos

A Companhia e suas controladas possuem apenas operações de swap , não possuindo outros

instrumentos derivativos. Para a apuração do valor justo foi estimado seu valor presente utilizando-se

de uma metodologia comumente empregada pelos participantes do mercado. A metodologia utilizada

para o cálculo do valor justo baseia-se na estimativa do valor presente dos pagamentos por meio dautilização de curvas de mercado divulgadas pela BM&F.

Exposição cambial sem contratação de instrumentos financeiros derivativos

Tesouro nacional

Corresponde à reestruturação da dívida externa de suas controladas (ver nota explicativa nº 23.3),

atualizados de acordo com a variação das taxas Libor, taxa prefixada e variação do dólar, com

amortização mensal e vencimento em abril de 2024.

Os administradores da Companhia e de suas controladas não contrataram instrumentos financeiros

derivativos por possuírem investimentos em bônus de descontos e bônus ao par (bônus emitidos pela

União) que estão expostos à variação do dólar, eles possuem vencimentos idênticos ao valor da dívida

e serão utilizados para quitar a dívida. Os referidos vencimentos estão contabilizados no ativo não

circulante, na rubrica “cauções e depósitos vinculados”.

Teste de sensibilidade

Em consonância com a Instrução CVM nº 475/08, é apresentado a seguir o quadro da análise de

sensibilidade de todas as posições com derivativos abertas em 31/12/2009, no caso da Companhia

e suas controladas, somente contratos de swap . Os swaps das companhias celebram uma troca de

fluxos de caixa, onde se comprometem a pagar a variação do IGP-M ou a taxa CDI, recebendo a

variação do dólar ou iene.

Como essas operações visam proteger dívidas vinculadas à moeda estrangeira, a ponta cambial não

apresenta riscos significativos, pois eventuais alterações serão compensadas pela dívida subjacente.

Logo, a variável que pode gerar prejuízos e que será sensibilizada é o IGP-M ou CDI, embora a

liquidação, quando ocorrer, será pela diferença entre as pontas.

A Companhia e suas controladas definiram 3 cenários (provável, possível e remoto) a serem

simulados.

No provável são utilizadas as condições consideradas como prováveis pela Administração, as quaisforam definidas com base nas taxas divulgadas pela BM&F para cada vencimento, e o cenário possível

e o remoto, uma deterioração de 25% e 50% respectivamente nas variáveis.

Consolidado_______________________________

31/12/2009_______________________________

Cenário Cenário

Objetivo de hedge Cenário possível remoto

de risco de mercado Risco provável (alta de 25%) (alta de 50%)____________________ ____________________________ _______ __________ ___________

Swap BID

Banco Société Générale. USD + 0% vs IGP-M + 4,78% (14.763) (16.593) (18.425)

Banco Itaú BBA S.A. ...... USD + 0% vs IGP-M + 5,36% (39.650) (44.732) (49.814)

Unibanco S.A.................. USD + 0% vs IGP-M + 4,60% (41.586) (47.138) (52.690)

JP Morgan ...................... USD + 0% vs IGP-M + 4,49% (35.378) (40.101) (44.823)

HSBC Bank Brasil S.A. ... USD 1,7070 vs 80% a 82% do CDI (16.292) (19.744) (23.236)_______ __________ ___________

Total BID........................ (147.669) (168.308) (188.988)_______ __________ __________________ __________ ___________

Swap notes units

Unibanco S.A.................. USD + 0% vs IGP-M + 5,70% (19.444) (21.846) (24.250)

Merrill Lynch ................... USD + 0% vs IGP-M + 4,20% (21.038) (23.639) (26.238)_______ __________ ___________

Total notes .................... (40.482) (45.485) (50.488)_______ __________ __________________ __________ ___________

Swap capital de giro

Banco Safra S.A. ............ IENE + 5.2% vs CDI + 2.0138% (102) (126) (150)Total capital giro........... (102) (126) (150)_______ __________ ___________

_______ __________ ___________

Total geral ..................... (188.253) (213.919) (239.626)_______ __________ __________________ __________ ___________

43. QUESTÕES AMBIENTAIS (*)

O ano de 2009 foi marcado pela consolidação da gestão ambiental no Grupo Rede Energia, planejada

e iniciada nos anos de 2007 e 2008, incluindo a implantação do Sistema de Gestão Ambiental, Saúde

e Segurança do Trabalho - SGASST, sensível aumento de treinamentos e conscientização ambiental,

gestão de resíduos, regularização ambiental de linhas de distribuição, adequações de engenharia,

mudanças de rotinas e implantação de novos procedimentos, lançamento de campanhas de consumo

consciente, entre outras ações.

Em função dos efeitos que as mudanças climáticas podem acarretar a sociedade, bem como com a

dinâmica econômica, social e ambiental de suas atividades de geração, distribuição e comercialização

de energia elétrica, as empresas Grupo Rede Energia submeteram-se a inventariar suas emissões de

gases de efeito estufa em sua cadeia de fornecimento de energia elétrica, deram continuidade a outros

programas como a inclusão dos sistemas isolados de distribuição de energia ao Sistema Interligado

Nacional (SIN), por meio da implantação de linhas de distribuição no Estado de Mato Grosso e do Pará

e consequente desativação de usinas térmicas a diesel o que contribui com a redução da emissão de

CO2, e a substituição de veículos da frota própria por outros novos, dando preferência à utilização do

álcool como combustível, sempre que possível.

Foram desenvolvidas também, ações visando: a busca pela melhoria contínua das condições da saúde

e segurança no trabalho e da preservação do meio ambiente; eliminar ou minimizar riscos associados

às atividades das empresas; e assim, estabelecer uma gestão socioambiental responsável.O grupo Rede Energia, através dos compromissos ambientais assumidos em sua Política de

Sustentabilidade, e na implementação de projetos, programas e ações que visam promover a

preservação do meio ambiente, a prevenção da poluição e o consumo consciente, investiu cerca de

R$ 9,8 milhões em 2009.

44. EVENTO SUBSEQUENTE

Conforme Despacho ANEEL nº 245, publicado no Diário Oficial da União em 5/2/2010, a diretoria da

ANEEL aprovou o texto de Termo Aditivo aos Contratos de Concessão das Controladas Distribuidoras

de Energia Elétrica, que altera a metodologia dos reajustes tarifários. A alteração proposta visa obter a

neutralidade dos encargos setoriais da “Parcela A” da Receita Anual da Concessionária.

O Termo Aditivo redefine a “Parcela A” no que se refere aos encargos setoriais, considerando-se na

fórmula de cálculo econômico, os valores resultantes dos componentes tarifários correspondentes aos

respectivos itens de encargos vigentes no reajuste anterior ao mercado de referência.

Inclui também subcláusula financeira, onde assegura às concessionárias, nos processos de revisão

e reajuste tarifário, a neutralidade dos encargos setoriais da “Parcela A” em relação à variação de

mercado que vier a ocorrer a partir de fevereiro de 2010.

O referido Termo Aditivo será assinado pelas Controladas Distribuidoras até o final do 1º trimestre

de 2010 e a aplicação da nova metodologia de cálculo, será implementada no primeiro reajuste a ser

realizado em 2010, com efeitos a partir de fevereiro de 2010.

Conforme Disposições Gerais do referido Termo Aditivo, ficam preservados integralmente os efeitos

da disciplina anteriormente vigente.

Composição dos saldos registrados em contas patrimoniais de outros ativos e passivos:Consolidado________________________________________________________________________________

Ooperações Passivas Custo amortizado Valor justo______________________ _______________________Objetivo de hedge Valor referenciald e r is co de m erc ad o I nd ex ado res Ve nc im en to 2 009 de z/ 20 09 de z/ 20 08 d ez /20 09 d ez /2 00 8________________________________ _____________ _________________ _______________ _________ _________ _________ _________Swap BIDBanco Société Générale .................................. Fev/2010 a Mai/2012 73.107 (45.150) (26.623) (44.804) (26.030)_________ _________ _________ _________Ponta ativa....................................................... USD + 0% 57.756 93.013 55.977 84.091Ponta passiva .................................................. IGPM + 4,78% 102.906 119.636 100.781 110.121Banco Itaú BBA S.A. ....................................... Fev/2010 a Mai/2015 141.153 (86.382) (50.034) (86.695) (50.090)_________ _________ _________ _________Ponta ativa....................................................... USD + 0% 111.513 175.275 106.250 154.693Ponta passiva .................................................. IGPM + 5,36% 197.895 225.309 192.945 204.783Unibanco S.A................................................... Fev/2010 a Mai/2015 72.203 (43.540) (22.620) (44.411) (25.072)_________ _________ _________ _________Ponta ativa....................................................... USD + 0% 57.042 81.795 51.017 65.152Ponta passiva .................................................. IGPM + 4,60% 100.582 104.415 95.428 90.224JP Morgan S.A. ............................................... Fev/2010 a Mai/2015 61.888 (36.887) (19.104) (37.523) (20.998)_________ _________ _________ _________Ponta ativa....................................................... USD + 0% 48.893 70.110 43.727 55.842Ponta passiva .................................................. IGPM + 4,60% 85.780 89.214 81.250 76.840HSBC Bank Brasil S.A..................................... Nov/2011 81.936 1.229 - 807 -_________ _________ _________ _________Ponta ativa....................................................... USD + 0% 83.577 - 79.860 -Ponta passiva .................................................. 80% a 82% do CDI 82.348 - 79.053 -Total BID......................................................... (210.730) (118.381) (212.626) (122.190)_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________Swap notes units

Unibanco S.A................................................... Fev/2010 a Fev/2012 106.760 (71.500) (35.650) (73.198) (38.180)_________ _________ _________ _________Ponta ativa....................................................... USD + 0% 87.060 116.850 84.604 104.894Ponta passiva .................................................. IGPM + 5,70% 158.560 152.500 157.802 143.074Merrill Lynch .................................................... Fev/2010 a Fev/2012 106.904 (63.330) (29.740) (62.596) (28.596)_________ _________ _________ _________Ponta ativa....................................................... USD + 0% 87.060 116.850 84.604 104.894Ponta passiva .................................................. IGPM + 4,20% 150.390 146.590 147.200 133.490Total Notes ..................................................... (134.830) (65.390) (135.794) (66.776)_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________Swap capital de giroBanco Safra S.A. ............................................. Jan/2009 a Fev/2010 35.262 117 38.002 144 36.346_________ _________ _________ _________Ponta ativa....................................................... IENE + 5,20% 11.140 119.926 11.184 111.684Ponta passiva .................................................. CDI + 2,0138% 11.023 81.924 11.040 75.338Swap Juros bônus perpétuosCitibank............................................................ Mar/2009 a Jun/2009 - - 6.166 - 6.210_________ _________ _________ _________Ponta ativa....................................................... USD + 0% 74.748 73.968Ponta passiva .................................................. 73,50% do CDI 68.582 67.758Total cap. giro e bônus perpétuos ............... 117 44.168 144 42.556_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________Total geral ...................................................... (345.443) (139.603) (348.276) (146.410)_________ _________ _________ __________________ _________ _________ _________

Aos Acionistas e Administradores da

Rede Energia S.A.

São Paulo - SP

1. Examinamos os balanços patrimoniais Rede Energia S.A. (“Companhia e Consolidado”), levantados

em 31 de dezembro de 2009 e 2008, e as respectivas demonstrações dos resultados, das mutações

do patrimônio líquido (Companhia), dos fluxos de caixa e do valor adicionado correspondentes aos

exercícios findos naquelas datas, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa

responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis.

2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil ecompreenderam: a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volumede transações e os sistemas contábil e de controles internos da Companhia; b) a constatação, combase em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeisdivulgados; e c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadaspela Administração da Companhia, bem como da apresentação das demonstrações financeirastomadas em conjunto.

3. Em nossa opinião, as demonstrações financeiras referidas no parágrafo 1 representamadequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da RedeEnergia S.A. (Companhia e Consolidado) em 31 de dezembro de 2009 e 2008, os resultados de

suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido (Companhia), os seus fluxos de caixa e ovalor adicionado nas operações referentes aos exercícios findos naquelas datas, de acordo com aspráticas contábeis adotadas no Brasil.

São Paulo, 19 de fevereiro de 2010.

Orlando Octávio de Freitas JúniorBDO Auditores Independentes Sócio-contadorCRC 2SP013439/O-5 CRC 1SP178871/O-4

PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

JORGE QUEIROZ DE MORAES JUNIORPresidente do Conselho

ALBERTO JOSÉ RODRIGUES ALVESConselheiro

SEBASTIÃO BIMBATIConselheiro

PLÁCIDO GONÇALVES MEIRELLESConselheiro

OMAR BITTARConselheiro

ANTONIO DA CUNHA BRAGAConselheiro

JOAQUIM DIAS DE CASTROConselheiro

JOÃO CARLOS HOPPConselheiro Independente

MARTUS ANTONIO RODRIGUES TAVARESConselheiro Independente

CARMEM CAMPOS PEREIRADiretora Presidente e de Relação com Investidores

VALDIR JONAS WOLFDiretor Vice-Presidente Executivo

RICARDO DEL GUERRA PERPETUODiretor Administrativo e Financeiro

SIDNEY SIMONAGGIODiretor de Distribuição

JOSÉ EDUARDO COSTANZODiretor de Produção e Transmissão

ALEXEI MACORIN VIVANDiretor Gerente

Atsushi NakatsuContador - CRC - 1SP 094526/O-9

PARECER DO CONSELHO FISCAL

MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO MEMBROS DA DIRETORIA

FERNANDO QUARTIM BARBOSA DE FIGUEIREDOConselheiro Efetivo

CARLOS SOUZA BARROS DE CARVALHOSAConselheiro Efetivo

OSMAR JOSÉ VICCHIATTIConselheiro Efetivo

ANNIBAL RIBEIRO DO VALLE FILHOConselheiro Efetivo

RAFAEL COSTA STRAUCHConselheiro Efetivo

“Nós membros do Conselho Fiscal da Rede Energia S.A., com base no Parecer dos Auditores Independentes, BDO Auditores Independentes, e, tendo examinado o Balanço Patrimonial encerrado em 31 de dezembro de 2009, seus anexos correspondentes e o Relatório da Administração, concluímos que as peças refletem

adequadamente a situação econômica e financeira da Companhia, e, recomendamos aos Srs. Acionistas sua aprovação em Assembleia Geral”.

Relatório da administração 2009 - Rede energia

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