Distribuição pública de 34.089 (trinta e quatromil e oitenta e nove) debêntures simples, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, em duas séries, todas nominativase escriturais, da primeira emissão para distribuição pública da DUKE ENERGY INTERNATIONAL, GERAÇÃO PARANAPANEMA S.A. (“1ª Emissão” e “Duke Energy”,“Companhia” ou “Emissora”, respectivamente), com valor nominal unitário de R$10.000,00 (dez mil reais) (“Debêntures”), perfazendo omontante de R$340.890.000,00(trezentos e quarentamilhões e oitocentos e noventamil reais) na data de emissão, qual seja, 15 de setembro de 2008 (“Oferta” e “DatadeEmissão”, respectivamente).

A Primeira Distribuição Pública de Debêntures da Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. (“Oferta”) foi aprovada conforme deliberação (i) da AssembléiaGeral da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008, cuja ata foi protocolada na Junta Comercial do Estado de São Paulo (“JUCESP”) em 03 de setembro de 2008,sob o nº 0.693.904/08-2 e será publicada no jornal “Valor Econômico” e no Diário Oficial do Estado de São Paulo; e (ii) do Conselho de Administração da Companhia quefixou as condições das Debêntures, em reunião realizada em 1º de setembro de 2008, cuja ata foi arquivada na JUCESP em 15 de setembro de 2008, sob o nº 307.280/08-1,e publicada no jornal “Valor Econômico” e no Diário Oficial do Estado de São Paulo, em 30 de setembro de 2008. A taxa final da remuneração foi aprovada peloConselho de Administração da Companhia em 30 de setembro de 2008, cuja ata será protocolada na JUCESP e publicada no jornal “Valor Econômico” e no Diário Oficialdo Estado de São Paulo.

As Debêntures serão registradas para (a) distribuição no mercado primário por meio do SDT - Módulo de Distribuição de Títulos ("SDT"), administrado e operacionalizadopela CETIP S.A. - Balcão Organizado de Ativos e Derivativos ("CETIP"), sendo a distribuição liquidada e as Debêntures custodiadas na CETIP; e (b) negociação no mercadosecundário por meio (i) do SND - Módulo Nacional de Debêntures ("SND"), administrado pela CETIP, sendo as negociações liquidadas e as Debêntures custodiadas na CETIP;e/ou (ii) do Sistema BOVESPAFIX ("BOVESPAFIX"), administrado pela Bolsa de Valores de São Paulo S.A. - BVSP ("BOVESPA"), sendo as negociações liquidadase as Debêntures custodiadas na Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia ("CBLC").

A Oferta foi registrada na Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) em [•] de [•] de 2008, sob n° CVM/SRE/DEB/2008/[•], para as Debênturesda1ªSérie, e sobn°CVM/SRE/DEB/2008/[•], para asDebêntures da2ªSérie.

Este Prospecto não deve, em qualquer circunstância, ser considerado recomendação de compra das Debêntures. Ao decidir por adquirir as Debêntures,potenciais investidores deverão realizar sua própria análise e avaliação da condição financeira da Companhia, de seus ativos e dos riscos decorrentesdo investimento nas Debêntures. Este Prospecto foi preparado com base nas informações prestadas pela Companhia, sendo que os Coordenadorestomaram todas as cautelas e agiram com elevados padrões de diligência, respondendo pela falta de diligência ou omissão, para assegurar que:(i) as informações prestadas pela Companhia fossem verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores uma tomadade decisão fundamentada a respeito da Oferta; e (ii) as informações fornecidas ao mercado durante todo o prazo de distribuição, inclusive aquelaseventuais ou periódicas constantes da atualização do registro da Companhia que venham a integrar o Prospecto, são suficientes, permitindo aosinvestidores a tomadadedecisão fundamentadaa respeito daOferta.

Antes de tomar decisão de investimento nas Debêntures que venham a ser distribuídas no âmbito da Oferta, a Companhia e os Coordenadores da Ofertarecomendam aos potenciais investidores a leitura cuidadosa deste Prospecto. Para avaliação dos riscos associados à Companhia, os investidores devemler a Seção “Fatores de Risco”, nas páginas 63 a 73 deste Prospecto. Maiores informações sobre a Emissora e a Oferta poderão ser obtidas juntoaosCoordenadores e àCVMnosendereços indicadosnaspáginas31a33.

Quaisquer outras informaçõesouesclarecimentos sobre aCompanhia e aOferta poderão ser obtidos junto aoCoordenador Líder enaCVM.

O registro daOferta não implica, por parte da CVM, garantia de veracidade das informações prestadas ou em julgamento sobre a qualidade da Companhia,bemcomosobre asDebêntures a seremdistribuídasnoâmbito daOferta.

Prospecto Preliminar da Distribuição Pública de Debêntures Simples,Não-Conversíveis emAções, daEspécieQuirografária, da1ª Emissãoda

Asinform

açõescontidas

nesteProspectoPreliminarestãosobanáliseda

Comissãode

ValoresMobiliários,aqu

alaind

anãose

manifestou

aseurespeito.O

presenteProspectoPreliminarestásujeito

àcomplem

entaçãoecorreção.

OProspectoDefinitivo

seráentregue

aosinvestidores

duranteoperío

dode

distrib

uição.

ClassificaçãodeRiscodaEmissãoMoody's: “Aa3.br”ClassificaçãodeRiscodaEmissãoStandard&Poor´s: “brAA-”

CÓDIGOISIN1ªSÉRIENºBRGEPADBS020 - CÓDIGOISIN2ªSÉRIENºBRGEPADBS038

A data deste Prospecto Preliminar é 03 de outubro de 2008

R$340.890.000,00

DukeEnergy International, GeraçãoParanapanemaS.A.Companhia Aberta - CNPJ/MF nº 02.998.301/0001-81

Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30° andar, CEP 04578-910, São Paulo - SP

A(O) presente oferta pública (programa) foi elaborada(o) de acordo com as normas de Auto-Regulaçào da ANBID para as Ofertas Públicas de Distribuiçãoe Aquisição de Valores Mobiliários, atendendo, assim, a(o) presente oferta pública (programa), aos padrões mínimos de informação exigidos pela ANBID,não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelas referidas informações, pela qualidade da emissora e/ou ofertantes, das Instituições Participantese dos valores mobiliários objeto da(o) oferta pública (programa). Este selo não implica recomendação de investimento. O registro ou análise prévia dapresente distribuição não implica, por parte da ANBID, garantia da veracidade das informações prestadas ou julgamento sobre a qualidade da companhiaemissora, bem como sobre os valores mobiliários a serem distribuídos.

COORDENADORES

COORDENADOR LÍDER

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1

ÍNDICE

1. INTRODUÇÃO

Definições ................................................................................................................................... 7

Resumo das Características da Oferta ........................................................................................... 14

Sumário dos Coordenadores ......................................................................................................... 21

Informações Cadastrais da Emissora ............................................................................................. 23

Sumário da Emissora ................................................................................................................... 24

2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

Administradores da Emissora ........................................................................................................ 31

Coordenador Líder ....................................................................................................................... 31

Coordenadores ............................................................................................................................ 31

Banco Mandatário e Depositário ................................................................................................... 32

Agente Fiduciário ......................................................................................................................... 32

Consultores Legais ....................................................................................................................... 32

Auditores Independentes ............................................................................................................. 33

Declaração da Emissora e do Coordenador Líder............................................................................ 33

3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

Características da Oferta .............................................................................................................. 37

Composição do Capital Social ...................................................................................................... 37

Autorizações Societárias ............................................................................................................. 37

Características da Oferta ............................................................................................................ 37

Características das Debêntures .................................................................................................. . 38

Contrato de Distribuição ............................................................................................................. 51

Plano da Oferta ......................................................................................................................... 52

Cronograma das Etapas da Oferta .............................................................................................. 54

Custos Estimados da Oferta ........................................................................................................ 54

Ressalvas com Relação a Declarações e Estimativas Acerca do Futuro ............................................ 57

Destinação dos Recursos .............................................................................................................. 58

4. FATORES DE RISCO

Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos ........................................................................... 63

Riscos Relacionados à Emissora e ao Setor de Energia Elétrica ....................................................... 65

Riscos Relacionados à Oferta ........................................................................................................ 72

5. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS

Informações Financeiras Selecionadas .......................................................................................... 77

Análise e Discussão da Administração sobre a Situação

Financeira e os Resultados Operacionais da Emissora .................................................................... 80

Visão Geral. ............................................................................................................................... 80

Fatores que Afetam os Resultados Operacionais .......................................................................... 80

Energia Contratada e Contratos .................................................................................................. 82

Resultados Operacionais ............................................................................................................. 92

2

6. INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA

Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil .......................................................................... 119

Geral ......................................................................................................................................... 119

O Negócio de Geração de Energia Elétrica ................................................................................... 120

Análise Setorial .......................................................................................................................... 125

Concessões ............................................................................................................................... 125

Principais Entidades Regulatórias ................................................................................................ 127

Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico .......................................................................................... 129

Os Leilões de Energia ................................................................................................................. 133

Contratos Firmados Anteriormente à Lei do Novo Modelo de Setor Elétrico .................................... 137

Limitações Governamentais de Participação dos Agentes no Mercado............................................ 137

A Desverticalização no Âmbito do Novo Marco Regulatório ........................................................... 138

Garantias Financeiras ................................................................................................................ 138

Remuneração das Geradoras. ..................................................................................................... 139

Mecanismo de Realocação de Energia – MRE ............................................................................... 141

Incentivos a Fontes Alternativas de Energia ................................................................................. 142

Encargos Setoriais ..................................................................................................................... 143

Racionamento............................................................................................................................ 145

Aspectos Ambientais .................................................................................................................. 147

Atividades da Emissora ................................................................................................................ 149

Introdução ................................................................................................................................ 149

Estrutura Organizacional e Principais Acionistas ........................................................................... 150

Reestruturações Societárias ........................................................................................................ 154

Participações Societárias ............................................................................................................ 154

Acordo de Acionistas .................................................................................................................. 154

Breve Histórico .......................................................................................................................... 154

Pontos Fortes ............................................................................................................................ 155

Estratégia .................................................................................................................................. 156

Atividades da Emissora ............................................................................................................... 157

Manutenção .............................................................................................................................. 160

Excelência Operacional ............................................................................................................. 162

Comercialização ......................................................................................................................... 164

Mercado Atacadista de Energia ................................................................................................... 164

Sazonalidade ............................................................................................................................. 166

Concorrência ............................................................................................................................. 166

Contratos Relevantes ................................................................................................................. 167

Contratos Financeiros ................................................................................................................ 172

Investimentos Relevantes .......................................................................................................... 173

Desinvestimentos ...................................................................................................................... 173

Propriedade Intelectual, Patentes, Marcas e Licenças ................................................................... 173

Meio Ambiente .......................................................................................................................... 173

Gestão de Crises ....................................................................................................................... 176

Seguros .................................................................................................................................... 177

Pesquisa e Desenvolvimento ...................................................................................................... 177

3

Ativo Imobilizado ......................................................................................................................... 178

Recursos Humanos ...................................................................................................................... 179

Descrição do Capital Social e Dividendos ....................................................................................... 183

Geral ........................................................................................................................................ 183

Objeto Social ............................................................................................................................. 183

Capital Social ............................................................................................................................ 183

Capital Autorizado ..................................................................................................................... 184

Grupamento de Ações da Companhia ......................................................................................... 184

Conversão de Ações da Companhia ............................................................................................ 184

Ações em Tesouraria ................................................................................................................. 185

Direito das Ações ....................................................................................................................... 185

Direitos dos Acionistas ............................................................................................................... 186

Destinação do Resultado do Exercício ......................................................................................... 186

Destinação do Lucro Líquido ....................................................................................................... 186

Reserva de Lucros ..................................................................................................................... 186

Acordo de Acionistas .................................................................................................................. 187

Ações em Tesouraria e Política para Negociação de Valores Mobiliários

de Emissão da Companhia .......................................................................................................... 187

Restrições ................................................................................................................................. 188

Ações da Companhia Direta ou Indiretamente Detidas pelos Administradores ............................... 188

Política de Distribuição de Dividendos ......................................................................................... 189

Práticas de Governança Corporativa .............................................................................................. 190

Políticas de Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo Cultural ............................................... 191

Administração ............................................................................................................................. 192

Conselho de administração ......................................................................................................... 192

Diretoria ................................................................................................................................... 194

Conselho Fiscal .......................................................................................................................... 197

Remuneração da Administração.................................................................................................. 199

Relação entre administradores e Companhia ............................................................................... 200

Planos de Opção de Compra de Ações ........................................................................................ 200

Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia ...................................... 201

Contingências Judiciais e Administrativas ...................................................................................... 204

Operações com Partes Relacionadas ............................................................................................. 207

Operações Vinculadas à Oferta ..................................................................................................... 208

4

7. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

ITR - Informações Trimestrais da Emissora relativas ao Período encerrado em 30 de junho de 2008,

com respectivo Parecer dos Auditores Independentes .................................................................... 211

DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado

em 31 de dezembro de 2007, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes ....................... 259

DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado

em 31 de dezembro de 2006, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes ....................... 347

DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerrado

em 31 de dezembro de 2005, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes ....................... 407

8. ANEXOS

Ata da Assembléia Geral da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008 .................................... 469

Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008 ........... 477

Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 30 de setembro de 2008 .............. 503

Estatuto Social da Emissora ........................................................................................................... 511

Escritura Particular de Emissão de Debêntures ................................................................................ 529

Súmulas da Classificação de Risco...... ........................................................................................... 575

Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 ................................. 583

Declaração do Coordenador Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 ................... 587

5

1. INTRODUÇÃO

Definições

Resumo das Características da Oferta

Sumário dos Coordenadores

Informações Cadastrais da Emissora

Sumário da Emissora

6

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

7

DEFINIÇÕES

ABRADEE Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica.

ACL Ambiente de Contratação Livre.

Acordo Geral do Setor

Elétrico

Acordo instituído em razão do racionamento de energia elétrica pela

Medida Provisória nº 14, de 21 de dezembro de 2001, convertida na Lei

nº 10.438, de 26 de abril de 2002.

Acordo Sindical Acordo Coletivo do Trabalho, instrumento jurídico celebrado entre a

Empresa e a entidade sindical de trabalhadores correspondente a

atividade fim da Empresa, em nome da categoria, para estipular e

regular as condições das relações de trabalho entre o os empregados e

empregador.

ACR Ambiente de Contratação Regulada.

Administradores Diretores e Conselheiros da Administração da Companhia.

AGD Assembléia Geral de Debenturistas.

Agente Fiduciário Planner Trustee DTVM Ltda.

Agentes Financeiros Banco Citibank S.A. e Banco Itaú BBA S.A.

ANBID Associação Nacional dos Bancos de Investimento.

ANDIMA Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro.

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL.

Anúncio de Início Anúncio de início da distribuição pública das Debêntures.

Anúncio de Encerramento Anúncio de encerramento da distribuição pública das Debêntures.

Auditores Independentes PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes.

Autoprodutor Agente titular de concessão, permissão ou autorização para produzir

energia elétrica destinada ao seu uso exclusivo.

BACEN Banco Central do Brasil.

Banco Mandatário e Banco

Depositário

Banco Citibank S.A.

BID Banco Interamericano de Desenvolvimento.

BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – BNDES.

BOVESPA Bolsa de Valores de São Paulo S.A. – BVSP

Brasil República Federativa do Brasil.

BR GAAP Práticas contábeis adotadas no Brasil, as quais são baseadas na Lei das

Sociedades por Ações, normas contábeis emitidas pelo IBRACON e resoluções

da Comissão de Valores Mobiliários e do Conselho Federal de Contabilidade.

8

Capacidade Instalada Quantidade máxima de eletricidade que pode ser entregue por uma

unidade geradora em particular, em bases de carga total contínua nos

termos de condições específicas, conforme designado pelo fabricante da

referida unidade geradora.

CBA Companhia Brasileira de Alumínio.

CCC Conta de Consumo de Combustíveis.

CCEAR Contrato de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado.

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica.

CDI Certificado de Depósito Interbancário.

CEMIG CEMIG - Companhia Energética de Minas Gerais.

CESP CESP - Companhia Energética de São Paulo.

CETIP CETIP S.A. - Balcão Organizado de Ativos e Derivativos.

CHESF Companhia Hidroelétrica do São Francisco.

CIBACAP Consórcio Intermunicipal da Bacia Capivara.

Citibank ou Coordenador

Líder

Banco Citibank S.A.

CMN Conselho Monetário Nacional.

CMSE Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico.

CNPE Conselho Nacional de Política Energética.

COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social.

Companhia, Emissora ou

Duke Energy

Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

Consumidores Livres Consumidores que optaram por contratar seu fornecimento, no todo ou

em parte, com PIE ou com comercializador de energia elétrica.

Contrato de Concessão

76/99

Contratos de Concessão de Uso de Bem Público n.º 76/1999, celebrado

em 22 de setembro de 1999, entre a Emissora e a União Federal.

Contrato de Concessão

183/98

Contratos de Concessão de Uso de Bem Público n.º 183/98, celebrado

em 30 de julho de 1998, entre a Emissora e a União Federal.

Contrato de Distribuição Contrato de Coordenação, Colocação e Distribuição Pública de Debêntures

Simples, Quirografárias e Não Conversíveis em Ações da Primeira Emissão

da Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

9

Contrato de Confissão de

Dívida

Instrumento Particular de Contrato de Ajuste das Reservas Matemáticas e

Confissão de Dívida do Plano de Suplementação de Aposentadorias e

Pensão da CESP administrado pela Fundação CESP, Promessa de Dação de

Imóveis em Pagamento, com Transferência de Posse Imediata,

Compromisso de Regularização Registraria e Outras Avenças, firmado em

18 de novembro de 1997, entre a CESP e a Fundação CESP e transferido à

Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema – CGEEP, em 18

de novembro de 1999, por meio do Instrumento Particular de Compromisso

e Assunção Parcial de Obrigações de Ajuste de Reservas e Confissão de

Dívidas existentes entre a CESP e a Fundação CESP, pela CGEEP e Outras

Avenças.

Contratos de Concessão Contratos de Concessão de Uso de Bem Público n.º 76/1999 e 183/98,

celebrados em 22 de setembro de 1999 e 30 de julho de 1998,

respectivamente, entre Emissora e União Federal.

Contratos Iniciais Contratos de compra e venda de energia elétrica, referentes a

montantes definidos em Resoluções da ANEEL, firmados com base na

Lei n.º 9.648 de 27 de maio de 1998 entre uma concessionária de

geração e uma concessionária de distribuição de energia elétrica.

Coordenadores Banco Citibank e Banco Itaú BBA.

COPEL COPEL - Companhia Paranaense de Energia.

CPFL Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL.

CVA Conta de Compensação de Variação de Valores de Itens da Parcela A da

tarifa de energia elétrica.

CVM Comissão de Valores Mobiliários – CVM.

Data de Emissão 15 de setembro de 2008.

Debêntures Debêntures objeto das distribuições públicas efetuadas ao amparo da

Oferta.

Debenturistas Os titulares de Debêntures, objeto das distribuições públicas efetuadas

ao amparo da Oferta.

Decreto n.º 5.163/04 Decreto nº 5.163, de 30 de julho de 2004.

DNAEE Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica.

Dólar Dólar Estadunidense.

Duke Brasil ou DEI Duke Energy International, Brasil Ltda., acionista controladora direta da

Companhia.

Duke Energy, Companhia

ou Emissora

Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

Duke Energy Corp. Duke Energy Corporation, controladora indireta da Companhia.

10

EAEE Encargo de Aquisição de Energia Emergencial.

EBITDA ou LAJIDA O EBITDA consiste no lucro líquido deduzido das receitas e despesas

financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e

depreciação e amortização. O EBITDA é uma medição não contábil,

calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No.

01/2007. O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao

lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da

Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador

de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA

fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente

utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e

comparar empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter

em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP e

que pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhias.

O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado

nas demonstrações financeiras.

EBITDA Ajustado O EBITDA Ajustado para os exercícios encerrados em 31 de dezembro

de 2007, 2006 e 2005 foi calculado com base nos ajustes que a

administração da Companhia entende como necessário para a

comparação dos exercícios e compreensão do seu desempenho,

conforme detalhado na Seção "Análise e Discussão da Administração

sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais da Emissora -

Resultados Operacionais - EBITDA", localizada na página 80 deste

Prospecto. O EBITDA Ajustado é um dado financeiro que não está

expressamente indicado nas demonstrações financeiras.

ECE Encargo de Capacidade Emergencial.

Eletrobrás Centrais Elétricas Brasileiras S.A.

EPE Empresa de Pesquisa Energética - EPE

Energia Assegurada Quantidade de energia elétrica de uma usina, estabelecida pelo Poder

Concedente no respectivo contrato de concessão, que deverá ser

disponibilizada para venda.

Escritura de Emissão Escritura Particular de Emissão Pública de Debêntures Simples,

Quirografárias e Não Conversíveis em Ações da Primeira Emissão de

Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

Estatuto Social Estatuto Social da Emissora, conforme aprovado em Assembléia Geral

Extraordinária de acionistas, realizada em 30 de abril de 2008.

FGV Fundação Getúlio Vargas.

FINAM Fundo de Investimento da Amazônia.

FINAME Linha de crédito do BNDES para aquisição de máquinas e equipamentos

novos, de fabricação nacional, através de instituições financeiras

credenciadas.

Fundo UBP Fundo de Uso de Bem Público.

GCE Câmara de Gestão da Crise de Energia.

11

IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais

Renováveis.

IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística.

ICMS Imposto sobre Operações Relativas à Circulação de Mercadorias e sobre

Prestações de Serviços de Transporte Interestadual e Intermunicipal e

de Comunicação.

IGP-M Índice Geral de Preços do Mercado, conforme apurado e divulgado pela

Fundação Getúlio Vargas.

Instrução CVM 400/03 Instrução CVM n.º 400, de 29 de dezembro de 2003, conforme

alterada.

Instrução CVM n.º 409/04 Instrução CVM n.º 409, de 18 de agosto de 2004, conforme alterada.

IOF Imposto sobre Operações Financeiras.

IPCA Índice de Preços ao Consumidor Amplo, conforme apurado e divulgado

pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística - IBGE.

IRT Índice de Revisão Tarifária.

Itaú BBA Banco Itaú BBA S.A.

JUCESP Junta Comercial do Estado de São Paulo.

Lafis Lafis - Consultoria, Análises Setoriais e de Empresas.

Lei das Sociedades por

Ações ou Lei n.º 6.404/76

Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976 e alterações posteriores.

Lei de Concessões Lei n.º 8.987, de 13 de fevereiro de 1995 e alterações posteriores.

Lei de Reestruturação

do Setor Elétrico Lei n.° 9.648, de 27 de maio de 1998, e alterações posteriores.

Lei do Novo Modelo

do Setor Elétrico

Lei n.º 10.848, de 15 de março de 2004 e regulamentação posterior.

Lei do Setor Elétrico Lei n.º 9.074, de 07 de julho de 1995 e alterações posteriores.

Lei n.º 10.604/02 Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002.

Lei n.º 10.438/02 Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, posteriormente modificada pela

Lei n.º 10.762, de 11 de novembro de 2003.

MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica.

Mega Volt Ampére (MVA) Unidade equivalente a 1 milhão de Volts Ampère ou 1 Mega Volt

Ampère.

Megawatt (MW) Unidade equivalente a um milhão de watts.

12

Megawatt hora (MWh) Unidade equivalente a um megawatt de energia elétrica fornecida ou

solicitada por hora ou um milhão de watts hora.

MME Ministério das Minas e Energia.

MRE Mecanismo de Realocação de Energia, tratando-se de mecanismo

financeiro que tem o objetivo de otimizar os custos de operação no

sistema energético nacional.

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico.

Parque Gerador Parque gerador da Companhia, composto por 8 usinas hidrelétricas.

PASEP Programa de Formação ao Patrimônio do Servidor Público.

PCH Pequena Central Hidrelétrica.

PDEE Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica.

PDV Programa de Desligamentos Voluntários.

PIB Produto Interno Bruto.

PIE Produtor Independente de Energia Elétrica. A Lei Federal n.º 9.074, de

1995, em seu artigo 11, caput, assim dispõe: ―Considera-se produtor

independente de energia elétrica a pessoa jurídica ou empresas

reunidas em consórcio que recebam concessão ou autorização do poder

concedente, para produzir energia elétrica destinada ao comércio de

toda ou parte da energia produzida, por sua conta e risco.‖

PIS Programa de Integração Social.

Poder Concedente Governo Federal.

PPT Programa Prioritário de Termoeletricidade.

PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica.

Prospecto Definitivo Prospecto Definitivo da Primeira Oferta de Valores Mobiliários da Duke

Energy International, Geração Paranapanema S.A. datado de [] de []

de 2008.

Prospecto Preliminar Prospecto Preliminar da Primeira Oferta de Valores Mobiliários da Duke

Energy International, Geração Paranapanema S.A., datado de 27 de

agosto de 2008.

Prospectos Prospecto Preliminar em conjunto com o Prospecto Definitivo.

Rede Básica Conjunto de linhas de transmissão, barramentos, transformadores de

potência e equipamentos com tensão igual ou superior a 230 kV e

instalações definidas pela ANEEL.

RGR ou Fundo RGR Reserva Global de Reversão.

13

RTE Recomposição Tarifária Extraordinária.

SDT Módulo de Distribuição de Títulos.

SEADE Fundação Sistema Estadual de Análise de Dados.

SELIC Sistema Especial de Liquidação e Custódia.

SIN Sistema Interligado Nacional ou Sistema Elétrico Interligado.

SND Módulo Nacional de Debêntures.

TAC Termo de Ajustamento de Conduta.

Taxa DI Taxa média diária dos Depósitos Interfinanceiros de um dia, calculadas

e divulgadas pela CETIP, no Informativo Diário, disponível em sua

página na Internet (http://www.cetip.com.br), base 252 (duzentos e

cinqüenta e dois) dias, expressa na forma percentual ao ano.

TEO Tarifa de Energia de Otimização.

TJLP Taxa de Juros de Longo Prazo.

Valor Nominal Valor nominal unitário de R$10.000,00 (dez mil reais) das Debêntures,

na respectiva Data de Emissão.

14

RESUMO DAS CARACTERÍSTICAS DA OFERTA

Emissora Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

Coordenadores Citibank (Coordenador Líder) e Itaú BBA.

Agente Fiduciário Planner Trustee DTVM Ltda.

Instituição Depositária Banco Citibank S.A.

Classificação de Risco Moody's: Aa3.br; Standard & Poor‘s: brAA-.

Autorizações Societárias A Oferta foi aprovada com base nas deliberações (i) da assembléia geral

extraordinária da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008, cuja ata

foi protocolada na JUCESP em 3 de setembro de 2008, sob o nº

0.693.904/08-2, e será publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo

e no jornal "Valor Econômico"; (ii) da reunião do conselho de

administração da Emissora que fixou as condições das Debêntures,

realizada em 01 de setembro de 2008, cuja ata foi arquivada na JUCESP

em 15 de setembro de 2008, sob o nº 307.280/08-1, e publicada no

Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Valor Econômico", em

30 de setembro de 2008; e (iii) da reunião do conselho de administração

da Emissora que aprovou a taxa final da remuneração foi realizada em

30 de setembro de 2008, cuja ata será arquivada na JUCESP, e

publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Valor

Econômico".

Destinação dos Recursos Os recursos líquidos obtidos pela Emissora com a Oferta serão

integralmente utilizados para pré-pagar parcialmente o empréstimo que

a Emissora possui com a Eletrobrás, datado de 19 de julho de 1999, cujo

montante, em 30 de junho de 2008 era de R$1.006,4 milhões. Para mais

informações, ver seção "Destinação dos Recursos", localizada na página

58 deste Prospecto.

Colocação As Debêntures serão objeto de distribuição pública, com colocação sob o

regime de garantia firme de subscrição com exceção dos lotes

suplementar e adicional, que serão colocados em melhores esforços, nos

termos do Contrato de Distribuição, com intermediação de instituições

financeiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários,

não existindo reservas antecipadas, nem fixação de lotes mínimos ou

máximos, devendo a Oferta ser efetivada de acordo com o resultado do

Procedimento de Bookbuilding, conforme abaixo definido. Para maiores

informações, ver seção "Características da Oferta – Colocação",

localizada na página 37 deste Prospecto.

15

Procedimento de Bookbuilding Foi adotado o procedimento de bookbuilding, organizado pelos

Coordenadores, por meio da coleta de intenções de investimento, nos

termos do artigo 23, parágrafos 1º e 2º, e do artigo 44 da Instrução CVM

400/03, sem recebimento de reservas, sem lotes mínimos ou máximos,

em vista do qual a Emissora definiu o seguinte: (i) conforme previsto na

seção "Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures –

Séries" localizada na página 38 deste Prospecto, (a) a emissão das

Debêntures da Primeira Série e a quantidade das Debêntures da Primeira

Série; e (b) a emissão das Debêntures da Segunda Série e a quantidade

das Debêntures da Segunda Série; e (ii) a Remuneração da Primeira

Série e a Remuneração da Segunda Série. Para fins de fixação do preço

de distribuição das Debêntures, não foram coletadas intenções de

investimento de pessoas vinculadas à distribuição.

Valor Total da Emissão O valor total da emissão é de R$340.890.000,00 na Data de Emissão,

sem considerar as Debêntures Suplementares e as Debêntures Adicionais.

Quantidade Serão emitidas 30.000 Debêntures, sem considerar as Debêntures

Suplementares e as Debêntures Adicionais, observado o disposto na seção

―Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures – Séries",

localizada na página 39 deste Prospecto.

Debêntures Suplementares Nos termos do artigo 24 da Instrução CVM 400/03, a quantidade de

Debêntures inicialmente ofertada (sem considerar as Debêntures

Adicionais) poderia ser acrescida em até 15%, ou seja, em até 4.500

Debêntures suplementares, nas mesmas condições e preço das

Debêntures inicialmente ofertadas, destinadas a atender excesso de

demanda que fosse constatado no decorrer da Oferta, conforme opção

outorgada pela Emissora aos Coordenadores no Contrato de Distribuição,

que somente poderia ser exercida pelos Coordenadores em comum

acordo com a Emissora até a data de conclusão do Procedimento de

Bookbuilding, não tendo havido tal acréscimo.

Debêntures Adicionais Nos termos do artigo 14, parágrafo 2º, da Instrução CVM 400/03,

a quantidade de Debêntures inicialmente ofertada (sem considerar as

Debêntures Suplementares) foi acrescida em 4.089 (quatro mil e oitenta

e nove Debêntures adicionais, nas mesmas condições e preço das

Debêntures inicialmente ofertadas, que foram emitidas pela Emissora

em comum acordo com os Coordenadores até a data de conclusão do

Procedimento de Bookbuilding. A critério dos Coordenadores e da Emissora,

conforme verificado pelo Procedimento de Bookbuilding, as Debêntures

Adicionais são Debêntures da Segunda Série.

Valor Nominal As Debêntures terão valor nominal unitário de R$10.000,00 na Data

de Emissão.

Conversibilidade As Debêntures não serão conversíveis em ações.

16

Espécie As Debêntures serão da espécie quirografária, nos termos do artigo 58

da Lei das Sociedades por Ações, não conferindo, portanto, qualquer

privilégio especial ou geral a seus titulares, nem especificando bens para

garantir eventual execução.

Séries A emissão será realizada em até duas séries, sendo que (i) a primeira

série será composta por 24.976 Debêntures; e (ii) a segunda série será

composta por até 9.113 Debêntures. Para maiores informações, ver seção

"Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures – Séries",

localizada na página 39 deste Prospecto.

Prazo de Subscrição Respeitadas (i) a concessão do registro da Oferta pela CVM; (ii) a

publicação do Anúncio de Início; e (iii) a disponibilização do Prospecto

Definitivo da Oferta aos investidores, as Debêntures serão subscritas, a

qualquer tempo, em até 6 (seis) meses contados da data da publicação

do Anúncio de Início.

Forma de Subscrição As Debêntures serão subscritas por meio dos procedimentos da CETIP.

Forma e Preço de

Integralização

As Debêntures serão integralizadas à vista, no ato da subscrição e em

moeda corrente nacional, sendo que (i) as Debêntures da Primeira Série

serão integralizadas pelo Valor Nominal (conforme definido abaixo),

acrescido da Remuneração da Primeira Série, calculada pro rata temporis

desde a Data de Emissão (conforme definido abaixo) até a Data de

Integralização (conforme definido abaixo); e (ii) as Debêntures da

Segunda Série serão integralizadas pelo Valor Nominal, acrescido da

Remuneração da Segunda Série, calculada pro rata temporis desde a

Data de Emissão até a Data de Integralização.

Negociação As Debêntures serão registradas para negociação no mercado secundário

por meio do SND e/ou do BOVESPAFIX.

Data de Emissão Para todos os efeitos legais, a data de emissão das Debêntures será o

dia 15 de setembro de 2008.

Prazo e Data de Vencimento Observado o disposto na Escritura de Emissão, o prazo (i) das

Debêntures da Primeira Série será de cinco anos, contados da Data de

Emissão, vencendo-se, portanto, em 15 de setembro de 2013; e (ii) das

Debêntures da Segunda Série será de sete anos, contados da Data de

Emissão, vencendo-se, portanto, em 15 de setembro de 2015.

17

Pagamento do Valor Nominal O Valor Nominal (i) das Debêntures da Primeira Série será pago em 4

(quatro) parcelas anuais e sucessivas, cada parcela no valor de R$2.500,00

(dois mil e quinhentos reais) por Debênture da Primeira Série, ocorrendo o

primeiro pagamento em 15 de setembro de 2010 e o último na Data de

Vencimento da Primeira Série; e (ii) das Debêntures da Segunda Série será

pago em 3 (três) parcelas anuais e sucessivas, sendo as duas primeiras

parcelas no valor de R$3.333,33 (três mil, trezentos e trinta e três reais e

trinta e três centavos) por Debênture da Segunda Série, ocorrendo o

primeiro pagamento em 15 de setembro de 2013 e o saldo remanescente

do Valor Nominal na Data de Vencimento da Segunda Série.

Remuneração da Primeira

Série

Atualização monetária: o Valor Nominal das Debêntures da Primeira

Série não será atualizado; e

Juros remuneratórios: a partir da Data de Emissão as Debêntures da

Primeira Série renderão juros remuneratórios correspondentes à variação

acumulada Taxa DI, acrescida de um spread ao ano, base 252 (duzentos

e cinqüenta e dois) dias úteis, definido de acordo com o Procedimento

de Bookbuilding, de 2,15% (dois inteiros e quinze centésimos por cento),

calculados de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias

úteis decorridos, incidentes sobre o saldo do Valor Nominal das

Debêntures da Primeira Série desde a Data de Emissão ou a data de

vencimento do Período de Capitalização anterior, conforme o caso, até a

data de seu efetivo pagamento. A Remuneração da Primeira Série será

paga semestralmente a partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro

pagamento em 15 de março de 2009 e, o último, na Data de Vencimento

da Primeira Série. Farão jus à Remuneração da Primeira Série os titulares

das Debêntures da Primeira Série ("Debenturistas da Primeira

Série") ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de

pagamento.

18

Remuneração da Segunda

Série

Atualização monetária: o Valor Nominal das Debêntures da Segunda

Série será atualizado pela variação do IPCA, desde a Data de Emissão

até a data de seu efetivo pagamento, calculada de forma pro rata

temporis por dias úteis. A Atualização Monetária da Segunda Série será

paga nas mesmas datas de amortização do Valor Nominal das

Debêntures da Segunda Série, ocorrendo o primeiro pagamento em

15 de setembro de 2013 e o último, na Data de Vencimento da Segunda

Série. Farão jus à Atualização Monetária da Segunda Série os titulares

das Debêntures da Segunda Série ("Debenturistas da Segunda

Série") ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de

pagamento; e

Juros remuneratórios: sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures

da Segunda Série atualizado pela Atualização Monetária da Segunda

Série incidirão juros remuneratórios correspondentes a 11,60% (onze

inteiros e sessenta centésimos por cento), definido de acordo com o

Procedimento de Bookbuilding, com vencimento em 2012, calculados de

forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis

decorridos, incidentes sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures da

Segunda Série atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série,

desde a Data de Emissão ou a data de vencimento do Período de

Capitalização anterior, conforme o caso, até a data de seu efetivo

pagamento. A Sobretaxa da Segunda Série será paga anualmente a

partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em

15 de setembro de 2009 e, o último, na Data de Vencimento da Segunda

Série. Farão jus à Sobretaxa da Segunda Série os titulares das

Debêntures da Segunda Série ("Debenturistas da Segunda Série")

ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de

pagamento.

Repactuação Não haverá repactuação programada.

Resgate Antecipado

Obrigatório

A Emissora poderá a partir (i) do 36º (trigésimo sexto) mês após a Data

de Emissão das Debêntures da Primeira Série, e (ii) do 60º (sexagésimo)

mês após a Data de Emissão das Debêntures da Segunda Série,

promover o resgate total antecipado de todas as Debêntures, mediante

pagamento de um prêmio de resgate, com o conseqüente cancelamento

de tais Debêntures em circulação, na forma prevista na seção

"Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures – Resgate

Antecipado Obrigatório", localizada na página 46 deste Prospecto.

Oferta de Resgate Antecipado

Facultativo

A Emissora poderá, a seu exclusivo critério, realizar a qualquer tempo,

oferta de resgate antecipado das Debêntures, com o conseqüente

cancelamento de tais Debêntures, endereçada a todos os Debenturistas

da série em questão, sem distinção, assegurado a todos os

Debenturistas da referida série igualdade de condições para aceitar o

resgate das Debêntures de que forem titulares, na forma prevista na

seção "Informações Sobre a Oferta – Características das Debêntures –

Oferta de Resgate Antecipado Facultativo", localizada na página 46 deste

Prospecto.

19

Aquisição facultativa A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir Debêntures em circulação

por preço não superior ao saldo do Valor Nominal, acrescido da

Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a

data do último pagamento da Remuneração, conforme o caso, até a data

do seu efetivo pagamento, observado o disposto no parágrafo 2º do

artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures adquiridas

pela Emissora poderão, a critério da Emissora, ser canceladas,

permanecer em tesouraria ou ser novamente colocadas no mercado. As

Debêntures adquiridas pela Emissora para permanência em tesouraria

nos termos deste item, se e quando recolocadas no mercado, farão jus à

mesma Remuneração das demais Debêntures em circulação daquela

série ("Aquisição Facultativa").

Eventos de Inadimplemento e

Vencimento Antecipado

As Debêntures estão sujeitas a determinados Eventos de

Inadimplemento que podem acarretar o seu vencimento antecipado.

Para mais informações, ver seção "Informações Sobre a Oferta –

Vencimento Antecipado", localizada na página 48 deste Prospecto.

Quoruns de Deliberação Nas deliberações das assembléias gerais de Debenturistas da Primeira

Série e de Debenturistas da Segunda Série, a cada Debênture em

circulação caberá um voto, admitida a constituição de mandatário,

Debenturista ou não. Exceto pelo disposto no parágrafo seguinte, todas

as deliberações a serem tomadas em assembléia geral de Debenturistas da

Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série dependerão de

aprovação de Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 (dois terços)

das Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo, 2/3 (dois

terços) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso.

Não estão incluídos no quorum a que se refere o parágrafo acima: (i) os

quoruns expressamente previstos em outras cláusulas da Escritura de

Emissão; e (ii) as alterações, que deverão ser aprovadas por

Debenturistas da Primeira Série ou Debenturistas da Segunda Série

representando, no mínimo, 90% (noventa por cento) das Debêntures da

Primeira Série em circulação ou, no mínimo, 90% (noventa por cento)

das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso,

(a) dos quoruns previstos na Escritura de Emissão; (b) da Remuneração,

exceto pelo disposto na Cláusula 6.12.5 da Escritura de Emissão; (c) de

quaisquer datas de pagamento de quaisquer valores previstos na

Escritura de Emissão; (d) da espécie das Debêntures; (e) da criação de

evento de repactuação; (f) das disposições relativas à Oferta de Resgate

Antecipado; ou (g) de qualquer Evento de Inadimplemento.

Para os fins da Escritura de Emissão, "Debêntures em circulação"

significam todas as Debêntures subscritas e não resgatadas, excluídas as

Debêntures pertencentes, direta ou indiretamente, à Emissora ou a

qualquer controladora ou controlada, direta ou indireta, da Emissora ou

qualquer de seus diretores ou conselheiros.

20

Público Alvo O público alvo da Oferta é composto por investidores institucionais ou

qualificados, conforme definido no artigo 109 da Instrução CVM n.º 409,

de 18 de agosto de 2004, conforme alterada, podendo, entretanto, ser

atendidos outros investidores, pessoas físicas ou jurídicas, não

qualificados, clientes dos Coordenadores que tenham amplo

conhecimento dos termos, condições e riscos inerentes às Debêntures,

bem como acesso aos Prospectos.

Inadequação da Oferta O investimento nas Debêntures não é adequado a investidores que

(i) necessitem de liquidez, tendo em vista a possibilidade de serem

pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado

secundário; e/ou (ii) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de

empresa do setor privado e/ou do setor de geração de energia. Os

investidores devem ler com atenção a seção "Fatores de Risco",

localizada na página 63 deste Prospecto.

Regime de Colocação –

Garantia Firme e Melhores

Esforços

A Oferta será realizada sob os regimes de garantia firme e melhores

esforços de colocação. Para mais informações, ver seção "Informações

Sobre a Oferta – Regime de Colocação", localizada na página 52 deste

Prospecto.

Fatores de Risco Para explicação acerca dos fatores de risco que devem ser considerados

cuidadosamente antes da decisão de investimento nas Debêntures, ver

seção "Fatores de Risco", localizada na página 63 deste Prospecto.

Informações Adicionais Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a

Emissora ou a Oferta poderão ser obtidos com a Companhia, os

Coordenadores e/ou na CVM, nos endereços indicados na seção

"Identificação de Administradores, Consultores e Auditores"

deste Prospecto, localizada na página 31 deste Prospecto. Para

descrição completa das condições aplicáveis à Oferta, ver seção

"Informações Sobre a Oferta", localizada na página 37 deste Prospecto.

O pedido de registro da Oferta foi apresentado à CVM em 27 de agosto

de 2008, tendo a CVM concedido o registro em [•] de [•] de 2008, sob o

nº CVM/SRE/DEB/2008/[•] (Debêntures da Primeira Série) e

CVM/SRE/DEB/2008/[•] (Debêntures da Segunda Série).

21

SUMÁRIO DOS COORDENADORES

Coordenador Líder

Banco Citibank S.A.

O grupo Citibank, do qual o Citibank é parte, é um dos maiores conglomerados financeiros do mundo, está

presente em mais de 100 países, reúne atualmente 200 milhões de contas de clientes, conta com cerca de 300

mil funcionários e possui ativos totais de US$2,17 trilhões, distribuídos entre pessoas físicas e jurídicas,

entidades governamentais e outras instituições, combinando recursos globais com forte presença local.

Presente há mais de 93 anos no Brasil, o Citibank conta hoje com mais de 7 mil funcionários, R$ 36,5 bilhões

em ativos totais e mais de 400 mil correntistas.

E, como parte integrante dessa organização, o Citibank, tem atuado continuamente e com forte presença no

segmento Citi Markets & Banking, com destaque para áreas de renda fixa e variável, fusões e aquisições,

project finance e empréstimos sindicalizados.

Em 2006, o Banco Citibank participou de diversas emissões de debêntures, totalizando R$ 11,4 bilhões

distribuídos a investidores. O Citibank participou como coordenador das três maiores transações de renda fixa

já realizadas no mercado de capitais brasileiro, Companhia de Bebidas das Américas - AmBev, Telemar Norte

Leste S.A. - Telemar e Companhia Vale do Rio Doce - CVRD, sendo uma delas a primeira emissão de uma

empresa investment grade em escala global.

Em 2007, o Banco Citibank participou de diversas emissões de debêntures, totalizando R$ 4,0 bilhões

distribuídos a investidores. O Banco Citibank participou como coordenador da única transação AAA realizada

em 2008.

Em 2008 e até a presente data, o Banco Citibank participou de emissões no mercado de capitais brasileiro de

renda fixa, totalizando R$ 680 milhões distribuídos a investidores.

Coordenadores

Banco Itaú BBA S.A.

O Itaú BBA é um dos maiores bancos de atacado do Brasil, com ativos de R$ 99,3 bilhões e patrimônio líquido

de R$ 5,9 bilhões em 31 de dezembro de 2007. O banco faz parte do grupo Itaú, que possui 95,8% do total

de ações e 50,0% das ações ordinárias de emissão do Itaú BBA, sendo o restante detido por executivos do

próprio banco. O Itaú BBA se caracteriza pelo foco no atendimento aos clientes corporativos, com ênfase em

crédito e operações estruturadas, atuando, assim, como banco corporativo e banco de investimento.

Em 2007, o Itaú BBA participou de 19 ofertas públicas de ações, das quais 14 operações de IPOs e 5 de

follow-ons. O montante total dessas ofertas alcançou R$ 22,5 bilhões. No segmento de renda fixa o Itaú BBA

manteve, em 2007,pelo quarto ano consecutivo, a liderança no ranking ANBID de distribuição de renda fixa

doméstica. Foram 28 operações de Renda Fixa (Debêntures, FIDCs, CRIs, CPRs e CDCAs), que representam

uma participação de mercado de 24%.

De acordo com o ranking ANBID, o Itaú BBA é o líder de distribuição de operações de renda fixa no mercado

doméstico, ocupando o primeiro lugar em 2004, 2005, 2006, 2007 e 2008 (este último até julho) com

participações de mercado de 26%, 20%, 19%, 24% e 62% respectivamente.

22

Em 2007, dentre as operações de renda fixa no mercado de capitais local coordenadas pelo Banco Itaú BBA,

destacam-se as emissões de debêntures da Telemar Participações S.A., no valor de R$ 250 milhões; da

Companhia Energética do Maranhão – CEMAR (R$ 267,3 milhões), da Companhia Brasileira de Distribuição S.A

(R$ 779 milhões), da Cyrela Brazil Realty S.A. Empreendimentos e Participações (R$ 500 milhões), da

Tractebel Energia S.A. (R$ 350 milhões), da Nova América S.A. Agroenergia (R$ 306,9 milhões), da BR Malls

Participações S.A. (R$ 320 milhões), da Concessionária de Rodovias do Oeste de SP – Via Oeste S.A. (R$ 650

milhões), da BFB Leasing S.A. Arrendamento Mercantil (R$ 10 bilhões), da J.Macêdo S.A. (R$ 104 milhões), da

Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A. (R$ 600 milhões), da Zain Participações S.A. (R$ 368

milhões), da Itauseg Participações S.A. (R$ 2,03 bilhões), da Klabin Segall S.A. (R$ 202,5 milhões), da

Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia – COELBA (R$ 353,9 milhões), e da Companhia Energética do

Rio Grande do Norte – COSERN (R$ 163,6 milhões). Em operações de Notas Promissórias destacam-se as

operações da Nova América S.A. Agroenergia (R$ 100 milhões), e da Zain Participações S.A. (R$ 350 milhões).

Destacam-se, ainda, a emissão de Notas do IFC - International Finance Corporation, no valor de R$ 200

milhões, e as operações FIDC CESP IV (R$1,25 bilhão), FIDC Panamericano Veículos I (R$ 350 milhões), FIDC

II Energisa (R$ 150 milhões) e FIDC CEEE III-GT (R$ 150 milhões).

Em 2007, o Itaú BBA atuou como coordenador e bookrunner das seguintes ofertas públicas iniciais (IPOs):

Camargo Corrêa Desenvolvimento Imobiliário S.A. (R$ 522 milhões), Iguatemi Empresa de Shopping Centers

S.A. (R$ 549 milhões), Even Construtora e Incorporadora S.A. (R$ 460 milhões), BR Malls Participações S.A.

(R$ 657 milhões), Fertilizantes Heringer S.A. (R$ 350 milhões), Bematech Indústria e Comércio de

Equipamentos Eletrônicos S.A. (R$ 407 milhões), Redecard S.A. (R$ 4.643 milhões), Minerva S.A. (R$ 444

milhões), Banco ABC Brasil S.A. (R$ 609 milhões), Springs Global Participações S.A. (R$ 656 milhões),

Construtora Tenda S.A. (R$ 603 milhões), Banco PanAmericano S.A. (R$ 700 milhões), Bolsa de Mercadorias &

Futuros – BM&F S.A. (R$ 5.984 milhões) e MPX Energia S.A. (R$ 2.035 milhões). Adicionalmente, o Itaú BBA

atuou como coordenador e bookrunners das seguintes ofertas subseqüentes (follow-ons) em 2007: Suzano

Papel e Celulose S.A. (R$ 544 milhões), Gafisa S.A. (R$ 1.171 milhões), Indústrias Romi S.A. (R$ 483 milhões),

Cia Hering (R$ 312 milhões) e BR Malls Participações S.A. (R$ 664 milhões).

Relacionamento da Companhia com as Coordenadores

A Companhia mantém relacionamento comercial no curso normal de seus negócios com os Coordenadores,

incluindo, entre outras, operações de banco de investimento, operações de financiamento, além de serviços

bancários e de banco custodiante.

Banco Citibank S.A.

Além do relacionamento referente à Oferta, a Companhia manteve e mantém relacionamento comercial com o

Citibank ou com sociedades de seu conglomerado econômico, possuindo atualmente apenas contratos de cash management firmados com a Companhia, que permitem a realização de diversos tipos de pagamentos,

recebimentos, consultas e transferências, possibilitando o gerenciamento do ―Contas a Pagar‖ e ―Contas a

Receber‖ da Companhia, que poderá no futuro, contratar o Citibank ou sociedades de seu conglomerado

econômico para assessorá-la, inclusive na realização de investimentos ou em quaisquer outras operações

necessárias para a condução de suas atividades.

Banco Itaú BBA S.A.

Além do relacionamento referente à Oferta, a Companhia mantém relacionamento comercial com o Itaú BBA e

com sociedades de seu conglomerado econômico, incluindo a administração de recursos da Companhia no

montante total de R$ 8,5 milhões, os quais possuem data de vencimento final em 04 de junho de 2010. Nesta

data, a Companhia também possui duas fianças em aberto com o Itaú BBA, no valor total de R$ 12,2 milhões,

com vencimento em 31 de agosto de 2009, sendo o credor o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS.

Adicionalmente, a Companhia possui contratos de cash management em vigor com o Itaú BBA os quais

permitem realizar operações, efetuar consultas a diversos serviços e transmitir arquivos através da internet

(Bankline) e realizarem diversos tipos de pagamentos e gerenciar seu ―Contas a Pagar‖ através de trocas de

arquivos eletrônicos (Sispag). Ambos os contratos de cash management têm prazo indeterminado de duração.

23

INFORMAÇÕES CADASTRAIS DA EMISSORA

Identificação ..................................................... Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A., sociedade por ações de capital aberto, inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 02.998.301/0001-81, e registrada na CVM sob o nº 01836-8, com seus atos constitutivos arquivados na JUCESP sob o NIRE n.º 35.300.170.563.

Sede .................................................................. A sede da Companhia está localizada na cidade de

São Paulo, Estado de São Paulo, na Avenida das

Nações Unidas, 12.901, 30º andar, Brooklin Novo,

04578-910.

Data de registro da Emissora na CVM

como companhia aberta ...................................

14 de julho de 1999.

Diretor de Relações com Investidores

(responsável por eventuais esclarecimentos

sobre a Emissão) ..............................................

Sr. Wagner Bertazo

Av. das Nações Unidas, 12.901 - 30º andar, Brooklin

Novo

CEP 04578-910– São Paulo– SP

Tel.: (11) 5501-3513 / (11) 5501-3411

Fax: (11) 5501-3543 / (11) 5501-3573

wbertazo@duke-energy.com

Auditores Independentes da Companhia ......... PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes para

os exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2005,

2006 e 2007 e para o período de seis meses findo em 30

de junho de 2008 e 2007.

Acionista Controlador ....................................... Duke Energy International, Brasil Ltda.

Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela

Companhia ........................................................

Ações Ordinárias e Preferenciais, listadas na

BOVESPA sob o código GEPA3 e GEPA4,

respectivamente.

Jornais nos quais se realizam as Divulgações de

Informações .....................................................

As informações referentes à Emissora são divulgadas

no Diário Oficial do Estado do São Paulo e no jornal

―Valor Econômico‖.

Site na Internet e e-mail para informações aos

investidores e ao mercado ................................

www.duke-energy.com.br

As informações contidas no site da Companhia na

Internet não fazem parte deste Prospecto.

Atendimento aos Debenturistas ....................... O atendimento aos debenturistas da Companhia é

efetuado na Av. das Nações Unidas, 12.901 - 30º

andar, Brooklin Novo, por seu Diretor de Relações

com Investidores.

24

SUMÁRIO DA EMISSORA A presente seção contém informações apresentadas em outras seções deste Prospecto acerca da Companhia, mas não possui todas as informações que deverão ser consideradas pelos potenciais investidores antes de eventual tomada de decisão a respeito do investimento nas Debêntures objeto de cada oferta pública que venha a ser realizada nos termos da Oferta. A leitura da presente seção não substitui a leitura deste Prospecto. Visão Geral A Emissora atua no setor de geração e comercialização de energia elétrica e está entre as três maiores geradoras privadas do País, em termos de Capacidade Instalada, segundo a ANEEL, representando, em 30 de junho de 2008, aproximadamente 2,3% de toda a Capacidade Instalada do Brasil. O Parque Gerador da Emissora é composto por 8 usinas hidrelétricas, dentre as quais seis são integralmente detidas pela Companhia e duas são compartilhadas por meio de um consórcio com a CBA, todas situadas ao longo do Rio Paranapanema, localizado nos Estados de São Paulo e Paraná, principais centros de consumo do País, contando com um total de 29 turbinas e 2.307,0 MW de Capacidade Instalada. No período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, a receita bruta da Companhia foi de R$ 388,6 milhões, a receita líquida de R$335,7, milhões, o EBITDA de R$ 215,6 milhões e, o total de ativos era de R$ 3.318,8 milhões. No mesmo período de 2007, a receita bruta da Companhia foi de R$351,7 milhões, a receita líquida de R$312,8 milhões, o EBITDA de R$203,7 milhões e, o total de ativos de R$3.346,2 milhões. A margem de EBITDA da Companhia no período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 foi de 64,2% e 65,1% no mesmo período de 2007. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras. Endividamento A tabela abaixo apresenta os saldos de empréstimos e financiamentos de longo prazo e plano de pensão da Companhia, em:

30 de junho de 2008 30 de junho de 2007

Em R$ (Mil) Curto Prazo Longo Prazo Total Curto Prazo Longo Prazo Total

Eletrobrás 167.689 838.694 1.006.383 133.078 886.205 1.019.283

BNDES 9.460 9.460

Plano de Pensão 22.045 22.045 16.089 16.089

Total 167.689 860.739 1.028.428 142.538 902.294 1.044.832

A Capacidade Instalada da Companhia e geração de energia por Parque Gerador estão dispostas abaixo conforme os períodos indicados.

Capacidade Instalada Geração de Energia

Período de seis meses encerrado

em 30 de Junho de

Exercício encerrado em

31 de dezembro de

Usina 2008 2007 2006 2005

(MW) (GWh)

Capivara .................................................................. 640,0 3.198,8 2.858,3 3.483,8

Taquaruçu ............................................................... 554,0 1.894,3 1.787,3 2.033,6

Chavantes ............................................................... 414,0 1.390,5 1.801,8 1.804,4

Rosana .................................................................... 372,0 1.741,4 1.689,5 1.889.9

Jurumirim ................................................................ 98,0 474,9 551,7 454,8

Canoas I ................................................................. 83,0 483,2 516,2 555,0

Salto Grande ........................................................... 74,0 408,2 480,6 487,3

Canoas II ................................................................ 72,0 380,6 416,3 440,8

Total .................................................................. 2.307,0 9.971,8 10.101,8 11.149,7

25

A Companhia foi constituída como sociedade anônima de capital aberto, denominada Companhia de Geração

de Energia Elétrica Paranapanema S.A., em julho de 1999. A criação da Companhia decorreu da cisão parcial

da CESP. No mesmo ano, a Duke Energia do Sudeste Ltda., empresa controlada indiretamente pela Duke

Energy Corp., adquiriu em leilão as ações representativas do bloco de controle da Companhia. Após o leilão de

privatização, a Duke Energy International, Brasil Ltda. efetuou oferta pública para aquisição de ações

ordinárias e preferenciais remanescentes no mercado. Conseqüentemente, a Duke Energy Corp. passou a

deter indiretamente 94,7% do total do capital social da Companhia. A razão social da Emissora passou a ser

Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.. Para mais informações sobre o histórico da Emissora,

favor ver seção ―Informações Relativas à Emissora‖ - ―Histórico da Emissora‖, localizada na página 23 deste

Prospecto.

Os principais clientes da Companhia são as Distribuidoras, os Comercializadores e os Consumidores Livres de

energia elétrica no Estado de São Paulo. A Companhia vende energia também no mercado de curto prazo,

mercado spot. Em 30 de junho de 2008, a receita de venda de energia no ACR (Distribuidoras) e no ACL

(Consumidores Livre e Comercializadores) representou, respectivamente, 43,9% e 51,1% do total da receita

bruta da Companhia. Em 30 de junho de 2008 a Companhia tinha celebrado contratos de venda de energia

com 34 clientes no ACL localizados, principalmente, nas Regiões Centro-Oeste e Sudeste, o que representa

471 MW médios.

A Companhia opera suas usinas com base em dois contratos de concessão. O Contrato de Concessão 76/99

regula a concessão da UHE Jurumim, UHE Chavantes, UHE Salto Grande, UHE Capivara, UHE Taquaruçu e

UHE Rosana, pelo período de 30 anos, encerrando-se em 2029. O segundo contrato de concessão regula a

concessão dos aproveitamentos hidrelétricos Canoas I e Canoas II, os quais são compartilhados por meio do

consórcio entre a Companhia e a CBA, com prazo de 35 anos, o qual se encerrará em 2033. A Companhia tem

direito a 49,7% da energia gerada por Canoas I e Canoas II e a CBA tem direito aos 50,3% restantes.

A Companhia aprovou, em assembléia geral extraordinária realizada 31 de outubro de 2007, proposta de

grupamento de suas ações pelo Conselho de Administração, deliberada em sua 55ª Reunião, realizada em 15

de outubro de 2007, atribuindo-se 01 (uma) nova ação em substituição a cada grupo de 1.000 (mil) ações de

cada espécie existente, de forma que as 94.433.283.633 (noventa e quatro bilhões, quatrocentas e trinta e

três milhões, duzentas e oitenta e três mil, seiscentas e trinta e três) ações foram transformadas em

94.433.283 (noventa e quatro milhões, quatrocentas e trinta e três mil, duzentas e oitenta e três) ações. As

novas ações originadas do grupamento, que foi definitivamente implementado no dia 1° de novembro de

2007, conferiram a seus detentores direitos idênticos aos atualmente garantidos pelo Estatuto Social da

Companhia, à respectiva espécie de ação. A Companhia também aprovou nesta mesma assembléia geral

extraordinária, simultaneamente ao grupamento de suas ações, que: (i) os American Depositary Receipts

(ADRs), tanto ordinários quanto preferenciais, emitidos pela Companhia foram desdobrados na proporção de 1

(um) ADR atual para 3 (três) ADR novos, independentemente da espécie; e (ii) a proporção dos ADRs, tanto

ordinários quanto preferenciais, mudaram de 3.000 ADRs por ação para 1 ADR por ação da Companhia,

independentemente da espécie.

26

Pontos Fortes

A Companhia acredita que suas principais vantagens competitivas são as seguintes:

Sólida geração de caixa operacional e baixa necessidade de recursos de capital. Como resultado de uma

cuidadosa gestão de operações e manutenção das usinas hidrelétricas, a Companhia é capaz de controlar os

custos operacionais de forma eficiente. Como resultado, a margem EBITDA da Companhia têm sido maior do

que 61% nos últimos três anos. As necessidades de dispêndios de capital para manter o imobilizado da

Companhia são baixas quando comparadas às receitas da Emissora, sendo de aproximadamente R$23,9

milhões em 2007 e R$26,0 milhões em 2006. A Companhia investiu aproximadamente R$83,0 milhões entre

2001 e 2005 para melhorar o sistema operacional de sete das suas oito usinas, permitindo alcançar uma

melhor performance na habilidade de atingir as metas de energia assegurada da Companhia. A UHE

Chavantes é a única usina da Companhia que ainda necessita atualizar seus sistemas operacionais. Atualmente

a Companhia não possui investimento significativo programado. O orçamento para necessidade de dispêndio

de capital da Companhia é de R$27 milhões para 2008, R$23,4 milhões para 2009 e R$33,2 milhões para

2010.

Condições hidrológicas Favoráveis. As usinas da Companhia estão localizadas na Região Sudeste do Brasil, ao

longo do Rio Paranapanema. Essa região recebe influência dos regimes hidrológicos das Regiões Sul e Sudeste

do País. Durante a escassez de chuvas na Região Sul do País em 2006, a Companhia e outras geradoras de

energia situadas ao norte da Região Sudeste, contribuíram significativamente com a manutenção do

suprimento adequado de energia elétrica em tal Região. As áreas onde as usinas da Companhia estão

localizadas geralmente recebem quantidades significativas de chuvas e raramente são atingidas por secas tal

como periodicamente ocorre em outras regiões do Brasil.

Localização estratégica do Parque Gerador. As usinas da Companhia estão situadas ao longo do Rio

Paranapanema, situado próximo aos principais centros de consumo do País, o que permite à Companhia a

entrega da energia com menor custo de transmissão, bem como uma redução na possibilidade de perda de

energia.

Administração profissional e equipe capacitada. A Companhia conta com uma administração que combina

extensa experiência e conhecimento no setor de energia elétrica tanto doméstico quanto internacional, bem

como dos setores público e privado do País. O Presidente do Conselho de Administração da Companhia, Sr.

Mickey Peters, e o Vice Presidente do Conselho de Administração da Companhia, Sr. Laine Powell, acumulam

experiência na Duke Energy Corp. desde 1990 e 2002, respectivamente, e têm 17 e 15 anos de experiência,

respectivamente, na indústria de geração de energia elétrica. Ambos também acumulam significativa

experiência em operações com ativos do setor de energia elétrica na América do Sul.

Acionistas controladores comprometidos e experientes. A Companhia é indiretamente controlada pela Duke

Energy Corp., que detém, por meio de subsidiárias integrais, 94,7% do seu capital total. O investimento da

controladora na Companhia representa o seu maior investimento internacional. No primeiro semestre de 2008, a

Duke Energy Corp. teve uma receita operacional líquida de US$6,6 bilhões, e uma capitalização, em 31 de

dezembro de 2007, de aproximadamente US$25 bilhões. A Duke Energy Corp é uma experiente operadora de

usinas e atualmente é dona ou detém investimentos em usinas geradoras de energia localizadas nos Estados

Unidos da América, Guatemala, El Salvador, Equador, Peru, Argentina e Brasil. A projeção internacional da Duke

Energy Corp. e sua excelente reputação nessa indústria conferem a Companhia credibilidade na condução de

seus negócios, particularmente com Consumidores Livres. Adicionalmente, a Companhia se beneficia dos altos

padrões de governança corporativa a que a Duke Energy Corp está sujeita e impõe a todas as suas subsidiárias.

A alta administração da Companhia frequentemente faz consultas e sempre se reporta à administração da Duke

Energy Corp. assegurando assim um comprometimento com a qualidade de sua gestão.

27

Eficiência operacional. A Companhia tem operado, há mais de três anos, com uma média de 93,7% de

disponibilidade (índice obtido pela divisão do número de horas que as usinas hidroelétricas estão disponíveis à

geração de energia pelo número total de horas em um ano). A performance operacional da Companhia

decorre da experiência desenvolvida, da qualidade de seus empregados, bem treinados e satisfeitos, da

política de dispêndio de capital consistente, incluindo as melhorias nos sistemas operacionais entre 2001 e

2005, e da eficiente manutenção de seus equipamentos, desta forma, a Companhia consegue maximizar a

sua disponibilidade e a confiança das suas instalações.

Estratégia

O objetivo da Emissora é maximizar a rentabilidade e o valor de seu ativo de geração de energia. Para tanto, a

estratégia da Companhia é implementar iniciativas que resultem na excelência operacional e financeira aliada à

gestão de sua imagem institucional e satisfação de seus clientes. Nesse sentido, os principais componentes da

estratégia da Companhia são os seguintes:

Otimização da carteira de clientes. A estratégia da Companhia é maximizar o volume de receitas com

Consumidores Livres enquanto assegura no ACR uma base estável de receitas. Atualmente, cerca de 50,6% do

volume de energia vendida pela Companhia é negociada no ACL, para as comercializadoras e Consumidores

Livres situados em vários Estados do Brasil. Com a redução gradual dos contratos relativos a energia

comercializada no ACR, que hoje representam cerca de 47% do volume da energia vendido, a Companhia

espera aumentar as suas vendas de energia no ACL, em especial a partir de 2009. Os instrumentos contratuais

celebrados no âmbito do ACL estabelecem termos e condições, principalmente comerciais, em geral mais

atraentes para a Companhia devido à flexibilidade de negociação entre as respectivas partes. Nesse sentido, a

Emissora mantém um compromisso com seus clientes e adota uma política de fidelização. Por outro lado, os

contrato no ACR são geralmente de longo prazo (de cinco a oito anos) e asseguram à Companhia um fluxo de

caixa estável pelo prazo do contrato. Desta forma, enquanto a Companhia procura aumentar a sua margem

aumentando as vendas de energia no ACL, continuará negociando parcela significativa de energia no ACR,

assegurando, desta forma, uma fonte de receita consistente e de longo prazo.

Melhoria da eficiência operacional. A eficiência operacional é essencial para que a Companhia se mantenha

competitiva e maximize o seu valor. A Emissora investe de forma permanente na manutenção de seus

equipamentos, plantas e no treinamento de seus empregados. Atualmente, a Companhia também vem

realizando vários projetos que visam aperfeiçoar a sua capacidade produtiva, a confiabilidade nos seus

equipamentos e a disponibilidade das suas usinas que compõem o seu Parque Gerador, com o objetivo de

reduzir as taxas de falha de sistemas.

Melhoria da eficiência na gestão das políticas ambientais e de recursos humanos. A Companhia acredita que o

desenvolvimento sustentável é um meio de assegurar não apenas a qualidade do meio ambiente e da vida

humana, como também sua sustentabilidade econômico-financeira de longo prazo. Nesse sentido, a Emissora

mantém seu foco na contínua melhoria da eficiência na gestão das políticas ambientais e de recursos

humanos, para, desta forma, evitar quaisquer impactos ao meio ambiente. A Companhia mantém um

departamento de meio ambiente que tem como responsabilidade a preservação dos ecossistemas nas regiões

em que as usinas da Companhia se localizam e a estrita observação das Leis e regras ambientais aplicáveis.

Como parte desta política, a Companhia monitora periodicamente a qualidade das águas, os cardumes de

peixes e as atividades sísmicas no entorno de suas usinas. Como resultado desta preocupação com a gestão

do meio ambiente, a Companhia, desde 1999, data da obtenção de sua concessão, plantou 8 milhões de

árvores nativas no entorno dos seus reservatórios, reflorestando desta forma, aproximadamente 5.500

hectares. A Companhia também mantém políticas de incentivo ao reflorestamento, tendo doado

aproximadamente 2 milhões de sementes aos proprietários de propriedades rurais. Adicionalmente, a

Companhia vem trabalhado bastante na idéia de conscientização pelas questões ambientais e de gestão do

meio ambiente, sobretudo junto aos seus acionistas.

28

Estrutura Organizacional

Na data deste Prospecto o organograma da Companhia era:

Duke Energy Corporation

(DE)

Duke Energy Registration

Services, Inc.

(DE)

Duke Energy International,

LLC (DE)

Duke Energy Americas, LLC

(DE)

Duke Energy Group

Holdings,

LLC (DE)

Duke Energy Group, LLC

(DE)Texas Eastem (Bermuda)

Ltd.

Duke Energy International

Latin America, Ltd.

(Bermuda)

Duke Energy International

Holdings, Ltd

(Bermuda)

Duke Energy International

Group, Ltd.

(Bermuda)

Duke Energy International

Brazil Holdings, Ltd.

(Bermuda)

Duke Energy International,

Brasil Ltda (Brazil)

Duke Energy International

Brasil Holdings, LLC

(EUA)

Duke Energy International Geração Paranapanema S.A

93,95%

Minoritários

5,27%

20,55%79,45

100%

100%

100%

100%

100%

0,78%

100%

100%

0,01%

100%99,99%

A sede da Companhia está localizada na Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30º andar, na Cidade

e no Estado de São Paulo, e o telefone do departamento de atendimento aos debenturistas da Companhia é

(55 11) 5501-3513. O website é da Companhia é www.duke-energy.com.br, onde se encontra disponível para

consulta o Prospecto. As informações disponíveis no website, como também aquelas incluídas em qualquer

material de marketing publicado na mídia e em propagandas em jornais e revistas não são parte integrante

deste Prospecto.

29

2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

Administradores da Emissora

Coordenador Líder

Coordenadores

Banco Mandatário e Depositário

Agente Fiduciário

Consultores Legais

Auditores Independentes

Declaração da Emissora e do Coordenador Líder

30

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

31

INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, CONSULTORES E AUDITORES

Administradores da Emissora

Quaisquer outras informações sobre a Emissora, a Oferta e este Prospecto Preliminar poderão ser obtidas com

o Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Emissora, no seguinte endereço:

Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

Diretor de Relações com Investidores

Sr. Wagner Bertazo

Av. das Nações Unidas, 12.901 - 30º andar, Brooklin Novo

São Paulo, SP, CEP 04578-910

Tel.: (11) 5501-3513 / (11) 5501-3411

Fax: (11) 5501-3543 / (11) 5501-3573

E-mail: wbertazo@duke-energy.com

Internet: www.duke-energy.com.br

O Prospecto Preliminar poderá ser encontrado no seguinte endereço eletrônico:

http://www.duke-energy.com.br/Newsletter/Prospecto_Duke_2008.pdf

Coordenador Líder

Quaisquer outras informações sobre a Oferta e este Prospecto Preliminar poderão ser obtidas com o

Coordenador Líder, no seguinte endereço:

Banco Citibank S.A.

At.: Sr. Hamilton Agle / Gustavo Muller

Avenida Paulista, 1111, 10º andar

São Paulo, SP CEP 01311-100

Tel: (11) 4009-3193 / (11) 4009-2823

Fax: (11) 4009-7558

E-mail: hamilton.agle@citi.com / gustavo.muller@citi.com

Internet: www.citibank.com.br

O Prospecto Preliminar poderá ser encontrado no seguinte endereço eletrônico:

http://www.latam.citibank.com/brasilcorp/Prospecto.do

Para que os representantes de venda dos Coordenadores recebam previamente exemplar do Prospecto

Preliminar para leitura obrigatória e para que suas dúvidas possam ser esclarecidas, nos termos do inciso III

do §3º do artigo 33 da Instrução CVM n.º 400/03, a Coordenador Líder designou o Sr. Hamilton Agle.

Coordenadores

Banco Itaú BBA S.A.

At.: Sr. Eduardo Prado Santos

Av. Brigadeiro Faria Lima, 3400, 5º andar

São Paulo, SP CEP 04538-132

Tel.: (11) 3708-8717

Fax.: (11) 3708-8107

E-mail: epsantos@itaubba.com.br

Internet: www.itaubba.com.br

O Prospecto Preliminar poderá ser encontrado no seguinte endereço eletrônico: http://www.itaubba.com.br/portugues/atividades/prospectos.asp

32

Adicionalmente, o Prospecto Preliminar pode ser obtido nos seguintes endereços:

CETIP S.A. – Balcão Organizado de Ativos e Derivativos

Rua Líbero Badaró 425, 24º andar

São Paulo, SP CEP 01009-000

Internet: www.cetip.com.br;

Comissão de Valores Mobiliários – CVM

Rua Sete de Setembro 111, 5º andar

Rio de Janeiro, RJ CEP 20159-900, e

Rua Cincinato Braga 340, 2º, 3º e 4º andares

São Paulo, SP CEP 01333-010

Internet: www.cvm.gov.br

Banco Mandatário e Depositário

O Banco Mandatário e Depositário pode ser contatado no seguinte endereço:

Banco Citibank S.A.

At.: Sr. Hamilton Agle

Avenida Paulista, 1.111, 10º andar

São Paulo, SP CEP 01311-100

Tel: (11) 4009-3193

Fax: (11) 4009-7558

E-mail: hamilton.agle@citi.com

Internet: www.citibank.com.br

Agente Fiduciário

O Agente Fiduciário pode ser contatado no seguinte endereço:

Planner Trustee DTVM Ltda.

At.: Viviane Rodrigues

Av. Brigadeiro Faria Lima, 3900, 10º andar

04538-132, São Paulo - SP

Tel.: (11) 2172-2600

Fax.: (11) 3078-6679

E-mail: vrodrigues@plannercorretora.com.br

Internet: www.planner.com.br

Consultores Legais

Os consultores legais da Companhia podem ser contatados no seguinte endereço:

Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados

Alameda Joaquim Eugênio de Lima, 447

São Paulo – SP

CEP: 01403-001

At.: Eduardo Soares

Telefone: (11) 3147-7600

Fac-símile: (11) 3147-7770

E-mail: esoares@mattosfilho.com.br

Internet: www.mattosfilho.com.br

33

Os consultores legais dos Coordenadores podem ser contatados no seguinte endereço:

Pinheiro Guimarães Advogados

Av. Paulista, 1842, 24º andar

01310-923, São Paulo - SP

At.: Pedro Barretto Vasconcellos

Tel.: (11) 4501-5000

Fac-símile: (11) 4501-5025

E-mail: pvasconcellos@pinheiroguimaraes.com.br

Internet: www.pinheiroguimaraes.com.br

Auditores Independentes

Os auditores responsáveis pelas auditorias das demonstrações financeiras da Emissora anexas a este

Prospecto podem ser contatados no seguinte endereço:

PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes

At.: Sr. Sérgio Zamora

Av. Francisco Matarazzo, n.º 1400 - Torre Torino

São Paulo, SP, CEP 05001-400

Tel: (11) 3674-3506

Fax: (11) 3674-2039

E-mail: sergio.zamora@br.pwc.com

Internet: www.pwc.com

Declaração nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03:

Declaração da Emissora e do Coordenador Líder

Nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, a Emissora declara, por meio de seus Diretores

Estatutários, Wagner Bertazo e Mickey John Peters, que (i) este Prospecto Preliminar contém, e o Prospecto

Definitivo conterá, todas as informações relevantes necessárias ao conhecimento, pelos investidores, dos

valores mobiliários ofertados, da Companhia, de suas atividades e dos riscos a elas inerentes, de sua situação

econômico-financeira e quaisquer outras informações relevantes, (ii) é responsável pela veracidade,

consistência, qualidade e suficiência das informações prestadas por ocasião do registro da Emissão, do

arquivamento do Prospecto Preliminar e do Prospecto Definitivo e durante o período de distribuição,

permitindo aos investidores uma tomada de decisão fundamentada a respeito das Debêntures, e (iii) o

Prospecto Preliminar foi, e o Prospecto Definitivo será, elaborado de acordo com as normas pertinentes.

Nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, o Coordenador Líder declara, por meio de seus

Diretores Estatutários, que (i) este Prospecto contém e o Prospecto Definitivo conterá as informações

relevantes necessárias ao conhecimento, pelos investidores, das Debêntures, da Emissora, suas atividades,

situação econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades e quaisquer outras informações

relevantes, bem como permite uma tomada de decisões fundamentada a respeito das Debêntures, tendo sido

elaborado de acordo com as normas pertinentes; (ii) tomou as cautelas e agiu com elevados padrões de

diligência, para assegurar que (a) as informações prestadas pela Emissora fossem verdadeiras, consistentes,

corretas e suficientes, permitindo aos investidores uma tomada de decisão fundamentada a respeito de cada

emissão efetuada ao amparo das Debêntures, e (b) as informações fornecidas ao mercado durante todo o

prazo da Oferta, inclusive aquelas eventuais ou periódicas constantes da atualização do registro da Companhia

que venham a integrar os Prospectos (conforme definido abaixo), são suficientes, permitindo aos investidores

a tomada de decisão fundamentada a respeito da Oferta; e (iii) o Prospecto Preliminar foi, e o Prospecto

Definitivo será, elaborado de acordo com as normas pertinentes, incluindo a Instrução CVM n.º 400/03.

34

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

35

3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

Características da Oferta

Composição do Capital Social

Autorizações Societárias

Características da Oferta

Características das Debêntures

Contrato de Distribuição

Plano da Oferta

Cronograma das Etapas da Oferta

Custos Estimados da Oferta

Ressalvas com Relação a Declarações e Estimativas Acerca do Futuro

Destinação dos Recursos

36

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

37

CARACTERÍSTICAS DA OFERTA

Composição do Capital Social Na data deste Prospecto, o capital social da Emissora era de R$1.999.137.503,80, representado por 94.433.283 ações, sendo 34.590.819 ações ordinárias nominativas e sem valor nominal e 59.842.464 ações preferenciais nominativas e sem valor nominal. A tabela abaixo reflete as principais posições acionárias da Emissora.

AÇÕES ORDINÁRIAS AÇÕES PREFERENCIAIS TOTAL

Acionistas QTDE % QTDE % QTDE %

Duke Energy International,

Brasil Ltda 33. 838.211 97,8 54.885.511 91,7 88.723.722 94

Duke Energy International,

Brazil Holdings 0,0 0,0 735.023 1,2 735.023 0,8

Companhia do Metropolitano de

São Paulo 0,0 0,0 1.323.627 1,4 1.323.627 1,4

Outros 752.608 2,2 2.898.303 5,7 3.650.911 3,8

Total 34.590.819 100,00 59.842.464 100,00 94.433.283 100,00

Para obter mais informações adicionais sobre o capital social da Emissora, ver a seção "Atividades da Emissora - Estrutura Organizacional", localizada na página 151 deste Prospecto. Autorizações Societárias A emissão das Debêntures e a Oferta foram aprovadas com base nas deliberações (i) da assembléia geral extraordinária da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008, cuja ata foi protocolada na JUCESP em 03 de setembro 2008, sob o nº 0.693.904/08-2, e será publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Valor Econômico"; (ii) da reunião do conselho de administração da Emissora que fixou as condições das Debêntures, realizada em 1º de setembro de 2008, cuja ata foi arquivada na JUCESP em 15 de setembro de 2008, sob o nº 307.280/08-1, e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Valor Econômico", em 30 de setembro de 2008; e (iii) da reunião do conselho de administração da Emissora que aprovou a taxa final da remuneração foi realizada em 30 de setembro de 2008, cuja ata será arquivada na JUCESP,e publicada no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal "Valor Econômico". Características da Oferta Colocação As Debêntures foram objeto de distribuição pública, sob o regime de garantia firme de subscrição, com exceção dos lotes suplementar e adicional, que foram colocados em melhores esforços, nos termos do Contrato de Distribuição, com intermediação de instituições financeiras integrantes do sistema de distribuição de valores mobiliários, não existindo reservas antecipadas, nem fixação de lotes mínimos ou máximos, sendo que a Oferta foi efetivada de acordo com o resultado do Procedimento de Bookbuilding. Coletas de Intenções de Investimento (Bookbuilding) Foi adotado o procedimento de bookbuilding, organizado pelos Coordenadores, por meio da coleta de intenções de investimento, nos termos do artigo 23, parágrafos 1º e 2º, e do artigo 44 da Instrução CVM 400/03, sem recebimento de reservas, sem lotes mínimos ou máximos, em vista do qual a Emissora definiu ("Procedimento de Bookbuilding"):

conforme previsto no item "Séries", (a) a emissão das Debêntures da Primeira Série e a quantidade das Debêntures da Primeira Série; e (b) a emissão das Debêntures da Segunda Série e a quantidade das Debêntures da Segunda Série; e

a Remuneração da Primeira Série e a Remuneração da Segunda Série.

38

Para fins de fixação do preço de distribuição das Debêntures, não foram coletadas intenções de investimento de pessoas vinculadas à distribuição. O resultado do Procedimento de Bookbuilding foi ratificado pelo conselho de administração da Emissora em 30 de setembro de 2008 e divulgado nos termos do artigo 23, parágrafo 2º, da Instrução CVM 400/03, sendo que foi ratificada por meio de aditamento à Escritura de Emissão. Prazo de Subscrição Respeitadas (i) a concessão do registro da Oferta pela CVM; (ii) a publicação do anúncio de início da Oferta ("Anúncio de Início"); e (iii) a disponibilização do prospecto definitivo da Oferta ("Prospecto Definitivo") aos investidores, as Debêntures serão subscritas, a qualquer tempo, em até 6 (seis) meses contados da data da publicação do Anúncio de Início. Forma de Subscrição As Debêntures serão subscritas de acordo com os procedimentos da CETIP. Forma e Preço de Integralização As Debêntures serão integralizadas à vista, no ato da subscrição ("Data de Integralização") e em moeda corrente nacional, sendo que (i) as Debêntures da Primeira Série serão integralizadas pelo Valor Nominal (conforme definido abaixo), acrescido da Remuneração da Primeira Série, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão (conforme definido abaixo) até a Data de Integralização; e (ii) as Debêntures da Segunda Série serão integralizadas pelo Valor Nominal, acrescido da Remuneração da Segunda Série, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão até a Data de Integralização. Negociação As Debêntures serão registradas para negociação no mercado secundário por meio do SND e/ou do BOVESPAFIX. Características das Debêntures Número da emissão As Debêntures representam a primeira emissão de debêntures da Emissora. Valor total da emissão O valor total da Oferta é de R$340.890.000,00, na Data de Emissão. Quantidade Serão emitidas 34.089 Debêntures, observado o disposto no item "Séries" abaixo. Nos termos do artigo 24 da Instrução CVM 400/03, a quantidade de Debêntures inicialmente ofertada (sem considerar as Debêntures Adicionais) poderia ser acrescida em até 15%, ou seja, em até 4.500 Debêntures suplementares, nas mesmas condições e preço das Debêntures inicialmente ofertadas ("Debêntures Suplementares"), destinadas a atender excesso de demanda que fosse constatado no decorrer da Oferta, conforme opção outorgada pela Emissora aos Coordenadores no Contrato de Distribuição, que somente poderia ser exercida pelos Coordenadores em comum acordo com a Emissora até a data de conclusão do Procedimento de Bookbuilding, não tendo havido tal acréscimo. Nos termos do artigo 14, parágrafo 2º, da Instrução CVM 400/03, a quantidade de Debêntures inicialmente ofertada (sem considerar as Debêntures Suplementares) foi acrescida em 4.089 Debêntures adicionais, nas mesmas condições e preço das Debêntures inicialmente ofertadas ("Debêntures Adicionais"), que foram emitidas pela Emissora em comum acordo com os Coordenadores até a data de conclusão do Procedimento de Bookbuilding. A critério dos Coordenadores e da Emissora, conforme verificado pelo Procedimento de Bookbuilding, as Debêntures Adicionais são Debêntures da Segunda Série.

39

Valor nominal As Debêntures terão valor nominal unitário de R$10.000,00, na Data de Emissão ("Valor Nominal"). Séries A emissão foi realizada em duas séries, sendo que (i) a primeira série será composta por 24.976 Debêntures ("Debêntures da Primeira Série"); e (ii) a segunda série será composta por 9.113 Debêntures ("Debêntures da Segunda Série"). Em havendo a emissão das duas séries, a Emissora não poderá colocar as Debêntures da Segunda Série antes de colocadas todas as Debêntures da Primeira Série ou cancelando o saldo não colocado. Ressalvadas as referências específicas às Debêntures da Primeira Série ou às Debêntures da Segunda Série, todas as referências às "Debêntures" devem ser entendidas como referências às Debêntures da Primeira Série e às Debêntures da Segunda Série, em conjunto. Forma As Debêntures serão emitidas sob a forma nominativa, escritural, sem emissão de cautelas ou certificados, sendo que, para todos os fins de direito, a titularidade das Debêntures será comprovada pelo extrato de conta de depósito emitido pelo Banco Citibank S.A., prestador de serviços de escrituração e de banco mandatário das Debêntures ("Instituição Depositária"), e, adicionalmente, (i) para as Debêntures custodiadas na CETIP, será expedido por esta um relatório de posição de ativos, acompanhado de extrato em nome do Debenturista, emitido pela instituição financeira responsável pela custódia destes títulos e/ou (ii) para as Debêntures custodiadas na CBLC, será expedido por esta relatório indicando a titularidade das Debêntures que estiverem custodiadas na CBLC, que, igualmente, em ambos os casos, servirão de comprovante de titularidade de Debêntures. Conversibilidade As Debêntures não serão conversíveis em ações. Espécie e Limite de Emissão As Debêntures serão da espécie quirografária, nos termos do artigo 58 da Lei das Sociedades por Ações, não conferindo, portanto, qualquer privilégio especial ou geral a seus titulares, nem especificando bens para garantir eventual execução. Tendo em vista que, na data deste Prospecto, o capital social subscrito e integralizado da Emissora é de R$1.999.137.503,80 (um bilhão, novecentos e noventa e nove milhões, cento e trinta e sete mil, quinhentos e três reais e oitenta centavos), o limite de emissão previsto no artigo 60 da Lei das Sociedades por Ações está atendido. Data de emissão Para todos os efeitos legais, a data de emissão das Debêntures será o dia 15 de setembro de 2008 ("Data de Emissão"). Prazo e data de vencimento Observado o disposto na Escritura de Emissão, o prazo (i) das Debêntures da Primeira Série será de 5 (cinco) anos, contados da Data de Emissão, vencendo-se, portanto, em 15 de setembro de 2013 ("Data de Vencimento da Primeira Série"); e (ii) das Debêntures da Segunda Série será de 7 (sete) anos, contados da Data de Emissão, vencendo-se, portanto, em 15 de setembro de 2015 ("Data de Vencimento da Segunda Série" e, em conjunto com a Data de Vencimento da Primeira Série, "Data de Vencimento"). Pagamento do Valor Nominal O Valor Nominal (i) das Debêntures da Primeira Série será pago em 4 (quatro) parcelas anuais e sucessivas, cada parcela no valor de R$2.500,00 (dois mil e quinhentos reais) por Debênture da Primeira Série, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de setembro de 2010 e o último na Data de Vencimento da Primeira Série; e (ii) das Debêntures da Segunda Série será pago em 3 (três) parcelas anuais e sucessivas, sendo as duas primeiras parcelas no valor de R$3.333,33 (três mil, trezentos e trinta e três reais e trinta e três centavos) por Debênture da Segunda Série, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de setembro de 2013 e o saldo remanescente do Valor Nominal na Data de Vencimento da Segunda Série.

40

Remuneração

As Debêntures da Primeira Série e as Debêntures da Segunda Série serão remuneradas de acordo com o

disposto a seguir.

Remuneração da Primeira Série. A remuneração das Debêntures da Primeira Série será a seguinte:

I. atualização monetária: o Valor Nominal das Debêntures da Primeira Série não será

atualizado; e

II. juros remuneratórios: A partir da Data de Emissão as Debêntures da Primeira Série renderão juros remuneratórios correspondentes à variação acumulada das taxas médias diárias dos DI – Depósitos Interfinanceiros de um dia, "over extra-grupo", calculadas e divulgadas diariamente pela CETIP, no informativo diário disponível em sua página na Internet (http://www.cetip.com.br) ("Taxa DI"), acrescida de um spread ao ano, base 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias úteis, a ser definido de acordo com o Procedimento de Bookbuilding e, em qualquer caso, limitado a 2,15% (dois inteiros e quinze centésimos por cento) ("Spread da Primeira Série", e, em conjunto com a Taxa DI, "Remuneração da Primeira Série"), calculados de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis decorridos, incidentes sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures da Primeira Série desde a Data de Emissão ou a data de vencimento do Período de Capitalização (conforme definido abaixo) anterior, conforme o caso, até a data de seu efetivo pagamento. A Remuneração da Primeira Série será paga semestralmente a partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de março de 2009 e, o último, na Data de Vencimento da Primeira Série. Farão jus à Remuneração da Primeira Série os titulares das Debêntures da Primeira Série ("Debenturistas da Primeira Série") ao final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de pagamento. A Remuneração da Primeira Série será calculada de acordo com a seguinte fórmula:

1 FatorJurosVNeJ, onde:

J = valor da Remuneração da Primeira Série relativa a cada uma das Debêntures da Primeira Série, acumulada no período, devida ao final de cada Período de Capitalização, calculado com 6 (seis) casas decimais sem arredondamento;

VNe = Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Primeira Série para o

primeiro Período de Capitalização, ou saldo do Valor Nominal de cada uma das Debêntures

da Primeira Série no caso dos demais Períodos de Capitalização, informado/calculado com

6 (seis) casas decimais, sem arredondamento;

Fator Juros = fator de juros composto pelo parâmetro de flutuação acrescido de spread calculado com 9 (nove) casas decimais, com arredondamento, apurado da seguinte forma:

)( dFatorSpreaFatorDIFatorJuros , onde

FatorDI = produtório das Taxas DI com uso do percentual aplicado, da data de início de capitalização, inclusive, até a data de cálculo, exclusive, calculado com 8 (oito) casas decimais, com arredondamento, apurado da seguinte forma:

DIn

k

kTDIFatorDI1

1, onde:

nDI = número total de Taxas DI, sendo "nDI" um número inteiro; e

41

TDIk = Taxa DI, expressa ao dia, calculada com 8 (oito) casas decimais com

arredondamento;

11100

DITDI

252

d

kk

k

, onde:

k = 1, 2, ..., n;

DIk = Taxa DI, utilizada com 2 (duas) casas decimais;

dk = número de dia(s) útil(eis) correspondente(s) ao prazo de validade da Taxa

DI, sendo "dk" um número inteiro;

FatorSpread = corresponde ao spread de juros fixos calculados com 9 (nove) casas decimais, com arredondamento, calculado conforme fórmula abaixo:

1

100

spread dFatorSprea

252

DP

, onde:

spread = Sobretaxa da Primeira Série, definido no Procedimento de Bookbuilding, correspondente a 2,15% (dois inteiros e quinze centésimos por cento);

N = 252 (duzentos e cinqüenta e dois); e

DP = número de dias úteis entre a data de pagamento de juros remuneratórios

anterior e a data atual, sendo "DP" um número inteiro.

O fator resultante da expressão (1 + TDIk) é considerado com 16 (dezesseis) casas

decimais, sem arredondamento.

Efetua-se o produtório dos fatores diários (1 + TDIk), sendo que a cada fator diário

acumulado, trunca-se o resultado com 16 (dezesseis) casas decimais, aplicando-se o

próximo fator diário, e assim por diante até o último considerado.

Uma vez os fatores estando acumulados, considera-se o fator resultante "FatorDI" com

8 (oito) casas decimais, com arredondamento.

O fator resultante da expressão (FatorDI x FatorSpread) é considerado com 9 (nove) casas

decimais, com arredondamento.

A Taxa DI deverá ser utilizada considerando idêntico número de casas decimais divulgado pelo

órgão responsável pelo seu cálculo, salvo quando expressamente indicado de outra forma.

42

Remuneração da Segunda Série. A remuneração das Debêntures da Segunda Série será a seguinte:

I. atualização monetária: o Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série será atualizado

pela variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo, divulgado pelo Instituto

Brasileiro de Geografia e Estatística ("IPCA"), desde a Data de Emissão até a data de seu

efetivo pagamento, calculada de forma pro rata temporis por dias úteis ("Atualização

Monetária da Segunda Série"). A Atualização Monetária da Segunda Série será paga nas

mesmas datas de amortização do Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série,

ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de setembro de 2013 e o último, na Data de

Vencimento da Segunda Série. Farão jus à Atualização Monetária da Segunda Série os

titulares das Debêntures da Segunda Série ("Debenturistas da Segunda Série") ao final

do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de pagamento. O Valor Nominal das

Debêntures da Segunda Série atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série será

calculado de acordo com a seguinte fórmula:

C VNe VNa , onde:

VNa = Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série ou saldo do

Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série, em ambos os casos,

atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série, calculado com 6 (seis) casas

decimais, sem arredondamento;

VNe = Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série ou saldo do

Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série informado/calculado com

6 (seis) casas decimais, sem arredondamento;

C = fator acumulado das variações mensais do IPCA, calculado com 8 (oito)

casas decimais, sem arredondamento, apurado da seguinte forma:

ndut

ndup

2dut

2dup

1dut

1dup

1n

n

1

2

0

1

NI

NI...

NI

NI

NI

NI C

, onde:

NI0 = valor do número-índice do IPCA do mês anterior ao mês de início de

atualização;

NI1 = valor do número-índice do IPCA do mês de início de atualização;

NI2 = valor do número-índice do IPCA do mês subseqüente ao mês de início de

atualização;

NIn = valor do número-índice do IPCA do mês anterior ao mês de atualização

utilizado até a data de aniversário das Debênture da Segunda Série, ou, após a data de

aniversário, valor do número-índice do IPCA do mês de atualização.

NIn-1 = valor do número-índice do IPCA do mês anterior ao mês "n";

dup = número de dias úteis da data-base anterior, sendo essa a data de

aniversário em cada mês, até a data de atualização, limitado ao número total de dias úteis

de vigência do IPCA, sendo "dup" um número inteiro; e

43

dut = número de dias úteis contidos entre a data-base anterior e a próxima

data-base, sendo "dut" um número inteiro.

Considera-se "mês de atualização" o mês compreendido entre duas datas de aniversário

consecutivas e "data de aniversário" todo dia 15 (quinze) de cada mês. Caso o dia

15 (quinze) de cada mês não seja dia útil, prorroga-se a data para o 1º (primeiro) dia útil

subseqüente.

O IPCA deverá ser utilizado considerando idêntico número de casas decimais divulgado pelo

órgão responsável por seu cálculo.

A Atualização Monetária da Segunda Série deverá ser calculada com base na parcela do

Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série efetivamente amortizado nas datas de

pagamento da amortização do Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série, conforme

fórmula a seguir:

AT = AMT x (C-1), onde:

AT = Atualização Monetária da Segunda Série relativa a cada uma das

Debêntures da Segunda Série, a ser paga com as parcelas das amortizações do Valor

Nominal das Debêntures da Segunda Série;

AMT = parcela de amortização do Valor Nominal de cada uma das Debêntures da

Segunda Série, sendo as duas primeiras parcelas no valor de R$3.333,33 (três mil, trezentos

e trinta e três reais e trinta e três centavos) e a última no valor de R$3.333,34 (três mil,

trezentos e trinta e três reais e trinta e quatro centavos);

C = fator acumulado das variações mensais do IPCA, calculado com 8 (oito)

casas decimais, sem arredondamento, conforme definido acima; e

II. juros remuneratórios: sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures da Segunda Série

atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série incidirão juros remuneratórios

correspondentes a 11,60% (onze inteiros e sessenta centésimos por cento) ao ano, definido

de acordo com o Procedimento de Bookbuilding ("Sobretaxa da Segunda Série", e, em

conjunto com a Atualização Monetária da Segunda Série, "Remuneração da Segunda

Série" e a Remuneração da Segunda Série em conjunto com a Remuneração da Primeira

Série, "Remuneração"), calculados de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis

por dias úteis decorridos, incidentes sobre o saldo do Valor Nominal das Debêntures da

Segunda Série atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série, desde a Data de

Emissão ou a data de vencimento do Período de Capitalização anterior, conforme o caso, até

a data de seu efetivo pagamento. A Sobretaxa da Segunda Série será paga anualmente a

partir da Data de Emissão, ocorrendo o primeiro pagamento em 15 de setembro de 2009 e,

o último, na Data de Vencimento da Segunda Série. Farão jus à Sobretaxa da Segunda Série

os titulares das Debêntures da Segunda Série ("Debenturistas da Segunda Série") ao

final do dia útil imediatamente anterior à respectiva data de pagamento. A Sobretaxa da

Segunda Série será calculada de acordo com a seguinte fórmula:

1FatorJurosVNaJ , onde:

44

J = valor da Sobretaxa relativa a cada uma das Debêntures da Segunda Série,

devida no final de cada Período de Capitalização, calculado com 6 (seis) casas decimais sem

arredondamento;

VNa = Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série ou saldo do

Valor Nominal de cada uma das Debêntures da Segunda Série, em ambos os casos,

atualizado pela Atualização Monetária da Segunda Série, calculado com 6 (seis) casas

decimais, sem arredondamento;

FatorJuros = Fator de juros fixos calculado com 9 (nove) casas decimais, com

arredondamento;

1

100

taxa FatorJuros

252

DP

, onde:

taxa = Sobretaxa da Segunda Série, definido no Procedimento de Bookbuilding,

correspondente a 11,60% (onze inteiros e sessenta centésimos por cento) ao ano; e

DP = número de dias úteis entre o último evento e a data atual, sendo "DP" um

número inteiro.

Os fatores resultantes das expressões

ndct

ndcp

1n

n

NI

NI

e

ndut

ndup

1n

n

NI

NI

são considerados com 8 (oito)

casas decimais sem arredondamento.

O produtório é executado a partir do fator mais recente, acrescentando-se, em seguida, os

mais remotos. Os resultados intermediários são calculados com 16 (dezesseis) casas

decimais, sem arredondamento.

Define-se "Período de Capitalização" o intervalo de tempo que se inicia na Data de Emissão, no caso do

primeiro Período de Capitalização, ou na data prevista do pagamento dos juros remuneratórios imediatamente

anterior, no caso dos demais Períodos de Capitalização, e termina na data prevista para o pagamento dos

juros remuneratórios correspondente ao período. Cada Período de Capitalização sucede o anterior sem

solução de continuidade. O valor da Remuneração será agregado ao saldo do Valor Nominal das Debêntures

para efeito de apuração do saldo devedor das Debêntures. O pagamento dos juros remuneratórios será

exigível somente no final de cada Período de Capitalização, sem prejuízo dos demais vencimentos previstos na

Escritura de Emissão.

Indisponibilidade e Substituição da Taxa DI ou do IPCA

Observado o disposto no item Remuneração da Primeira Série acima, no caso de indisponibilidade temporária

da Taxa DI ou do IPCA quando do pagamento de qualquer obrigação pecuniária prevista na Escritura de

Emissão, será utilizada, em sua substituição, para apuração de "TDIk", no caso da Taxa DI, ou do fator "C", no

caso do IPCA, a última Taxa DI ou o último IPCA, divulgados oficialmente, conforme o caso, até a data do

cálculo, não sendo devidas quaisquer compensações financeiras, multas ou penalidades, tanto por parte da

Emissora, quanto pelos Debenturistas, quando da divulgação posterior da Taxa DI ou do IPCA respectivo.

45

Em caso de ausência da apuração e/ou divulgação da Taxa DI ou do IPCA por mais de 10 (dez) dias

consecutivos da data esperada para a sua divulgação ou, imediatamente, em caso de extinção da Taxa DI ou

do IPCA ou de impossibilidade de aplicação da Taxa DI ou do IPCA por imposição legal ou determinação

judicial, a Taxa DI ou o IPCA, conforme o caso, deverá ser substituído pelo substituto determinado legalmente

para tanto. No caso de não haver substituto legal da Taxa DI ou do IPCA, conforme o caso, o Agente

Fiduciário deverá, no prazo de até 2 (dois) dias úteis contados da data de término do prazo de qualquer um

dos eventos previstos no início deste item, convocar assembléia geral de Debenturistas da Primeira Série ou de

Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso, para deliberar, de comum acordo com a Emissora, e

observada a Decisão Conjunta BACEN/CVM n.º 13, de 14 de março de 2003, e/ou regulamentação aplicável, o

novo parâmetro de remuneração das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série,

conforme o caso, parâmetro este que deverá preservar o valor real e os mesmos níveis da Remuneração da

Primeira Série ou da Remuneração da Segunda Série, conforme o caso ("Remuneração Substitutiva"). Até

o momento da definição da Remuneração Substitutiva ou da definição, pela Emissora, entre o disposto nos

incisos I ou II abaixo, conforme o caso, quando do pagamento de qualquer obrigação pecuniária prevista na

Escritura de Emissão, será utilizada para apuração de "TDIk", no caso da Taxa DI, ou do fator "C", no caso do

IPCA, a última Taxa DI ou o último IPCA divulgados oficialmente, conforme o caso. Caso Debenturistas da

Primeira Série ou Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso, reunidos em assembléia geral,

representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo,

2/3 (dois terços) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso, não aprovem a

Remuneração Substitutiva proposta pela Emissora, a Emissora optará, a seu exclusivo critério, por uma das

alternativas a seguir estabelecidas, obrigando-se a Emissora a comunicar por escrito ao Agente Fiduciário, no

prazo de 15 (quinze) dias contados da data de encerramento da assembléia geral de Debenturistas da

Primeira Série ou de Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso, a que se refere este item, qual a

alternativa escolhida:

I. a Emissora deverá resgatar e, conseqüentemente, cancelar, a totalidade das Debêntures da

Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, em circulação, no

prazo de até 30 (trinta) dias contados da data de encerramento da assembléia geral de

Debenturistas da Primeira Série ou de Debenturistas da Segunda Série, conforme o caso, a

que se refere este item, pelo saldo do Valor Nominal, acrescido da Remuneração devida,

apurada conforme os itens Remuneração da Primeira Série ou Remuneração da Segunda

Série acima, conforme o caso, calculada pro rata temporis, até a data do seu efetivo

pagamento, utilizando-se, para apuração de "TDIk", no caso da Taxa DI, ou do fator "C", no

caso do IPCA, a última Taxa DI ou o último IPCA, divulgados oficialmente, conforme o caso,

sendo que o resgate a que se refere este inciso não será acrescido de prêmio ou penalidade

de qualquer natureza; ou

II. a Emissora deverá amortizar integralmente a totalidade das Debêntures da Primeira Série ou

das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, em circulação, e pagar a Remuneração

Substitutiva definida pelos Debenturistas da Primeira Série ou pelos Debenturistas da

Segunda Série, conforme o caso, em cronograma a ser estipulado pela Emissora, o qual

(i) não superará o prazo médio original das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures

da Segunda Série, conforme o caso, ponderado pelos fluxos de caixa (duration); (ii) não

excederá a Data de Vencimento da Primeira Série ou a Data de Vencimento da Segunda

Série, conforme o caso; e (iii) deverá observar mesma periodicidade do pagamento da

Remuneração da Primeira Série prevista no item Remuneração da Primeira Série, ou a

periodicidade do pagamento da Remuneração da Segunda Série prevista no item

Remuneração da Primeira Série acima, conforme o caso.

46

Repactuação

Não haverá repactuação programada.

Resgate Antecipado Obrigatório

A Emissora poderá a partir (i) do 36º (trigésimo sexto) mês após a Data de Emissão das Debêntures da

Primeira Série, e (ii) do 60º (sexagésimo) mês após a Data de Emissão das Debêntures da Segunda Série,

promover o resgate total antecipado de todas as Debêntures em circulação ("Resgate Antecipado

Obrigatório"), conforme o caso, mediante:

I. publicação de "Aviso aos Debenturistas", com antecedência mínima de 20 (vinte) dias da data

do Resgate Antecipado Obrigatório, o qual deverá descrever os termos e condições do Resgate

Antecipado Obrigatório, incluindo (a) a data do Resgate Antecipado; e (b) o valor a ser pago

aos Debenturistas a título do Resgate Antecipado Obrigatório, que deverá ser equivalente ao

saldo do Valor Nominal das Debêntures objeto do resgate, acrescido da Remuneração,

calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da

Remuneração, conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento;

II. pagamento de um prêmio de resgate correspondente a seguinte fórmula:

Prêmio de Resgate (%) = Px(DD) (TDC)

onde,

P = 1,5%;

DD = número de dias corridos a partir da data do Resgate Antecipado Obrigatório até a Data

de Vencimento; e

TDC = número total de dias corridos desde o 36º (trigésimo sexto) e 60º (sexagésimo) mês

contado da Data de Emissão até a Data de Vencimento, conforme o caso.

III. a Emissora terá o prazo de 3 (três) dias úteis a partir da data do Resgate Antecipado

Obrigatório para proceder à sua liquidação.

Oferta de Resgate Antecipado Facultativo

A Emissora poderá, a seu exclusivo critério, realizar a qualquer tempo, oferta de resgate antecipado das

Debêntures, com o conseqüente cancelamento de tais Debêntures, endereçada a todos os Debenturistas da

série em questão, sem distinção, assegurado a todos os Debenturistas da referida série igualdade de

condições para aceitar o resgate das Debêntures de que forem titulares, da seguinte forma ("Oferta de

Resgate Antecipado"):

I. a Emissora realizará a Oferta de Resgate Antecipado por meio de publicação de anúncio nos

termos do item "Publicidade" abaixo, o qual deverá descrever os termos e condições da Oferta

de Resgate Antecipado, incluindo (a) se o resgate será total ou parcial; (b) o valor do prêmio

de resgate, caso exista; e (c) a data efetiva para o resgate e pagamento das Debêntures a

serem resgatadas; e (d) demais informações necessárias para tomada de decisão pelos

Debenturistas;

II. após a publicação dos termos da Oferta de Resgate Antecipado, os Debenturistas que optarem

pela adesão à Oferta de Resgate Antecipado terão o prazo de 10 (dez) dias úteis para se

manifestarem formalmente perante o Agente Fiduciário, findo o qual, a Emissora terá o prazo

de 3 (três) dias úteis para proceder à liquidação da Oferta de Resgate Antecipado;

47

III. a Emissora poderá condicionar o Resgate Antecipado à aceitação deste por um percentual

mínimo de Debenturistas que definir quando da realização da Oferta de Resgate Antecipado;

IV. o valor a ser pago aos Debenturistas a título da Oferta de Resgate Antecipado será equivalente

ao saldo do Valor Nominal das Debêntures objeto do resgate, acrescido (a) da Remuneração,

calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da

Remuneração, conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento; e (b) de eventual

prêmio de resgate a ser oferecido aos Debenturistas, a exclusivo critério da Emissora, prêmio

de resgate esse que não poderá ser negativo; e

V. na hipótese do Resgate Antecipado parcial, as Debêntures serão resgatadas de forma pro rata

entre todos os titulares de Debêntures. O Resgate Antecipado parcial das Debêntures pela

Emissora deverá ser realizado (i) para as debêntures registradas no SND, conforme

procedimentos adotados pela CETIP, através de "operação de compra e de venda definitiva",

sendo que todas as etapas desse processo, tais como habilitação dos debenturistas,

qualificação, sorteio, apuração, definição do rateio e de validação das quantidades de

Debêntures a serem resgatadas por debenturista, serão realizadas fora do âmbito da CETIP.

Fica definido que, caso a CETIP venha a implementar outra funcionalidade para operacionalizar

o resgate parcial, não haverá a necessidade de ajuste à Escritura de Emissão ou qualquer outra

formalidade, ou (ii) por meio da Instituição Depositária, no caso do debenturista não estar

vinculado à CETIP.

Aquisição facultativa

A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir Debêntures em circulação por preço não superior ao saldo do

Valor Nominal, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do

último pagamento da Remuneração, conforme o caso, até a data do seu efetivo pagamento, observado o

disposto no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As Debêntures adquiridas pela

Emissora poderão, a critério da Emissora, ser canceladas, permanecer em tesouraria ou ser novamente

colocadas no mercado. As Debêntures adquiridas pela Emissora para permanência em tesouraria nos termos

deste item, se e quando recolocadas no mercado, farão jus à mesma Remuneração das demais Debêntures

em circulação daquela série.

Encargos moratórios

Ocorrendo impontualidade no pagamento de qualquer valor devido relativamente a qualquer obrigação

decorrente da Escritura de Emissão, sobre todos e quaisquer valores em atraso incidirão, independentemente

de aviso, notificação ou interpelação judicial ou extrajudicial, e sem prejuízo da Remuneração, calculada

pro rata temporis desde a data de inadimplemento até a data do efetivo pagamento, (i) multa moratória de

2% (dois por cento); e (ii) juros de mora de 1% (um por cento) ao mês, calculados pro rata temporis desde a

data de inadimplemento até a data do efetivo pagamento ("Encargos Moratórios").

Decadência dos direitos aos acréscimos

O não comparecimento do debenturista para receber o valor correspondente a quaisquer obrigações

pecuniárias nas datas previstas na Escritura de Emissão ou em qualquer comunicação realizada ou aviso

publicado nos termos da Escritura de Emissão não lhe dará o direito a qualquer acréscimo no período relativo

ao atraso no recebimento, assegurados, todavia, os direitos adquiridos até a data do respectivo vencimento ou

pagamento, no caso de impontualidade no pagamento.

Local de pagamento

Os pagamentos referentes às Debêntures e a quaisquer outros valores eventualmente devidos pela Emissora

nos termos da Escritura de Emissão serão efetuados pela Emissora, por intermédio da CETIP ou da CBLC,

conforme as Debêntures estejam custodiadas na CETIP ou na CBLC ou, ainda, por meio da Instituição

Depositária para os Debenturistas que não tiverem suas Debêntures custodiadas na CETIP ou na CBLC.

48

Imunidade Tributária Caso qualquer Debenturista tenha imunidade ou isenção tributária, este deverá encaminhar à Instituição Depositária, no prazo mínimo de 10 (dez) dias úteis anteriores à data prevista para recebimento de valores relativos às Debêntures, toda a documentação comprobatória de tal imunidade ou isenção tributária, sendo certo que, caso o Debenturista não envie referida documentação, a Emissora fará as retenções dos tributos previstos em lei. Prorrogação dos prazos Considerar-se-ão prorrogados os prazos referentes ao pagamento de qualquer obrigação prevista na Escritura de Emissão até o 1º (primeiro) dia útil subseqüente, se o seu vencimento coincidir com dia em que não haja expediente comercial ou bancário na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, sem nenhum acréscimo aos valores a serem pagos, exceto pelos casos cujos pagamentos devam ser realizados pela CETIP, hipótese em que somente haverá prorrogação quando a data de pagamento coincidir com feriados nacionais, sábados ou domingos. Vencimento Antecipado Sujeito ao disposto nas Cláusulas 6.22.1, 6.22.2 e 6.22.3 da Escritura de Emissão, o Agente Fiduciário deverá declarar antecipadamente vencidas todas as obrigações objeto da Escritura de Emissão e exigir o imediato pagamento, pela Emissora, do saldo do Valor Nominal das Debêntures em circulação, acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração, conforme o caso, até a data do efetivo pagamento (e, ainda, no caso do inciso II abaixo, dos Encargos Moratórios, de acordo com o previsto na Cláusula 6.22.3 da Escritura de Emissão), na ocorrência de quaisquer dos seguintes eventos (cada evento, um "Evento de Inadimplemento"):

I. descumprimento, pela Emissora, de qualquer obrigação não pecuniária prevista na Escritura de Emissão, não sanada no prazo de 30 (trinta) dias contados da data de comunicação do referido descumprimento (a) pela Emissora ao Agente Fiduciário, ou (b) pelo Agente Fiduciário à Emissora, conforme o caso, dos dois o que ocorrer primeiro, sendo que o prazo previsto neste inciso não se aplica às obrigações para as quais tenha sido estipulado prazo de cura específico;

II. não pagamento, pela Emissora, de qualquer obrigação pecuniária relativa às Debêntures e/ou a Escritura de Emissão na respectiva data de pagamento prevista na Escritura de Emissão, não sanado no prazo de até 2 (dois) dias úteis contado da data do respectivo vencimento;

III. inadimplemento, não sanado no prazo previsto no respectivo contrato ou, nos demais casos, no prazo de até 5 (cinco) dias úteis contados da data estipulada para pagamento, ou vencimento antecipado de qualquer dívida da Emissora, cujo valor, individual ou agregado, seja igual ou superior a R$30.000.000,00 (trinta milhões de reais), atualizado mensalmente, a partir da Data de Emissão, pela variação positiva do IPCA (ou seu equivalente em outras moedas);

IV. protesto legítimo de títulos contra a Emissora, cujo valor, unitário ou agregado, seja igual ou superior a R$30.000.000,00 (trinta milhões de reais), atualizado mensalmente, a partir da Data de Emissão, pela variação positiva do IPCA (ou seu equivalente em outras moedas), exceto se, no prazo de até 5 (cinco) dias úteis contados da data do protesto, tiver sido comprovado ao Agente Fiduciário que (a) o protesto foi efetuado por erro ou má-fé de terceiro; (b) o protesto foi cancelado; ou (c) o valor do(s) título(s) protestado(s) foi depositado em juízo;

V. se, após a transferência de controle acionário direto ou indireto da Companhia, a Moody's, ou a Standard & Poor‘s ou na falta destas, a agência de classificação de risco, Fitch, rebaixar, por motivos diretamente ligados à transferência de controle acionário, os ratings da Emissão e/ou da Companhia em dois níveis em relação aos ratings da Emissão e da Companhia constantes do Anúncio de Início, ou na data da última revisão anual dos referidos ratings, dos dois o que for mais recente;

VI. cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a Emissora, excetuadas a cisão, a fusão e a incorporação quando atendidos os requisitos do artigo 231 da Lei das Sociedades por Ações, previamente aprovadas pelos Debenturistas reunidos em Assembléia Geral de Debenturistas;

49

VII. (a) decretação de falência da Emissora; (b) pedido de autofalência pela Emissora; (c) pedido

de falência da Emissora formulado por terceiros não elidido no prazo legal; (d) pedido de

recuperação judicial ou de recuperação extrajudicial da Emissora, independentemente do

deferimento do respectivo pedido; ou (e) liquidação, dissolução ou extinção da Emissora,

exceto se a liquidação, dissolução e/ou extinção decorrer de uma operação societária que

não constitua um Evento de Inadimplemento;

VIII. transformação da Emissora em sociedade limitada, nos termos dos artigos 220 a 222 da Lei

das Sociedades por Ações;

IX. alteração do objeto social da Emissora, conforme disposto em seu estatuto social, que altere

substancialmente as atividades atualmente praticadas e exclusivamente relacionadas, direta

ou indiretamente, ao setor de geração de energia elétrica;

X. término antecipado ou intervenção pelo poder concedente, por qualquer motivo, de

quaisquer dos contratos de concessão, concedidos a Emissora pelo Poder Concedente (União

Federal), relativo ao serviço público de geração de energia hidroelétrica;

XI. comprovação de que qualquer das declarações prestadas na Cláusula 10 da Escritura de

Emissão e/ou no Contrato de Distribuição provaram-se falsas, incorretas ou enganosas em

qualquer aspecto relevante, não sanado no prazo de até 30 (trinta) dias contados da data de

comunicação da referida comprovação (a) pela Emissora ao Agente Fiduciário, ou (b) pelo

Agente Fiduciário à Emissora, conforme o caso, dos dois o que ocorrer primeiro;

XII. realização de redução de capital social da Emissora, , ressalvado, entretanto, a redução de

capital social obedecido o disposto do parágrafo 3º, do artigo 174 da Lei das Sociedades por

Ações, bem como a redução de capital social quando realizada para absorver prejuízo;

XIII. distribuição de dividendos, pagamento de juros sobre o capital próprio ou a realização de

quaisquer outros pagamentos a seus acionistas após a data do registro da Emissão perante a

CVM e antes da Data de Vencimento das Debêntures, caso a Emissora esteja em mora com

qualquer de suas obrigações estabelecidas na Escritura de Emissão, ressalvado, entretanto,

o pagamento do dividendo mínimo obrigatório previsto no artigo 202 da Lei das Sociedades

por Ações; e

XIV. não observância, pela Companhia, dos limites dos índices financeiros de "Dívida

Liquida/EBITDA" que não poderá ser superior a 3,20 (três inteiros e vinte centésimos); e de

"EBITDA/Resultado Financeiro" que não poderá ser inferior a 2,0 (dois inteiros), a serem

apurados ao final de cada trimestre fiscal a partir da Data de Emissão:

xiv.a. Para fins do disposto no item XIV acima, serão considerados os demonstrativos

financeiros consolidados da Companhia, onde:

xiv.a.1. "Dívida Líquida", significa o endividamento oneroso total da Companhia menos as

disponibilidades em caixa e aplicações financeiras, incluindo as contas de reservas;

xiv.a.2. "EBITDA" (Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization), significa o

lucro da Companhia antes de juros, tributos, amortização e depreciação ao longo dos

últimos 12 (doze) meses;

xiv.a.3. "Resultado Financeiro", significa a diferença entre Receitas Financeiras e Despesas

Financeiras da Companhia ao longo dos últimos 12 (doze) meses, das quais deverão ser

excluídos, para efeito da apuração dos compromissos financeiros, os juros sobre capital

próprio. O Resultado Financeiro será apurado em módulo se for negativo e, ser for positivo,

será considerado "1" (um); e

xiv.a.4. "Patrimônio Líquido", significa a soma das contas de capital social, reserva de

lucros, reserva de capital, reserva de reavaliação, subtraído do valor das ações em

Tesouraria.

Ocorrendo quaisquer dos Eventos de Inadimplemento previstos nos incisos II, III, IV, V, VI, VII ou XIII acima,

as Debêntures tornar-se-ão automaticamente vencidas, independentemente de aviso ou notificação, judicial ou

extrajudicial.

50

Ocorrendo quaisquer dos demais Eventos de Inadimplemento (que não sejam aqueles previstos no parágrafo

acima), o Agente Fiduciário deverá, inclusive para fins do disposto nas Cláusulas 8.5 e 8.5.1 da Escritura de

Emissão, convocar, no prazo máximo de 5 (cinco) dias úteis contados da data em que constatar sua

ocorrência, assembléias gerais de Debenturistas de cada uma das séries e de forma individual, a se realizarem

no prazo mínimo previsto em lei. Se, nas referidas assembléias gerais de Debenturistas, Debenturistas

representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo,

2/3 (dois terços) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso, decidirem por não

considerar o vencimento antecipado das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série,

conforme o caso, ou, ainda, em caso de suspensão dos trabalhos para deliberação em data posterior, o

Agente Fiduciário não deverá declarar o vencimento antecipado das Debêntures da Primeira Série ou das

Debêntures da Segunda Série, conforme o caso; caso contrário, ou em caso de não instalação, em segunda

convocação, das referidas assembléias gerais de titulares das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures

da Segunda Série, conforme o caso, o Agente Fiduciário deverá declarar o vencimento antecipado das

Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda Série, conforme o caso.

Na ocorrência do vencimento antecipado das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da Segunda

Série, conforme o caso, a Emissora obriga-se a resgatar a totalidade das Debêntures da Primeira Série ou das

Debêntures da Segunda Série, conforme o caso, em circulação, com o seu conseqüente cancelamento,

obrigando-se a pagar, o saldo do Valor Nominal das Debêntures da Primeira Série ou das Debêntures da

Segunda Série, conforme o caso, em circulação, acrescido da Remuneração da Primeira Série ou da

Remuneração da Segunda Série, conforme o caso (e, no caso do inciso II acima, dos Encargos Moratórios,

calculados a partir da data em que tais pagamentos deveriam ter sido efetuados), calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou a data do último pagamento da Remuneração, até a data do seu efetivo

pagamento, e de quaisquer outros valores eventualmente devidos pela Emissora nos termos da Escritura de

Emissão, em até 3 (três) dias úteis contados da data da declaração do vencimento antecipado, sob pena de,

em não o fazendo, ficarem obrigadas, ainda, ao pagamento dos Encargos Moratórios.

Publicidade

Exceto o Anúncio de Início, o anúncio de encerramento da Oferta ("Anúncio de Encerramento"), o aviso ao

mercado a que se refere o artigo 53 da Instrução CVM 400/03 e eventuais outros avisos aos investidores que

sejam publicados até a data de publicação do Anúncio de Encerramento, que somente serão publicados no

jornal "Valor Econômico", todos os atos e decisões relativos às Debêntures deverão ser comunicados, na forma

de aviso, no Diário Oficial do Estado de São Paulo e jornal "Valor Econômico", sempre imediatamente após a

realização do ato a ser divulgado. Os prazos para manifestação dos Debenturistas, caso seja necessário,

obedecer ao disposto na legislação em vigor, na Escritura de Emissão ou, na falta de disposição expressa, ser

de, no mínimo, de 10 (dez) dias úteis contados da data da publicação do aviso. A Emissora poderá alterar o

jornal acima por outro jornal de grande circulação, mediante comunicação por escrito ao Agente Fiduciário e a

publicação, na forma de aviso, no jornal a ser substituído.

Assembléias Gerais de Debenturistas

Os Debenturistas da Primeira Série e os Debenturistas da Segunda Série poderão, a qualquer tempo, reunir-se

em assembléia, de acordo com o disposto no artigo 71 da Lei das Sociedades por Ações, a fim de deliberarem

sobre matéria de interesse da comunhão dos Debenturistas da Primeira Série e/ou dos Debenturistas da

Segunda Série, conforme o caso.

Convocação

As assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série poderão ser

convocadas pelo Agente Fiduciário, pela Emissora, por Debenturistas da Primeira Série e Debenturistas da

Segunda Série que representem, no mínimo, 10% (dez por cento) das Debêntures da Primeira Série em

circulação ou 10% (dez por cento) das Debêntures da Segunda Série em circulação ou pela CVM.

A convocação das assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série

se dará mediante anúncio publicado pelo menos 3 (três) vezes no Diário Oficial do Estado de São Paulo e

jornal "Valor Econômico", respeitadas outras regras relacionadas à publicação de anúncio de convocação de

assembléias gerais constantes da Lei das Sociedades por Ações, da regulamentação aplicável e da Escritura de

Emissão.

51

Instalação

As assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série instalar-se-ão,

em primeira convocação, com a presença de titulares de, no mínimo, metade das Debêntures da Primeira

Série em circulação ou metade das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso, e, em

segunda convocação, com qualquer quorum.

Mesa

A presidência das assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série

caberá aos Debenturistas da Primeira Série e aos Debenturistas da Segunda Série eleitos por estes próprios ou

àqueles que forem designados pela CVM.

Deliberações

Nas deliberações das assembléias gerais de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda

Série, a cada Debênture em circulação caberá um voto, admitida a constituição de mandatário, Debenturista

ou não. Exceto pelo disposto no parágrafo seguinte, todas as deliberações a serem tomadas em assembléia

geral de Debenturistas da Primeira Série e de Debenturistas da Segunda Série dependerão de aprovação de

Debenturistas representando, no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Primeira Série em circulação ou,

no mínimo, 2/3 (dois terços) das Debêntures da Segunda Série em circulação, conforme o caso.

Não estão incluídos no quorum a que se refere o parágrafo acima: (i) os quoruns expressamente previstos em

outras cláusulas da Escritura de Emissão; e (ii) as alterações, que deverão ser aprovadas por Debenturistas da

Primeira Série ou Debenturistas da Segunda Série representando, no mínimo, 90% (noventa por cento) das

Debêntures da Primeira Série em circulação ou, no mínimo, 90% (noventa por cento) das Debêntures da

Segunda Série em circulação, conforme o caso, (a) dos quoruns previstos na Escritura de Emissão; (b) da

Remuneração, exceto pelo disposto na Cláusula 6.12.5 da Escritura de Emissão; (c) de quaisquer datas de

pagamento de quaisquer valores previstos na Escritura de Emissão; (d) da espécie das Debêntures; (e) da

criação de evento de repactuação; (f) das disposições relativas à Oferta de Resgate Antecipado; ou (g) de

qualquer Evento de Inadimplemento.

Para os fins da Escritura de Emissão e constituição de todos os quoruns, "Debêntures em circulação"

significam todas as Debêntures subscritas e não resgatadas, excluídas as Debêntures mantidas em tesouraria

e pertencentes, direta ou indiretamente, à Emissora ou a qualquer controladora ou controlada, direta ou

indireta, da Emissora ou qualquer de seus diretores ou conselheiros.

Representantes Legais

Será facultada a presença dos representantes legais da Emissora nas assembléias gerais de Debenturistas.

Comparecimento do Agente Fiduciário

O Agente Fiduciário deverá comparecer às assembléias gerais de Debenturistas e prestar aos Debenturistas as

informações que lhe forem solicitadas.

Aplicação da Lei das Sociedades por Ações

Aplica-se às assembléias gerais de Debenturistas, no que couber, o disposto na Lei das Sociedades por Ações,

sobre a assembléia geral de acionistas.

Contrato de Distribuição

O Contrato de Distribuição está disponível para consulta na sede da Emissora e dos Coordenadores indicada

na seção "Informações Sobre os Administradores, Consultores e Auditores", localizada na página 31 deste

Prospecto.

52

Regime de Colocação Observadas as condições previstas no Contrato de Distribuição, os Coordenadores realizarão, sem

solidariedade entre estes, a colocação, em regime de garantia firme, de 30.000 Debêntures, no prazo de até

três dias úteis contados da data de publicação do Anúncio de Início ("Prazo de Colocação"), na proporção

descrita no Contrato de Distribuição ("Debêntures Objeto da Garantia Firme").

Se, até o final do Prazo de Colocação, as Debêntures da Primeira Série e/ou as Debêntures da Segunda Série

não tiverem sido totalmente colocadas, os Coordenadores, sem qualquer solidariedade entre estes e na

proporção das respectivas Debêntures Objeto da Garantia Firme, deverão, até o último dia do Prazo de

Colocação, subscrever e integralizar as respectivas Debêntures Objeto da Garantia Firme que porventura não

forem colocadas junto a investidores, nas condições previstas no Contrato de Distribuição, sendo que a divisão

entre Debêntures da Primeira Série e/ou Debêntures da Segunda Série relativamente às Debêntures Objeto da

Garantia Firme será definida a critério exclusivo dos Coordenadores.

A garantia firme descrita acima é válida até 27 de outubro de 2008 ou a data de liquidação da Oferta, o que

ocorrer primeiro, podendo tal prazo ser estendido a critério exclusivo dos Coordenadores.

A garantia firme descrita acima não se estende às Debêntures Suplementares e/ou às Debêntures Adicionais.

Para os fins do disposto no item 5 do Anexo VI à Instrução CVM 400/03, caso qualquer Coordenador

eventualmente (i) venha a subscrever Debêntures da Primeira Série e/ou Debêntures da Segunda Série por

força da garantia firme acima; e (ii) tenha interesse em vender tais Debêntures da Primeira Série e/ou tais

Debêntures da Segunda Série antes da publicação do Anúncio de Encerramento, o preço de revenda de tais

Debêntures da Primeira Série e/ou de tais Debêntures da Segunda Série será limitado ao Valor Nominal,

acrescido da Remuneração da Primeira Série ou da Remuneração da Segunda Série, conforme o caso,

calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão até a data da respectiva venda. A revenda das

Debêntures pelos Coordenadores, após a publicação do Anúncio de Encerramento, poderá ser feita pelo preço

a ser apurado de acordo com as condições de mercado verificadas à época. A revenda das Debêntures,

conforme aqui mencionada, deverá ser efetuada respeitada a regulamentação aplicável.

Plano da Oferta

Observadas as disposições da regulamentação aplicável, os Coordenadores realizarão a Oferta conforme o

plano da Oferta adotado em conformidade com o disposto no parágrafo 3º do artigo 33 da

Instrução CVM 400/03, de forma a assegurar (i) que o tratamento conferido aos investidores seja justo e

eqüitativo, (ii) a adequação do investimento ao perfil de risco dos respectivos clientes dos Coordenadores, e

(iii) que os representantes de venda dos Coordenadores recebam previamente exemplares dos Prospecto

conforme definido abaixo), para leitura obrigatória e que suas dúvidas possam ser esclarecidas por pessoas

designadas pelos Coordenadores ("Plano da Oferta"). O Plano da Oferta será fixado nos seguintes termos:

após o protocolo do pedido de registro da Oferta na CVM e anteriormente à concessão de tal registro,

foram realizadas apresentações para potenciais investidores (road show e/ou one-on-ones) ("Apresentações para Potenciais Investidores"), conforme determinado pelos Coordenadores de

comum acordo com a Emissora, durante os quais foram distribuídos exemplares do prospecto preliminar

da Oferta ("Prospecto Preliminar e, em conjunto com o Prospecto Definitivo, "Prospectos");

os materiais publicitários ou documentos de suporte às Apresentações para Potenciais Investidores

eventualmente utilizados foram submetidos à aprovação prévia da CVM, nos termos do artigo 50 da

Instrução CVM 400/03, ou encaminhados à CVM previamente à sua utilização, nos termos do

parágrafo 5º do artigo 50 da Instrução CVM 400/03, respectivamente;

não existirão reservas antecipadas ou fixação de lotes mínimos ou máximos, devendo a Oferta ser

efetivada de acordo com o resultado do Procedimento de Bookbuilding, podendo ser levadas em

consideração as relações com clientes e outras considerações de natureza comercial ou estratégica dos

Coordenadores e da Emissora, observado, entretanto, que os Coordenadores se comprometem a

direcionar a Oferta a investidores que tenham perfil de risco adequado, bem como a observar

tratamento justo e eqüitativo quanto aos mesmos;

53

o público alvo da Oferta é composto por investidores institucionais ou qualificados, conforme definido

no artigo 109 da Instrução CVM 409, podendo, entretanto, ser atendidos outros investidores, pessoas

físicas ou jurídicas, não qualificados, clientes dos Coordenadores que tenham amplo conhecimento dos

termos, condições e riscos inerentes às Debêntures, bem como acesso aos Prospectos;

encerrado o Procedimento de Bookbuilding, os Coordenadores consolidarão as propostas dos

investidores para subscrição das Debêntures;

observado o disposto no Contrato de Distribuição e no artigo 54 da Instrução CVM 400/03, a Oferta

somente terá início após (a) a concessão do registro da Oferta pela CVM; (b) a publicação do Anúncio

de Início; e (c) a disponibilização do Prospecto Definitivo aos investidores;

iniciada a Oferta, os investidores interessados na subscrição das Debêntures deverão fazê-la por meio

da assinatura do boletim de subscrição;

caso (a) seja verificada divergência relevante entre as informações constantes do Prospecto Preliminar

e do Prospecto Definitivo que altere substancialmente o risco assumido pelo investidor ou a sua decisão

de investimento; (b) a Oferta seja suspensa, nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400/03;

e/ou (c) a Oferta seja modificada, nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400/03, o

investidor poderá revogar sua aceitação à Oferta, devendo, para tanto, informar sua decisão aos

Coordenadores (i) até as 16 horas do quinto dia útil subseqüente à data de disponibilização do

Prospecto Definitivo, no caso da alínea (a) acima; e (ii) até as 16 horas do quinto dia útil subseqüente à

data em que foi comunicada por escrito a suspensão ou modificação da Oferta, no caso das alíneas (b)

e (c) acima, presumindo-se, na falta da manifestação, o interesse do investidor em não revogar sua

aceitação. Se o investidor revogar sua aceitação e se o investidor já tiver efetuado o pagamento do

Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros ou correção monetária,

sem reembolso, no prazo de três dias úteis contados da data da respectiva revogação; e

caso (a) a Oferta seja cancelada, nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400/03; (b) a

Oferta seja revogada, nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400/03; ou (c) o Contrato de

Distribuição seja resilido, todos os atos de aceitação serão cancelados e os Coordenadores, juntamente

com a Emissora, comunicarão aos investidores o cancelamento da Oferta, que poderá ocorrer,

inclusive, mediante publicação de aviso ao mercado. Se o investidor já tiver efetuado o pagamento do

Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros ou correção monetária,

sem reembolso, no prazo de três dias úteis contados da data da comunicação do cancelamento ou

revogação da Oferta.

54

Cronograma das Etapas da Oferta

A Oferta seguirá o cronograma tentativo abaixo:

Evento Datas indicativas*

Publicação do Aviso ao Mercado 28/08/2008

Disponibilização do Prospecto Preliminar 28/08/2008

Assembléia Geral Extraordinária da Companhia aprovando a Oferta 01/09/2008

Reunião do Conselho de Administração da Companhia fixando as condições das Debêntures 01/09/2008

Início das apresentações a potenciais investidores 03/09/2008

Encerramento das apresentações a potenciais investidores 09/09/2008

Procedimento de Bookbuilding 25/09/2008

Reunião do Conselho de Administração da Companhia aprovando o resultado

do Procedimento de Bookbuilding

30/09/2008

Registro da Oferta na CVM 14/10/2008

Publicação do Anúncio de Início e divulgação do resultado do Procedimento de Bookbuilding 15/10/2008

Disponibilização do Prospecto Definitivo 15/10/2008

Liquidação da Oferta 16/10/2008

Publicação do anúncio de encerramento da Oferta 20/10/2008

*As datas previstas para os eventos futuros são meramente indicativas, e estão sujeitas a alterações e atrasos.

Estabilização de Preços e Garantia de Liquidez

Não serão celebrados contrato de estabilização de preços ou contrato de garantia de liquidez tendo por objeto

as Debêntures.

Custo Estimado da Oferta

A tabela abaixo demonstra o custo estimado da Oferta, calculada com base no valor na Data de Emissão,

assumindo a colocação da totalidade das Debêntures (sem considerar as Debêntures Adicionais e/ou as

Debêntures Suplementares).

Descrição Valor Total (R$) Valor por Debênture (R$)(1) % do Valor Total da Oferta

Valor Total 300.000.000,00 10.000,00 100,00%

Custo Total 2.265.740,00 75,52 0,76%

Comissões 1.500.000,00 50,00 0,50%

Comissão de Coordenação 450.000,00 15,00 0,15%

Comissão de Colocação 450.000,00 15,00 0,15%

Comissão de Garantia Firme 600.000,00 20,00 0,20%

Taxa de Registro na CVM 165.740,00 5,52 0,06%

Despesas Estimadas 600.000,00 20,00 0,20%

Advogados 180.000,00 6,00 0,06%

Auditores Independentes 180.000,00 6,00 0,06%

Classificação de Risco 20.000,00 0,67 0,01%

Outras(2) 220.000,00 7,33 0,07%

Valor Líquido para Emissora 297.734.260,00 9.924,48 99,24%

(1) O custo da Oferta por Debêntures corresponde ao quociente obtido pela divisão do custo total da Oferta pelo número de Debêntures.

(2) Inclui despesas gerais, impressão de prospectos e publicações de anúncios e avisos.

55

Público Alvo

O público alvo da Oferta é composto por investidores institucionais ou qualificados, conforme definido no

artigo 109 da Instrução CVM n.º 409, de 18 de agosto de 2004, conforme alterada, podendo, entretanto, ser

atendidos outros investidores, pessoas físicas ou jurídicas, não qualificados, clientes dos Coordenadores que

tenham amplo conhecimento dos termos, condições e riscos inerentes às Debêntures, bem como acesso aos

Prospectos.

Inadequação da Oferta a Certos Investidores

O investimento nos Debêntures não é adequado a investidores que (i) necessitem de liquidez, tendo em vista

a possibilidade de serem pequenas ou inexistentes as negociações das Debêntures no mercado secundário;

e/ou (ii) não estejam dispostos a correr o risco de crédito de empresa do setor privado e/ou do setor de

geração de energia. Em relação a tal assunto os investidores devem ler a seção "Fatores de Risco", localizada

na página 63 deste Prospecto.

Manifestação de Aceitação à Oferta

Os investidores a partir da data de publicação do Anúncio de Início deverão manifestar sua aceitação à Oferta

aos Coordenadores, por meio dos procedimentos da CETIP.

Manifestação de Revogação da Aceitação à Oferta

Caso (a) seja verificada divergência relevante entre as informações constantes do Prospecto Preliminar e do

Prospecto Definitivo que altere substancialmente o risco assumido pelo investidor ou a sua decisão de

investimento; (b) a Oferta seja suspensa, nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400//0033; e/ou (c) a

Oferta seja modificada, nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400//03, o investidor poderá revogar

sua aceitação à Oferta, devendo, para tanto, informar sua decisão aos Coordenadores (i) até as 16 horas do

quinto dia útil subseqüente à data de disponibilização do Prospecto Definitivo, no caso da alínea (a) acima; e

(ii) até as 16 horas do quinto dia útil subseqüente à data em que foi comunicada por escrito a suspensão ou

modificação da Oferta, no caso das alíneas (b) e (c) acima, presumindo-se, na falta da manifestação, o

interesse do investidor em não revogar sua aceitação. Se o investidor revogar sua aceitação e se o investidor

já tiver efetuado o pagamento do Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros

ou correção monetária, sem reembolso, no prazo de três dias úteis contados da data da respectiva revogação.

Suspensão ou Modificação da Oferta

Nos termos do artigo 19 da Instrução CVM 400//0033, a CVM (i) poderá suspender, a qualquer tempo, a Oferta

se (a) estiver se processando em condições diversas das constantes da Instrução CVM 400/03 ou do registro

da Oferta; ou (b) for havida por ilegal, contrária à regulamentação da CVM ou fraudulenta, ainda que após

obtido o respectivo registro da Oferta; e (ii) deverá suspender a Oferta quando verificar ilegalidade ou violação

de regulamento sanáveis. O prazo de suspensão da Oferta não poderá ser superior a 30 dias, durante o qual

a irregularidade apontada deverá ser sanada. Findo tal prazo sem que tenham sido sanados os vícios que

determinaram a suspensão, a CVM deverá ordenar a retirada da Oferta e cancelar o respectivo registro,

aplicando-se, neste caso, o disposto no item "Cancelamento ou Revogação da Oferta", na página 56 deste

Prospecto. Nos termos do artigo 25 e seguintes da Instrução CVM 400/03, a CVM, a seu juízo, poderá acatar

pleito formulado pela Emissora, de comum acordo com os Coordenadores, de modificação da Oferta, na

hipótese de alteração substancial, posterior e imprevisível nas circunstâncias de fato existentes quando da

apresentação do pedido de registro da Oferta perante a CVM, ou que o fundamentem, acarretando aumento

relevante dos riscos assumidos pela Emissora e inerentes à própria Oferta.

56

Se for deferida a modificação, a Oferta poderá, por iniciativa própria da CVM, ou requerimento da Emissora,

ser prorrogada por até 90 dias. A suspensão e a modificação serão divulgadas imediatamente na forma

prevista no item Publicidade acima. Os Coordenadores deverão acautelar-se e certificar-se de que os

investidores, ao formalizarem sua adesão à Oferta, com a assinatura do boletim de subscrição, estão cientes

de que a Oferta original foi alterada e de que têm conhecimento dos novos termos e condições. Caso a Oferta

seja suspensa ou modificada, o investidor poderá revogar sua aceitação à Oferta, devendo, para tanto,

informar sua decisão aos Coordenadores até as 16 horas do quinto dia útil subseqüente à data em que foi

comunicada por escrito a suspensão ou modificação da Oferta, presumindo-se, na falta da manifestação, o

interesse do investidor em não revogar sua aceitação. Se o investidor revogar sua aceitação e se o investidor

já tiver efetuado o pagamento do Preço de Integralização, o Preço de Integralização será devolvido sem juros

ou correção monetária, sem reembolso, no prazo de três dias úteis contados da data da respectiva revogação.

Cancelamento ou Revogação da Oferta

Nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400//0033, a CVM poderá cancelar, a qualquer tempo, a Oferta

se (a) estiver se processando em condições diversas das constantes da Instrução CVM 400//0033 ou do registro

da Oferta; ou (b) for havida por ilegal, contrária à regulamentação da CVM ou fraudulenta, ainda que após

obtido o respectivo registro da Oferta. A rescisão do Contrato de Distribuição importará no cancelamento do

registro da Oferta. Nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400//0033, a CVM, a seu juízo, poderá

acatar pleito formulado pela Emissora, de comum acordo com os Coordenadores, de revogação da Oferta, na

hipótese de alteração substancial, posterior e imprevisível nas circunstâncias de fato existentes quando da

apresentação do pedido de registro da Oferta perante a CVM, ou que o fundamentem, acarretando aumento

relevante dos riscos assumidos pela Emissora e inerentes à própria Oferta.

Caso (a) a Oferta seja cancelada, nos termos dos artigos 19 e 20 da Instrução CVM 400/03; (b) a Oferta seja

revogada, nos termos dos artigos 25 a 27 da Instrução CVM 400/03; ou (c) o Contrato de Distribuição seja

resilido, todos os atos de aceitação serão cancelados e os Coordenadores, juntamente com a Emissora,

comunicarão aos investidores o cancelamento da Oferta, que poderá ocorrer, inclusive, mediante publicação

de aviso ao mercado. Se o investidor já tiver efetuado o pagamento do Preço de Integralização, o Preço de

Integralização será devolvido sem juros ou correção monetária, sem reembolso, no prazo de três dias úteis

contados da data da comunicação do cancelamento ou revogação da Oferta.

57

RESSALVAS COM RELAÇÃO A DECLARAÇÕES E ESTIMATIVAS ACERCA DO FUTURO

Este Prospecto contém declarações, estimativas, intenções e pretensões quanto a eventos futuros. Quaisquer

declarações e estimativas, intenções e pretensões com relação a eventos futuros envolvem riscos e incertezas.

Diversos fatores importantes considerados nas declarações e estimativas futuras podem se modificar, fazendo

com que os resultados reais possam vir a ser substancialmente diferentes daqueles contidos em tais

declarações e estimativas, e que as intenções e pretensões possam vir a não se materializar. Esses fatores

incluem, dentre outros:

medidas do governo brasileiro;

condições sociais, políticas, econômicas de negócios e, demográficas do Brasil;

a percepção de risco com relação aos mercados emergentes, principalmente a América Latina;

término antecipado ou outras medidas por parte do Poder Concedente;

medidas do governo relativas ao setor de energia elétrica;

inflação, valorização ou desvalorização do Real;

capacidade da Companhia em obter financiamentos quando necessário, em condições razoáveis e

implementar planos de investimentos em manutenção;

resultado de pendências judiciais;

nível de endividamento da Emissora;

flutuações das taxas de juros; e

concorrência.

As palavras ―acredita‖, ―pode‖, ―poderá‖, ―visa‖, ―estima‖, ―continua‖, ―antecipa‖, ―pretende‖, ―espera‖ e outras

palavras similares têm por objetivo identificar estimativas e perspectivas para o futuro. As considerações sobre

estimativas e perspectivas para o futuro incluem informações atinentes a resultados e projeções, estratégia,

planos de financiamentos, posição concorrencial, ambiente do setor, oportunidades de crescimento potenciais,

os efeitos de regulamentação futura e os efeitos da concorrência. Tais estimativas e perspectivas para o futuro

referem-se apenas à data em que foram expressas, sendo que nem a Companhia, nem os Coordenadores

assumem a obrigação de atualizar publicamente ou revisar quaisquer dessas estimativas em razão da

ocorrência de nova informação, eventos futuros ou de quaisquer outros fatores. Em vista dos riscos e

incertezas aqui descritos, as estimativas e perspectivas para o futuro constantes neste Prospecto podem não

vir a se concretizar. Tendo em vista estas limitações, os investidores não devem tomar suas decisões de

investimento exclusivamente com base nas estimativas e perspectivas para o futuro contidas neste Prospecto.

58

DESTINAÇÃO DOS RECURSOS

Os recursos líquidos obtidos pela Companhia com a Oferta, cujo montante total será definido por ocasião do

Procedimento de Bookbuilding, serão integralmente utilizados para pré-pagar parcialmente o saldo devedor do

contrato de empréstimo, celebrado com a Eletrobrás em 19 de julho de 1999, com vencimento previsto para

15 de maio de 2013, garantido pela receita de suprimento de energia elétrica da Companhia. Esse contrato

estabelece que o saldo devedor, no montante de R$1.006,4 milhões em 30 de junho de 2008, deve ser

corrigido com base no Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M) e sobre o mesmo incidem juros de 10% ao

ano.

A Companhia substituiu a CESP como responsável por esta obrigação, como parte do processo de sua

privatização. O contrato objetivou a compra de energia de Itaipu/FURNAS.

Com relação ao valor excedente e não pago do empréstimo com a Eletrobrás, a Companhia avalia outras

oportunidades de captação de recursos que lhe ofereçam condições mais vantajosas que a dívida a ser pré-

paga, entretanto, ainda não há qualquer definição se esta captação se realizará.

Os impactos na situação patrimonial e financeira da Emissora, considerada a utilização dos recursos de acordo

com o previsto acima e após a captação decorrentes da 1ª Emissão pode ser avaliada através da tabela

abaixo, apresentada em duas situações: (i) efetivo em 30 de junho de 2008; e (ii) ajustado para refletir o

recebimento dos recursos provenientes da Emissão, considerando-se o valor máximo de R$300,0 milhões (sem

incluir o valor das Debêntures do Lote Suplementar e das Debêntures do Lote Adicional):

Em milhares de Reais 30 de junho % sobre 30 de junho % sobre

De 2008 (Efetivo) Capitalização de 2008 (Ajustado) (1) Capitalização

Empréstimos e Financiamentos

de Curto Prazo 167.7 5,3 114.0 3,6

Empréstimos e Financiamentos

de Longo Prazo 838.7 26,4 592.4 18,7

Debêntures 0 n/a 300.0 9,5

Total de Empréstimos,

Financiamentos e

Debêntures 1.006.4 31,7 1.006.4 31,7

Patrimônio Líquido 2.166,8 68,3 2.166,8 68,3

Capitalização Total 3.173,2 100,0 3.173,2 100,0

(1) Estes dados financeiros não estão expressamente indicados nas demonstrações financeiras.

59

O impacto na demonstração do resultado da Emissora no período de seis meses encerrado em 30 de junho de

2008, considerada a utilização dos recursos de acordo com o previsto acima e como se a captação decorrente

da 1ª Emissão tivesse ocorrido em 30 de junho de 2008, pode ser avaliado através da tabela abaixo,

apresentada em duas situações: (i) efetivo no período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008; e (ii)

simulado para refletir o recebimento dos recursos provenientes da Emissão.

Em milhares de Reais

Período de seis meses

encerrado em 30 de junho

Período de seis meses

encerrado em 30 de junho

de 2008 (Efetivo) de 2008 (Simulação)(1)

Receita Operacional Líquida 335,7 335,7

Despesas Operacionais 190,3 190,3

Resultado do Serviço 145,4 145,4

Receita Financeira 12,2 12,2

Despesa Financeira 110,7 73,0

Despesas Financeiras (líquida) 98,6 60,9

Resultado não-operacional -0.5 -0,5

Lucro antes do Imposto de Renda e Contribuição Social 46.3 84.0

EBITDA 215.6 215.6

EBITDA/Resultado Financeiro 2,2 3,5

(1) O cálculo do valor simulado considera emissão do valor máximo de R$300 milhões (não inclui o valor das Debêntures do Lote Suplementar e das Debêntures do Lote Adicional) e 100% da emissão na série com o indexador de CDI + 2,15% ao ano. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente

indicado nas demonstrações financeiras.

Para obter mais informações sobre a aplicação dos recursos líquidos e impacto na situação patrimonial e

financeira da Emissora, ver a Seção ―Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os

Resultados Operacionais da Emissora‖, localiza na página 80 deste Prospecto.

60

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

61

4. FATORES DE RISCO

Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos

Riscos Relacionados ao Setor de Energia Elétrica e à Emissora

Riscos Relacionados a Oferta

62

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

63

FATORES DE RISCO

Antes de tomar uma decisão de investimento nos Valores Mobiliários a serem ofertados no âmbito da Oferta,

os potenciais investidores devem considerar cuidadosamente, à luz de suas próprias situações financeiras e

objetivos de investimento, todas as informações disponíveis neste Prospecto e, em particular, avaliar os

fatores de risco descritos nesta seção. Caso qualquer dos riscos e incertezas aqui descritos efetivamente

ocorra, os negócios, a situação financeira e/ou os resultados operacionais da Emissora poderão ser afetados

de forma adversa. Os fatores de risco descritos abaixo refletem a situação atual da Emissora.

Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos

A Companhia atua no mercado brasileiro, estando sujeita, portanto, aos efeitos da política

econômica do Governo Federal.

Freqüentemente, o Governo Federal intervém na economia do país, realizando, ocasionalmente, mudanças

drásticas e repentinas nas suas políticas. As medidas do governo brasileiro para controlar a inflação e

implementar as políticas econômica e monetária têm envolvido alterações nas taxas de juros, flutuação da

moeda, controle de câmbio, tarifas e limites à importação, controles no consumo de energia elétrica, entre

outras medidas. Essas políticas, bem como algumas condições macroeconômicas, causaram efeitos

significativos na economia brasileira, assim como no mercado de capitais brasileiro.

Além disso, discute-se atualmente no Senado Federal e na Câmara dos Deputados diversas reformas e/ou

medidas que poderão ser aprovadas e implementadas pelo Governo Federal, dentre elas: (i) a reforma

tributária, parcialmente implementada; e (ii) a reforma da legislação trabalhista.

Adicionalmente, não há como prever quais diretrizes das políticas econômica e monetária serão adotadas pelo

Governo Federal e quais serão os impactos dessas medidas sobre a Emissora.

A adoção de medidas que possam resultar em eventuais flutuações da moeda, indexação da economia,

instabilidade de preços, elevação de taxas de juros ou influenciar a política fiscal poderão impactar

negativamente os negócios, a condição financeira, a capacidade de geração de caixa e os resultados

operacionais da Emissora.

A inflação e certas medidas governamentais para contê-la podem ter efeitos adversos sobre a

economia brasileira, o mercado mobiliário brasileiro e/ou os negócios da Emissora.

O Brasil experimentou, no passado, taxas de inflação bastante elevadas, que foram reduzidas com a

implementação do Plano Real, em 1994. A moeda brasileira, historicamente, vem apresentando

desvalorizações freqüentes, criando, assim, pressões inflacionárias adicionais no Brasil, que resulta na

necessidade de adoção de políticas recessivas pelo Governo Federal para conter a demanda agregada.

A inflação, juntamente com medidas governamentais destinadas a combatê-la e as especulações acerca

dessas medidas, tiveram efeitos negativos significativos sobre a economia brasileira no passado recente.

64

Em 30 de junho de 1999, o CMN fixou os valores de 3,5%, 4,0%, 5,5%, 4,5%, 4,5% e 4,5% como metas para

a variação do IPCA para os anos de 2002, 2003, 2004, 2005, 2006 e 2007 e 2008 respectivamente, com

intervalos de tolerância de 2 pontos percentuais acima e abaixo das metas centrais retromencionadas. Nos

anos de 2002, 2003 e 2004 entretanto, as metas não foram cumpridas, tendo a inflação atingido 12,5%, em

2002, 9,3%, em 2003, e 7,6%, em 2004. Em 2005, 2006 e 2007, o IPCA foi de 5,7%, 3,1% e 4,5%, tendo

sido cumprida a meta, porém a previsão para o ano de 2008 é que a inflação supere a meta e atinja 6,3%.

A inflação medida pelo IGP-M foi de 25,3%, 8,7%, 12,4%, 1,2%, 3,8% e 7,8% em 2002, 2003, 2004, 2005,

2006 e 2007 respectivamente, com a expectativa de atingir 13% em 2008.

Caso as taxas de inflação voltem a aumentar, os negócios da Emissora, sua condição financeira e o resultado

de suas operações poderão ser afetados negativamente.

Efeitos das Flutuações das Taxas de Câmbio.

A moeda brasileira tem historicamente sofrido freqüentes desvalorizações. No passado, o Governo Federal

implementou diversos planos econômicos e fez uso de diferentes políticas cambiais, incluindo desvalorizações

repentinas, pequenas desvalorizações periódicas (durante as quais a freqüência dos ajustes variou de diária a

mensal), sistemas de câmbio flutuante, controles cambiais e dois mercados de câmbio. As desvalorizações

cambiais em períodos de tempo mais recentes resultaram em flutuações significativas nas taxas de câmbio do

Real frente ao Dólar em outras moedas. Em 31 de dezembro de 2006, a taxa de câmbio entre o Real e o Dólar

era de R$ 2,14 por US$ 1,00, o que representa uma valorização do Real de 9,5% desde 31 de dezembro de

2005. Em 31 de dezembro de 2007, a taxa de câmbio entre o real e o dólar era de R$ 1,77 por US$ 1,00. Não

é possível assegurar que a taxa de câmbio entre o Real e o Dólar irá permanecer nos níveis atuais. Porém, em

30 de junho de 2008, a Companhia não possuía qualquer dívida atrelada ao Dólar.

Efeitos das Flutuações das Taxas de Juros.

O Comitê de Política Monetária – COPOM estabelece as metas das taxas de juros básicas para o sistema

bancário brasileiro. Em anos recentes, a taxa de juros básica tem oscilado, tendo chegado a,

aproximadamente, 45% em março de 1999 e caído para 15,25% em 17 de janeiro de 2001. De fevereiro a

julho de 2002, o COPOM diminuiu a taxa básica de juros de 19,00% para 18,00%. De outubro de 2002 a

fevereiro de 2003, o COPOM aumentou a taxa básica de juros em 8,5 pontos percentuais, para 26,5% em 19

de fevereiro de 2003. A taxa básica de juros permaneceu em alta até junho de 2003, quando o COPOM iniciou

a trajetória de decréscimo da taxa de juros básica. Posteriormente, ao longo dos anos de 2004, 2005 e 2006,

a taxa de juros básica voltou a sofrer variações por decisão do Comitê de Política Monetária, encerrando em

31 de dezembro de 2007 em 11,25% ao ano. A projeção para encerrar o ano de 2008 é de 14,4% ao ano,

sendo que, em 30 de junho de 2008, a taxa básica de juros era de 12,25% ao ano.

A elevação das taxas de juros poderá ter impacto negativo no resultado da Emissora na medida em que pode

inibir o crescimento econômico e conseqüentemente a demanda por energia. Em 30 de junho de 2008, a

Emissora possuía empréstimos e financiamentos não atrelados à variação cambial de R$1.006,4 milhões,

indexado ao IGP-M. Caso haja uma elevação das taxas de juros que influencie esses indexadores, as despesas

financeiras da Emissora também aumentarão, afetando negativamente a capacidade de pagamento da Emissora.

65

A deterioração das condições econômicas e de mercado em outros países, principalmente nos

considerados emergentes, pode afetar negativamente a economia brasileira e os negócios da Emissora.

A economia brasileira e as companhias brasileiras têm sido impactadas, em diferentes intensidades, pelas

condições econômicas de outros países. Mesmo que as condições econômicas sejam diferentes em cada país,

a reação dos investidores aos acontecimentos em um país pode levar o mercado de capitais de outros países a

sofrer flutuações. No passado recente, eventos políticos, econômicos e sociais em países de economia

emergente, incluindo os da América Latina, afetaram adversamente a disponibilidade de crédito para empresas

brasileiras no mercado externo, resultando em saída significativa de recursos do País e na diminuição na

quantidade de moeda estrangeira investida no País.

Não há como garantir que futuros acontecimentos em outros países, principalmente os emergentes, não

afetarão a oferta de crédito às companhias brasileiras, podendo, deste modo, vir a afetar negativamente a

oferta de crédito para a Emissora, podendo, ainda, resultar em impacto material adverso nos seus resultados.

O Governo Federal está realizando uma reforma na legislação fiscal que poderá acarretar

aumento da carga tributária para as empresas brasileiras.

O Governo Federal regularmente implementa alterações no regime fiscal, que afetam os participantes do

mercado de energia, a Emissora, as distribuidoras e os consumidores industriais. Estas alterações incluem

mudanças nas alíquotas e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários, cuja arrecadação é associada

a determinados propósitos governamentais específicos. Algumas dessas medidas poderão resultar em

aumento da carga tributária da Emissora, que poderá, por sua vez, influenciar sua lucratividade, e afetar

adversamente os preços de sua energia vendida e seu resultado financeiro. Não há garantias de que a

Companhia será capaz de manter seus preços, seu fluxo de caixa projetado ou sua lucratividade se ocorrerem

alterações significativas nos tributos aplicáveis às suas operações e ao mercado de energia elétrica.

Riscos Relacionados à Emissora e ao Setor de Energia Elétrica

A Emissora pode ser penalizada pela ANEEL por não cumprir com sua obrigação de expansão em

15% da Capacidade Instalada assumida em decorrência de seu processo de privatização.

A Companhia, por meio do Edital de Privatização no. SF/001/99 do Estado de São Paulo, refletido na cláusula

de obrigações do Contrato de Concessão 76/99, se comprometeu, no prazo máximo de 8 anos a contar de

setembro de 1999 e respeitadas as restrições regulamentares, a: (i) aumentar sua capacidade instalada no

Estado de São Paulo em 15%, ou 322,7 MW; ou (ii) contratar esse mesmo montante de energia proveniente

de novos empreendimentos construídos no referido Estado, por prazo superior a 5 (cinco) anos. Apesar dos

esforços da Companhia, não foi possível cumprir com tais obrigações, seja por razões regulatórias

supervenientes à assinatura do Contrato de Concessão 76/99, seja por impossibilidade técnica e física de

expansão da capacidade de geração no Estado de São Paulo. Dessa forma, nos termos do Contrato de

Concessão 76/99, o Poder Concedente poderá aplicar penalidades de advertência ou multa. No caso de multa,

esta pode ser aplicada pela ANEEL no valor de até 2% do valor do faturamento anual da Companhia,

correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração, por infração incorrida. Além

disso, o Poder Concedente pode rescindir o Contrato de Concessão 76/99, caso entenda ser aplicável para o

caso em questão, sem prejuízo de discussões judiciais cabíveis.

66

A Companhia está envolvida em tratativas com a ANEEL e com o Ministério Público Federal a respeito do

assunto desde 2004, vide "Atividades da Emissora - Contrato de Concessão - Contrato de Concessão 76/99 -

Obrigação de expansão de 15% da capacidade instalada", na página 168 deste Prospecto.

A Companhia não pode assegurar que o Poder Concedente (i) não aplicará as penalidades previstas no

Contrato de Concessão 76/99 pelo descumprimento da obrigação de expansão, bem como (ii) não rescindirá o

Contrato de Concessão 76/99. A imposição de penalidades à Companhia ou a rescisão do Contrato de

Concessão 76/99 podem causar um efeito material adverso na condição financeira, resultados operacionais e

capacidade da Companhia de pagar as Debêntures emitidas ao amparo da Oferta.

Adicionalmente, a Companhia em conjunto com a AES Tietê S.A., a ANEEL, a Fazenda Pública do Estado de

São Paulo e a União Federal figura como ré em ação popular ajuizada por Wilson Marques de Almeida e outros

cidadãos, com o objetivo de aplicação das penalidades expressas nas cláusulas 9ª, 10ª e 11ª do Contrato de

Concessão, baseado no descumprimento desta obrigação de expansão da capacidade produtiva. A Companhia

apresentou sua defesa em 29 de setembro de 2008. Pela avaliação dos assessores legais da Companhia,

responsáveis por esse processo, a chance de perda relativa a esse processo foi considerada como possível.

A Emissora está sujeita à regulação e à fiscalização da ANEEL, a qual pode impor sanções em caso

de descumprimento dos contratos de concessão ou da Lei de Concessões, e, dependendo da

gravidade do descumprimento, a caducidade da respectiva concessão.

A ANEEL pode impor penalidades à Emissora caso esta deixe de cumprir com qualquer disposição da Lei de

Concessões. Dependendo da gravidade do descumprimento, as penalidades aplicáveis incluem: (i) advertências;

(ii) multas, sendo que cada multa está limitada a, no máximo, 2,0% da receita da Emissora no exercício

encerrado imediatamente antes da data da respectiva infração; (iii) embargo à construção de novas instalações e

equipamentos; (iv) restrições à operação das instalações e equipamentos existentes; (v) suspensão temporária

de participação em processos licitatórios de novas concessões; (vi) intervenção da ANEEL; e (vii) extinção da

concessão por caducidade. A Emissora não pode garantir que não será penalizada pela ANEEL por

descumprimentos dos contratos de concessão ou que as concessões de que a Emissora é titular não serão

extintas no futuro. A indenização a que a Emissora tem direito na ocorrência de eventual extinção da concessão

pode não ser suficiente para recuperar o valor integral de certos ativos. Caso qualquer das concessões da

Emissora seja rescindida em virtude de descumprimento das obrigações da Emissora, o valor efetivo de

compensação pelo Poder Concedente pode ser reduzido de maneira significativa por meio da imposição de

multas ou outras penalidades. Por conseguinte, a imposição de multas ou penalidades à Emissora, ou a extinção

de qualquer de suas concessões, pode afetar negativamente a situação econômica da Emissora.

A extinção dos contratos de concessão pelo Poder Concedente poderá impedir a realização do

valor integral de determinados ativos e causar a perda de lucros futuros sem uma indenização

suficiente para fazer frente aos seus compromissos.

O Contrato de Concessão 76/1999 tem prazo de duração de 30 (trinta) anos contados de sua assinatura,

enquanto o 183/1998 é válido por 35 (trinta e cinco) anos a partir de sua celebração. Não obstante haver prazos

determinados, a concessão está sujeita à extinção antecipada, nos termos da Lei de Concessões, em

determinadas circunstâncias quais sejam: encampação, caducidade, rescisão amigável ou judicial e anulação do

Contratos de Concessão e falência ou extinção da concessionária, bem como existe previsão de indenização e

intervenção em situações descritas nos Contratos de Concessão. Ocorrendo a extinção da concessão,

67

o então concessionário não terá direito a qualquer parcela do serviço ou dos poderes que se encontravam sob

sua gestão no curso dos Contratos de Concessão. Os ativos vinculados à concessão serão revertidos ao Poder

Concedente. O Contratos de Concessão prevêem que a Emissora tem o direito ao valor dos ativos que não

tenham sido completamente amortizados ou depreciados, em caso de extinção antecipada, mas não se pode

assegurar que esse valor será suficiente para compensar a perda de lucro futuro. Se a ANEEL extinguir os

Contratos de Concessão com base no inadimplemento por parte da Companhia, o valor da indenização pode ser

reduzido a até zero, pela imposição de multas ou outras penalidades. A extinção antecipada dos Contratos de

Concessão, assim como a imposição de penalidades à Emissora associadas a tal extinção, poderão gerar

significativos impactos nos seus resultados e afetar sua capacidade de pagamento e cumprimento de

obrigações financeiras. Além disso, em manifestação sobre a questão referente ao término antecipado dos

Contratos de Concessão, a ANEEL apresentou comentários nos quais reproduz o parágrafo 6º, do Artigo 38, da

Lei de Concessões, que dispõe que, declarada a caducidade da concessão, não resultará para o Poder

Concedente qualquer espécie de responsabilidade em relação aos encargos, ônus, obrigações ou

compromissos com terceiros ou empregados da respectiva concessionária. Portanto, não há como garantir

que, ocorrido o término antecipado da concessão da Cedente, a Emissora conseguirá fazer frente às suas

obrigações financeiras. Para mais informações acerca dos Contratos de Concessão, veja a seção ―Atividades da

Emissora - Contratos Relevantes - Contratos Operacionais - Contratos de Concessão‖, localizada na página 167

deste Prospecto.

A geração de energia elétrica pela Emissora depende de condições hidrológicas favoráveis.

O setor elétrico brasileiro, muito concentrado em geração hidráulica de energia, enfrenta uma restrição natural

à sua capacidade de geração. As usinas hidrelétricas não podem gerar energia além da capacidade

possibilitada pelos recursos hídricos do País. Chuvas escassas, enchentes ou qualquer outro fator natural

podem causar impacto na capacidade geradora da Emissora e das demais empresas geradoras de energia

elétrica, aumentando ou reduzindo o nível de seus reservatórios. A limitação à capacidade de geração de

energia elétrica pela Emissora poderá ter impacto negativo sobre os seus resultados e condição financeira e no

cumprimento das obrigações da Emissora.

O impacto de uma escassez e/ou racionamento de energia elétrica, como ocorrido em 2001 e

2002, poderá afetar de maneira adversa a geração de energia elétrica pela Emissora.

Devido à dependência do setor de energia elétrica de variáveis naturais e sazonais, como os níveis de chuva e

de água, a deterioração dessas condições pode afetar severamente a geração de energia elétrica no país.

Em junho de 2001, devido à escassez de energia elétrica no mercado brasileiro, que poderia se agravar durante o

período de inverno por falta de chuvas, o Governo Federal implementou um programa de redução do consumo

de energia elétrica. As medidas adotadas incluíam a suspensão do fornecimento de energia para fins ornamentais

e de propaganda e para realização de eventos esportivos noturnos, regimes especiais de tarifação, o

estabelecimento de metas de consumo e multas, além da possibilidade de corte no fornecimento caso os limites

estabelecidos não fossem atendidos. Em fevereiro de 2002, o Governo Federal decidiu pelo fim do racionamento

de energia elétrica. Com o fim do racionamento, os níveis de consumo de energia elétrica aumentaram, mas não

voltaram aos patamares observados antes do racionamento. Adicionalmente, o nível de água dos reservatórios

pode sofrer novas baixas, obrigando o Governo Federal a tomar novas medidas para redução do consumo de

energia elétrica, que poderiam ter um impacto negativo na economia brasileira. Alguns analistas do setor

acreditam que o nível dos investimentos direcionados para o setor de energia elétrica não seja suficiente para

acompanhar o crescimento econômico do Brasil e prevêem a possibilidade de nova crise do setor para o ano de

2011. Caso novas medidas de redução de consumo de energia elétrica venham a ser impostas ao setor, a

geração de receita operacional e o resultado da Emissora poderão ser negativamente afetados.

68

A Emissora atua no setor elétrico brasileiro, o qual foi reestruturado pelo Governo Federal. Os

efeitos do Novo Modelo do Setor Elétrico para as empresas sujeitas às suas regras, como a

Companhia, ainda são incertos.

O Governo Federal vem implementando mudanças significativas na legislação do setor elétrico brasileiro

durante os últimos anos, especialmente por meio da Lei de Concessões, da Lei do Setor Elétrico e da Lei de

Reestruturação do Setor Elétrico, além da regulamentação administrativa.

Em 15 de março de 2004, foi promulgada a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico que promoveu profundas

modificações na atual estrutura do setor elétrico, dentre as quais (i) a alteração das regras sobre a compra e

venda de energia elétrica entre as empresas geradoras de energia e as concessionárias, permissionárias e

autorizadas de serviço público de distribuição de energia elétrica; (ii) novas regras para licitação de

empreendimentos de geração; (iii) a extinção do MAE e a criação da CCEE; (iv) a criação de novos órgãos

setoriais; e (v) a alteração nas competências do MME e da ANEEL. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico,

atualmente, tem sua constitucionalidade contestada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio das Ações

Diretas de Inconstitucionalidade ("ADINs").

Em 20 de outubro de 2006, o Plenário do Supremo Tribunal Federal, por maioria, indeferiu os pedidos

liminares que buscavam suspender os efeitos da Medida Provisória - posteriormente convertida na Lei do Novo

Modelo do Setor Elétrico - afastando, por ora, a tese de que ela não poderia alterar artigos constitucionais que

versam sobre o assunto.

Durante o julgamento, foi suscitada questão de ordem, para que não apenas fossem apreciados os pedidos

liminares, mas, também, que o mérito também já fosse julgado. O Plenário, entretanto, rejeitou o pedido de

questão de ordem e postergou o julgamento do mérito das ações, de declarar ou não a inconstitucionalidade

do artigo 1º ao 21 da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico.

A constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico vinha sendo contestada perante o Supremo

Tribunal Federal. No entanto, em 11 de outubro de 2006, o Supremo Tribunal Federal, por 7 votos a 4,

declarou a constitucionalidade daquela lei.

Contudo, reformas futuras no setor elétrico e seus efeitos sobre a Companhia são difíceis de prever. Na

medida em que a Companhia for capaz de repassar aos seus clientes os custos dessa e de outras leis e

regulamentos futuros, seus resultados operacionais podem ser adversamente afetados.

Até a data deste Prospecto, não houve decisão quanto ao mérito das ADINs acima referidas e não é possível

prever os potencias efeitos adversos de uma decisão desfavorável que determine a inconstitucionalidade do

Novo Modelo do Setor Elétrico na situação econômica da Emissora.

A Emissora é parte em diversos processos judiciais que, caso decididos contrariamente à

Emissora, podem ter um impacto negativo em seus resultados e condição financeira.

Atualmente, a Emissora é parte em diversos processos administrativos e judiciais decorrentes do exercício regular de

suas atividades. Em 30 de junho de 2008, de acordo com estimativas da Emissora, o valor total dos processos

judiciais não provisionados que têm prognósticos de perda possível de cerca de R$ 597 milhões e remota de cerca

de R$ 89,8 milhões. Caso o valor total das provisões não seja suficiente para fazer frente às contingências que se

tornem exigíveis, os resultados da Emissora podem ser afetados negativamente, além de poder resultar em impacto

adverso relevante nos negócios e na capacidade de geração de caixa da Emissora.

69

A Companhia é responsável por quaisquer perdas ou danos causados a terceiros que resultem de

falhas de geração de suas usinas, bem como interrupções ou distúrbios que porventura não

venham a ser atribuídos a nenhum agente do sistema elétrico em específico, em decorrência de

suas atividades.

A Companhia poderá ser responsabilizada por:

perdas e danos causados a terceiros que resultem de falhas de operação de suas usinas, o que pode

gerar interrupção ou distúrbios no sistema de distribuição e/ou transmissão; ou

interrupções ou distúrbios que porventura não venham a ser atribuídos a nenhum agente do sistema

elétrico em específico. As indenizações que deverão ser pagas nestes casos seguem a seguinte

proporção: 35,7% para as distribuidoras, 35,7% para as geradoras e 28,6% para as transmissoras.

Quaisquer dessas responsabilidades poderá impactar negativamente nos resultados operacionais e condição

financeira da Companhia.

Os seguros que a Emissora mantém podem não prover a cobertura completa dos riscos a que está

sujeita em decorrência de suas atividades.

A Companhia, na qualidade de prestadora de serviços de geração de energia elétrica, poderá ser responsabilizada

por danos diretos e indiretos decorrentes da sua atividade, tais como interrupções abruptas no suprimento,

variações de voltagem, incêndios e riscos relacionados ao transporte de equipamentos. Além disso, a Companhia

pode ser responsabilizada por até 100% das perdas e danos causados a terceiros em decorrência de interrupções

ou distúrbios que não forem atribuíveis a um integrante identificado do ONS.

A Companhia mantém seguros que proporcionam cobertura de responsabilidade civil por danos causados a

terceiros. No entanto, os seguros que a Emissora mantém, ainda que cubram danos materiais, físicos e morais,

podem não ser suficientes para prover total cobertura dos riscos a que está sujeita.

Ademais, a Companhia não pode garantir que os seguros contratados para os próximos anos manterão o mesmo

nível de cobertura atual. Deste modo, a ocorrência de perdas ou demais responsabilidades que não estejam

cobertas por seguro ou que excedam os limites de seguro da Companhia, poderão acarretar significativos custos

adicionais não previstos, impactando negativamente os resultados da Companhia.

Os equipamentos, instalações e operações da Emissora estão sujeitos à regulamentação

ambiental que poderá se tornar mais rigorosa no futuro, podendo acarretar aumento de

responsabilidade e aumento de custos.

As atividades e instalações da Emissora estão sujeitas a diversas leis e regulamentos federais, estaduais e

municipais, bem como a diversas exigências de funcionamento relacionadas à proteção do meio ambiente. Leis

ou regulamentos adicionais mais rigorosos poderão ser aprovados e a aplicação, assim como a interpretação

da legislação vigente, poderá tornar-se mais severa. Além disso, os órgãos ambientais poderão fazer

exigências adicionais com relação às operações da Emissora, obrigando-a a despender recursos relacionados a

questões ambientais, aumentando, assim, as despesas e, conseqüentemente, reduzindo o resultado da

Emissora. As penalidades que poderiam ser impostas à Emissora, no campo ambiental, podem ser tanto na

esfera criminal como administrativa, sem prejuízo da obrigação de reparar ou indenizar danos causados ao

meio ambiente e a terceiros afetados, não sendo possível mensurar qual seria o exato custo, para a Emissora,

no caso de responsabilização de caráter ambiental. Adicionalmente, eventual impossibilidade de a Emissora

operar suas usinas em virtude de autuações ou processos de cunho ambiental poderá comprometer a geração

de receita operacional e afetar negativamente o resultado da Emissora.

70

Uma vez que parte significativa dos bens da Companhia constitui propriedade resolúvel em favor da União, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais. Uma parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos. Esses bens não

estarão disponíveis para liquidação em caso de falência ou penhora para garantir a execução de decisões

judiciais, ou para o pagamento das Debêntures, uma vez que devem ser revertidos ao Poder Concedente, de

acordo com os termos das concessões da Companhia e com a legislação. A legislação estabelece que a

Companhia tem o direito de receber indenização do Poder Concedente em caso de extinção antecipada de suas

concessões, mas o valor a ser indenizado pode ser menor do que o valor de mercado dos bens revertidos. Essas

limitações podem reduzir significativamente os valores disponíveis aos acionistas da Companhia em caso de

liquidação, além de poderem ter um efeito negativo na capacidade da Companhia de obter financiamentos.

Ademais, na hipótese de a Companhia não cumprir suas obrigações relativas às Debêntures, parcela significativa

de seus bens e ativos não poderão ser objeto de execução para satisfação dessas obrigações.

As Distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratada no Ambiente de Contratação Regulada.

Em 2007, a Companhia vendeu 4.686.418 MWh de energia no Ambiente de Contratação Regulado, no qual é

obrigatória a compra pelas Distribuidoras da energia que esperam comercializar com seus consumidores

através de leilões regulamentados. O Decreto n.º 5.163/04, que regula a negociação de energia elétrica no

âmbito da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, permite às Distribuidoras reduzirem o montante de energia

contratada por meio dos CCEAR nos seguintes casos: (i) compensação pela saída de Consumidores

Potencialmente Livres do ACR para o ACL; (ii) desvios das estimativas de demanda elaboradas pelas

Distribuidoras, após dois anos da declaração de demanda inicial, sendo que neste caso a redução poderá

atingir até 4% por ano do montante inicialmente contratado; e (iii) aumento dos montantes de energia

adquiridos por meio de contratos firmados antes de 17 de março de 2004. Caso as Distribuidoras que têm

contratos com a Companhia decidam reduzir o montante de energia contratada, os negócios e operações da

Emissora poderão ser adversamente afetados.

A Companhia tem grande parte de sua energia contratada até 2012 e não pode assegurar que, após esse ano, devido ao crescimento da concorrência no setor, o mesmo volume de energia será contratado, tampouco que a contratação será em condições tão favoráveis como as atualmente contratadas.

A Companhia tem 65% de sua energia contratada até 2012 e 71% até 2011, por meio de contratos com

Distribuidoras no Ambiente de Contratação Regulado e de contratos celebrados no Ambiente de Contratação

Livre e não pode assegurar que, após o término da vigência desses contratos, o mesmo volume de energia será

contratado, tampouco que a contratação será em condições tão favoráveis como as atualmente contratadas.

Em se tratando do Ambiente de Contratação Livre, 18% da energia disponível para venda gerada pela

Companhia foi contratada até 2012 e 24% até 2011; além disso, contratos em fase de aprovação elevarão

este percentual. Tendo em vista a concorrência direta entre a Companhia, outras geradoras, inclusive as que

utilizam fontes renováveis de energia, e comercializadoras no segmento de fornecimento de energia elétrica a

Consumidores Livres, a Companhia poderá encontrar dificuldade na renovação dos contratos existentes.

Adicionalmente, a Emissora conta com o MRE para ter assegurada a receita correspondente à sua energia

assegurada, de forma que sua receita não dependa diretamente da energia efetivamente gerada, e sim da

energia assegurada de cada usina, cuja quantidade é fixa e determinada pelo Poder Concedente. A ANEEL, a

partir de informações técnicas de cada geradora e considerando um risco de 5% de não suprimento à

demanda, poderá revisar a Energia Assegurada, a cada cinco anos ou na ocorrência de fatos relevantes, até o

limite de 5% do valor estabelecido na última revisão, limitadas as reduções à 10% do valor constante dos

respectivos contratos celebrados com o Poder Concedente.

A venda de energia pela Companhia a preços ou volumes inferiores aqueles atualmente contratados até 2010,

ou a redução pela ANEEL da Energia Assegurada da Companhia, poderá ter um relevante efeito adverso nas

atividades, operações e resultados financeiros da Companhia.

71

Os interesses do acionista controlador da Companhia poderão ser diferentes dos interesses dos

titulares das Debêntures

Duke Energy International, Brasil Ltda., acionista controladora direta da Companhia, é titular de 93,95% das

ações de emissão da Companhia. Em situações de conflitos de interesse entre a Duke Energy International,

Brasil Ltda. e os titulares das Debêntures, a controladora poderá exercer seus direitos de forma a se beneficiar

em detrimento dos titulares das Debêntures.

O não atendimento, pela Emissora, de obrigações assumidas por meio de contratos financeiros

podem acarretar o vencimento antecipado de suas dívidas.

O não cumprimento de obrigações contratuais da Companhia pode acarretar em vencimento antecipado de

suas dívidas e em aplicação de multas, afetando de forma negativa, a condição financeira da Emissora.

O projeto de Reforma das Agências Reguladoras em tramitação no Congresso Nacional pode

afetar a competência da ANEEL.

Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional, que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle

social das Agências Reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre

outros pontos, a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os

Ministérios a que estiverem vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela

qualidade dos serviços prestados e acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações

dos usuários, seja contra a atuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável

pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo Presidente da República.

Caso a mencionada lei entre em vigor, as medidas dela decorrentes poderão reduzir as atribuições da ANEEL,

passando o Poder Concedente, por outro lado, sobretudo o MME – ao qual a ANEEL é vinculada – a ter maior

atuação e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas

não afetarão negativamente as empresas geradoras de energia elétrica, incluindo a Emissora.

O não atendimento do padrão de serviços estabelecido pela ANEEL poderá sujeitar a Emissora a

penalidades.

Os indicadores técnicos relativos a padrões de serviços e atendimento que devem ser observados pela

Emissora constantes dos Contratos de Concessão e fixados pela ANEEL são objeto de constante

aperfeiçoamento, nos períodos de adaptação, transição e finalmente aplicação desses indicadores. Caso a

Emissora não atenda aos padrões estabelecidos, estará sujeita a penalidades que vão desde advertência ou

multa pecuniária até caducidade da respectiva concessão, nos casos de reincidência continuada no

descumprimento dos indicadores. Ademais, o completo atendimento desses padrões de serviços é requisito

essencial para a renovação das concessões nos termos da Lei de Concessões. Caso a Companhia viole os

indicadores de qualidade para ela estabelecidos e venha a sofrer reincidentes penalidades, a sua condição

financeira e os seus resultados poderão ser adversamente afetados.

72

Riscos Relacionados À Oferta

A baixa liquidez do mercado secundário brasileiro para negociação de debêntures poderá

dificultar a venda das Debêntures.

O mercado secundário existente no Brasil para negociação de debêntures apresenta historicamente baixa

liquidez, e não há nenhuma garantia de que existirá no futuro um mercado para negociação das Debêntures

que permita aos seus subscritores sua alienação caso estes assim decidam. Dessa forma, os titulares de

Debêntures emitidas no âmbito da Oferta podem ter dificuldade em realizar a venda das Debêntures no

mercado secundário.

As obrigações da Emissora constantes da Escritura de Emissão estão sujeitas a hipóteses de

vencimento antecipado.

A Escritura de Emissão estabelece hipóteses que ensejam o vencimento antecipado (automático ou não) das

obrigações da Emissora com relação às respectivas Debêntures, tais como pedido de recuperação judicial, ou

de autofalência pela Emissora, não cumprimento de obrigações previstas na Escritura de Emissão, perda de

concessões e vencimento antecipado de outras dívidas. Não há garantias de que a Emissora disporá de

recursos suficientes em caixa para fazer face ao pagamento das Debêntures na hipótese de ocorrência de

vencimento antecipado de suas obrigações, hipótese na qual a Companhia poderá sofrer um impacto negativo

relevante nos seus resultados e operações.

Súmula 176 do Superior Tribunal de Justiça.

O Superior Tribunal de Justiça editou a Súmula n.º 176, declarando ser ―nula a cláusula contratual que sujeita

o devedor à taxa de juros divulgada pela ANBID/CETIP‖. As Debêntures serão remuneradas com referência à

taxa paga aos Depósitos Interbancários – DI, divulgada diariamente pela CETIP. Apesar da referida súmula

não vincular as decisões do Poder Judiciário, existe a possibilidade de, numa eventual disputa judicial, a

validade da estipulação da Taxa DI ser questionada.

Eventual rebaixamento na classificação de risco da Oferta poderá acarretar redução de liquidez

das Debêntures para negociação no mercado secundário.

Para se realizar uma classificação de risco (rating), certos fatores relativos à Emissora são levados em

consideração, tais como sua condição financeira, administração e desempenho. São analisadas, também,

características das Ofertas e das Debêntures, assim como as obrigações assumidas pela Emissora e os fatores

político-econômicos que podem afetar a condição financeira da Emissora. Dessa forma, as avaliações

representam uma opinião quanto às condições da Emissora de honrar seus compromissos financeiros, tais

como pagamento do principal e juros no prazo estipulado. Um eventual rebaixamento em classificações de

risco obtidas com relação à Oferta durante a vigência das Debêntures poderá afetar negativamente o preço

desses valores mobiliários e sua negociação no mercado secundário.

Adicionalmente, alguns dos principais investidores que adquirem valores mobiliários por meio de ofertas

públicas no Brasil (tais como entidades de previdência complementar) estão sujeitos a regulamentações

específicas que condicionam seus investimentos em valores mobiliários a determinadas classificações de risco.

Assim, o rebaixamento de classificações de risco obtidas com relação às Debêntures pode obrigar esses

investidores a alienar suas Debêntures no mercado secundário, podendo vir a afetar negativamente o preço

dessas Debêntures e sua negociação no mercado secundário.

73

As Debêntures são quirografárias

As Debêntures são quirografárias, não contando com garantias ou preferências. Em caso de liquidação da

Companhia, os créditos das Debêntures serão realizados apenas sobre os créditos dos acionistas, após o

pagamento de todos os demais credores da Emissora.

Informações Acerca do Futuro da Duke Energy.

Este Prospecto contém informações acerca das perspectivas do futuro da Duke Energy que refletem as

opiniões da Emissora em relação a desenvolvimentos futuros e que, como em qualquer atividade econômica,

envolvem riscos e incertezas. Embora a Emissora acredite que as informações acerca das perspectivas do seu

futuro sejam baseadas em convicções e expectativas razoáveis, não pode haver garantia de que o

desempenho futuro seja consistente com essas informações. Os eventos futuros poderão diferir sensivelmente

das tendências aqui indicadas, dependendo de vários fatores discutidos nesta Seção ―Fatores de Risco‖, na

página 63, e em outras seções deste Prospecto. Os potenciais investidores são advertidos a examinar com

toda a cautela e diligência as informações acerca do futuro da Emissora e não tomar decisões de investimento

unicamente baseados em previsões futuras ou expectativas. A Companhia não assume nenhuma obrigação de

atualizar ou revisar qualquer informação acerca das perspectivas de seu futuro.

74

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

75

5. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS

Informações Financeiras Selecionadas

Análise e Discussão da Administração sobre a Situação Financeira e os Resultados Operacionais da Emissora

Visão Geral

Fatores que Afetam os Resultados Operacionais

Energia Contratada e Contratos

Resultados Operacionais

76

(Esta página foi intencionalmente deixada em branco)

77

INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS O potencial investidor deve ler esta seção juntamente com as Demonstrações Financeiras da Companhia, que seguem anexas a este Prospecto, e com todas as demais informações que estão descritas neste Prospecto, antes de tomar uma decisão de investimento nos Valores Mobiliários emitidos pela Companhia. Os quadros a seguir exibem informações financeiras selecionadas da Companhia. As informações de Balanço Patrimonial e Demonstrações de Resultado foram obtidas a partir das Demonstrações Financeiras da Companhia relacionadas aos respectivos períodos indicados, elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil no caso dos Exercícios findos em 31 de dezembro de 2007, 2006 e 2005 e elaboradas de acordo com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM, aplicáveis à elaboração das Informações Trimestrais, incluindo a Instrução CVM no. 469/08 no caso dos períodos de seis meses findos em 30 de junho de 2008 e 2007. Conforme mencionado na Nota 3 as Informações Trimestrais em 30 de junho de 2008, em 28 de dezembro de 2007 foi promulgada a Lei no. 11.638, com vigência a partir de 1o. de janeiro de 2008. Essa Lei alterou, revogou e introduziu novos dispositivos à Lei no. 6.404/76 (Lei das Sociedades por Ações) e provocou mudanças nas práticas contábeis adotadas no Brasil. Embora a referida Lei já tenha entrado em vigor, algumas alterações por ela introduzidas dependem de normatização por parte dos órgãos reguladores para serem aplicadas pelas companhias. Dessa forma, nessa fase de transição, a CVM, por meio da Instrução CVM no. 469/08, facultou a não-aplicação de todas as disposições da Lei no. 11.638/07 na preparação das Informações Trimestrais. Assim, as informações contábeis contidas nas Informações Trimestrais do trimestre findo em 30 de junho de 2008 foram elaboradas de acordo com instruções específicas da CVM e não contemplam todas as modificações nas práticas contábeis introduzidas pela Lei no. 11.638/07. As Demonstrações Financeiras dos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2006 e 2005 foram auditadas pelos Auditores Independentes, conforme indicado nos seus pareceres anexos a este Prospecto, e todas referem-se somente à Companhia, na medida em que a Companhia não possui controladas. As informações ora apresentadas deverão ser analisadas no contexto das Demonstrações Financeiras da Companhia e respectivas notas explicativas, que são parte integrante do presente Prospecto.

Balanço Patrimonial 30 de junho de Exercícios encerrados em 31 de dezembro de

( Em Reais Mil )

%

Variação ( Em Reais Mil )

%

Variação ( Em Reais Mil )

%

Variação

ATIVO 2008

% do

Total

do

Ativo 2007

% do

Total

do

Ativo

2008/

2007

% do

Total

do

Ativo 2006

% do

Total

do

Ativo

2007/

2005

% do

Total

do

Ativo

2006/

2007 2006 2005

CIRCULANTE

Numerário Disponível 3.252 0,1 1.598 0,0 103,5 4.913 0,1 4.112 0,1 19,5 3.332 0,1 23,4

Aplicações no Mercado Aberto 209.448 6,3 103.565 3,1 102,2 128.795 3,9 53.210 1,6 142,1 6.762 0,2 686,9

Concessionárias e Permissionárias 79.891 2,4 78.798 2,4 1,4 80.143 2,4 86.764 2,6 -7,6 90.628 2,6 -4,3

Devedores Diversos 1072 0,0 769 0,0 39,4 149 0,0 535 0,0 -72,1 402 0 33,1

Tributos e Contribuições Sociais 20.358 0,6 40.770 1,2 -50,1 40.554 1,2 39.110 1,2 3,7 35.643 1 9,7

Cauções e Depósitos Vinculados a

Litígios 0,0 354 0,0 -100,0 787 0,0 725 0,0 8,6 589 0 23,1

Outros Créditos 636 0,0 354 0,0 79,7 508 0,0 204 0,0 149,0 264 0 -22,7

Despesas Pagas Antecipadamente 2.008 0,1 1.243 0,0 61,5 70 0,0 1.172 0,0 -94,0 4.501 0,1 -74

316.665 9,5 227.451 6,8 39,2 255.919 7,7 185.832 5,5 37,7 142.121 4,1 30,8

REALIZÁVEL A LONGO PRAZO

Concessionárias e Permissionárias 1.662 0,1 3.168 0,1 -47,5 2.413 0,1 432 0,0 458,6 24.183 0,7 -98,2

Impostos e Contribuições Sociais

Diferidos 86.095 2,6 105.953 3,2 -18,7 91.188 2,8 116.246 3,5 -21,6 130.772 3,8 -11,1

Cauções e Depósitos Vinculados a

Litígios 2.903 0,1 588 0,0 393,7 756 0,0

Fundos Vinculados (garantias

CCEE) 6.670 0,2

Despesas Pagas Antecipadamente 0,0 0,0 595 0,0

97.330 2,9 109.709 3,3 -11,3 94.952 2,9 116.678 3,5 -18,6 154.955 4,5 -24,7

PERMANENTE

Investimentos 26 0,0 26 0,0 0,0 26 0,0 26 0,0 0,0 26 0 0

Imobilizado

Em Serviço 2.836.888 85,5 2.979.179 89,0 -4,8 2.924.464 88,3 3.031.897 90,1 -3,5 3.133.229 90,5 -3,2

Em Curso 20.611 0,6 19.108 0,6 7,9 24.690 0,7 18.464 0,5 33,7 20.341 0,6 -9,2

Diferido 47.261 1,4 10.765 0,3 339,0 11.662 0,4 11.232 0,3 3,8 10.124 0,3 10,9

2.904.786 87,5 3.009.078 89,9 -3,5 2.960.842 89,4 3.061.619 91,0 -3,3 3.163.720 91,4 -3,2

TOTAL DO ATIVO 3.318.781 100,0 3.346.238 100,0 -0,8 3.311.713 100,0 3.364.129 100,0 -1,6 3.460.796 100 -2,8

78

Balanço Patrimonial Exercícios encerrados em 31 de dezembro de

( Em Reais Mil )

%

Variação ( Em Reais Mil )

PASSIVO 2008

% do

Total do

Ativo 2007

% do

Total

do

Ativo

2008/

2007

% do

Total

do

Passivo 2006

% do

Total

do

Passivo

2007/

2005

% do

Total

do

Passivo

2006/

2007 2006 2005

CIRCULANTE

Fornecedores 45.992 1,4 38.458 1,1 19,6 50.294 1,5 38.731 1,2 29,9 24.945 0,7 55,3

Folha de Pagamento 4.705 0,1 4.437 0,1 6,0 9.757 0,3 7.516 0,2 29,8 10.518 0,3 -28,5

Empréstimos e Financiamentos -

Eletrobrás 167.689 5,1 133.078 4,0 26,0 148.741 4,5 123.674 3,7 20,3 110.139 3,2 12,3

Empréstimos e Financiamentos -

BNDES 0 0,0 9.460 0,3 -100,0 2.437 0,1 13.733 0,4 -82,3 14.103 0,4 -2,6

Empréstimos e Financiamentos -

CESP 0 0,0 0 0,0 0 0 0,0 408 0,0 -100,0 387 0,0 5,4

Tributos e Contribuições Sociais 11.873 0,4 28.209 0,8 -57,9 8.582 0,3 8.545 0,3 0,4 8.365 0,2 0,4

Dividendos Declarados 387 0,0 382 0,0 1,3 15.500 0,5 35.801 1,1 -56,7 60.225 1,7 -40,6

Obrigações Estimadas 5.519 0,2 5.125 0,2 7,7 4.658 0,1 4.265 0,1 9,2 4.327 0,1 -1,4

CIBACAP a Pagar 2.829 0,1 15.131 0,5 -81,3 4.027 0,1 16.792 0,5 -76,0 13.573 0,4 23,7

Credores Diversos 5006 0,2 885 0,0 465,6 2768 0,1 971 0,0 185,1 5.042 0,1 -80,7

Outras Obrigações 19.992 0,6 6.515 0,2 206,9 16.814 0,5 5.252 0,2 220,1 2.825 0,1 91,1

263.992 8,0 241.680 7,2 9,2 263.578 8,0 255.688 7,6 3,1 254.449 7,4 0,5

EXIGÍVEL A LONGO PRAZO

Empréstimos e Financiamentos -

Eletrobrás 838.694 25,3 886.205 26,5 -5,4 865.086 26,1 940.574 28,0 -8,0 1.025.953 29,6 -8,3

Empréstimos e Financiamentos -

BNDES 0 0,0 0 0,0 0 2.293 0,1 -100,0 16.467 0,5 -86,1

Obrigações a Pagar - Plano de

Aposentadoria e Pensão 22.045 0,7 16.089 0,5 37,0 22.922 0,7 21.827 0,6 5,0 18.543 0,5 17,7

CIBACAP a Pagar 9.685 0,3 138 0,0 6918,1 9.569 0,3 138 0,0 6834,1 5.662 0,2 -97,6

Obrigações Especiais 6.229 0,2 4.947 0,1 25,9 6.229 0,2 4.947 0,1 25,9 4.947 0,1 0,0

Provisão para Contingências

Trabalhistas, Legais e Ambientais 11.310 0,3 9.399 0,3 20,3 9.814 0,3 7.785 0,2 26,1 33.971 1,0 -77,1

887.963 26,8 916.778 27,4 -3,1 913.620 27,6 977.564 29,1 -6,5 1.105.543 31,9 -11,6

PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Capital Social 1.999.138 60,2 1.999.138 59,7 0,0 1.999.138 60,4 1.999.138 59,4 0,0 1.973.376 57,0 1,3

Reservas de Capital 97.889 2,9 97.889 2,9 0,0 97.889 3,0 97.889 2,9 0,0 97.889 2,8 0,0

Reservas de Lucros 37.488 1,1 33.850 1,0 10,7 37.488 1,1 33.850 1,0 10,7 29.539 0,9 14,6

Lucros Acumulados 32.311 1,0 56.903 1,7 -43,2

2.166.826 65,3 2.187.780 65,4 -1,0 2.134.515 64,5 2.130.877 63,3 0,2 2.100.804 60,7 1,4

TOTAL DO PASSIVO 3.318.781 100,0 3.346.238 100,0 -0,8 3.311.713 100,0 3.364.129 100,0 -1,6 3.460.796 100,0 -2,8

79

DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADO Exercícios encerrados em 31 de dezembro de

( Em Reais Mil ) %

Variação ( Em Reais Mil ) ( Em Reais Mil )

RECEITA OPERACIONAL 2008

% da Receita

Operacional 2007

% da Receita

Operacional

2008/

2007

% da Receita

Operacional 2006

% da Receita

Operacional

2007/

2005

% da Receita

Operacional

2006/

2007 2006 2005 Suprimento de energia elétrica 388.581 100 351.674 100 10,5 729.229 100 664.065 100 9,8 664.698 100 -0,1

Outras receitas 63 0 36 0 75,0 243 0 28 0 767,9 88 0 -68,2

388.644 100 351.710 100 10,5 729.472 100 664.093 100 9,8 664.786 100 -0,1

DEDUÇÕES À RECEITA OPERACIONAL

ICMS -19.708 5,1 -15.369 4,4 28,2 -33.151 4,5 -26.056 3,9 27,2 -18.562 2,8 40,4

PIS/COFINS/ISS -29.845 7,7 -23.534 6,7 26,8 -48.975 6,7 -37.902 5,7 29,2 -31.156 4,7 21,7

P&D -3.391 0,9 -13.108 1,8

-52.944 13,6 -38.903 11,1 36,1 -95.234 13,1 -63.958 9,6 48,9 -49.718 7,5 28,6

RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 335.700 -86,4 312.807 -88,9 7,3 634.238 86,9 600.135 90,4 5,7 615.068 92,5 -2,4 DESPESAS OPERACIONAIS

Pessoal -28.626 7,4 -24.750 7,0 15,7 -51.376 7,0 -48.323 7,3 6,3 -43.606 6,6 10,8

Material -1.583 0,4 -1.280 0,4 23,7 -2.380 0,3 -2.412 0,4 -1,3 -2.094 0,3 15,2

Serviços de terceiros -14.354 3,7 -14.643 4,2 -2,0 -29.268 4,0 -28.664 4,3 2,1 -36.473 5,5 -21,4

Taxa Fiscalização ANEEL -1.692 0,4 -1.611 0,5 5,0 -3.222 0,4 -3.692 0,6 -12,7 -3.378 0,5 9,3

Energia elétrica comprada para revenda -12.740 3,3 -5.048 1,4 152,4 -18.384 2,5 -26.938 4,1 -31,8 -16.637 2,5 61,9 Encargos de uso da rede elétrica -36.994 9,5 -35.491 10,1 4,2 -72.258 9,9 -68.262 10,3 5,9 -48.529 7,3 40,7 Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos -20.312 5,2 -17.172 4,9 18,3 -36.956 5,1 -36.364 5,5 1,6 -37.963 5,7 -4,2

Depreciação e amortização -70.698 18,2 -71.475 20,3 -1,1 -142.779 19,6 -144.749 21,8 -1,4 -148.526 22,3 -2,5

Outras -3.342 0,9 -9.252 2,6 -63,9 -16.276 2,2 -13.328 2,0 22,1 -3.478 0,5 283,2

-190.341 49,0 -

180.722 51,4 5,3 -372.899 51,1 -372.732 56,1 0,0 -

340.684 51,2 9,4 RESULTADO DO SERVIÇO 145.359 -37,4 132.085 -37,6 10,0 261.339 35,8 227.403 34,2 14,9 274.384 41,3 -17,1

RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS

Receitas 12.180 -3,1 19.163 -5,4 -36,4 24.306 -3,3 43.187 -6,5 -43,7 71.699 10,8 -39,8

Despesas -110.740 28,5 -68.723 19,5 61,1 -182.167 25,0 -157.754 23,8 15,5 -186.894 28,1 -15,6

-98.560 25,4 -49.560 14,1 98,9 -157.861 21,6 -114.567 17,3 37,8 -

115.195 17,3 -0,5 RESULTADO OPERACIONAL 46.799 -12,0 82.525 -23,5 -43,3 103.478 14,2 112.836 17,0 -8,3 159.189 23,9 -29,1

RESULTADO NÃO OPERACIONAL -507 0,1 143 0,0 -454,5 -226 0,0 -2.521 0,4 -91,0 -447 0,1 464 LUCRO ANTES DO IMPOSTO RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL 46.292 -11,9 82.668 -23,5 -44,0 103.252 14,2 110.315 -16,6 -6,4 158.742 23,9 -30,5

Imposto de renda e contribuição social -13.981 3,6 -25.765 7,3 -45,7 -30.469 4,2 -24.093 3,6 26,5 -45.661 6,9 -47,2

LUCRO LÍQUIDO DO PERÍODO/EXERCÍCIO 32.311 -8,3 56.903 -16,2 -43,2 72.783 10,0 86.222 13,0 -15,6 113.081 17 -23,8 Lucro líquido por lote de mil ações no final do período/exercício - R$ 342,16 0,6 770,7 0,92 1,21

* Exceto lucro líquido por lote de mil ações

(1) grupamento de ações

Exercícios encerrados em 31 de dezembro de JUN JUN % Variação % Variação 2008 2007 2007 2006 2007/2006 2005 2006/2005 Outros Dados Financeiros:

EBITDA(1) 215.550 203.703 403.892 369.631 9,3 422.463 -12,5

Margem de EBITDA(2) 64,21% 65,12% 63,68% 61,59% 68,70% -10,3

(1) O EBITDA consiste no lucro líquido deduzido das receitas e despesas financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e depreciação e amortização. O EBITDA é uma medição não contábil, calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No. 01/2007. O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e comparar empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP e que pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhias. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.

(2) EBITDA dividido pela receita líquida operacional. Este dado financeiro não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.

80

ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE A SITUAÇÃO FINANCEIRA E OS RESULTADOS OPERACIONAIS DA EMISSORA

A discussão a seguir sobre a situação financeira da Companhia e o seu resultado operacional é baseada nas, e deve ser lida em conjunto com, as Informações Trimestrais não-auditadas da Companhia, e respectivas notas explicativas, de 30 de junho de 2008 e para os períodos encerrados em 30 de junho de 2008 e 2007 e nas Demonstrações Financeiras auditadas da Companhia, e respectivas notas explicativas, para os exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2007, 2006 e 2005, incluídas no Anexo 3 - "Demonstrações Financeiras" – na página 209 deste Prospecto, bem como as informações apresentadas sob o título ―Apresentação de Informações Financeiras e Outras Informações‖ e ―Informações Financeiras Selecionadas‖ (página 77).

Visão Geral

A Emissora atua no setor de geração e comercialização de energia elétrica e está entre as três maiores

geradoras privadas do País, em termos de Capacidade Instalada, segundo a ANEEL, representando, em 30 de

junho de 2008, aproximadamente 2,3% de toda a Capacidade Instalada do Brasil.

O Parque Gerador da Emissora é composto por 8 usinas hidrelétricas, dentre as quais seis são integralmente

detidas pela Companhia e duas são compartilhadas por meio de um consórcio com a CBA, todas situadas ao

longo do Rio Paranapanema, localizado nos Estados de São Paulo e Paraná, principais centros de consumo do

País, contando com um total de 29 turbinas e 2.307,0 MW de Capacidade Instalada.

No período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, a receita bruta da Companhia foi de R$ 388,6

milhões, a receita líquida de R$ 335,7 milhões, o EBITDA de R$ 215,6 milhões e, o total de ativos era de R$

3.318,8 milhões. A margem de EBITDA da Companhia no período de seis meses encerrado em 30 de junho de

2008 foi de 64,2%. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações

financeiras.

Em 2006, a receita bruta da Companhia foi de R$ 664,1 milhões, a receita líquida de R$ 600,1 milhões, o

EBITDA de R$ 369,6 milhões e, em 31 de dezembro de 2006, o total de ativos era de R$ 3.364,1 milhões. Em

2007, a receita bruta da Companhia foi de R$729,5 milhões, a receita líquida de R$ 634,2 milhões, o EBITDA

de R$ 403,9 milhões e, em 2007, o total de ativos de R$ 3.311,7 milhões. A margem de EBITDA da

Companhia em 2006 foi de 61,6% e 63,7% em 2007. O EBITDA é um dado financeiro que não está

expressamente indicado nas demonstrações financeiras.

Fatores que Afetam os Resultados Operacionais

O desempenho da Companhia está sujeito a uma série de fatores externos e internos, e a situação financeira

da Companhia e seus resultados operacionais refletem, dentre outras, as respostas da administração a esses

fatores. Os resultados operacionais são primariamente afetados pelos seguintes fatores:

O volume de energia elétrica que a Companhia se compromete a vender conforme os seus contratos;

O volume da Energia Assegurada destinada a Companhia;

Disponibilidade de recursos hídricos para a geração de energia elétrica;

A disponibilidade das usinas da Companhia para despachar, o volume do despacho de energia elétrica das

usinas da Companhia e o volume de energia elétrica que a Companhia negocia em operações no MRE;

Os preços da energia;

As despesas operacionais da Companhia;

Os efeitos da inflação; e

O valor dos impostos federais, estaduais e municipais, além das contribuições sociais, bem como as

previdenciárias no Brasil que a Companhia é obrigada a pagar.

81

Energia Assegurada

De acordo com as regras do setor elétrico brasileiro, cada usina hidrelétrica recebe um determinado valor de

Energia Assegurada, conforme uma fórmula de risco de fornecimento de energia elétrica definida pelo MME

que é baseada nos registros históricos dos recursos hídricos existentes. A Energia Assegurada representa o

valor máximo de energia que pode ser vendido por aquela usina hidrelétrica de acordo com seu contrato de

concessão, independentemente do volume de energia elétrica que é despachado por aquela usina.

A cada cinco anos, a ANEEL pode rever o volume de Energia Assegurada em virtude dos contratos de

concessão com base na análise de diversos fatores, incluindo a disponibilidade da Companhia em anos

anteriores, e manter, aumentar ou diminuir sua Energia Assegurada em até 5,0% do valor estabelecido na

última revisão. As reduções durante o prazo de um contrato de concessão estão limitadas a um total de 10,0%

do valor da Energia Assegurada constante no contrato de concessão. Geralmente, a análise da Energia

Assegurada do MME envolve todos os geradores. O MME, em sua última revisão relacionada à Companhia,

decidiu que a Companhia teria o seu valor atual de Energia Assegurada até 2014.

Atualmente, a Energia Assegurada da Companhia é de 1.086,9 MW, dos quais 53,8 MW estão alocados para as

usinas de Canoas que a Companhia opera em virtude de seu contrato com a CBA. Dos restantes 1.033,1 MW

de Energia Assegurada disponível para a Companhia, 33,1 MW são perdidos ou consumidos e 1.000,0 MW

estão disponíveis para contratação.

Disponibilidade, Despacho e o MRE

Disponibilidade refere-se ao tempo em que a usina fica disponível para gerar energia elétrica. As usinas estão

indisponíveis quando são retiradas de operação para manutenção ou quando há cortes de energia não

programados. De acordo com o ONS, a disponibilidade média da Companhia em 2006 foi de 94,3%. A ANEEL

considera a capacidade média da Companhia quando aloca a Energia Assegurada em sua revisão de cinco

anos das usinas da Companhia.

O despacho do sistema elétrico (incluindo as usinas da Companhia) é realizado pelo ONS, com base em

critérios técnicos e disponibilidade efetiva de recursos hídricos. O objetivo do ONS é otimizar a geração de

energia ao menor custo possível controlando a mistura de energia elétrica despachada pela energia hídrica,

térmica, alternativa e nuclear, em qualquer prazo, determinado e controlando quanto cada gerador gera em

um prazo determinado.

O MRE procura mitigar os riscos dos geradores de energia elétrica pela variação no despacho causada pela

incerteza dos fluxos de recursos hídricos existentes. O MRE está projetado para garantir que cada empresa

geradora participante do MRE possa vender toda sua Energia Assegurada, independentemente do volume de

energia elétrica que ela realmente gera. O MRE efetivamente realoca energia elétrica, transferindo o

excedente daquelas que geraram energia além de sua Energia Assegurada para aquelas que geraram menos

do que sua Energia Assegurada. A realocação, que ocorre no Sistema Interligado Nacional, é determinada pelo

ONS com base na demanda nacional de energia elétrica e nas condições hidrológicas, independentemente da

energia que qualquer gerador em particular está comprometido a vender em virtude de seus contratos de

compra de energia elétrica. A energia elétrica despachada por uma usina é precificada de acordo com a TEO,

sendo destinada a cobrir somente os custos de operação variável e de manutenção da usina. Uma vez que a

tarifa paga pelos geradores do MRE que não geram seu quociente de Energia Assegurada, é somente o valor

dos custos que eles economizaram por não gerar a energia elétrica, o efeito líquido para esses geradores da

realocação do MRE é o mesmo que se eles tivessem realmente gerado a energia elétrica. Em 31 de dezembro

de 2007, a TEO era R$7,47/MWh, em junho de 2008 R$7,77/MWh. A CCEE paga e liquida as compras e

vendas em operações no MRE mensalmente.

82

Energia Contratada e Contratos

Estratégia de Contratação

A Companhia adota uma política de gestão de riscos na qual uma porcentagem de sua Energia Assegurada

permanece descontratada. Essa política permite a Companhia se proteger em uma situação em que a geração

do sistema não atinja o quociente total de Energia Assegurada resultando em falta de energia elétrica ao MRE.

Nessa situação, a Companhia e outros geradores precisariam comprar energia no mercado spot a preços mais

altos devido ao aumento na demanda e diminuição no fornecimento. A política de ter uma parte de sua

Energia Assegurada não contratada, protege a Companhia de exposição a preços potencialmente altos no

mercado spot.

O comitê de riscos da Companhia reúne-se no mínimo duas vezes por ano, após a estação da seca e a estação

das chuvas para determinar a porcentagem de sua capacidade assegurada que permanecerá sem contrato.

Esse comitê analisa as condições do sistema de energia elétrica do Brasil e as expectativas para o saldo de

fornecimento e demanda. Após essa análise, o comitê revisa o volume da Energia Assegurada da Companhia a

ser contratado e define a estratégia a ser adotada para a celebração de contratos para otimizar sua carteira

em um horizonte de cinco anos.

A carteira contratual atual da Companhia inclui contratos com empresas de distribuição no ACR e contratos

bilaterais no ACL. A Companhia vende também energia em operações no MRE e no mercado spot.

Em agosto de 1998, a ANEEL revisou regulamentações anteriores para requerer que empresas de geração e

de distribuição contratassem com outra à base de ―take-or-pay‖ em volumes e taxas aprovadas pela ANEEL

conforme contratos denominados ―Contratos de Fornecimento Inicial.‖ Em virtude da Lei do Novo Modelo do

Setor Elétrico, que entrou em vigor em 2004, o esquema do Contrato de Fornecimento Inicial foi eliminado.

Para efetuar a transição entre os dois sistemas de contratação, a ANEEL reduziu o valor da energia a ser

vendida em virtude dos Contratos de Fornecimento Inicial em 25,0% em cada ano entre 2002 e 2005. Os

Contratos de Fornecimento Inicial finais venceram em 31 de dezembro de 2005. Os resultados operacionais da

Companhia nos últimos anos refletem os efeitos do vencimento dos Contratos de Fornecimento Inicial e sua

substituição desses contratos por contratos no ACR e no ACL.

Contratos no ACR

De acordo com as regras do setor elétrico brasileiro, empresas de distribuição devem comprar 100,0% de suas

necessidades esperadas de energia elétrica para seus clientes que não se qualificam como Consumidores

Livres no ACR através de um processo de leilão público administrado pela ANEEL, conforme determinadas

diretrizes fornecidas pelo MME. Vide seção ―Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro‖, localizada na página 119

deste Prospecto. A Companhia está comprometida a fornecer energia elétrica às distribuidoras, em virtude dos

processos de leilão ocorridos em 2004 e 2005, sendo que a entrega de energia elétrica teve início em 2005,

2006 e 2007. Os resultados operacionais da Companhia refletem uma diminuição no valor da energia elétrica

vendida, uma vez que os Contratos Iniciais apresentavam preços por MWh superiores aos decorrentes dos

contratos no ACR.

A Companhia participou dos leilões que ocorreram em 7 de dezembro de 2004, e do leilão de 11 de outubro

de 2005.

83

A Companhia firmou CCEARs como resultado desses leilões, segundo os quais se comprometeu a fornecer

energia às empresas de distribuição conforme indicado na tabela abaixo:

Data do Leilão

Ano da Primeira

Entrega Prazo

Capacidade

Contratada

Preço Base

Médio

Número de Empresas

de distribuição

(anos) (MW) (Reais por MWh)

7 de dezembro de 2004 2005 8 214.0 60.0 34

7 de dezembro de 2004 2006 8 58.0 70.0 35

7 de dezembro de 2004 2007 8 218.0 76.0 31

11 de outubro de 2005 2006 3 66.0 62.8 5

Em 2007, os contratos no ACR geraram 47,3% das receitas brutas da Companhia e contabilizaram,

aproximadamente, 49,2% de sua geração de Energia Assegurada. Os contratos no ACR são corrigidos com

base na variação do IPCA. Em junho de 2008, representaram 43,9% das receitas brutas.

Contratos no ACL

No Ambiente de Contratação Livre é realizada a venda de energia entre concessionárias de geração, PIE,

Autoprodutores, comercializadoras de energia elétrica, importadores de energia e Consumidores Livres. O

Ambiente de Contratação Livre também inclui contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras

até a sua respectiva expiração, quando deverão ser celebrados nos termos das diretrizes da Lei do novo

Modelo do Setor Elétrico.

A partir de 2003, a Companhia aumentou consideravelmente sua participação no ACL como resultado da

gradual redução de vendas sob os Contratos de Fornecimento Inicial e a migração dessas vendas para

contratos no ACR e no ACL. A Companhia tem previsão de aumentar a porcentagem da energia elétrica que

vende no ACL, ao mesmo tempo em que assegura mediante suas vendas no ACR um fluxo constante de

receita. Desta forma, a Companhia acredita que deve continuar a ter uma carteira bem diversificada de

clientes, formada por distribuidoras, comercializadoras e Consumidores Livres, a partir de contratos flexíveis,

tanto em termos de duração, quanto de volume.

Em 2007, a Companhia já havia celebrado contratos de vendas com 34 empresas no ACL, seus contratos no

ACL geraram 50,6% de suas receitas brutas e contabilizaram, aproximadamente, 42,6% da geração de sua

Energia Assegurada. Em junho de 2008 os contratos de ACL representaram 51,1% das receitas brutas da

Companhia. Os contratos no ACL têm prazos que variam de um mês a oito anos. Os preços médios no ACL

tendem a ser maiores do que os preços médios que a Companhia obtém no ACR. Os Preços dos contratos no

ACL com prazos superiores a um ano são corrigidos, em sua maioria, com base na variação do IGP-M, sendo

os demais corrigidos pelo IPCA.

Receitas do Spot

A Companhia vende parte de sua geração de energia elétrica que não está contratada ou usada para concluir

operações no MRE, no mercado spot. A CCEE contabiliza e compensa transações entre os agentes do

mercado. Os geradores vendem e compram energia no mercado spot em um valor igual à diferença entre os

volumes de energia despachada de suas usinas e os volumes que eles vendem em virtude de contratos do

ACR, contratos do ACL e operações no MRE. Os geradores vendem a energia excedente (ou, alternativamente,

compram a energia necessária para cumprir suas obrigações contratuais) pelo preço de liquidação de

diferenças, ou PLD. O PLD é atualizado semanalmente e a compensação e o pagamento são feitos

mensalmente.

84

Pesquisa e Desenvolvimento

A Lei nº 9.991, promulgada em 24 de julho de 2000, exigiu que, em dezembro de 2005, as empresas de

geração de energia elétrica gastassem no mínimo 1,0% de sua receita operacional líquida, conforme definido

pela ANEEL, em pesquisa e desenvolvimento. Antes de dezembro de 2005, a Companhia era obrigada a

destinar 0,25% da receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimento. Do valor total alocado pela

Companhia como pesquisa e desenvolvimento, 40,0% são pagos mensalmente ao Fundo Nacional de

Desenvolvimento Cientifico e Tecnológico — FNDCT, 20,0% são pagos mensalmente ao MME, e 40% restante

é aplicado em projetos próprios de pesquisa e desenvolvimento. A Companhia registra os valores gastos com

projetos próprios em pesquisa e desenvolvimento como despesas provisórias e pode reverter essas despesas e

registrar esses valores como dispêndios de capital para propriedade, usina e equipamentos na medida em que

a ANEEL aprove os projetos apresentados. A Resolução da ANEEL nº 2003, estabeleceu como fato gerador da

obrigação o reconhecimento da receita, sendo assim a empresa reconheceu além dos valores do ciclo

2006/2007, a parcela correspondente a receita contabilizada, isto é, ciclos 2007/2008 e 2008/2009.

A ANEEL, através do Oficio Circular SFF/ANEEL no. 2.409/07 de 14 de novembro de 2007, estabeleceu que as

despesas com P&D deveriam ser contabilizadas no grupo Deduções à Receita Operacional. Até então os

montantes não capitalizados eram registrados na rubrica Serviços de Terceiros, representando R$ 0,9 milhão

em 2006 e R$ 1,2 milhão em 2005.

Despesas Operacionais

As variações nas despesas operacionais da Companhia são devidas principalmente aos custos de serviços de

terceiros, pessoal, taxas para compensar o governo pelo uso de recursos hídricos e encargos pelo serviço de

redes de transmissão e distribuição.

Serviços de Terceiros

Serviços de Terceiros incluem determinados serviços que são prestados à Companhia, atividades de

consultoria (ou seja, serviços jurídicos e de auditoria), e custos de manutenção. As variações na maioria

dessas despesas são causadas pela inflação.

Os TACs são acordos entre prefeituras, o Ministério Público e concessionárias, segundo os quais as partes

concordam em quitar suas obrigações, decorrentes dos contratos de concessão, pela realização de ações

estabelecidas nesses acordos. A Companhia é parte em um TAC, junto ao CIBACAP, conforme o qual concorda

em tomar determinadas medidas ambientais compensatórias na bacia do reservatório da UHE de Capivara. Em

2005, a Companhia aditou esse TAC com o CIBACAP, que levou a uma despesa adicional de R$ 10,1 milhões.

Pessoal

A Companhia paga bônus a seus empregados com base no cumprimento de determinadas metas. O valor dos

bônus varia de acordo com o desempenho obtido, sendo menores quando não cumpridas algumas metas, e

maiores caso atingidas determinadas metas. No último trimestre de cada ano, a Companhia analisou seus

registros financeiros provisórios, como forma de prever o bônus que será pago, além de realizar ajustes finais

em suas disposições sobre bônus.

Em 2005, a Companhia provisionou o montante de R$ 3,8 milhões, considerando que estes seriam os bônus

devidos. Entretanto, a Companhia superou as metas estabelecidas, fazendo com que os bônus pagos

superassem em R$ 3,2 milhões. Este complemento foi reconhecido em 2006.

85

Em 2006, a Companhia provisionou o montante R$ 4,6 milhões para bônus. Entretanto, a Companhia superou

as metas estabelecidas, fazendo com que os bônus pagos superassem em R$ 1,7 milhões os bônus pagos.

Este complemento foi reconhecido em 2007.

Já em 2007, a Companhia provisionou o montante de R$ 6,4 milhões para bônus, porém os bônus pagos

superaram em R$ 2,3 o valor provisionado, sendo este montante reconhecido em 2008.

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos

A regulamentação do setor elétrico brasileiro exige que os titulares de concessões e autorizações, que utilizem

recursos hídricos, paguem uma taxa igual a 6,75% da tarifa atual de referência estabelecida para a energia

elétrica gerada. Esses pagamentos são devidos à estados e municípios em que a usina ou seu reservatório

está localizado. A compensação pelo uso de recursos hídricos é igual ao seguinte produto:

6,75% * energia gerada mensalmente (MWh) * tarifa de referência atual (R$/MWh)

A tarifa de referência é estabelecida pela ANEEL e é corrigida anualmente pelo IPCA. Antes de 2005, a tarifa

de referência era corrigida anualmente pelo IGP-M. A ANEEL revê a tarifa de referência a cada quatro anos e

estabelece uma nova base. Como resultado da revisão mais recente em 2005, a ANEEL aumentou a tarifa base

em 19,0%. As tarifas vigentes foram: R$44,20/MWh em 2004, R$52,67/MWh em 2005, R$55,94/MWh em

2006 e R$57,63/MWh em 2007. Em junho de 2008 a tarifa vigente é de R$60,04/MWh.

Encargos de Uso da Rede Elétrica

A ANEEL regula as tarifas que regem o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão. As tarifas devidas

pela Companhia são (1) Tarifas de Uso de Sistema de Transmissão (TUST) e (2) Tarifas de Uso do Sistema de

Distribuição aplicável às centrais geradoras (TUSDg) e (3) encargos de conexão.

A TUST remunera o uso da Rede Básica, que é composta por instalações de transmissão com tensão igual ou

superior a 230 kV. Encargos oriundos da TUST são computados de julho a junho de cada ano. A ANEEL

primeiro determina o valor total das receitas que deverão ser ressarcidas pelos encargos TUST somando o

seguinte: (1) o valor total de receitas de transmissão a que as concessionárias de transmissão têm direito pela

prestação do serviço, ou a RAP (Receita Anual Permitida); (2) uma parte do orçamento operacional do ONS;

(3) uma previsão das novas receitas oriundas de melhorias ou expansão da Rede Básica de Transmissão; e (4)

correções da inflação. Essa soma é então alocada a todas as empresas que utilizam a Rede Básica de

Transmissão. Segundo o critério estabelecido, geradores despachados centralizadamente pelo ONS devem

arcar em conjunto com 50% do valor total, sendo que os outros 50% devem ser arcados pelas empresas de

distribuição e Consumidores livres conectados à Rede Básica de Transmissão. A parte de cada empresa do

total do encargo é calculada com base em (1) valor comum a todos os empreendimentos (selo), referente a

80,0% do encargo TUST, e (2) valor que considera a proximidade do empreendimento de geração em relação

aos grandes centros consumidores no caso da geração ou a proximidade em relação aos grandes centros

geradores no caso das distribuidoras ou consumidores livres (locacional), referente a 20,0% do encargo TUST.

O principal fator que leva a aumentos nos encargos TUST é o aumento constante do valor total de receitas a

serem obtidas através dos encargos TUST.

A TUSD remunera o uso do sistema de distribuição de uma concessionária de distribuição específica. As

concessionárias de distribuição operam linhas de energia em baixa e média tensão que são utilizadas pelos

geradores para ligar suas usinas à Rede Básica ou a centros de consumo. Somente quatro das usinas da

Companhia devem pagar TUSD para acessar os centros de consumo, quais sejam: Usina Rosana (que se

encontra na área de concessão da Elektro Eletricidade e Serviços S.A.) e Usinas Canoas I, Canoas II e Salto

Grande (que se encontram na área de concessão da Empresa de Distribuição de Energia Vale

Paranapanema S.A.); as outras usinas (Jurumirim, Capivara, Chavantes e Taquaruçu) estão ligadas

diretamente à Rede Básica.

86

Historicamente, a Companhia pagava às concessionárias de serviços públicos de transmissão a TUST, pelo uso

da Rede Básica, o que incluía os transformadores de fronteira, e os chamados encargos de conexão.

Os encargos de conexão eram pagos diretamente à concessionária de transmissão a qual a Companhia está

ligada (CTEEP) e remunerava o uso das instalações de transmissão de tensão inferior a 230 kV bem como as

instalações que conectam as usinas ao sistema elétrico (uso exclusivo).

O cálculo dos encargos de conexão era feito utilizando-se o critério postal (ou de selo), em que todos os

usuários do sistema pagam a mesma tarifa, independentemente de sua localização onerar mais ou menos o

Sistema Interligado Nacional. Por sua vez, para a remuneração dos transformadores de fronteira, era utilizado

o método do sinal locacional, que considera o impacto que os agentes causam nos custos gerais do sistema

em função de sua localização e na proporção em que onerem o mesmo.

A partir de 2004, com a alteração da Lei n. 9.427/96 pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em seu artigo

3º, inciso XVIII, alínea ―b‖, todas as tarifas que remuneram o uso do sistema de transmissão devem ser

fixadas com base no critério do sinal locacional. Adicionalmente, com a edição da Resolução 067/2004,

mudou-se a forma de remuneração das instalações com tensão inferior a 230 kV (que passaram a ser

denominadas DITs – Demais Instalações de Transmissão) e dos transformadores de fronteira, mantendo-se

esses ativos na propriedade da CTEEP, mas cedendo o seu uso para a concessionária de distribuição local.

Dessa forma, criou-se a Tarifa de Distribuição Aplicável às centrais geradoras (TUSDg). Assim, o encargo de

conexão passou a contemplar apenas a remuneração pelas instalações de uso exclusivo da Companhia.

A TUSDg é definida anualmente pela ANEEL, e, de acordo com a metodologia estabelecida na Resolução

Homologatória ANEEL n. 497/2007 (―Resolução ANEEL 497/2007‖), que foi editada com o objetivo de

aprimorar a metodologia contida na Resolução 067/2004, deve ser paga com base na quantidade máxima de

energia elétrica que um gerador tem contratado para transferir através das linhas de distribuição com a

concessionária de distribuição, independentemente da localização do agente no sistema de transmissão

(critério postal, ou de selo).

Em razão da aplicação do critério postal, os valores devidos pela Companhia a título de TUSDg tornaram-se

excessivamente mais elevados que os antigos encargos de conexão. Por entender que tanto as DITs quanto os

transformadores de fronteira (ativos remunerados pela TUSDg) integram o sistema de transmissão e que, por

força de lei, o sinal locacional deve ser utilizado para o cálculo da correspondente tarifa, a Companhia

ingressou com recurso com pedido de efeito suspensivo contra a ANEEL. A ANEEL não acolheu o pedido de

efeito suspensivo, razão pela qual a Companhia ingressou com mandado de segurança solicitando uma liminar

para conferir efeito suspensivo à aplicação da Resolução ANEEL 497/2007 até que todos os recursos cabíveis

na esfera administrativa fossem esgotados. A liminar foi concedida e, até 30 de junho de 2008, continuava

em vigor. Em julho de 2008, foi publicado o despacho da ANEEL, o qual encerrava o processo administrativo,

tendo a Companhia perdido em toda a instância administrativa.

Imediatamente após a publicação do despacho acima referido, a Companhia ingressou com uma ação

ordinária com pedido de tutela antecipada perante o juízo federal questionando a legalidade da Resolução

ANEEL 497/2007. Mais uma vez, a tutela antecipada foi concedida. Atualmente, o processo encontra-se na

fase de citação das distribuidoras credoras (Elektro e Vale do Paranapanema) e da ANEEL.

87

Inflação e Taxas de Câmbio

Todos os contratos do ACR da Companhia e contratos do ACL com prazos maiores do que doze meses têm

preços indexados à inflação. A maioria de seus contratos do ACL são indexados ao IGP-M e todos seus

contratos do ACR são indexados ao IPCA.

As despesas da Companhia são denominadas em reais e incorridas no Brasil. A principal dívida da Companhia

é um contrato celebrado entre a Eletrobrás e a CESP, posteriormente cedido à Companhia no processo de

privatização. Esse contrato é corrigido pelo IGP-M.

A totalidade de suas receitas e despesas são incorridas em reais. Conseqüentemente, a Companhia não está

exposta a variações na taxa de câmbio do real frente ao dólar dos EUA.

Deduções à Receita Operacional

A receita operacional bruta da Companhia está sujeita ao ICMS e ao PIS/COFINS. O ICMS é cobrado sobre a receita

operacional bruta recebida de Consumidores Livres a uma taxa entre 12,0% e 18,0%, dependendo do estado em

que o Consumidor Livre está localizado. PIS e COFINS são cobrados sobre a receita operacional bruta a uma taxa

que depende da data de assinatura do contrato que gerou a receita operacional bruta. A tarifa sobre a receita

operacional bruta gerada em virtude de contratos assinados antes de outubro de 2003 é de 3,65%, e a tarifa sobre

receita operacional bruta gerada em virtude de contratos assinados posteriormente é de 9,25%.

Em 1998, o governo promulgou a Lei nº 9.718, que permitiu a cobrança de PIS e COFINS sobre todas as

receitas geradas, e não apenas sobre a receita operacional. Em conformidade a essa lei, entre 2003 e 2005, a

Companhia pagou PIS e COFINS sobre todas as receitas. Em 2005, o Supremo Tribunal Federal decidiu que a

Lei nº 9.718 era inconstitucional e que somente a receita operacional poderia ser tributada.

Conseqüentemente, em 2006, a Companhia reconheceu créditos fiscais pelos impostos excedentes pagos

entre 2003 e 2005.

Em 2007, a ANEEL, através do Oficio Circular SFF/ANEEL no. 2.409/07 de 14 de novembro de 2007,

estabeleceu que as despesas com P&D deveriam ser classificadas como Deduções à Receita Operacional.

Imposto de Renda e Contribuição Social

O imposto de renda e a contribuição social são cobrados com base em renda tributável, corrigida pelas

despesas não dedutíveis, renda não-tributável, diferenças temporárias e a compensação de perdas de imposto

de renda e contribuição social até o limite de 30,0% da renda tributável por ano. A atual taxa de imposto de

renda é 25,0% e a atual taxa da contribuição social é 9,0%. A Companhia registrou ativos fiscais diferidos em

perdas com imposto de renda e contribuição social e em provisões temporárias não-dedutíveis de acordo com

a Deliberação da CVM nº. 273 e Instrução CVM nº 371.

As empresas com operações em determinadas áreas do país têm direito de investir 18,0% do total de seus

impostos de renda anuais diretamente no Fundo de Investimento da Amazônia, ou FINAM, um fundo que

investe no desenvolvimento econômico e social da região amazônica, ao invés de pagar esse valor à Receita

Federal. Nos meses de janeiro, fevereiro e março de 2000, a Companhia contribuiu 100,0% de sua parcela do

imposto de renda para o FINAM, e não recolheu à Receita Federal. Em 2003, a Receita Federal cobrou da

Companhia a parcela de imposto de renda, alegando que podia contribuir apenas 18,0% dessa parcela de

imposto de renda ao FINAM. Em 2002, a Companhia registrou uma provisão no valor de R$17,8 milhões e

interpôs recurso administrativo contra essa cobrança. Em 2004, a Companhia reclassificou os juros

relacionados à variação monetária sobre essa cobrança como uma despesa com juros em um valor de R$2,8

milhões. Em 2006, recebeu uma decisão em seu favor com relação às contribuições relativas a janeiro e

fevereiro de 2000, e a Companhia reverteu a provisão referente a estes meses. A Companhia continua a

contestar a cobrança com relação à contribuição relativa a março de 2000.

88

Práticas Contábeis Críticas

A discussão e análise da situação financeira e resultados operacionais da Companhia são baseadas em suas

demonstrações financeiras, que foram preparadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil

("Práticas contábeis adotadas no Brasil") no caso dos Exercícios findos em 31 de dezembro de 2007, 2006 e

2005 e elaboradas de acordo com as normas expedidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM, aplicáveis

à elaboração das Informações Trimestrais, incluindo a Instrução CVM no. 469/08 no caso dos períodos de seis

meses findos em 30 de junho de 2008 e 2007.

A preparação dessas demonstrações financeiras exige a aplicação de critérios bem como o uso de estimativas.

Uma política contábil crítica é aquela que é importante para a apresentação da condição financeira e

resultados operacionais da Companhia e exige que a administração faça estimativas contábeis difíceis,

subjetivas ou complexas. As práticas contábeis críticas descritas abaixo exigem que a administração da

Companhia faça estimativas ou adotes premissas sobre questões que são incertas na ocasião em que a

estimativa é feita. Além disso, estimativas diferentes que a administração poderia ter usado poderiam ter um

impacto substancial na apresentação da situação financeira ou resultados operacionais da Companhia. As

circunstâncias que tornam esses julgamentos difíceis, subjetivos e/ou complexos têm a ver com a necessidade

de fazer estimativas sobre o efeito de questões que são inerentemente incertas. A Companhia baseia suas

estimativas na experiência histórica e em várias outras suposições que sua administração acredita serem

razoáveis em virtude das circunstâncias, cujos resultados formam a base para fazer julgamentos. Essas

estimativas podem mudar conforme novos eventos ocorram, conforme mais experiência seja adquirida,

conforme outras informações sejam obtidas e conforme o ambiente operacional da Companhia mude. A

administração da Companhia acredita que as seguintes políticas contábeis envolvem a aplicação de estimativas

contábeis críticas.

Provisão para Devedores Duvidosos

A provisão para devedores duvidosos é registrada com base na estimativa de perdas prováveis que podem

surgir da cobrança de recebíveis, com base em experiência anterior da Companhia. A Companhia não

experimentou qualquer atraso significativo em pagamentos de seus clientes, e não espera experimentar

qualquer atraso no futuro. Antes de celebrar um novo contrato, a Companhia analisa cuidadosamente o

crédito de seus clientes, o que resultou em uma carteira de clientes de alta qualidade.

A RTE – Recomposição Tarifária Extraordinária tem por finalidade fazer frente aos impactos financeiros a que

ficou submetida a Companhia, dentre outras empresas do setor, em virtude de despesas com a compra de

energia livre no mercado de curto prazo (―Energia Livre‖), forçada pela redução da geração de energia elétrica

nas usinas participantes do MRE – Mecanismo de Realocação de Energia, durante o período do racionamento,

ocorrido entre 2001 e 2002, implantado em face das condições hidrológicas desfavoráveis e do baixo nível de

armazenamento dos reservatórios de várias regiões do país.

Foi elaborado, no âmbito do Acordo Geral do Setor Elétrico, pelos agentes do mercado para equacionar os

impactos oriundos do racionamento, Acordo de Reembolso de Energia Livre, em que está estabelecido o

compromisso de ressarcimento pelas distribuidoras (arrecadadoras da RTE) da Companhia, bem como das

demais empresas afetadas pela compra da energia livre. Os recursos via RTE deveriam ser recebidos num

prazo médio de 72 meses, conforme determinado pela Resolução GCE nº 91, de 21 de dezembro de 2001, e

pela Resolução ANEEL nº 31, de 24 de janeiro de 2004, conforme nota explicativa nº 21 das Demonstrações

de Resultado da Companhia.

89

O período para realização dos valores a receber relativos à RTE baseado na Resolução Normativa nº 1, de 12

de janeiro de 2004 emitida pela ANEEL, é considerado insuficiente pela Administração da Companhia para

fazer frente ao crédito de Energia Livre. Conseqüentemente, a Companhia reconhece provisão para créditos de

liquidação duvidosa para a parcela cuja recuperação é considerada improvável. Em relação aos demais

créditos, a provisão, quando aplicável, foi constituída após criteriosa análise das contas a receber. A

Companhia revisa esse valor, mensalmente, com base no recebimento médio dos últimos três meses.

A Companhia acredita que, caso as regras atuais não sejam alteradas, não receberá a totalidade do valor de

seus recebíveis de RTE.

O valor de R$ 40.572 mil anteriormente constante do saldo de Contas a Receber – Concessionárias e

Permissionárias, e também do saldo de Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa foi revertido em 2007

para a rubrica de Despesas com Vendas conforme instrução expressa recebida da ANEEL, em conformidade

com o Item 16 do Ofício Circular SFF/ANEEL nº 2.409/07, sem prejuízo do direito, que a Companhia se

reserva, de vir a recuperar o devido recebimento de 100% do valor baixado correspondente à recomposição

de receitas relativas ao período de vigência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia

Elétrica. Em 2008 o montante revertido foi de R$ 31.274 mil.

Ativo Imobilizado

O ativo imobilizado da Companhia é registrado ao custo da aquisição ou construção, corrigido monetariamente

até 31 de dezembro de 1995, incluindo a remuneração sobre capital próprio, encargos financeiros, e variações

monetárias e cambiais sobre empréstimos e financiamentos relacionados à construção em andamento, menos

a depreciação e amortização acumuladas. A depreciação é calculada com base no método linear por classe de

ativo em virtude dos termos das Resoluções 2 e 44 da ANEEL.

Benefício Fiscal sobre a Amortização do Ágio

A Companhia registrou como ativo um benefício fiscal de R$103,8 milhões, como resultado de fusão com a

Duke Sudeste. Conforme determinado pela Instrução CVM nº.319/99, o benefício fiscal foi registrado com

contrapartida na reserva especial para ágio na fusão incluído no patrimônio líquido.

90

Esse ágio o está sendo amortizado até 2030 de acordo com as resoluções da ANEEL baseadas na projeção de

lucros futuros preparada por consultores externos, conforme estabelecido na tabela abaixo:

Demonstrativo da Amortização do Ágio

Saldo a amortizar 31/12/01 305.873.597,65

Índice para Amortização do ágio, conforme Resolução ANEEL Nº 28/2002

2001 0,01727 5.282.437,03 300.591.160,62

2002 0,01834 5.609.721,78 294.981.438,84

2003 0,04200 12.846.691,10 282.134.747,74

2004 0,06001 18.355.474,59 263.779.273,14

2005 0,07720 23.613.441,74 240.165.831,40

2006 0,06488 19.845.079,02 220.320.752,39

2007 0,06144 18.792.873,84 201.527.878,55

2008 0,05816 17.789.608,44 183.738.270,11

2009 0,05512 16.859.752,70 166.878.517,41

2010 0,05232 16.003.306,63 150.875.210,78

2011 0,04974 15.214.152,75 135.661.058,03

2012 0,04737 14.489.232,32 121.171.825,71

2013 0,04496 13.752.076,95 107.419.748,76

2014 0,04167 12.745.752,81 94.673.995,94

2015 0,03848 11.770.016,04 82.903.979,91

2016 0,03553 10.867.688,92 72.036.290,98

2017 0,03172 9.702.310,52 62.333.980,46

2018 0,02833 8.665.399,02 53.668.581,44

2019 0,02529 7.735.543,28 45.933.038,16

2020 0,02258 6.906.625,83 39.026.412,32

2021 0,02016 6.166.411,73 32.860.000,60

2022 0,01800 5.505.724,76 27.354.275,84

2023 0,01607 4.915.388,71 22.438.887,12

2024 0,01435 4.389.286,13 18.049.601,00

2025 0,01281 3.918.240,79 14.131.360,21

2026 0,01144 3.499.193,96 10.632.166,25

2027 0,01021 3.122.969,43 7.509.196,82

2028 0,00912 2.789.567,21 4.719.629,61

2029 0,00814 2.489.811,08 2.229.818,53

2030 0,00729 2.229.818,53

1,00000 305.873.597,65

De acordo com a Instrução CVM nº. 349/01, para finalidade de apresentação de demonstrações financeiras, o

valor líquido correspondente ao benefício fiscal descrito acima é apresentado em ativos circulantes e recebíveis

em longo prazo, na conta ―Impostos e contribuição sociais,‖ com base no prazo esperado de sua realização.

91

Planos de Pensão

A Companhia patrocina planos de pensão para seus empregados, que incluem planos de benefícios definidos

e, após 1997, planos de contribuição definidos. Para os planos de benefícios definidos, os custos, contribuições

e passivos atuariais são registrados anualmente, de acordo com a Deliberação da CVM 371/00, com base em

cálculos realizados por atuários independentes utilizando premissas que são fornecidas pela Companhia sobre

taxas de juros, retornos sobre investimentos, níveis de inflação, taxas de mortalidade e níveis futuros de

emprego. Essas premissas causam impacto diretamente sobre o passivo da Companhia referentes a custos de

pensão acumulados e sobre os valores que registra como custos de pensões no resultado.

A Fundação CESP é um plano de pensão que cobre alguns de seus empregados. Nos termos deste plano, caso

a Fundação CESP apresente um superávit, esse reduzirá o valor da dívida da Companhia aberto. A Companhia

reconhece os itens relacionados à Fundação CESP em sua conta de ―Receitas (Despesas) Financeiras‖ de

acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Provisão para Contingências

A Companhia é atualmente parte em processos judiciais, conforme descrito na seção ―Atividade da

Companhia— Contingências Judiciais e Administrativas‖, localizada na página 204 deste Prospecto, e em suas

Demonstrações Financeiras. Os consultores jurídicos da Companhia analisam, trimestralmente, os processos

em que é parte e classificam o risco de perda desses processos como sendo provável, possível ou remoto.

As provisões para contingências são registradas com base no parecer desses consultores jurídicos.

A contabilização de contingências exige um julgamento significativo por parte da administração da Companhia,

em relação às estimativas de probabilidades e variações de exposição a potencial passivo. O resultado dessas

contingências pode variar significativamente, podendo causar impacto significativos sobre os resultados

operacionais, fluxos de caixa e resultados da Companhia.

Antes de 2006, a provisão para reclamações trabalhistas era constituída com base no valor total de

reclamações trabalhistas em que a Companhia é parte. Desde o início de 2006, a cada três meses, os

consultores jurídicos da Companhia analisam o andamento das ações e classificam cada processo judicial

conforme seu risco de perda, de forma que a Companhia possa claramente identificar os riscos potenciais e

registrar essa provisão mais precisamente. Como resultado dessa análise, a Companhia reduziu sua provisão

para reclamações trabalhistas em R$7,5 milhões líquidos em 2006.

A Companhia é parte em uma série de processos ambientais e um processo por danos culturais e ao

patrimônio histórico. A Companhia classifica o risco de perda, na maioria desses casos, como sendo possível

ou remoto. As ações classificadas como prováveis totalizavam, em 30 de junho de 2008, R$ 5,2 milhões, cujo

valor encontrava-se totalmente provisionado.

Em 2004, a Companhia reverteu sua provisão para perdas por litígios ambientais em R$31,8 milhões porque

obteve licenças ambientais para a maioria de suas instalações. Em 1999, somente as usinas de Canoas

possuíam as licenças ambientais necessárias para operar. Uma série de ações públicas e privadas foram

ajuizadas contra a Companhia, em virtude do descumprimento de algumas normas ambientais, necessárias à

obtenção das licenças ambientais. A Companhia registrou uma provisão para os valores devidos em virtude

desses processos. Entre 1999 e 2004, a Companhia iniciou uma série de programas de correção ambiental

destinados a satisfazer as exigências para as licenças ambientais. Quando a Companhia obteve as licenças

ambientais em 2004, reverteu as provisões por reivindicações ambientais.

92

Reconhecimento de Receita

As compras e vendas de energia elétrica da Companhia são registradas pelo regime da competência em

conformidade com às informações prestadas pela CCEE, que é a entidade responsável pelo cálculo de compras

e vendas de energia elétrica transportada sob sua supervisão. Nos meses em que essa informação não está

disponível no prazo de preparação das demonstrações financeiras, os valores são estimados pela Companhia,

utilizando informações disponíveis, e são subsequentemente corrigidas quando as informações são

disponibilizadas pela CCEE.

Resultados Operacionais

Período encerrado em 30 de junho de 2008 em comparação ao Período Encerrado em 30 de junho

de 2007

A tabela abaixo apresenta os resultados operacionais da Companhia, para os períodos encerrados em 30 de

junho de 2008 e 2007.

Período encerrado em 31 de junho de

2008 % Receita

Operacional 2007 % Receita

Operacional % Variação 2008/2007

(em milhares de Reais)

Receita operacional

388.644 100 351.710 100 10,5 Suprimento de energia elétrica

388.581 100 351.674 100 10 Outras receitas

63 0 36 0 75 Deduções à receitas operacionais

-52.944 13,6 -38.903 11,1 36,1 Receita operacional líquida

335.700 86,4 312.807 88,9 7,3 Despesas operacionais

Pessoal

-28.626 7,4 -24.750 7,0 15,7 Materiais

-1.583 0,4 -1.280 0,4 23,7 Serviços de Terceiros

-14.354 3,7 -14.643 4,2 -2,0 Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos -20.312 5,2 -17.172 4,9 18,3 Taxa de Fiscalização da ANEEL

-1.692 0,4 -1.611 0,5 5,0 Energia elétrica comprada para revenda

-12.740 3,3 -5.048 1,4 152,4 Encargos de Uso da Rede Elétrica

-36.994 9,5 -35.491 10,1 4,2 Depreciação e amortização

-70.698 18,2 -71.475 20,3 -1,1 Outras despesas

-3.342 0,9 -9.252 2,6 -63,9 Total despesas operacionais -

190.341 49,0 -

180.722 51,4 5,3 Resultado Operacional

145.359 37,4 132.085 37,6 10,0 Despesas financeiras (líquidas)

-98.560 25,4 -49.560 14,1 98,9 Resultado não operacional

-507 0,1 143 0,0 -454,5 Impostos de renda e contribuição social

-13.981 3,6 -25.765 7,3 -45,7 Lucro Líquido

32.311 8,3 56.903 16,2 -43,2

93

Receita Operacional

A receita operacional aumentou em 10,5% para R$388,6 milhões, durante o período de seis meses encerrado

em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$351,7 milhões no mesmo período de 2007. Esse crescimento

foi devido a um aumento em todas os tipos de receita, seja no ACL, no ACR, MRE e Spot.

Período encerrado em 30 de junho de

2008 2007 %

Variação

Fornecimento de Energia Volume

Receita operacional1 % Volume

Receita operacional1 % 2008/2007

(em MWh) (em milhares

de Reais) (em MWh) (em milhares

de Reais)

Contratos no ACL 1.944.313 198.562 51,1 1.973.874 173.480 49,3 14,5

Contratos no ACR 2.255.617 170.551 43,9 2.269.892 164.764 46,9 3,5

Mercado Spot 210.534 14.511 3,7 452.991 12.340 3,5 17,6

MRE 637.639 4.957 1,3 144.794 1.082 0,3 358,1 Contratos de Fornecimento Inicial 0 0,0 1 8 0,0 -100,0

Total 5.048.103 388.581 100 4.841.552 351.674 100 10,5 (1) Receitas operacionais oriundas exclusivamente do fornecimento de energia.

Fornecimento de Energia – Contratos no ACL

A receita operacional derivada dos contratos do ACL aumentou 14,5%, para R$ 198,6 milhões, durante o

período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$173,5 milhões no mesmo

período de 2007. Houve diminuição de 1,5% no volume de energia elétrica vendida de contratos do ACL, em

2008, como resultado do vencimento de alguns dos contratos bilaterais celebrados pela Companhia. Os efeitos

dessa diminuição foram compensados por um aumento de 16,2 % no preço médio da energia elétrica vendida

dos contratos do ACL da Companhia para R$ 102,1/MWh, em 2008, em comparação aos R$ 87,9/MWh, no

mesmo período de 2007, como resultado (1) dos ajustes de preço com base na inflação anual contidos nesses

contratos do ACL, e (2) dos aumentos dos preços da energia elétrica que a Companhia negocia nos contratos

do ACL iniciados em 2008, em comparação aos preços de seus outros contratos do ACL.

Fornecimento de Energia – Contratos no ACR

A receita operacional derivada de contratos do ACR aumentou 3,5%, totalizando R$ 170,6 milhões, durante o

período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$164,8 milhões no mesmo

período de 2007,a pequena redução de 0,6% no volume de energia elétrica vendido de contratos do ACR em

2008, foi compensada por um aumento de 4,2% no preço médio da energia elétrica para R$ 75,6/MWh

durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$ 72,6/MWh no

mesmo período de 2007, principalmente devido a ajustes de preços com base na inflação anual contidos

nesses contratos do ACR.

94

Fornecimento de Energia – MRE

A receita operacional derivada de operações no MRE aumentou 358,1% para R$ 5,0 milhões durante o

período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$ 1,1 milhão, no mesmo

período de 2007, principalmente como resultado do aumento de 340,4 % no volume de energia elétrica

vendida em operações no MRE para 637,6 GWh durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho

de 2008, em comparação de 144,8 GWh no mesmo período em 2007, principalmente como resultado de

maior volume de geração em 2008.

Fornecimento de Energia – Mercado spot

A receita operacional derivada das vendas no mercado spot aumentou em 17,6%, para R$14,5 milhões,

durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$ 12,3 milhões no

mesmo período de 2007. A redução de 53,5 % no volume de energia elétrica vendido em transações spot para

210,5 GWh durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, de 453,0 GWh no mesmo

período em 2007, compensado por um aumento de 153,0% no preço médio da energia elétrica vendida em

transações spot para R$ 68,9/MWh durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, de

R$ 27,2 /MWh no mesmo período em 2007.

Deduções à Receita Operacional

O ICMS acumulado sobre a venda de energia elétrica para Clientes Livres aumentou em 28,2% para R$

19,7milhões, durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$

15,4 milhões no mesmo período de 2007, principalmente como resultado do menor volume de créditos

decorrentes de aquisições de equipamentos.

A contribuição PIS/COFINS aumentou em 26,8% para R$ 29,8 milhões durante o período de seis meses

encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$ 23,5 milhões no mesmo período de 2007,

principalmente como resultado do aumento da receita operacional sujeita a esses impostos.

O valor de P&D durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 no período representou

R$3,4 milhões.

Receita Operacional Líquida

Como resultado dos fatores descritos acima, a receita operacional líquida foi superior em 7,3% para R$ 335,7

milhões, durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$312,8

milhões no mesmo período de 2007. Desconsiderando-se a despesa com P&D, a receita operacional líquida

ajustada de 2008 seria de R$339,1 milhões, em comparação aos R$312,8 milhões no mesmo período de 2007.

95

Despesas Operacionais

As despesas operacionais foram superiores em 5,3%, R$ 190,3 milhões durante o período de seis meses

encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$180,7milhões no mesmo período de 2007.

Considerando-se a despesa de R$ 2,5 milhões com P&D, referente somente ao exercício de 2007, a despesa

operacional ajustada2 referente a 2007 seria de R$ 178,2 milhões. O quadro abaixo apresenta as despesas

operacionais da Companhia, para os períodos indicados.

A discussão abaixo descreve as mudanças significativas nas despesas operacionais da Companhia, que

levaram à variação em suas despesas operacionais, entre o período de seis meses encerrado em 30 de junho

de 2008 e o mesmo período em 2007.

Pessoal

A despesa com pessoal aumentou 15,7%, para R$28,6 milhões durante o período de seis meses encerrado em

30 de junho de 2008, em comparação aos R$24,8milhões no mesmo período de 2007, devido aos seguintes

fatores: (i) provisão para INSS expatriados no montante de R$ 1,0 milhão;(ii) dissídio de 5%; (iii)

complemento provisão bônus referente ao ano anterior R$2,3 milhões durante o período de seis meses

encerrado em 30 de junho de 2008 comparado com R$1,7 milhão no mesmo período de 2007 e (iv) reversão

parcial de provisão para PLR durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 no montante

de R$0,5 milhão.

Serviços de Terceiros

A despesa com serviços de terceiros diminuiu em 2,0% para R$,14,4 milhões durante o período de seis meses

encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$14,6 milhões no mesmo período de 2007,

principalmente devido a despesas de P&D classificadas nesta rubrica durante o período de seis meses

encerrado em 30 de junho de 2007 no montante de R$2,5 milhões, compensado por reajustes dos contratos

correntes.

2 A Despesa Operacional Ajustada foi calculada com base nos eventos acima descritos nesta seção.

2008 % de Total 2007 % de Total % Variação

2008/2007 Pessoal -28.626 -7,4 -24.750 -7,0 15,7 Material -1.583 -0,4 -1.280 -0,4 23,7 Serviços de Terceiros -14.354 -3,7 -14.643 -4,2 -2,0 Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos -20.312 -5,2 -17.172 -4,9 18,3 Taxa de Fiscalização da ANEEL -1.692 -0,4 -1.611 -0,5 5,0 Energia Elétrica comprada para revenda -12.740 -3,3 -5.048 -1,4 152,4 Encargos de Uso da Rede Elétrica -36.994 -9,5 -35.491 -10,1 4,2 Depreciação e amortização -70.698 -18,2 -71.475 -20,3 -1,1 Outras despesas -3.342 -0,9 -9.252 -2,6 -63,9 Despesas Operacionais -190.341 -49,0 -180.722 -51,4 5,3

(Milhares de Reais) (Milhares de Reais)

96

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos

Os pagamentos de compensação financeira pela utilização de recursos hídricos aumentaram em 18,3%,%

para R$ 20,3 milhões durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação

aos R$17,2 milhões, no mesmo período de 2007, principalmente como resultado do aumento da tarifa em

4,2% (R$ 60,04/MWh durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 versus R$

57,63/MWh em 2007) aliado ao aumento de 13,5% no volume de energia despachada das usinas para 5.012

GWh durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos 4.414 GWh no

mesmo período de 2007.

Energia Elétrica comprada para revenda - Compras MRE/Spot – CCEE

Compras de energia em operações no MRE e no mercado spot aumentaram para R$12,7 milhões, durante o

período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$5,0 milhões no mesmo

período de 2007, principalmente como resultado de (i) operações no mercado spot de 11,5 GWh durante o

período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 em comparação aos 1,1GWh durante o período de

seis meses encerrado em 30 de junho de 2007 compensada por (ii) uma redução no volume de energia

elétrica comprada em operações no MRE para 1,3GWh, durante o período de seis meses encerrado em 30 de

junho de 2008, em comparação a 3,9GWh no mesmo período em 2007, e (iii) um aumento de no preço médio

da energia elétrica comprada em operações do mercado spot para R$449,2/MWh durante o período de seis

meses encerrado em 30 de junho de 2008, contra R$22,95/MWh no mesmo período em 2007, principalmente

devido aos altos valores de PLD no mês de Janeiro em função da estiagem.

Encargos de Uso da Rede Elétrica

Os encargos de uso da rede elétrica aumentaram em 4,2% para R$37,0 milhões durante o período de seis

meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$35,5 milhões no mesmo período de 2007,

principalmente como resultado de (1) um aumento de 3,65% na média das Tarifas TUST para R$

2,496/kW/mês durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$

2,408/kW/mês no mesmo período de 2007 e (2) um aumento de 4,2% em encargos TUSD para R$ 4,5

milhões durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$ 4,3

milhões no mesmo período de 2007.

Depreciação e Amortização

Despesas com depreciação e amortização permaneceram estáveis.

Outras Despesas

Outras despesas reduziram em 63,9% para R$3,3 milhões durante o período de seis meses encerrado em 30

de junho de 2008, em comparação aos R$9,3 milhões no mesmo período de 2007, principalmente pela

redução de R$ 7,3 milhões na Provisão para Devedores Duvidosos sobre RTE compensados por constituição de

Provisões ambientais durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 no montante de

R$1,2 milhão e maiores despesas com publicações.

Resultado Operacional

O resultado operacional aumentou em 10,0% para R$145,4 milhões, durante o período de seis meses

encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$132,1 milhões no mesmo período de 2007. Em

relação a receita operacional o resultado operacional foi 37,4% durante o período de seis meses encerrado em

30 de junho de 2008, em comparação aos 37,6% no mesmo período de 2007.

97

Despesas Financeiras, Líquidas

As despesas financeiras, líquidas aumentaram em 98,9% para R$98,6 milhões durante o período de seis

meses encerrado em 2008, em comparação aos R$49,6 milhões no mesmo período de 2007, principalmente

devido a:

Uma diminuição de 80,3% em receitas nos juros RTE para R$1,2 milhão durante o período

de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$6,0 milhões no

mesmo período de 2007, resultado do esgotamento dos prazos de repasses de várias

distribuidoras durante 2007.

Um aumento de 387,9% na variação monetária relacionada à dívida da Eletrobrás devido à

variação do IGP-M no período (6,82% durante o período de seis meses encerrado em 30 de

junho de 2008 comparado a 1,46% no mesmo período de 2007), o que representa um

montante de R$ 61,8 milhões em 2008, em comparação aos R$12,7 milhões no mesmo

período de 2007, compensados por

Uma diminuição de 13,6% em despesas com juros, R$46,7 milhões durante o período de

seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$54,0 milhões no

mesmo período de 2007, como resultado de amortização do endividamento da Companhia; e

Rendimentos com aplicações financeiras superiores em 64,5%, representando R$9,5 milhões

durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 em comparação a

R$5,8 milhões no mesmo período de 2007.

Imposto de Renda

O imposto de renda diminuiu em 45,7% para R$ 14,0 milhões durante o período de seis meses encerrado em

30 de junho de 2008, em comparação aos R$ 25,8 milhões no mesmo período de 2007. A taxa de imposto

efetiva da Companhia foi de 30,2% durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em

comparação aos 31,2% no mesmo período de 2007, principalmente devido ao menor volume de provisões

para RTE em adições.

Lucro Líquido

Afetado principalmente pelo resultado financeiro, o lucro líquido diminuiu em 43,2% para R$ 32,3 milhões

durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, em comparação aos R$56,9 milhões no

mesmo período de 2007.

EBITDA

O EBITDA durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 foi de R$ 215,6 milhões, 5,0 %

superior aos R$ 203,7 milhões apurados no mesmo período de 2007, tendo em vista principalmente a maior

receita operacional líquida gerada nesse período. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente

indicado nas demonstrações financeiras.

98

(1) O EBITDA consiste no lucro líquido deduzido das receitas e despesas financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e

depreciação e amortização. O EBITDA é uma medição não contábil, calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No.

01/2008- O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da

Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA

fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e comparar

empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP e que

pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhias. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas

demonstrações financeiras.

O EBITDA Ajustado durante o período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 foi de R$218,9

milhões,7,8% superior ao EBITDA Ajustado de R$203,0 milhões apurados no mesmo período de 2007, tendo

em vista principalmente a maior receita operacional líquida gerada nesse período. O EBITDA Ajustado é um

dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.

(1) O EBITDA Ajustado foi calculado com base nos eventos acima, descritos nesta seção. O EBITDA é um dado financeiro que não está

expressamente indicado nas demonstrações financeiras.

Endividamento

A tabela abaixo apresenta os saldos de empréstimos e financiamentos de longo prazo e plano de pensão da

Companhia, em:

30 de junho de 2008 30 de junho de 2007

Em R$ (Mil) Curto Prazo

Longo

Prazo Total Curto Prazo Longo Prazo Total

Eletrobrás 167.689 838.694 1.006.383 133.078 886.205 1.019.283

BNDES 9.460 9.460

Plano de Pensão 22.045 22.045 16.089 16.089

Total 167.689 860.739 1.028.428 142.538 902.294 1.044.832

Período de deis meses

encerrado em 30 de junho de % Variação

2008 2007 2008/2007

(Em reais mil)

LUCRO LÍQUIDO 32.311 56.903 -43,2

Imposto de Renda e Contribuição Social 98.560 25.765 98,9

Despesas Financeiras ( Líquida ) 13.981 49.560 -45,7

Depreciação e Amortização 70.698 71.475 -1,1

EBITDA (1) 215.550 203.703 5,8

Período de seis meses encerrado

em 30 de junho de em 30 de junho de

% Variação

2008 2007 2008/2007

(Em reais milhões exceto %)

EBITDA 215,6 203,7 5,8

Despesas com Pessoal referentes a exercícios anteriores (bônus) 2,3 -0,6

INSS Expatriados anos anteriores 1,0 -0,1

EBITDA Ajustado(1) 218,9 203,0 7,8

Margem EBITDA Ajustado 64,6% 64,9% -

99

A discussão abaixo descreve brevemente as transações financeiras significativas da Companhia:

Eletrobrás – A Companhia celebrou um contrato de financiamento substituindo a CESP, como parte no

contrato de financiamento com a Eletrobrás, referente à compra de energia de Itaipu/FURNAS, sujeito a

uma consolidação com base no IGP-M mais juros de 10,0% por ano e pagável mensalmente até maio de

2013. O empréstimo da Eletrobrás está garantido por meio dos recebíveis da Companhia, e a Eletrobrás

detém uma procuração para as finalidades de exercer seus direitos ao pagamento. A Eletrobrás

concordou em permitir que a Companhia efetue o pagamento antecipado, total ou parcial, em qualquer

tempo, durante o ano de 2008.

BNDES – A Companhia celebrou dois contratos de dívida com o Banco Nacional do Desenvolvimento

Econômico e Social (BNDES), para cobrir 90,0% dos custos oriundos da compra de energia elétrica

efetuada para cobrir os compromissos contratuais da Companhia, durante o racionamento ocorrido em

2001, os quais foram totalmente amortizados.

Contas Relevantes do Balanço Patrimonial

Ativo Circulante

O saldo do ativo circulante em 30 de junho de 2008 era de R$316,7 milhões, um crescimento de 39,2% em

comparação a R$227,5 milhões em 30 de junho de 2007. Caixa e Aplicações no Mercado Aberto

representaram em 30 de junho de 2008 R$ 212,7 milhões em comparação aos R$105.2 milhões em 30 de

junho de 2007, um aumento de 102,2% principalmente devido à maior geração de caixa e utilização de

créditos fiscais.

Ativo Não-Circulante

O saldo do ativo não circulante em 30 de junho de 2008 foi de R$ 97,3 milhões, uma redução de 11,3% em

comparação aos R$109,7 milhões em 30 de junho de 2007. Esta variação foi causada principalmente por

utilização de parte do imposto de renda diferido.

Ativo Permanente

O saldo do ativo permanente em 30 de junho de 2008 foi de R$ 2.904,8 milhões, em comparação aos

R$3.009,1 milhões em 30 de junho de 2007. O saldo foi afetado pela depreciação e amortização do ativo

imobilizado para o período, compensada parcialmente pela capitalização de obras compensatórias ambientais,

aquisições e baixas.

Passivo Circulante

O saldo do passivo circulante em 30 de junho de 2008 era de R$ 264,0 milhões, um aumento de 9,2% em

comparação com os R$241,7milhões em 30 de junho de 2007. As principais razões para tal variação são: (i)

aumento de R$ 10,4 milhões em P&D; (ii) R$ 34,6 milhões correspondentes a atualização monetária dos

empréstimos e reclassificações de longo prazo para curto prazo; compensados por (iii) menor saldo de

CIBACAP a pagar decorrente de reclassificação para longo prazo no montante de R$12,3 milhões e (iv) menor

saldo de Impostos a recolher R$16,3 milhões.

100

Passivo Não Circulante

O saldo do passivo não circulante em 30 de junho de 2008 foi de R$ 888,0 milhões, uma redução de 3,1%

comparada a R$916,8 milhões em 30 de junho de 2007, devido principalmente à transferência dos saldos de

empréstimos de longo prazo para curto prazo.

Patrimônio Líquido

O saldo em 30 de junho de 2008 foi de R$ 2.166,8 milhões, relativamente estável comparado com os R$

2.187,8 milhões em 30 de junho de 2007. Este saldo foi afetado pelos seguintes eventos no período: (i) menor

resultado no período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 comparado ao mesmo período de 2007

em R$ 24,6 milhões compensado por (ii) constituição da reserva legal no montante de R$3,6 milhões.

EXERCÍCIO SOCIAL ENCERRADO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2007 EM COMPARAÇÃO AO EXERCÍCIO SOCIAL ENCERRADO

EM 31 DE DEZEMBRO DE 2006

A tabela abaixo apresenta os resultados operacionais da Companhia, para os anos encerrados em 31 de

dezembro de 2007 e 2006.

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de

2007 % Receita

Operacional 2006

% Receita

Operacional

% Variação

2007/2006

(em milhares de Reais)

Receita operacional ....................................................................................................... 729.472 100 664.093 100 9,8

Suprimento de energia elétrica 729.229 100 664.065 100 9,8

Outras receitas 243 0 28 0 767,9

Deduções à receitas operacionais .................................................................................. -95.234 13,1 -63.958 9,6 48,9

Receita operacional líquida ............................................................................................ 634.238 86,9 600.135 90,4 5,7

Despesas operacionais ..................................................................................................

Pessoal ...................................................................................................................... -51.376 7,0 -48.323 7,3 6,3

Materiais ...................................................................................................................... -2.380 0,3 -2.412 0,4 -1,3

Serviços de Terceiros .................................................................................................... -29.268 4,0 -28.664 4,3 2,1

Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos.................................................. -36.956 5,1 -36.364 5,5 1,6

Taxa de Fiscalização da ANEEL -3.222 0,4 -3.692 0,6 -12,7

Energia elétrica comprada para revenda ........................................................................ -18.384 2,5 -26.938 4,1 -31,8

Encargos de Uso da Rede Elétrica .................................................................................. -72.258 9,9 -68.262 10,3 5,9

Depreciação e amortização ............................................................................................ -142.779 19,6 -144.749 21,8 -1,4

Outras despesas ........................................................................................................... -16.276 2,2 -13.328 2,0 22,1

Total despesas operacionais .......................................................................................... -372.899 51,1 -372.732 56,1 0,0

Resultado Operacional .................................................................................................. 261.339 35,8 227.403 34,2 14,9

Despesas financeiras (líquidas) ...................................................................................... -157.861 21,6 -114.567 17,3 37,8

Resultado não operacional ............................................................................................ -226 0,0 -2.521 0,4 -91,0

Impostos de renda e contribuição social ......................................................................... -30.469 4,2 -24.093 3,6 26,5

Lucro Líquido ...................................................................................................... 72.783 10,0 86.222 13,0 -15,6

101

Receita Operacional

A receita operacional aumentou em 9,8% para R$ 729,5 milhões, em 2007, em comparação aos R$664,1

milhões no mesmo período de 2006. Esse aumento foi devido principalmente (1) a um aumento de 92,2% na

receita operacional derivada de contratos do ACR, (2) em uma menor medida, a um aumento de 82,2% nas

vendas de energia elétrica no mercado spot . Os efeitos desses aumentos foram parcialmente compensados

por uma diminuição de 21,9% na receita operacional derivada de contratos do ACL bem como redução de

28,0% na receita operacional derivada de operações no MRE.

Exercício Social Encerrado em 31

de dezembro de 2007

Exercício Social Encerrado em 31

de dezembro de 2006

%

Variação

Fornecimento de Energia Volume

Receita

operacional1 % Volume

Receita

operacional1 % 2007/2006

(em MWh)

(em milhares

de Reais) (em MWh)

(em milhares

de Reais)

Contratos no ACL .......................................... 4.051.967 368.679 50,6 5.982.634 472.077 71,1 -21,9

Contratos no ACR .......................................... 4.686.418 344.951 47,3 2.777.177 179.480 27,0 92,2

Mercado Spot ................................................ 428.024 10.886 1,5 197.049 5.976 0,9 82,2

MRE ............................................................ 630.061 4.705 0,6 880.620 6.539 1,0 -28,0

Contratos de Fornecimento Inicial .................. 1 8 0,0 (7) (0,0) -214,3

Total ........................................................ 9.796.471 729.229 100 9.837.480 664.065 100 9,8

(1) Receitas operacionais oriundas exclusivamente do fornecimento de energia.

Fornecimento de Energia – Contratos no ACL

A receita operacional derivada dos contratos do ACL diminuiu 21,9%, para R$368,7 milhões, em 2007, em

comparação aos R$472,1 milhões no mesmo período de 2006. Esta redução se dá, principalmente em razão

de uma diminuição de 32,3% no volume de energia elétrica vendida de contratos do ACL, em 2007, como

resultado do vencimento de alguns dos contratos bilaterais celebrados pela Companhia. Os efeitos dessa

diminuição foram parcialmente compensados por um aumento de 15,3% no preço médio da energia elétrica

vendida dos contratos do ACL da Companhia para R$ 91,0/MWh, em 2007, em comparação aos R$ 78,9/MWh,

no mesmo período de 2006, como resultado (1) dos ajustes de preço com base na inflação anual contidos

nesses contratos do ACL, e (2) dos aumentos dos preços da energia elétrica que a Companhia negocia nos

contratos do ACL iniciados em 2007, em comparação aos preços de seus outros contratos do ACL.

Fornecimento de Energia – Contratos no ACR

A receita operacional derivada de contratos do ACR aumentou 92,2%, totalizando R$345,0 milhões, em 2007, em

comparação aos R$179,5 milhões no mesmo período de 2006, principalmente devido a (1) um aumento de

68,7% no volume de energia elétrica vendido de contratos do ACR em 2007, como resultado do início da entrega

de energia elétrica em janeiro de 2007 referente a um contrato do ACR pelo qual a Companhia está

comprometida em entregar 218 MW até 2014, e (2) um aumento de 13,9% no preço médio da energia elétrica

vendida em virtude dos contratos do ACR celebrados pela Companhia para R$ 73,6/MWh em 2007, em

comparação aos R$ 64,6/MWh no mesmo período de 2006, principalmente devido a (a) ajustes de preços com

base na inflação anual contidos nesses contratos do ACR, e (b) aumentos de preços da energia elétrica dos

contratos do ACR iniciados durante o ano de 2007, em comparação aos preços de seus outros contratos do ACR.

102

Fornecimento de Energia – MRE

A receita operacional derivada de operações no MRE diminuiu 28,0% para R$ 4,7milhões em 2007, em

comparação aos R$6,5 milhões, no mesmo período de 2006, principalmente como resultado da diminuição de

28,5% no volume de energia elétrica vendida em operações no MRE para 630,1 GWh em 2007, em

comparação de 880,6 GWh no mesmo período em 2006, principalmente como resultado de menor volume de

geração em 2007.

Fornecimento de Energia – Mercado spot

A receita operacional derivada das vendas no mercado spot aumentou em 82,2%, para R$10,9 milhões, em

2007, em comparação aos R$6,0 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado de um

aumento de 117,2 % no volume de energia elétrica vendido em transações spot para 428,0 GWh em 2007, de

197,0 GWh no mesmo período em 2006, compensado por uma diminuição de 16,1% no preço médio da

energia elétrica vendida em transações spot para R$ 25,4 /MWh em 2007, de R$ 30,3 /MWh no mesmo

período em 2006.

Deduções à Receita Operacional

O ICMS acumulado sobre a venda de energia elétrica para Clientes Livres aumentou em 27,2% para R$33,2

milhões, em 2007, em comparação aos R$26,1 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como

resultado do menor volume de créditos decorrentes de aquisições de equipamentos.

A contribuição PIS/COFINS aumentou em 29,2% para R$49,0 milhões em 2007, em comparação aos R$37,9

milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado do aumento da receita operacional sujeita

a esses impostos.

Em 2007, a ANEEL, através do Oficio Circular SFF/ANEEL no. 2.409/07 de 14 de novembro de 2007,

estabeleceu que as despesas com P&D deveriam ser classificadas neste grupo. A Companhia então reconheceu

nesta rubrica o montante de R$ 13,1 milhões. Em 2006 este item representou R$ 0,9 que se encontram

registrados como Serviços de Terceiros, os quais não foram reclassificados. Este aumento foi decorrente

principalmente pela não capitalização de projetos de P&D em 2007 e R$ 6,3 milhões devido à Resolução da

Aneel nº 233 em vigor a partir de janeiro de 2007.

Receita Operacional Líquida

Como resultado dos fatores descritos acima, a receita operacional líquida aumentou em 5,7% para R$634,2

milhões, em 2007, em comparação aos R$600,1 milhões no mesmo período de 2006. Desconsiderando-se a

despesa com P&D mencionada acima, a receita operacional líquida ajustada de 2007 seria de R$647,1

milhões, em comparação aos R$600,1 milhões no mesmo período de 2006.

103

Despesas Operacionais

As despesas operacionais permaneceram estáveis, R$372,9 milhões em 2007, em comparação aos R$372,7

milhões no mesmo período de 2006. Considerando-se a despesa de R$8,0 milhões com P&D, referente

somente ao exercício de 2007, e desconsiderando-se a despesa de R$1,7 milhões com bônus, referente ao

exercício de 2006, a despesa operacional ajustada referente a 2007 seria de R$379,2 milhões. O quadro

abaixo apresenta as despesas operacionais da Companhia, para os períodos indicados.

2007 % de Total 2006 % de Total

% Variação

2007/2006

(Milhares

de Reais)

(Milhares

de Reais)

Pessoal....... ....................................................................... -51.376 7,0 -48.323 7,3 6,3

Material. ............................................................................. -2.380 0,3 -2.412 0,4 -1,3

Serviços de Terceiros .......................................................... -29.268 4,0 -28.664 4,3 2,1

Compensação Financeira pela Utilização

de Recursos Hídricos ........................................................... -36.956 5,1 -36.364 5,5 1,6

Taxa de Fiscalização da ANEEL ............................................ -3.222 0,4 -3.692 0,6 -12,7

Energia Elétrica comprada para revenda .............................. -18.384 2,5 -26.938 4,1 -31,8

Encargos de Uso da Rede Elétrica ........................................ -72.258 9,9 -68.262 10,3 5,9

Depreciação e amortização .................................................. -142.779 19,6 -144.749 21,8 -1,4

Outras despesas ................................................................. -16.276 2,2 -13.328 2,0 22,1

Despesas Operacionais ............................................ -372.899 51,1 -372.732 56,1 0,0

A discussão abaixo descreve as mudanças significativas nas despesas operacionais da Companhia, que

levaram à variação em suas despesas operacionais, entre 2007 e 2006.

Pessoal

A despesa com pessoal aumentou 6,3%, para R$51,4 milhões em 2007, em comparação aos R$48,3 milhões

no mesmo período de 2006, principalmente como resultado de reajuste salarial.

Serviços de Terceiros

A despesa com serviços de terceiros aumentou em 2,1 % para R$ 29,3 milhões em 2007, em comparação aos

R$28,7 milhões no mesmo período de 2006, devido a reajuste regular dos contratos.

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos

Os pagamentos de compensação financeira pela utilização de recursos hídricos aumentaram em 1,6% para

R$37,0 milhões em 2007, em comparação aos R$36,4 milhões, no mesmo período de 2006, principalmente

como resultado do aumento da tarifa em 3% ( R$ 57,63/MWh em 2007 versus R$ 55,94/MWh em 2006)

compensado pela redução de 1,3% no volume de energia despachada das usinas para 9.500,3 GWh em

2007, em comparação aos 9.630,3 GWh no mesmo período de 2006.

Energia Elétrica comprada para revenda - Compras MRE/Spot – CCEE

Compras de energia em operações no MRE e no mercado spot diminuíram para R$18,4 milhões, em 2007, em

comparação aos R$26,9 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado de (1) um

aumento no volume de energia elétrica comprada em operações no MRE para 562,8 GWh, em 2007, em

comparação 476,8 GWh no mesmo período em 2006, principalmente como resultado da diminuição no

volume de energia despachada das usinas, e (2) uma diminuição de 30,4% no volume de energia elétrica

comprada em operações no mercado spot para 128,8 GWh em 2007, contra 185,1 GWh no mesmo período em

2006, e compensados por (3) um aumento de 19,1% no preço médio da energia elétrica comprada em

operações do mercado spot para R$114,5/MWh em 2007, contra R$98,5/MWh no mesmo período em 2006.

104

Encargos de Uso da Rede Elétrica

Os encargos de uso da rede elétrica aumentaram em 5,9% para R$72,3 milhões em 2007, em comparação

aos R$68,3 milhões no mesmo período de 2006, principalmente como resultado de (1) um aumento de 6,5%

na média das Tarifas TUST para R$2,45/kW/mês em 2007, em comparação aos R$2,3/kW/mês no mesmo

período de 2006 e (2) um aumento de 6,8% em encargos TUSD para R$8,9 milhões em 2007, em comparação

aos R$8,3 milhões no mesmo período de 2006.

Depreciação e Amortização

Despesas com depreciação e amortização diminuíram em 1,4% para R$142,8 milhões em 2007, em

comparação aos R$144,7 milhões no mesmo período de 2006. A amortização do ágio diminuiu para R$ 18,8

milhões em 2007, em comparação aos R$ 19,8 milhões no mesmo período de 2006.

Outras Despesas

Outras despesas aumentaram em 22,1% para R$16,3 milhões em 2007, em comparação aos R$13,3 milhões

no mesmo período de 2006. O valor provisionado de RTE apresentou uma redução de R$7,3milhões (causada

pelo recálculo de juros em 2006), compensado pela variação em provisão para contingências trabalhistas –

R$7,5 milhões, dos quais 9,1 milhões devido a reversão de provisão ocorrida em 2006.

Resultado Operacional

O resultado operacional aumentou em 14,9% para R$261,3 milhões, em 2007, em comparação aos R$227,4

milhões no mesmo período de 2006. Em relação a receita operacional líquida, o resultado operacional foi

35,8% em 2007, em comparação aos 34,2% no mesmo período de 2006.

Despesas Financeiras, Líquidas

As despesas financeiras, líquidas aumentaram em 37,8% para R$ 157,9 milhões em 2007, em comparação aos

R$ 114,6 milhões no mesmo período de 2006, principalmente devido a:

Uma diminuição de 60,1% em receitas nos juros RTE para R$10,4 milhões em 2007, em

comparação aos R$26,0 milhões no mesmo período de 2006, resultado do reconhecimento

de juros adicionais sobre recebíveis RTE em 2006.

Reversão de provisão fiscal referente a juros e multa sobre o FINAM referente ao processo

administrativo nº 19515.003540/2005-96, no valor de R$ 11,3 milhões no exercício de 2006.

Um aumento de 83,8% na variação monetária relacionada à dívida da Eletrobrás devido à

variação do IGP-M no período (7,8% em 2007 comparado a 3,8% em 2006), o que

representa um montante de R$ 70,2 milhões em 2007, em comparação aos R$38,2 milhões

no mesmo período de 2006, compensados por

uma diminuição de 8,7% em despesas com juros, R$ 106,4 milhões em 2007, em

comparação aos R$116,5 milhões no mesmo período de 2006, como resultado de

amortização do endividamento da Companhia; e

Rendimentos com aplicações financeiras superiores em 50,7%, representando R$ 11,9

milhões em 2007 em comparação a R$ 7,9 milhões em 2006.

105

Resultado Não-Operacional

O resultado não-operacional foi negativo em R$0,2 milhão em 2007, em comparação às despesas não-

operacionais de R$2,5 milhão no mesmo período de 2006. A variação foi principalmente devido à baixa de

algumas instalações doadas à prefeitura de Rosana, baixa de TC‘s e disjuntores na planta Capivara e baixa de

alguns bens de pequena monta pelo inventário.

Imposto de Renda

O imposto de renda aumentou em 26,5% para R$30,5 milhões em 2007, em comparação aos R$24,1 milhões

no mesmo período de 2006. A taxa de imposto efetiva da Companhia aumentou para 29,4% em 2007, em

comparação aos 21,8% no mesmo período de 2006, principalmente devido ao efeito no imposto diferido da

reversão da provisão relacionada ao FINAM em 2006 no montante de R$8,6 milhões.

Lucro Líquido

Como resultado dos fatores mencionados, o lucro líquido diminuiu em 15,6% para R$72,8 milhões em 2007,

em comparação aos R$86,2 milhões no mesmo período de 2006. Como uma porcentagem de receita

operacional líquida, a renda líquida foi 10,0% em 2007, em comparação aos 13,0% no mesmo período de

2006.

EBITDA e EBITDA ajustado

O EBITDA em 2007 foi de R$403,9 milhões, 9,3% superior aos R$369,6 milhões apurados no mesmo período

de 2006, tendo em vista principalmente a maior receita operacional líquida gerada nesse período. O EBITDA é

um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.

(1)

O EBITDA consiste no lucro líquido deduzido das receitas e despesas financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e

depreciação e amortização. O EBITDA é uma medição não contábil, calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No.

01/2007- O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da

Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA

fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e comparar

empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP e que

pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhias. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas

demonstrações financeiras.

Em 31 de dezembro de % Variação

2007 2006 2007/2006

(Em reais mil)

LUCRO LÍQUIDO 72.783 86.222 -15,6

Imposto de Renda e Contribuição Social 30.469 24.093 26,5

Despesas Financeiras ( Líquida ) 157.861 114.567 37,8

Depreciação e Amortização 142.779 144.749 -1,4

EBITDA (1) 403.892 369.631 9,3

106

O EBITDA Ajustado em 2007 foi de R$408,1 milhões, 12,9% superior ao EBITDA Ajustado de R$361,6 milhões

apurados no mesmo período de 2006, tendo em vista principalmente a maior receita operacional líquida

gerada nesse período. O EBITDA Ajustado é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas

demonstrações financeiras.

(1) O EBITDA Ajustado foi calculado com base nos eventos acima, descritos nesta seção. O EBITDA Ajustado é um dado financeiro que não

está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.

Endividamento

A tabela abaixo apresenta os saldos de empréstimos e financiamentos de longo prazo e plano de pensão da

Companhia, em 31 de dezembro de 2007:

2007 2006

Em R$ (Mil) Curto Prazo Longo Prazo Total Curto Prazo Longo Prazo Total

Eletrobrás 148.741 865.086 1.013.827 123.674 940.574 1.064.248

BNDES 2.437 2.437 13.733 2.293 16.026

CESP 408 5.675 6.083

Plano de Pensão 22.922 22.922 16.152 16.152

Total 151.178 888.008 1.039.186 137.815 964.694 1.102.509

A discussão abaixo descreve brevemente as transações financeiras significativas da Companhia:

Eletrobrás – A Companhia substituiu a CESP, como parte no contrato de financiamento com a Eletrobrás, no

processo de sua privatização, referente à compra de energia de Itaipu/FURNAS, sujeito a uma

consolidação com base no IGP-M mais juros de 10,0% por ano e pagável mensalmente até maio de

2013. O empréstimo da Eletrobrás está garantido por meio dos recebíveis da Companhia, e a Eletrobrás

detém uma procuração para as finalidades de exercer seus direitos ao pagamento. Em 31 de dezembro

de 2007, o saldo principal em aberto da dívida era de R$1.013,8 milhões, e a data de vencimento

programado era 15 de maio de 2013. A Eletrobrás concordou em permitir que a Companhia efetue o

pagamento antecipado, total ou parcial, em qualquer tempo, durante o ano de 2008.

Em 31 de dezembro de % Variação

2007 2006 2007/2006

(Em reais milhões exceto %)

EBITDA 403,9 369,6 9,3

P&D 5,1 0 -

Despesas com Pessoal referentes a exercícios anteriores (bônus) -0,6 1,5 -

Provisão trabalhista 0 -6,8 -

INSS Expatriados -0,3 -0,2 -

Baixa de ativos 0 -2,5 -

EBITDA Ajustado(1) 408,1 361,6 12,9

Margem EBITDA Ajustado 63,1% 60,3% -

107

BNDES – Saldo liquidado em fevereiro de 2008.

Fundação CESP – Antes de 1998, os empregados da CESP tinham direito a uma pensão igual a 100% de seus

salários em virtude de um plano administrado pela Fundação CESP. A Fundação CESP fundou esse plano

através da compra de contratos de anuidade. A Companhia é agora responsável por qualquer deficiência

relacionada a empregados atuais e antigos de suas usinas, em virtude do plano para empregados que

começaram a trabalhar para a Companhia antes de 2002. Anualmente, atuários determinam o valor do

possível passivo da Companhia por deficiências em virtude do plano. Caso seja determinado que haverá

uma deficiência, a Companhia é obrigada a pagar um valor necessário para eliminar a deficiência; caso

seja determinado que haverá um ágio, então os futuros passivos por deficiências serão reduzidos.

Atualmente, o saldo do endividamento pendente com a CESP em virtude deste contrato é zero.

Contas Relevantes do Balanço Patrimonial

Ativo Circulante

O saldo do ativo circulante em 31 de dezembro de 2007 era de R$ 255,9 milhões, um crescimento de 37,7%

em comparação a R$185,8 milhões em 31 de dezembro de 2006. Caixa e Aplicações no Mercado Aberto

representaram em 31 de dezembro de 2007 R$ 128,8 milhões em comparação aos R$ 53,2 milhões em 31 de

dezembro de 2006, um aumento de 142,1% principalmente devido à maior geração de caixa e utilização de

créditos fiscais provenientes da cisão.

Ativo Não-Circulante

O saldo do ativo não circulante em 2007 foi de R$ 95,0 milhões, uma redução de 18,6% em comparação aos

R$116,7 milhões em 2006. Esta variação foi causada principalmente por utilização de parte do imposto de

renda diferido.

Ativo Permanente

O saldo do ativo permanente em 2007 foi de R$ 2.960,8 milhões, em comparação aos R$3.061,6 milhões em

2006. O saldo foi afetado pela depreciação e amortização do ativo imobilizado para o período (R$ 121,4

milhões), compensada parcialmente pela capitalização de obras compensatórias ambientais, aquisições e

baixas.

Passivo Circulante

O saldo do passivo circulante em 2007 era de R$263,6 milhões, um aumento de 3,1% em comparação com os

R$255,7milhões em 2006. As principais razões para tal variação são: (i) crescimento de R$9,1 milhões nos

encargos de uso da rede de transmissão; (ii) aumento de R$10,1 milhões em P&D; (iii) R$ 13,8 milhões

correspondentes a atualização monetária dos empréstimos e reclassificações de longo prazo para curto prazo;

compensados por (iv) menor saldo de CIPACAP a pagar decorrente de reclassificação para longo prazo no

montante de R$ 9,6 milhões em 2007 e (v) menor volume de dividendos pendentes de pagamento.

Passivo Não Circulante

O saldo do passivo não circulante em 2007 foi de R$ 913,6 milhões, uma redução de 6,5% comparado com os

R$977,6 milhões em 2006, devido principalmente à transferência dos saldos de empréstimos de longo prazo

para curto prazo, redução da dívida com a CESP compensado parcialmente por aumento nas provisões

trabalhistas em razão da reavaliação das expectativas de perda e novos processos.

Patrimônio Líquido

O saldo em 2007 foi de R$ 2.134,5 milhões, relativamente estável comparado com os R$ 2.130,9 milhões em

2006. Este saldo foi afetado pelos seguintes eventos no período: (i) resultado no período de R$72,8 milhões,

(ii) dividendos distribuídos/propostos no valor de R$ 69,1 milhões pela constituição da reserva legal no

montante de R$3,6 milhões.

108

Exercício Social Encerrado em 31 de dezembro de 2006 em comparação ao Exercício Social

Encerrado em 31 de dezembro de 2005

A tabela abaixo apresenta os resultados operacionais da Companhia para os anos encerrados em 31 de

dezembro de 2006 e 2005.

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de

2006

% Receita

Operacional 2005

% Receita

Operacional

% Variação

2006/2005

(em milhares de Reais)

Receita operacional 664.093 100,0 664.786 100,0 -0,1

Suprimento de energia elétrica 664.065 100 664.698 100 -0,1

Outras receitas 28 0 88 0 -68,2

Deduções à receitas operacionais (63.958) 9,6 (49.718) 7,5 28,6

Receita operacional líquida 600.135 90,4 615.068 92,5 -2,4

Despesas operacionais

Pessoal (48.323) 7,3 (43.606) 6,6 10,8

Materiais (2.412) 0,4 (2.094) 0,3 15,2

Serviços de Terceiros (28.664) 4,3 (36.473) 5,5 -21,4

Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos (36.364) 5,5 (37.963) 5,7 -4,2

Taxa de Fiscalização da ANEEL (3.692) 0,6 (3.378) 0,5 9,3

Energia elétrica comprada para revenda (26.938) 4,1 (16.637) 2,5 61,9

Encargos de Uso da Rede Elétrica (68.262) 10,3 (48.529) 7,3 40,7

Depreciação e amortização (144.749) 21,8 (148.526) 22,3 -2,5

Outras despesas (13.328) 2,0 (3.478) 0,5 283,2

Total despesas operacionais (372.732) 56,1 (340.684) 51,2 9,4

Resultado Operacional 227.403 34,2 274.384 41,3 -17,1

Despesas financeiras (líquidas) (114.567) 17,3 (115.195) 17,3 -0,5

Resultado não operacional (2.521) 0,4 (447) 0,1 464,0

Impostos de renda e contribuição social (24.093) 3,6 (45.661) 6,9 -47,2

Lucro Líquido 86.222 13,0 113.081 17,0 -23,8

Receita Operacional

A receita operacional permaneceu relativamente estável em R$664,1 milhões em 2006, em comparação aos

R$664,8 milhões em 2005. A estabilidade na receita resultou dos efeitos líquidos do (1) vencimento dos

Contratos de Fornecimento Inicial, que representavam 28,5% da receita operacional em 2005, (2) um

aumento de 62,4% na receita operacional derivada de contratos do ACR e (3) um aumento de 36,1% na

receita operacional derivada de contratos do ACL.

109

Exercício Social Encerrado em 31 de

dezembro de 2006

Exercício Social Encerrado em 31 de

dezembro de 2005

%

Variação

Fornecimento de Energia Volume

Receita

operacional1 % Volume

Receita

operacional1 % 2006/2005

(em MWh) (em milhares

de reais)

(em MWh) (em milhares

de reais)

Contratos no ACL 5.982.634 472.077 71,1 4.366.185 346.851 52,2 36,1

Contratos no ACR 2.777.177 179.480 27,0 1.857.365 110.489 16,6 62,4

MRE 880.620 6.539 1,0 1.314.100 9.125 1,4 -28,3

Mercado spot 197.049 5.976 0,9 495.585 8.712 1,3 -31,4

Contratos de Fornecimento Inicial 1 (7) - 2.501.269 189.521 28,5 -100,0

Total 9.837.480 664.065 100,0 10.534.504 664.698 100,0 -0,1

(1) Receitas operacionais oriundas exclusivamente do fornecimento de energia.

Fornecimento de Energia – Contratos no ACL

A receita operacional derivada de contratos do ACL aumentou em 36,1% para R$472,1 milhões em 2006, em

comparação aos R$346,9 milhões em 2005, principalmente devido a um aumento de 37,0% no volume de

energia elétrica vendido em virtude de contratos do ACL em 2006, resultante do vencimento dos Contratos de

Fornecimento Inicial e da substituição desses contratos por contratos do ACL.

Fornecimento de Energia – Contratos no ACR

A receita operacional derivada de contratos do ACR aumentou em 62,4% para R$179,5 milhões em 2006, em

comparação aos R$110,5 milhões em 2006, principalmente devido a (1) um aumento de 49,5% no volume de

energia elétrica vendido em virtude de contratos do ACR em 2006 como resultado do vencimento dos

Contratos de Fornecimento Inicial e a substituição desses contratos por contratos do ACR e (2) um aumento

de 7,9% no preço médio da energia elétrica vendida em virtude dos contratos do ACR celebrados pela

Companhia para R$64,6/MWh em 2006 em comparação aos R$59,9/MWh em 2005 devido a (a) correções da

inflação em virtude desses contratos e (b) um aumento no preço base médio para os contratos que iniciaram a

entrega em 2006 para R$66,2/MWh de R$60,0/MWh para contratos que iniciaram a entrega em 2005.

Fornecimento de Energia – MRE

A receita operacional derivada de operações no MRE diminuiu em 28,3% para R$6,5 milhões em 2006, em

comparação aos R$9,1 milhões em 2005, principalmente como resultado de (1) uma diminuição de 33,0% no

volume de energia elétrica vendido em operações no MRE para 880,6 GWh em 2006 de 1.314,1 GWh em

2005, principalmente como resultado do menor despacho em 2006, (2) um aumento de 6,0% no preço médio

da energia elétrica vendida em operações no MRE para R$7,25/MWh em 2006 de R$6,84/MWh em 2005.

110

Fornecimento de Energia – Mercado spot

A receita operacional derivada da venda no mercado spot diminuiu em 31,4 % para R$6,0 milhões em 2006,

em comparação aos R$8,7 milhões em 2005, principalmente como resultado de (1) uma diminuição de 60,2 %

no volume de energia elétrica vendido para 197,0 GWh em 2006 de 495,6 GWh em 2005, (2) um aumento de

72,5% no preço médio da energia elétrica vendida no mercado spot para R$30,3/MWh em 2006 de

R$17,6/MWh em 2005.

Fornecimento de Energia – Contratos de Fornecimento Inicial

A receita operacional derivada de Contratos de Fornecimento Inicial em 2006 foi irrelevante, devido ao

vencimento dos Contratos de Fornecimento Inicial no final de 2005. A receita operacional derivada de

Contratos de Fornecimento Inicial em 2005, foram de R$189,5 milhões.

Deduções à Receita Operacional

O ICMS acumulado sobre a venda de energia elétrica para Consumidores Livres aumentou em 40,4% para

R$26,1 milhões em 2006, em comparação aos R$18,6 milhões em 2005, principalmente como resultado de

aumento nas vendas para Consumidores Livres.

A contribuição PIS/COFINS aumentou em 21,7% para R$37,9 milhões em 2006, em comparação aos R$31,2

milhões em 2005, principalmente devido a maior alíquota do PIS/COFINS para contratos com entrega iniciando

em 2006 para 9,25% em comparação aos 3,65% para os contratos que venceram ou foram rescindidos.

Receita Operacional Líquida

Como resultado dos fatores descritos acima, a receita operacional líquida diminuiu em 2,4% para R$600,1

milhões em 2006, em comparação aos R$615,1 milhões em 2005. Desconsiderando-se os efeitos das

alterações nas deduções da receita operacional mencionadas acima, a receita operacional líquida ajustada3 de

2005 seria R$600,8 milhões.

Despesas Operacionais

As despesas operacionais aumentaram em 9,4% para R$372,7 milhões em 2006 em comparação aos R$340,7

milhões em 2005. Desconsiderando-se a reversão da provisão trabalhista de R$ 6,8 milhões, e considerando-

se a despesa com bônus de R$ 1,5 milhão, e provisão INSS de R$ 0,2 milhão, a despesa operacional ajustada

de 2006 seria de R$ 377,8 milhões. O quadro abaixo apresenta as despesas operacionais da Companhia para

os períodos indicados.

3 A Receita Ajustada foi calculada com base nos eventos acima descritos nesta seção.

111

Exercício social

encerrado em 31 de

dezembro de 2006 % de Total

Exercício social

encerrado em 31 de

dezembro de 2005 % de Total

% Variação

2006/2005

(Milhares de Reais) (Milhares de Reais)

Pessoal 48.323 13,0 43.606 12,8 10,8

Material 2.412 0,6 2.094 0,6 15,2

Serviços de terceiros.. 28.664 7,7 36.473 10,7 -21,4

Compensação por uso de

recursos hídricos rever 36.364 9,8 37.963 11,1 -4,2

Taxa de Fiscalização

da ANEEL 3.692 1,0 3.378 1,0 9,3

Energia Elétrica comprada pra

revenda 26.938 7,2 16.637 4,9 61,9

Encargos do uso da rede

elétrica 68.262 18,3 48.529 14,2 40,7

Depreciação e amortização

144.749 38,8 148.526 43,6 -2,5

Outras despesas 13.328 3,6 3.478 1,0 283,2

Despesas operacionais

372.732 100,0 340.684 100,0 9,4

A discussão abaixo descreve as mudanças significativas nas despesas operacionais da Companhia, que

levaram à variação nas despesas operacionais entre 2006 e 2005.

Pessoal

As despesas com pessoal aumentaram em 10,8% para R$48,3 milhões em 2006, em comparação aos R$43,6

milhões em 2005, principalmente por (1) reajuste salarial de 4,0% e (2) um complemento no valor do bônus

referente a 2005, de R$3,2 milhões em 2006, em virtude dos resultados da Companhia de 2005 terem sido

melhores do que esperado.

Serviços de Terceiros

A despesa diminuiu em 21,4% para R$28,7 milhões em 2006, em comparação aos R$36,5 milhões em 2005,

principalmente pelo fato da despesa de 2005 ter sido impactada pela despesa única de R$10,1 milhões,

referente ao Contrato CIBACAP.

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos

A redução em 4,2% para R$36,4 milhões em 2006, em comparação aos R$38,0 milhões em 2005, decorreu

principalmente pela redução de 9,8% no volume de energia despachada das usinas para 9.630,3 GWh em

2006, em comparação aos 10.678,1 GWh em 2005. A diminuição foi parcialmente compensada por um

aumento de 6,2% na média da tarifa de referência para R$55,94/MWh em 2006 em comparação aos

R$52,67/MWh em 2005.

112

Energia Elétrica comprada para revenda - Compras MRE/Spot - CCEE

As compras de energia aumentaram para R$26,9 milhões em 2006 em comparação aos R$16,6 milhões em

2005, principalmente como resultado de (1) energia elétrica comprada em operações no MRE de 4,5 GWh em

2006 o que não ocorreu em 2005,ao preço médio de R$7,25/MWh , (2) um aumento de 71,8% no volume de

energia elétrica comprada em operações do mercado spot para 185,1 GWh em 2006 de 107,7 GWh em 2005,

(3) um aumento de 127,8% no preço médio da energia elétrica comprada em operações do mercado spot

para R$98,46/MWh em 2006 de R$43,21/MWh em 2005 e menor volume de outras compras de energia.

Encargos de Uso da Rede Elétrica

Os encargos aumentaram em 40,7% para R$68,3 milhões em 2006, em comparação aos R$48,5 milhões em

2005, principalmente devido à liberação dos contratos iniciais remanescentes, sobre os quais não incidia

encargos de transmissão e reajuste tarifário.

Depreciação e Amortização

A despesa com depreciação e amortização diminuiu em 2,5% para R$144,7 milhões em 2006, em comparação

aos R$148,5 milhões em 2005. A amortização do ágio diminuiu para R$19,8 milhões em 2006, em comparação

aos R$23,6 milhões em 2005.

Outras Despesas

Outras despesas aumentaram 283,2% para R$13,3 milhões em 2006, em comparação aos R$3,5 milhões em

2005. As despesas de R$13,3 milhões em 2006 foram principalmente devidas a (1) Aumento na provisão para

RTE no montante de R$14,1 milhões, causada pela reversão em 2005 de uma provisão de R$18,8 milhões

constituída em 2003, que foi parcialmente compensada por um recálculo de juros pagáveis sobre essas contas

em 2006, em cada caso como resultado da reavaliação dos recebíveis RTE da Companhia, e (2) variação em

provisão para contingências trabalhistas – R$7,5 milhões, dos quais R$9,1 devido a reversão de provisão

ocorrida em 2006.

Despesas Financeiras Líquidas

As despesas financeiras líquidas permaneceram relativamente estáveis em R$114,6 milhões em 2006, em

comparação aos R$115,2 milhões em 2005, principalmente devido a:

Uma diminuição de 6,5% em despesas com juros, para R$116,5 milhões em 2006, em comparação

aos R$124,6 milhões em 2005, decorrente da amortização regular do endividamento da Companhia;

Uma diminuição de 60,8% em receitas por aplicações financeiras de curto prazo, para R$7,9 milhões

em 2006, em comparação aos R$20,1 milhões em 2005, principalmente pela menor disponibilidade

de caixa em 2006, devido à redução de capital da Companhia ocorrida no final de 2005;

Um aumento de 150,2% na variação monetária relacionada ao endividamento da Eletrobrás, devido à

variação do IGP-M no período - R$ 38,2 milhões em 2006, em comparação aos R$15,3 milhões em

2005; e

Um aumento de R$11,5 milhões em outras receitas financeiras em 2006, para R$5,2 milhões,

comparada com uma despesa financeira de R$6,3 milhões em 2005, devido à reversão de uma

provisão relacionada às contribuições ao FINAM no valor de R$11,3 milhões. Vide seção ―Fatores Que

Afetam Resultados Operacionais — Efeitos de Impostos sobre a Renda — Imposto de Renda e

Contribuição Social‖, localizada na página 80 deste Prospecto.

113

Resultado Operacional

O resultado operacional diminuiu em 17,1% para R$227,4 milhões em 2006, em comparação aos R$274,4

milhões em 2005. Como uma porcentagem da receita operacional líquida, o resultado operacional foi 37,9%

em 2006 em comparação aos 44,6% em 2005.

Resultado Não-Operacional

A despesa não-operacional foi de R$2,5 milhões em 2006, em comparação à despesa não-operacional de

R$0,4 milhão em 2005. As variações foram principalmente devidas à baixa de algumas instalações doadas à

prefeitura de Rosana, baixa de alguns equipamentos da UHE Capivara e baixa de alguns bens de pequena

monta e resultado líquido do leilão da frota. (A Companhia mantém uma frota de veículos que utiliza para

transportar seus empregados dentro e entre suas usinas. Em função dos desgastes desses veículos, a

Companhia substitui sua frota a cada dois anos, leiloando-os.)

Imposto de Renda

A redução em 47,2% para R$24,1 em 2006, em comparação aos R$45,7 milhões em 2005, deveu-se

principalmente a (1) uma diminuição de 2,4% na receita operacional líquida da Companhia, para R$615,1

milhões em 2006, em comparação aos R$600,1 milhões em 2005, afetando o resultado tributável e (2) à

reversão de uma provisão fiscal relacionada ao FINAM de R$8,6 milhões. Vide seção ―Fatores Que Afetam

Resultados Operacionais - Efeitos de Impostos a Renda da Companhia — Imposto de Renda e Contribuição

Social‖, localizada na página 80 deste Prospecto. A taxa de imposto efetiva da Companhia diminuiu para

21,8% em 2006, em comparação aos 28,8% em 2005, principalmente devido à reversão da provisão FINAM.

Lucro Líquido

Como resultado do precedente, a renda líquida diminuiu em 23,8% para R$86,2 milhões em 2006, em

comparação aos R$113,1 milhões em 2005. Em relação à receita operacional líquida, o lucro líquido

representou 14,4% em 2006 em comparação aos 18,4% em 2005.

EBITDA e EBITDA ajustado

O EBITDA em 2006 foi de R$ 369,6 milhões, 12,5% inferior aos R$ 422,5 milhões apurados no mesmo período

de 2005. Esta variação decorreu, principalmente da menor receita operacional líquida ocasionada pela maior

incidência de impostos sobre a receita, tendo em vista o término dos Contratos Iniciais, bem como maiores

encargos de uso da rede. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas

demonstrações financeiras.

Em 31 de dezembro de % Variação

2006 2005 2006/2005

(Em reais mil)

LUCRO LÍQUIDO 86.222 113.081 -23,8

Imposto de Renda, Contribuição Social 24.093 45.661 -47,2

Despesa Financeira, Líquida 114.567 115.195 -0,5

Depreciação e Amortização 144.749 148.526 -2,5

EBITDA (1) 369.631 422.463 -12,5

(1) O EBITDA consiste no lucro líquido deduzido das receitas e despesas financeiras líquidas, imposto de renda e contribuição social e depreciação e amortização. O EBITDA é uma medição não contábil, calculada tomando como base as disposições do Ofício Circular CVM No. 01/2007- O EBITDA não deve ser considerado como uma alternativa ao lucro líquido (prejuízo), como um indicador do desempenho da Companhia, ou como uma alternativa ao fluxo de caixa como indicador de liquidez. A administração da Companhia acredita que o EBITDA fornece uma medida útil de seu desempenho, que é amplamente utilizado por investidores e analistas para avaliar desempenho e comparar empresas. Ao fazer tais comparações, entretanto, deve-se ter em mente que o EBITDA não é uma medida reconhecida em BR GAAP e que pode ser calculado de forma diferente por diferentes companhias. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.

114

O EBITDA Ajustado(1) em 2006 foi de R$366,8 milhões, 2,6% inferior ao EBITDA Ajustado de R$376,6 milhões

apurados no mesmo período de 2005, principalmente devido a menor receita operacional líquida ocasionada

pela maior incidência de impostos sobre a receita, tendo em vista o término dos Contratos Iniciais, bem como

maiores encargos de uso da rede. O EBITDA Ajustado é um dado financeiro que não está expressamente

indicado nas demonstrações financeiras.

(1) O EBITDA Ajustado foi calculado com base nos eventos acima, descritos nesta seção. O EBITDA é um dado financeiro que não está

expressamente indicado nas demonstrações financeiras.

Endividamento

A tabela seguinte mostra nosso endividamento, representado pelos saldos de empréstimos e financiamentos

de longo prazo e plano de pensão da Companhia:

2006 2005

Em R$ (Mil) Curto Prazo

Longo

Prazo Total Curto Prazo Longo Prazo Total

Eletrobrás 123.674 940.574 1.064.248 110.139 1.025.953 1.136.092

BNDES 13.733 2.293 16.026 14.103 16.467 30.570

CESP 408 5.675 6.083 387 6.075 6.462

Plano de Pensão 16.152 16.152 12.468 12.468

Total 137.815 964.694 1.102.509 124.629 1.060.963 1.185.592

Contas Relevantes do Balanço Patrimonial

Ativo Circulante

O ativo circulante em 2006 era de R$ 185,8 milhões, um aumento de 30,8% em comparação aos R$142,1

milhões em 2005. Caixa e Aplicações no Mercado Aberto em 2006 representaram R$ 57,3 milhões em

comparação a R$ 10,1 milhões em 2005, devido principalmente à redução de capital no montante de R$ 163,0

milhões ocorrida em dezembro de 2005.

Em 31 de dezembro de % Variação

2006 2005 2006/2005

(Em reais milhões exceto %)

EBITDA 369,6 422,5 -12,5

P&D- 0 0 -

Despesas com Pessoal referentes a exercícios anteriores (bônus) 1,5 -3,2 -

Provisão trabalhista -6,8 0 -

INSS Expatriados -0,2 -0,2 -

Baixa de ativos -2,5 0 -

Revisão CIBACAP 0 10,1 -

Revisão RTE 0 -18,8 -

Encargo de Uso da Rede 0 -19,7 -

ICMS sobre Contratos Iniciais e Alíquota de PIS/COFINS 0 -14,2 -

EBITDA Ajustado(1) 361,6 376,4 -3,9

Margem EBITDA Ajustado 60,3% 62,7% -

115

Ativo Não-Circulante

O saldo do ativo não circulante em 2006 foi de R$ 116,7 milhões, uma redução de 24,7% em comparação aos

R$155,0 milhões em 2005. Essa variação foi provocada por: (i) aumento da provisão para devedores

duvidosos sobre recebíveis RTE, e (ii) utilização de parte do imposto de renda diferido.

Ativo Permanente

O saldo do ativo permanentes em 2006 foi de R$ 3.061,6 milhões, em comparação aos R$ 3.163,7 milhões de

2005. O saldo foi impactado pela capitalização de obras compensatórias ambientais, aquisições e baixas no

valor de R$ 11,6 milhões, compensados pela depreciação e amortização do ativo imobilizado do período.

Passivo Circulante

O saldo do passivo circulante em 2006 foi de R$ 255,7 milhões, um aumento de 0,5% em comparação aos

R$254,4 milhões de 2005. As principais razões para tal variação foram: (i) aumento no volume de compras de

energia face menor volume gerado em 2006, e (ii) atualização monetária dos empréstimos e reclassificações

de longo prazo para curto prazo no valor total de R$ 13,1 milhões.

Passivo Não-Circulante

O saldo do passivo não circulante em 2006 era de R$ 977,6 milhões, um decréscimo de 11,6% em

comparação aos R$1.105,5 milhões em 2005, devido principalmente aos saldos dos empréstimos transferidos

do longo para o curto prazo.

Patrimônio Líquido

O patrimônio líquido em 2006 era de R$ 2.130,9 milhões, em comparação aos R$ 2.100,8 milhões em 2005.

Esse saldo foi impactado pelos seguintes eventos: (i) resultado de R$ 86,2 milhões, (ii) dividendos

distribuídos/propostos de R$ 80,1 milhões, (iii) ajustes de exercícios anteriores de R$ 1,8 milhões referente a

amortização de ágio, e (iv)aumento no patrimônio líquido pela incorporação de alguns ativos da Duke Energy

International, Brasil Ltda. em novembro de 2006, no valor de R$ 25,8 milhões.

Capacidade de Pagamento

Os Administradores da Companhia, com base em análise de seus indicadores de desempenho e de sua

geração operacional de caixa, entendem que a Emissora tem plenas condições para honrar suas obrigações de

curto e médio prazo, incluindo as Debêntures. A Emissora pretende pagar o montante principal da sua dívida

de curto e longo prazo descrito acima, inclusive as Debêntures, e os respectivos juros, com recursos

provenientes da sua geração operacional de caixa. Não obstante o entendimento da administração da

Companhia, caso sejam necessários recursos à complementação de tal montante, estes serão obtidos por

meio de empréstimos bancários ou outros financiamentos a serem avaliados e contratados pela Emissora, bem

como por meio de outras distribuições públicas de valores mobiliários da Emissora.

116

As tabelas abaixo indicam a evolução da relação Dívida líquida/EBITDA e EBITDA/Resultado financeiro nos

cinco últimos exercícios sociais e no período de seis meses encerrados em 30 de junho de 2007 e 2008.

O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras:

Em 31 de dezembro

Em milhões de reais 2003 2004

2005

2006

2007 jun/07 jun/08

EBITDA

452 439 422 370 404 204 216

Endividamento 1.277 1.301 1.186 1.102 1.039 1.045 1.028

Caixa e aplicações financeiras 67 121 10 57 134 105 213 Dívida Líquida

1.210 1.180 1.176 1.045 905 940 815

Índice Dívida Liquida/EBITDA 2,7 2,7 2,8 2,8 2,2 4,6 3,8

Em milhões de reais 2003 2004 2005 2006 2007 jun/07 jun/08

EBITDA 452 439 422 370 404 204 216

Resultado Financeiro -196 -240 -115 -115 -158 -50 -99

EBITDA / Resultado Financeiro 2,3 1,8 3,7 3,2 2,6 4,1 2,2

Utilizando-se o EBITDA anualizado teríamos a seguinte posição:

Em milhões de reais jun/07 jun/08

EBITDA(¹) 380 416 Endividamento 1.045 1.028 Caixa e aplicações financeiras 105 213 Dívida Líquida 940 815

Índice Dívida Liquida/EBITDA 2,5 2,0

Em milhões de reais jun/07 jun/08

EBITDA(¹) 380 416 Resultado Financeiro -50 -99

EBITDA / Resultado Financeiro 7,6 4,2

(¹) últimos 12 meses. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado nas demonstrações financeiras.

Segue abaixo descrição da dívida atual da Companhia e o perfil da dívida após a presente Emissão, caso a as

debêntures sejam vendidas 100% para a série 1 , com vencimento em 2013, estes dados financeiros não

estão expressamente indicado nas demonstrações financeiras:

Atual 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Após 2015

Principal R$ Milhões 83,7 173,8 193,5 213,8 236,1 105,5 - - -

Pós Emissão 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Após 2015

Principal R$ Milhões 55,6 130,9 209,3 223,4 238,9 148,3 - - -

Eventos Subseqüentes

Em julho de 2008, foi publicado o despacho da ANEEL, o qual encerrou o processo em que a Companhia

discutia administrativamente a aplicação da Resolução ANEEL 497/2007.

Imediatamente após a publicação do despacho acima referido, a Companhia ingressou com uma ação

ordinária com pedido de tutela antecipada perante o juízo federal questionando a legalidade da Resolução

ANEEL 497/2007. A tutela antecipada foi concedida e, atualmente, o processo encontra-se na fase de citação

das distribuidoras credoras (Elektro e Vale do Paranapanema) e da ANEEL. O valor em disputa é de R$ 62

milhões. Para informações adicionais ver seção "Contingências Judiciais e Administrativas - Processos de

Natureza Regulatória", localizada na página 206 deste Prospecto.

117

6. INFORMAÇÕES SOBRE A EMISSORA

Visão Geral do Setor de Energia Elétrica no Brasil

Geral

O Negócio de Geração de Energia Elétrica

Análise Setorial

Concessões

Principais Entidades Regulatórias

Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Os Leilões de Energia

Contratos Firmados Anteriormente à Lei do Novo Modelo de Setor Elétrico

Limitações Governamentais de Participação dos Agentes no Mercado

A Desverticalização no Âmbito do Novo Marco Regulatório

Garantias Financeiras

Remuneração das Geradoras

Mecanismo de Realocação de Energia – MRE

Incentivos a Fontes Alternativas de Energia

Encargos Setoriais

Racionamento

Aspectos Ambientais

Atividades da Emissora

Introdução

Estrutura Organizacional e Principais Acionistas

Reestruturações Societárias

Participações Societárias

Acordo de Acionistas

Breve Histórico

Pontos Fortes

Estratégia

Atividades da Emissora

Manutenção

Excelência Operacional

Comercialização

Mercado Atacadista de Energia

Sazonalidade

Concorrência

Contratos Relevantes

Contratos Financeiros

Investimentos Relevantes

Desinvestimentos

Propriedade Intelectual, Patentes, Marcas e Licenças

Meio Ambiente

Gestão de Crises

Seguros

Pesquisa e Desenvolvimento

118

Ativo Imobilizado

Recursos Humanos

Descrição do Capital Social e Dividendos

Geral

Objeto Social

Capital Social

Capital Autorizado

Grupamento de Ações da Companhia

Conversão de Ações da Companhia

Ações em Tesouraria

Direito das Ações

Direitos dos Acionistas

Destinação do Resultado do Exercício

Destinação do Lucro Líquido

Reserva de Lucros

Acordo de Acionistas

Ações em Tesouraria e Política para Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da Companhia

Restrições

Ações da Companhia Direta ou Indiretamente Detidas pelos Administradores

Política de Distribuição de Dividendos

Práticas de Governança Corporativa

Políticas de Responsabilidade Social, Patrocínio e Incentivo Cultural

Administração

Conselho de administração

Diretoria

Conselho Fiscal

Remuneração da Administração

Relação entre administradores e Companhia

Planos de Opção de Compra de Ações

Informações Sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos pela Companhia

Contingências Judiciais e Administrativas

Operações com Partes Relacionadas

Operações Vinculadas à Oferta

119

VISÃO GERAL DO SETOR DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL

Geral

Em 21 de fevereiro de 2007, o MME, por meio da Portaria nº. 48, aprovou o Plano Decenal de Expansão de

Energia Elétrica - PDEE 2007-2016, o qual estabelece critérios para a expansão do sistema de energia

elétrica brasileiro relativo aos mercados de distribuição, geração e transmissão de energia elétrica para o

período compreendido entre os anos de 2007 e 2016.

O PDEE visa à expansão do Sistema Interligado Nacional (SIN) por meio de um planejamento que oriente as

ações governamentais futuras e forneça uma correta sinalização a todos os agentes do setor elétrico

brasileiro, a fim de garantir o suprimento de energia de forma sustentável para o meio ambiente, a

minimização dos custos totais, os quais incluem os custos sócio-ambientais e os custos de operação, e a

alocação eficiente dos investimentos, base para modicidade tarifária futura.

Os estudos de planejamento feitos pelo PDEE abrangem o horizonte dos próximos dez anos, sendo objeto de

revisões anuais que considerarão, entre outras, as mudanças nas previsões de crescimento do consumo de

energia elétrica e as reavaliações da economicidade e viabilidade dos projetos de geração.

De acordo com os dados da ANEEL em agosto de 2008, considerando o Parque Gerador existente, as

interligações internacionais já em operação e ainda a parcela de energia de Itaipu importada do Paraguai, o

Brasil tinha capacidade instalada de 109,6 GW, dos quais aproximadamente 70,5% correspondiam à geração

hidrelétrica, 20,1% à geração termelétrica (gás natural, petróleo, biomassa, e carvão mineral), 1,8% à

energia nuclear, 0,2% à energia eólica, e 7,4% à importação de energia elétrica pelo SIN.

Com objetivo de alcançar expressiva redução da Conta de Consumo de Combustíveis nos Sistemas Isolados,

o PDEE contempla ainda a integração dos sistemas isolados ao SIN, por intermédio da construção das linhas

de transmissão Jauru/Samuel, em 230kV, com entrada em operação prevista para setembro de 2008 para

integração do sistema isolado Acre-Rondônia e das linhas de transmissão Tucuruí/Manaus (Cariri), em 500kV,

e Jurupari/Macapá, em 230kV para integração dos sistemas isolados Manaus e Macapá, com entrada prevista

em janeiro/2012 tendo em vista que as análises econômicas para a implementação do projeto de integração

já foram efetuadas.

Atualmente, o SIN é dividido em quatro subsistemas elétricos: Sudeste/Centro-Oeste, Sul, Nordeste e Norte.

Segundo o PDEE, está prevista, até janeiro/2012 a integração dos sistemas isolados Acre-Rondônia e

Manaus-Macapá.

Além da integração dos sistemas isolados, o PDEE também prevê, para a expansão da geração de energia

elétrica, a repotenciação, definida pela PDEE como a execução de um conjunto de obras que visam gerar

ganho de potência e rendimento, e à modernização das usinas existentes, o que, embora possa não

representar muito em termos de energia assegurada, contribuirá para o atendimento do crescimento da

demanda máxima de energia prevista.

De acordo com a ANEEL, até a data deste Prospecto, existem um total de 1.722 empreendimentos de

geração em operação no Brasil, gerando 101.453.613KW de potência. A adição de 34.602.371kW na

capacidade de geração do país é esperada para os próximos anos, proveniente dos 139 empreendimentos

atualmente em construção e mais 467 empreendimentos com concessão e/ou autorização outorgada.

120

Aproximadamente 39,0% da capacidade instalada de geração de energia no Brasil é atualmente detida pela

Eletrobrás (incluindo a sua subsidiária integral Eletronuclear e a participação de 50,0% na Itaipu), holding

controlada pelo Governo Federal, que detém também 65,9% da capacidade instalada de transmissão acima

de 230 kV. Além disso, alguns estados brasileiros controlam empresas que se dedicam à geração,

transmissão e distribuição de energia elétrica, tais como a CESP, a COPEL e a CEMIG.

O Negócio de Geração de Energia Elétrica

O Mercado Atacadista de Energia – MAE (atual CCEE) – foi criado para regulamentar e contabilizar

transações de compra e venda de energia. O Operador Nacional do Sistema – ONS – foi criado para

coordenar a operação e o despacho de energia no sistema. ONS e MAE são entidades privadas dirigidas por

representantes da indústria.

A geração de energia elétrica no Brasil tem a característica peculiar de ser altamente baseada na geração

hidrelétrica, com aproximadamente 75% da capacidade instalada de geração. A geração termoelétrica é

normalmente utilizada em sistemas isolados como os da região Norte, ou em períodos de escassez de

fornecimento hidrelétrico ou para garantir o suprimento de energia em casos de restrição elétrica.

Fonte: MME – Balanço Energético Nacional 2007

Conforme informações obtidas a partir do site da ANEEL, em 2007, a capacidade instalada de geração

elétrica foi acrescida de 4.028 MW (2.915 MW de UHE, 253 MW de PCH, 850 de geração termelétrica e 10

MW de eólica), resultando em 108,7 GW instalados em 31 de dezembro de 2007.

O crescimento do consumo de energia elétrica em 2007 foi de 5,4% em relação a 2006, segundo dados

divulgados pela Empresa de Pesquisa Energética – EPE. Com este resultado, foi mantida a tendência histórica de

crescimentos anuais do mercado de eletricidade superiores ao da economia. Este aumento está associado ao

aumento da renda, à queda dos juros e a maior disponibilidade e expansão do crédito, assim como à ligação

de novas unidades residenciais.

121

Por outro lado, com a interrupção das privatizações e a crise energética de 2001, o crescimento da demanda

ainda não retomou seus patamares históricos. Há, entretanto, uma tendência de recuperação de crescimento

que deverá ser consolidada com a retomada da expansão da economia brasileira, uma vez que a dinâmica do

mercado de energia elétrica tem forte inter-relação com a evolução econômica do país.

A tabela abaixo apresenta o consumo final energético total (incluindo o consumo do setor energético) para

as duas trajetórias de crescimento analisadas no PDEE 2007/2016. Espera-se, portanto, que o crescimento

do consumo de energia acompanhe de perto a evolução da economia, situando-se a elasticidade-renda em

torno da unidade.

Fonte: Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 2007/2016– EPE

A análise da necessidade futura de energia elétrica demandada pelos agentes econômicos e pela sociedade

em geral constitui-se em uma importante atividade técnica do planejamento do setor elétrico brasileiro.

Observa-se, desta forma, no gráfico abaixo, as projeção de oferta firme de energia elétrica para o período

2008-2012, associadas a curva de crescimento da demanda.

Fonte: Programa Energia Transparente, 4ª Edição/Fevereiro de 2008 – Instituto Acende Brasil

122

Interpretando as informações, é possível notar que existe um desequilíbrio entre a oferta firme e a demanda

projetada para os próximos anos- exceto em 2010. É por este motivo que novos projetos de geração de

energia são vitais para redução do risco de insuficiência de energia elétrica no Brasil.

A seguir é apresentado o risco de ocorrência de déficits de energia para cada um dos subsistemas (Região

Sudeste/ Centro-Oeste/ Estados do Acre e Rondônia, Região Sul, Região Nordeste e Região Norte/ Manaus),

para cada um dos cenários de demanda idealizados no plano, os quais atendem ao critério de garantia de

suprimento do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), que consideram riscos de déficit não

superiores a 5%.

Fonte: Plano Decenal de Expansão de Energia Elétrica 2007/2016 – EPE

A estrutura do consumo de energia elétrica entre os segmentos de consumidores brasileiros mostra uma

forte concentração do seu uso na indústria, com 47,0% da energia elétrica consumida no Brasil em 2006,

seguido do uso residencial, com 22,0%, como visto na figura abaixo:

Fonte: MME – Balanço Energético Nacional 2007

CONSUMO DE ELETRICIDADE - TWh

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1970

1973

1976

1979

1982

1985

1988

1991

1994

1997

2000

2003

2006

RESIDENCIAL

COMERCIAL

INDUSTRIAL

OUTROS

123

Poucas variações ocorreram na estrutura no período, tendo o setor industrial iniciado processo de ligeira

queda de participação a partir da segunda metade da década de 80, mas mostrando recuperação nos últimos

anos. A queda verificada nos anos de 2001 e 2002 é decorrente das restrições impostas pelo racionamento

de energia elétrica, que atingiu todas as classes de consumidores.

Em 2006, o consumo industrial registrou alta de 4,6% com relação ao ano anterior, acima do crescimento

esperado para a produção brasileira neste ano, de cerca de 3%. O consumo do segmento residencial,

apresentou expansão de 3,9% com a incorporação de 1,65 milhão de novas unidades residenciais,

totalizando um consumo de 85,8 TWh em 2006. O consumo médio por consumidor residencial foi de 142

kWh/mês em 2006, valor ligeiramente abaixo dos 143 kWh/mês do ano anterior. Esses valores permanecem

muito abaixo do recorde de 180 kWh/mês registrado em períodos que antecederam o racionamento.

Segundo dados da EPE, até novembro de 2007, o consumo industrial apresentou um crescimento acumulado

de 5,2% em relação ao mesmo período de 2006, neste mesmo período a atividade industrial apresentou um

crescimento de 6,7% impulsionado pelo aumento na fabricação de automóveis e caminhões e de máquinas

para colheita e carregadoras-transportadoras. O consumo do segmento residencial apresentou expansão de

6,1% no período janeiro-novembro de 2007 em relação ao mesmo período de 2006. Este aumento no

consumo se deve a quantidade expressiva de novas ligações residenciais; entre novembro de 2006 e

novembro de 2007, foram incorporados 1,7 milhão de novos consumidores residenciais. O consumo médio

mensal aumentou de 144,0kWh/mês para 147,6kWh/mês. Esses valores permanecem muito abaixo do

recorde de 180 kWh/mês registrado em períodos que antecederam o racionamento.

A categoria comercial registrou um crescimento acumulado de janeiro a novembro de 2007 de 6,8%, este

avanço significativo durante o ano de 2007 reflete não somente o surgimento de novos pontos comerciais

como também o aquecimento das atividades dos estabelecimentos já existentes no país, motivado pelo

desempenho favorável da economia brasileira, conforme dados da EPE.

124

Fonte: Plano Decenal de Energia Elétrica 2007/2016 - EPE

125

Análise Setorial

O mercado de energia elétrica experimenta um crescimento próximo a 4,0% ao ano, para 2008, a

expectativa é de que ultrapasse a casa dos 53.000 MW em 2008. O planejamento governamental de médio

prazo prevê a necessidade de investimentos da ordem de R$ 14 a 15 bilhões por ano para expansão da

matriz energética brasileira, com investimentos no parque gerador e na malha de transmissão de energia

elétrica, em atendimento à demanda do mercado consumidor.

A capacidade instalada de geração de energia elétrica no Brasil em 2007 foi de aproximadamente 108,7 GW,

da qual 70,7% são provenientes de fonte hidrelétrica. A distância entre a região geradora de energia e a

região consumidora ocasiona como particularidade do sistema elétrico brasileiro a necessidade de grandes

extensões de linhas de transmissão. O mercado consumidor (51,9 milhões de unidades) concentra-se nas

regiões Sul e Sudeste, mais industrializadas. A região Norte é atendida de forma intensiva por pequenas

centrais geradoras, a maioria delas é termoelétrica, com o óleo diesel como combustível.

Grande parte do potencial hidrelétrico do país foi comprometida com usinas já construídas ou em construção,

exceto no sul da Amazônia. Assim, os grandes projetos hidrelétricos tendem a concentrar-se nesta região, o

que exige um investimento maior em linhas de transmissão devido à distância em relação aos centros

consumidores. Nas regiões onde o potencial hidrelétrico já foi amplamente utilizado, a tendência é de que os

projetos sejam crescentemente baseados em energia termoelétrica, com destaque para usinas a gás natural,

cujo fornecimento deverá ser focado nas reservas da Bacia de Campos, de Santos e do Espírito Santo.

Concessões

As empresas ou consórcios que desejam construir e/ou operar instalações para geração, transmissão ou

distribuição de energia no Brasil devem participar de processos licitatórios. Empresas ou consórcios que

desejem atuar em comercialização ou geração térmica devem solicitar permissão ou autorização ao MME ou

à ANEEL, conforme o caso. Concessões dão o direito de gerar, transmitir ou distribuir energia em

determinada área de concessão por um período determinado. Esse período é limitado a 35 anos para novas

concessões de geração, e 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Concessões

existentes poderão ser renovadas a exclusivo critério do Poder Concedente, ainda que a respectiva

concessionária tenha cumprido com todas as suas obrigações nos termos dos Contratos de Concessão e

solicitado a prorrogação dentro do prazo. Assim, não há garantia de que as concessões hoje outorgadas às

respectivas concessionárias, inclusive a Companhia, serão prorrogadas pelo Poder Concedente. A

prorrogação de uma concessão provavelmente terá como contrapartida o pagamento, pela respectiva

concessionária, de valores a título de uso de bem público para produção e comercialização de energia

elétrica.

A Lei de Concessões estabelece, entre outras disposições, as condições que a concessionária deve cumprir ao

fornecer serviços de energia, os direitos dos consumidores, e as obrigações da concessionária e do poder

concedente. Ademais, a concessionária deverá cumprir o regulamento vigente do setor elétrico. Os principais

dispositivos da Lei de Concessões estão resumidos como segue:

Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer parâmetros

de regularidade, continuidade, eficiência, segurança e acesso ao serviço;

Servidões. O Poder Concedente pode declarar os bens necessários à execução do serviço ou obra

pública de necessidade ou utilidade pública para fins de instituição de servidão administrativa, em

benefício de uma concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da

concessionária;

126

Responsabilidade Objetiva. A concessionária é responsável por todos os danos diretos ou indiretos

resultantes da prestação de seus serviços;

Alterações na participação controladora: O Poder Concedente deve aprovar qualquer alteração

direta ou indireta de participação controladora na concessionária;

Intervenção pelo poder concedente: O Poder Concedente poderá intervir na concessão, por meio de

processo administrativo, a fim de garantir o desempenho adequado dos serviços e o cumprimento

integral das disposições contratuais e regulatórias;

Término antecipado da concessão: O término dos Contratos de Concessão poderá ser antecipado

por meio de encampação, caducidade ou rescisão do contrato. Encampação consiste no término

prematuro de uma concessão por razões relacionadas ao interesse público. A caducidade consiste

na declaração pelo poder concedente depois de a ANEEL ou o MME terem expedido um ato

normativo dizendo que a concessionária, entre outras coisas, (1) deixou de prestar serviços

adequados ou de cumprir a legislação ou regulamentação aplicável, (2) não tem mais capacidade

técnica financeira ou econômica para fornecer serviços adequados, ou (3) não cumpriu as

penalidades eventualmente impostas pelo poder concedente. A concessionária tem direito à

indenização por seus investimentos em ativos reversíveis que não tenham sido integralmente

amortizados ou depreciados, após dedução de quaisquer multas e danos devidos pela

concessionária. Por fim, a rescisão contratual pode ser feita de comum acordo entre as partes ou

em decorrência de decisão judicial irrecorrível, proferida em processo interposto pelo

concessionário; e

Término por decurso do prazo: Quando a concessão expira, todos os bens, direitos e privilégios

transferidos à concessionária que sejam materialmente relacionados à prestação dos serviços de

energia revertem ao poder concedente. Depois do término, a concessionária tem direito de

indenização por seus investimentos em ativos revertidos, exceto quanto àqueles relacionados ao

projeto original, que não tenham sido integralmente amortizados ou depreciados.

Penalidades aplicáveis às Concessionárias

A regulamentação da ANEEL prevê a aplicação de sanções e penalidades aos agentes do setor elétrico e

classifica as penalidades com base na natureza e na relevância da violação (incluindo advertências, multas,

suspensão temporária do direito de participar em processos de licitação para novas concessões, licenças ou

autorizações e caducidade). Para cada violação, as multas podem atingir até 2,0% (dois por cento) da

receita oriunda de venda de energia elétrica e prestação de serviços (deduzidos o ICMS e ISS) das

concessionárias verificada no período de 12 meses imediatamente anterior à lavratura do auto de infração.

Algumas das infrações que podem resultar em aplicação de multas referem-se à ausência de requerimento,

pelo agente, de aprovação da ANEEL, relativos a:

assinatura de contratos entre partes relacionadas nos casos previstos na regulamentação;

venda ou cessão de bens relacionados aos serviços prestados, bem como a imposição de quaisquer

gravames (incluindo qualquer espécie de garantia, caução, fiança, penhor ou hipoteca) sobre a

receita dos serviços de energia; e

alterações no estatuto social, transferência de ações que implique a mudança de seu controle

acionário, assim como efetuar reestruturação societária da concessionária.

No caso de contratos firmados entre partes relacionadas, a agência pode impor, a qualquer tempo, restrições

aos seus termos e condições e, em circunstâncias extremas, determinar sua rescisão.

127

Principais Entidades Regulatórias

Ministério de Minas e Energia - MME

O MME é o principal órgão regulador do setor energético do Governo Federal, atuando como Poder

Concedente em nome do governo federal, e tendo como principal atribuição o estabelecimento das políticas,

diretrizes e da regulamentação do setor. Subseqüentemente à aprovação da Lei do Novo Modelo do Setor

Elétrico, o Governo Federal, atuando principalmente por intermédio do MME, assumiu certas atribuições

anteriormente de responsabilidade da ANEEL, incluindo a elaboração de diretrizes que regem a outorga de

concessões e a expedição de normas que regem o processo licitatório para concessões de serviços públicos e

instalações de energia elétrica.

Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL

O setor elétrico brasileiro é regulado pela ANEEL, autarquia federal autônoma. Depois da promulgação da Lei

do Novo Modelo do Setor Elétrico, as principais responsabilidades da ANEEL passaram a ser (i) regular e

fiscalizar o setor elétrico segundo a política determinada pelo MME e (ii) responder a questões a ela

delegadas pelo Governo Federal e pelo MME. As atuais responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras, (i)

fiscalização de concessões para atividades de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica,

inclusive aprovação de tarifas de energia elétrica; (ii) promulgação de regulamentos para o setor elétrico; (iii)

implementação e regulamentação da exploração das fontes de energia, incluindo a utilização de energia

hidrelétrica; (iv) promoção do processo licitatório para novas concessões; (v) solução de litígios

administrativos entre os agentes do setor elétrico; e (vi) definição dos critérios e metodologia para

determinação das tarifas de transmissão.

Conselho Nacional de Política de Energia - CNPE

Em agosto de 1997, foi criado o CNPE para o desenvolvimento e criação da política nacional de energia.

Presidido pelo MME, sendo a maioria de seus membros ministros do Governo Federal. Sua finalidade consiste

em otimizar o uso dos recursos de energia do Brasil e para garantir o fornecimento de energia no País.

Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS

O ONS foi criado em 1998 e se caracteriza como uma entidade de direito privado sem fins lucrativos

constituída por geradores, transmissores, distribuidores e Consumidores Livres. A Lei do Novo Modelo do

Setor Elétrico concedeu ao Governo Federal poder para indicar três diretores para a Diretoria Executiva do

ONS. O papel básico do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do Sistema

Interligado, sujeito à regulamentação e supervisão da ANEEL. Os objetivos e principais responsabilidades do

ONS incluem: (i) planejamento da operação da geração e transmissão de energia elétrica; (ii) a organização

e controle da utilização do SIN e interconexões internacionais; (iii) a garantia de acesso à rede de

transmissão de maneira não discriminatória a todos os agentes do setor; (iv) o fornecimento de subsídios

para o planejamento da expansão do sistema elétrico; (v) apresentação ao MME de propostas de ampliações

da Rede Básica (propostas estas que serão levadas em consideração no planejamento da expansão do

sistema de transmissão); (vi) proposição de normas relativas à operação do sistema de transmissão para

aprovação pela ANEEL; e (vii) a elaboração de um programa de despacho otimizado com base na

disponibilidade declarada pelos agentes geradores.

128

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE

Em 12 de agosto de 2004, o Governo Federal editou um decreto estabelecendo a regulamentação aplicável à

CCEE que, em 10 de novembro de 2004, sucedeu o MAE, absorvendo todas as suas atividades e ativos.

Um dos principais papéis da CCEE é viabilizar a comercialização de energia elétrica no SIN, conduzindo os

leilões públicos de energia elétrica no Ambiente Regulado. Além disso, a CCEE é responsável, entre outras

coisas, por (1) registrar todos os contratos de comercialização de energia no Ambiente de Contratação

Regulada, os contratos resultantes de contratações de ajustes e os contratos celebrados no Ambiente de

Contratação Livre, e (2) contabilizar e liquidar as transações de curto prazo.

A CCEE é composta por detentores de concessões, permissões e autorizações do setor elétrico, bem como

por Consumidores Livres e consumidores que adquirem energia por meio de fonte solar, eólica e biomassa, e

o seu Conselho de Administração é formado por quatro membros, nomeados por tais agentes, e por um

membro nomeado pelo MME, que ocupa o cargo de Presidente do Conselho de Administração.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o cálculo do preço da energia elétrica comprada ou

vendida no mercado spot (Preço de Liquidação de Diferenças – PLD) é de responsabilidade da CCEE que leva

em conta, dentre outros fatores, (i) a otimização do uso dos recursos eletroenergéticos para atendimento

das cargas do sistema, (ii) as necessidades de energia elétrica dos agentes e (iii) o custo do déficit de

energia elétrica.

Em 26 de outubro de 2004, por meio da Resolução Normativa n.º 109, a ANEEL instituiu a Convenção de

Comercialização de Energia Elétrica, que estabelece a estrutura e a forma de funcionamento da CCEE,

dispondo, entre outros assuntos, sobre as obrigações e direitos dos agentes da CCEE, a forma de solução

dos conflitos, as condições de comercialização de energia elétrica no ambiente regulado e no ambiente livre

e o processo de contabilização e liquidação financeira das operações realizadas no mercado de curto prazo.

Empresa de Pesquisa Energética - EPE

Criada em agosto de 2004, por meio do Decreto nº 5.189, a Empresa de Pesquisa Energética, ou EPE, é uma

empresa pública federal, cuja autorização para criação foi concedida pela Lei nº 10.847, de 15 de março de

2004, sendo responsável por conduzir pesquisas estratégicas no setor elétrico, inclusive com relação à

energia elétrica, petróleo, gás, carvão e fontes energéticas renováveis. As pesquisas realizadas pela EPE

serão usadas para subsidiar a formulação, o planejamento e a implementação de ações do MME no âmbito

da política energética nacional.

Comitê de Monitoramento do Setor de Energia - CMSE

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico autorizou a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico, ou

CMSE, que atua sob a direção do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das condições de

fornecimento do sistema, propondo medidas preventivas para restaurar as condições adequadas de

atendimento, incluindo ações no lado da demanda, da contratação de uma reserva conjuntural do lado da

oferta e outras.

129

Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico promoveu alterações significativas na regulamentação do setor

elétrico com vistas a (i) proporcionar incentivos a empresas privadas e públicas para construção e

manutenção da capacidade de geração; e (ii) assegurar o fornecimento de energia elétrica no Brasil, por

meio de processos licitatórios. As principais modificações introduzidas pela Lei do Novo Modelo do Setor

Elétrico incluem:

a criação de dois ambientes paralelos para a comercialização de energia, sendo (i) um mercado de

venda de energia elétrica para distribuidores, de forma a garantir o fornecimento de energia elétrica

para consumidores cativos, chamado de Ambiente de Contratação Regulada; e (ii) um mercado

especificamente voltado a atividades não reguladas, do qual podem participar os geradores,

Consumidores Livres, PIE e agentes comercializadores e que permitirá um certo grau de competição

em relação ao Ambiente de Contratação Regulada, qual seja, o Ambiente de Contratação Livre;

obrigatoriedade, por parte das empresas de distribuição, de adquirir energia suficiente para

satisfazer 100% (cem por cento) da sua demanda;

restrições a determinadas atividades das distribuidoras, que incluir a proibição de venda de

eletricidade aos Consumidores Livres a preços não regulamentados e de desenvolver atividades de

geração e transmissão de energia elétrica, de forma a assegurar que estas se concentrem somente

em sua atividade principal, para garantir serviços mais eficientes e confiáveis aos Consumidores

Cativos;

existência de Garantia Física de Lastro de geração para toda energia comercializada em contratos;

proibição das distribuidoras venderem energia a Consumidores Livres a preços não regulamentados

e desenvolver atividades de geração ou transmissão de energia elétrica;

eliminação da auto-contratação (self-dealing), de forma a proporcionar um incentivo a que as

distribuidoras comprem energia aos mais baixos preços disponíveis, ao invés de comprar energia

elétrica de partes relacionadas; e

respeito aos contratos firmados anteriormente à vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico,

de forma a proporcionar estabilidade às transações efetuadas antes da sua promulgação.

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico também excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Programa

Nacional de Privatização criado pelo Governo Federal em 1990 visando promover o processo de privatização

das empresas estatais.

Questionamentos quanto à Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico tem, atualmente, sua constitucionalidade contestada perante o

Supremo Tribunal Federal. O Governo Federal recorreu, argumentando inexistir inconstitucionalidades na Lei

do Novo Modelo do Setor Elétrico, já que a Medida Provisória que a instituiu foi convertida em lei. Embora os

Ministros do Supremo Tribunal Federal já tenham negado, por maioria, o pedido de medida liminar que

buscava suspender os efeitos da Medida Provisória que deu origem à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico,

não há uma decisão final de mérito sobre o assunto e não é possível prever quando tal decisão será

expedida. Independentemente da decisão do Supremo Tribunal Federal, espera-se que certas disposições da

Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico relacionadas à proibição de atividades não atinentes à distribuição de

energia elétrica pelas distribuidoras, de venda de energia elétrica para Consumidores Livres, e a eliminação

do direito à auto-contratação, continuem em vigor.

130

Se a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico for considerada inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal, o

marco regulatório introduzido pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico poderá perder a sua eficácia,

gerando incertezas a respeito de quando e como o Governo Federal introduzirá novas mudanças no setor

elétrico.

Comercialização de Energia

A comercialização de energia como atividade autônoma está prevista na Lei n.º 9.648/98 e no Decreto n.º

2.655/98, estando sujeita a um regime competitivo, do qual diversos agentes podem participar, dentre os

quais as geradoras, atuando no regime de serviço público ou no de produção independente, as

comercializadoras e os importadores de energia.

A comercialização de energia tem por finalidade o abastecimento energético, por meio das distribuidoras de

seus consumidores cativos e por meio de geradoras e comercializadoras para os consumidores Livres, sendo

realizada também entre agentes setoriais que não sejam consumidores finais.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, no âmbito do Ambiente de Contratação Regulada, os

CCEAR deverão ser celebrados entre cada geradora e todas as concessionárias e permissionárias de

distribuição do SIN, que são obrigadas a oferecer garantias aos geradores. As contratações entre as

distribuidoras e empreendimentos de geração existentes prevêem a entrega da energia sempre a partir do

ano seguinte ao da respectiva licitação e terão prazos de duração de, no mínimo, 3 e, no máximo, 15 anos.

Excepcionalmente, até 2006, as licitações de compra poderão prever início da entrega de energia em até 5

anos. As contratações entre as distribuidoras e novos empreendimentos de geração prevêem a entrega da

energia a partir do 3° ou do 5° ano contado do ano da respectiva licitação e terão prazo de duração de, no

mínimo, 15 e, no máximo, 35 anos.

Ambientes para a Comercialização de Energia Elétrica

Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as negociações envolvendo compra e venda de energia

elétrica serão conduzidas, paralelamente, em dois diferentes segmentos de mercado: (i) o Ambiente de

Contratação Regulada, que contempla a compra por distribuidoras em leilões públicos para atender aos seus

Consumidores Cativos e (ii) o Ambiente de Contratação Livre, que compreende a compra de energia elétrica

por entidades não-reguladas, tais como Consumidores Livres e comercializadoras.

A energia gerada por (i) projetos de baixa capacidade de geração, localizados próximo a centrais de consumo

(―Geração Distribuída‖); (ii) usinas qualificadas nos termos do PROINFA, conforme definido abaixo; e (iii)

Itaipu, não estarão sujeitas a processos de leilão centralizados para o fornecimento de energia no Ambiente

de Contratação Regulada. A energia elétrica gerada por Itaipu é comercializada pela Eletrobrás e os volumes

que devem ser comprados por cada distribuidora são determinados compulsoriamente pela ANEEL. Os preços

pelos quais a energia gerada por Itaipu é comercializada são denominados em dólares dos Estados Unidos da

América, e estabelecidos em conformidade com um tratado firmado entre o Brasil e o Paraguai.

Conseqüentemente, os preços para Itaipu estão sujeitos à variação da taxa de câmbio dólar/real. A aquisição

pelas distribuidoras de energia proveniente de processos de Geração Distribuída, fontes eólicas, PCHs devem

observar um processo competitivo de chamada pública, que garanta publicidade, transparência e igualdade

de acesso.

131

O Ambiente de Contratação Regulada

No Ambiente de Contratação Regulada, as empresas de distribuição compram a energia que esperam

comercializar com seus Consumidores Cativos, por meio de leilões regulados pela ANEEL e organizados pela

CCEE. As compras de energia elétrica são feitas com as geradoras, comercializadoras e importadores de

energia elétrica (referidos em conjunto como ―Agentes Vendedores‖) por meio de duas espécies de acordos

bilaterais: (i) Contratos de Quantidade de Energia; e (ii) Contratos de Disponibilidade de Energia.

Nos termos de um Contrato de Quantidade de Energia, os Agentes Vendedores se comprometem a fornecer

uma determinada quantidade de energia e assumem o risco de que o fornecimento poderá ser afetado por

condições hidrológicas e baixos níveis de reservatórios, entre outros fatores que poderão afetar ou diminuir o

fornecimento de energia, e neste caso terão que comprar a energia no mercado, de forma a cumprir seus

compromissos de fornecimento.

De outra forma, nos termos de um Contrato de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora se

compromete a disponibilizar uma determinada capacidade ao Ambiente de Contratação Regulada. Neste

caso, a receita da geradora é garantida e o risco hidrológico de despacho de tais usinas (pagamento de

custos variáveis) é assumido pela distribuidora. Em conjunto, estes contratos constituem o CCEAR.

Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a estimativa de demanda por parte das distribuidoras é

o principal fator levado em conta quando da determinação da quantidade de energia que o sistema como um

todo deverá contratar. De acordo com o novo modelo, as distribuidoras são obrigadas a contratar 100% de

suas necessidades de energia, ao invés dos 95% exigidos pelo modelo antigo. A insuficiência de energia para

suprir todo o mercado é verificada no processo de contabilização da CCEE e pode resultar em penalidades às

distribuidoras.

As distribuidoras de energia têm o direito de repassar a seus consumidores os custos relacionados à energia

adquirida por meio de leilões, bem como quaisquer tributos e encargos setoriais relativos aos leilões. Nesse

repasse, determinados desvios de volumes para maior e para menor são admitidos em virtude da

impossibilidade das distribuidoras de declararem montantes exatos e com antecedência em relação à sua

demanda de energia elétrica para um determinado período.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, no âmbito do Ambiente de Contratação Regulada, os

CCEAR deverão ser celebrados entre cada Agente Vendedor e todas as concessionárias e permissionárias de

distribuição que participaram de um determinado leilão, sendo estas obrigadas a oferecer garantias às

geradoras. As contratações entre as distribuidoras e empreendimentos de geração existentes poderão prever

entrega da energia a partir do ano seguinte ao da respectiva licitação e terão prazos de duração de, no

mínimo, 3 e, no máximo, 15 anos. As contratações entre as distribuidoras e novos empreendimentos de

geração poderão prever entrega da energia a partir do 3° ou do 5° ano contado do ano da respectiva

licitação e terão prazo de duração de, no mínimo, 15 e, no máximo, 35 anos. A regulamentação da

contratação de energia no Ambiente de Contratação Regulada deverá prever, ainda, condições e limites para

repasse do custo de aquisição de energia elétrica para os consumidores finais, bem como o

compartilhamento dos riscos hidrológicos entre geradoras e compradores.

132

Redução da Energia Contratada

O Decreto n.º 5.163/04, que regula a negociação de energia elétrica no âmbito da Lei do Novo Modelo do

Setor Elétrico, permite às distribuidoras reduzirem o montante de energia contratada por meio dos CCEAR

nos seguintes casos: (i) compensação pela saída de Consumidores Potencialmente Livres do ACR para o ACL;

(ii) desvios das estimativas de demanda elaboradas pelas distribuidoras, após dois anos da declaração de

demanda inicial, sendo que neste caso a redução poderá atingir até 4% por ano do montante inicialmente

contratado; e (iii) aumento dos montantes de energia adquiridos por meio de contratos firmados antes de 17

de março de 2004.

Redução Compulsória no Consumo

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, em uma situação na qual o Governo Federal venha a

decretar a redução compulsória do consumo de energia em determinada região, todos os Contratos de

Quantidade de Energia no Ambiente de Contratação Regulada, registrados pela CCEE, deverão ter seus

respectivos volumes reajustados na mesma proporção da redução do consumo.

O Ambiente de Contratação Livre

No Ambiente de Contratação Livre é realizada a venda de energia entre concessionárias de geração, PIE,

Autoprodutores, comercializadoras de energia elétrica, importadores de energia e Consumidores Livres. O

Ambiente de Contratação Livre também inclui contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras

até a sua respectiva expiração, quando deverão ser celebrados nos termos das diretrizes da Lei do novo

Modelo do Setor Elétrico.

Consumidores Livres são aqueles cuja demanda supere 3 MW ao ano, atendidos em tensão igual ou superior

a 69 kV ou em qualquer tensão (desde que o suprimento tenha sido iniciado após 07 de julho de 1995), e

que, em virtude desse critério de elegibilidade, podem ser atendidos por outros fornecedores, além da

distribuidora local. Adicionalmente, consumidores com demanda contratada igual ou superior a 500 kW

também poderão ser atendidos por outros fornecedores de energia, se tais consumidores passarem a ser

supridos por fontes incentivas de energia alternativa, tais como usinas de biomassa, energia eólica, Pequenas

Centrais Hidrelétricas ou sistemas de co-geração qualificada.

Um consumidor que esteja habilitado para escolher seu fornecedor, no caso, um Consumidor Livre, e que

tenha um contrato por prazo indeterminado com uma distribuidora, somente poderá rescindir tal contrato

mediante notificação à distribuidora, com antecedência mínima de 15 dias da data em que tal Distribuidora

deverá declarar suas necessidades de energia para o leilão seguinte, ressalvado que o fornecimento no

Ambiente de Contratação Livre só será iniciado no ano seguinte ao da notificação.

O Consumidor Livre em potencial, quando exerce a sua prerrogativa de se tornar livre, somente poderá

retornar ao ACR mediante o envio de notificação à distribuidora local com antecedência de 5 anos, podendo

a distribuidora aceitar prazo inferior a seu exclusivo critério. O prazo de aviso tem por finalidade assegurar

que, se necessária, a construção de novas unidades geradoras possa ser finalizada para suprir os

Consumidores Livres que voltarem ao Ambiente de Contratação Regulada.

133

A fim de minimizar os efeitos de perdas resultantes de consumidores que escolhem se tornar Consumidores

Livres, as distribuidoras podem reduzir o montante de energia contratado junto às geradoras de acordo com

o volume de energia que não será distribuído aos Consumidores Livres. As geradoras estatais, poderão

vender energia elétrica aos Consumidores Livres, contudo estas unidades deverão fazê-lo por meio de

processos públicos que garantam a transparência e igualdade de acesso aos interessados.

Eliminação da Auto-Contratação (Self-Dealing)

Tendo em vista que a compra de energia elétrica para clientes cativos será feita no Ambiente de Contratação

Regulada, a chamada auto-contratação (self-dealing), na qual cada distribuidora podia satisfazer até 30% de

suas necessidades de energia por meio da compra junto a partes relacionadas, não mais é permitida, exceto

no contexto de contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei

do Novo Modelo do Setor Elétrico.

Compras de Energia Elétrica conforme a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Em 30 de julho de 2004, o Governo Federal instituiu a regulamentação que rege a compra e a venda de

energia no Ambiente de Contratação Regulada e no Ambiente de Contratação Livre, e disciplina as

autorizações e concessões para projetos de geração de energia, incluindo regras relacionadas aos

procedimentos de leilões e ofertas, a forma dos contratos de compra de energia e o método de repasse aos

consumidores finais, entre outros.

A regulamentação determina que todos os agentes compradores de energia elétrica devem contratar a

totalidade da sua demanda conforme as diretrizes do novo modelo. Por outro lado, os Agentes Vendedores

devem demonstrar que a energia disponibilizada para venda tem como respaldo suas próprias instalações de

geração existentes ou contratos de compra de energia. Os Agentes Vendedores que não cumprirem estas

exigências estarão sujeitos às penalidades por insuficiência de Lastro.

Os Leilões de Energia

Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras devem contratar 100% da sua

demanda esperada de energia elétrica para suas respectivas áreas de concessão. Para cumprir essa

finalidade, as distribuidoras devem realizar aquisições de energia nos leilões regulados pela ANEEL (conforme

mencionado anteriormente existem algumas situações excepcionais onde o suprimento de energia elétrica à

distribuidora não requer a realização dos leilões regulados, quer por ser a compra da energia compulsória –

caso de Itaipu – caso por ser autorizada a contratação por meio de chamada pública – Geração Distribuída,

fontes eólicas, PCHs, biomassa), seja para a aquisição junto a projetos de geração já existentes ou novos.

Os leilões de energia para os novos projetos de geração são realizados (i) cinco anos antes da data de

entrega inicial (chamados de leilões ―A-5‖), e (ii) três anos antes da data de entrega inicial (chamados de

leilões ―A-3‖). Haverá também leilões de energia das instalações de geração existentes (i) realizados um ano

antes da data da entrega inicial (chamados de leilões ―A-1‖), e (ii) realizados em até quatro meses antes da

data de entrega (chamados de ―leilões de ajuste‖).

134

Cada Agente Vendedor que contrate a venda de energia por meio do leilão firmará um CCEAR com cada

distribuidora, proporcionalmente à demanda declarada na intenção de compra da distribuidora. A única

exceção a esta regra acontecerá no leilão de ajuste, no qual os contratos celebrados entre Agentes

Vendedores e distribuidoras serão específicos, observadas as diretrizes gerais fixadas pela ANEEL. Os CCEAR

dos leilões ―A-5‖ e ―A-3‖ têm prazos que variam de 15 a 35 anos, e os CCEAR dos leilões ―A-1‖ têm prazo

variado entre 3 e 15 anos. Contratos decorrentes dos leilões de ajuste de mercado estarão limitados ao prazo

de dois anos.

Após a conclusão de cada leilão, as geradoras e as distribuidoras celebram CCEAR estabelecendo os termos,

condições, preços e montantes de energia contratada. As distribuidoras apresentam garantias em benefício

das geradoras, podendo optar entre fiança bancária, dação de recebíveis em um montante equivalente a

100,0% da média do valor das últimas três faturas relativas ao CCEAR e cessão de Certificados de Depósito

Bancários.

O Leilão de 2004 e os Leilões de Energia Nova

Em 07 de dezembro de 2004, a CCEE conduziu o primeiro leilão com base nos procedimentos previstos pela

Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras e geradoras entregaram, até o dia 2 de dezembro de

2004, suas estimativas de projeção de demanda de energia elétrica para os cinco anos subseqüentes e os

montantes a serem adquiridos para atendimento de suas demandas em relação a contratos com início de

suprimento nos anos de 2005, 2006 e 2007. Baseado nessas informações, o MME estabeleceu o montante

total de energia a ser negociado no leilão de 2004 e a lista de empresas geradoras participantes do leilão. O

leilão ocorreu em duas fases, por meio de um sistema eletrônico.

Após a conclusão do leilão de 2004, as geradoras e as distribuidoras celebraram CCEAR estabelecendo os

termos, condições, preços e montantes de energia contratada. As distribuidoras apresentaram garantias de

forma a assegurar o pagamento do montante devido às geradoras, podendo optar entre fiança bancária,

dação de recebíveis em montante equivalente a 100,0% (cem por cento) da média do valor das últimas três

faturas relativas ao CCEAR e cessão de CDB – Certificado de Depósito Bancário.

Em complemento ao leilão inicial de energia realizado em dezembro de 2004, visando a contratação de

energia para os anos de 2008 e 2009 e a cobertura da demanda não contratada no 1° leilão, foram

realizados 3 leilões em 2005.

Assim, ao longo do ano de 2005, buscou-se uma consolidação do Novo Modelo do Setor Elétrico em relação

à garantia de suprimento e modicidade tarifária, por meio da realização de leilões de energia existente e de

energia nova no Ambiente de Contratação Regulada, e na regulação específica de artigos da Lei do Novo

Modelo do Setor Elétrico e do Decreto n° 5.163/04.

Em abril de 2005, houve a realização do segundo leilão de energia existente, de acordo com a Lei do Novo

Modelo do Setor Elétrico. Foi vendido no leilão um total de 1.325 MW médios, correspondente a apenas

23,0% da energia inicialmente prevista pelo MME para 2008. Tal energia foi vendida a um preço médio de

R$ 83,1/MWh.

135

A energia a ser vendida com entrega prevista para 2009 foi automaticamente excluída do leilão, em

conformidade com as regras estabelecidas pelo MME, tendo em vista que o preço para tal produto, durante o

leilão, ficou abaixo das expectativas de mercado, com todas as geradoras retirando suas ofertas. Como

conseqüência, há, ainda, energia existente a ser contratada para 2009.

Em outubro de 2005, foram realizados o terceiro e quarto leilões de energia existente, com preços médios de

R$ 63,0/MWh para entrega de energia entre 2006 e 2008 e R$ 95,0/MWh para entrega de energia entre

2009 e 2016. Os volumes de energia vendidos foram de 102 MW médios para entrega entre 2006 e 2008 e

de 1.166 MW médios para entrega entre 2009 e 2016.

Mesmo com as inovações na sistemática, foi mantido o controle absoluto de único leiloeiro pelo governo

federal. Desta forma, a demanda não contratada nos referidos leilões anteriores foi consolidada num produto

de 3 anos, com vigência de 2006 a 2008, sendo negociados 102 MW-médios a um preço médio de R$ 62,95

por MWh. Considerando que a modelagem para contratação de energia nova e energia existente não

possibilitou o reingresso da energia não contratada, há um montante de energia existente da ordem de 800

MW-médios sem contratação.

Em dezembro de 2005 foi realizado o primeiro leilão de energia nova, o qual foi dividido em 3 fases. A

segmentação do mercado em hidrelétrico e termoelétrico possibilitou a expansão e contratação de montantes

de energia térmica a preços superiores ao da energia hidráulica, deslocada por falta de espaço no mercado.

A 1ª fase do leilão, em função de tais fatos, acabou por definir o preço marginal de expansão único em R$

116,00 por MWh, objetivando estabelecer o vínculo entre o proponente que ofertasse o maior desconto em

relação ao preço marginal e o empreendimento, recebendo uma concessão condicionada ao desempenho das

outras duas fases do leilão.

A partir da 2ª fase do leilão, além dos novos empreendimentos hidrelétricos, foram também incorporados os

demais empreendimentos, incluindo termoelétricas, pequenas centrais hidrelétricas e usinas botox, conforme

as definições contidas nos artigos 17 e 22 da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e no Decreto n° 5.163/04.

Durante a 2ª e a 3ª fases do leilão foram estabelecidas rodadas visando ao estabelecimento de uma disputa

entre os ofertantes de energia. Tais rodadas tiveram como objetivo atender a demanda de energia nova das

distribuidoras a partir dos anos de 2008, 2009 e 2010, por 15 e 30 anos, segundo a fonte térmica e

hidráulica, respectivamente. Foram negociados 3.286 MW-médios, sendo 69,0% térmicos e 31,0% hídricos,

a um preço médio de R$ 123,30/MWh, e foi observado um preço marginal do leilão de R$ 139,00/MW. O

preço médio hidrelétrico foi R$ 114,30/MWh, ao passo que o preço médio termoelétrico foi de R$

127,30/MWh. Aproximadamente 28% da energia elétrica disponível neste leilão não foi contratada. Tal leilão

de energia nova não despertou grande interesse no setor privado, sendo 69,0% das vendas realizadas por

empresas estatais.

Em 29 de junho de 2006, foi realizado o 2º Leilão de Energia Nova, no qual foi transacionado um total de

1.682 MW médios, através de contratos com maturidade de 30 anos para os empreendimentos hidrelétricos

e de 15 anos para os termoelétricos. O preço médio ficou em R$ 128,13/MWh. A energia contratada será

entregue a partir de 01 de janeiro de 2009.

No 3º Leilão de Energia Nova, realizado em 10 de outubro de 2006, foi transacionado um total de 1.104 MW

médios através de contratos com maturidade de 30 anos para os empreendimentos hidrelétricos, e de 15

anos para os termoelétricos. O preço médio ficou em R$ 126,16/MWh. A energia contratada será entregue a

partir de 01 de janeiro de 2011.

136

Limitação de Repasse de Custos de Aquisição

No que se refere ao repasse dos custos de aquisição de energia elétrica dos leilões às tarifas dos

consumidores finais, o Decreto estabeleceu um mecanismo denominado Valor Anual de Referência - VR, que

é uma média ponderada dos custos de aquisição de energia elétrica decorrentes dos leilões ―A-5‖ e ―A-3‖,

calculado para o conjunto de todas as distribuidoras.

Valor Anual de Referência é um incentivo para que as distribuidoras façam a aquisição das suas necessidades

de energia elétrica nos leilões ―A-5‖, cujo custo de aquisição tende a ser inferior ao da energia contratada em

leilões ―A-3‖, por se acreditar que no leilão de ―A-5‖ existirá uma maior oferta de fontes hidroelétricas. O VR

é aplicado como limite de repasse às tarifas dos consumidores nos três primeiros anos de vigência dos

contratos de energia proveniente de novos empreendimentos. A partir do quarto ano, os custos individuais

de aquisição serão repassados integralmente. O Decreto estabelece as seguintes limitações ao repasse dos

custos de aquisição de energia pelas distribuidoras:

impossibilidade de repasse dos custos referentes à contratação de energia elétrica correspondente a

mais de cento e três por cento de sua carga anual;

quando a contratação ocorrer em um leilão ―A-3‖ e a contratação exceder em dois por cento a

demanda contratada em ―A-5‖, o direito de repasse deste excedente estará limitado ao menor

dentre os custos de contratação relativos aos leilões ―A-5‖ e ―A-3‖, (art. 38 do Decreto 5163/04);

caso a aquisição de energia proveniente de empreendimento existente seja menor que o limite

inferior de contratação (correspondente a 96,0% do volume vigente dos contratos que se

extinguirem no ano dos leilões), o repasse do custo de aquisição de energia proveniente de novos

empreendimentos correspondente a esse valor não contratado será limitado por um redutor (art. 34

do Decreto 5163/04);

no período compreendido entre 2006 a 2008, a contratação de energia existentes nos leilões ―A-1‖

não poderá exceder a um por cento da demanda das distribuidoras, observado que o repasse do

custo referente à parcela que exceder a este limite estará limitado a setenta por cento do valor

médio do custo de aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos existentes para

entrega a partir de 2007 até 2009. O MME definirá o preço máximo de aquisição de energia elétrica

proveniente de empreendimentos existentes;

para a energia adquirida no leilão "A-1" a ser promovido em 2008, ao limite de 1,0% será acrescida

a quantidade de energia contratada no leilão "A-1" promovido em 2005, com prazo de duração de

três anos (art. 41 do Decreto 5163/04);

o MME definirá o preço máximo de aquisição de energia elétrica proveniente de empreendimentos

existentes; e

caso as distribuidoras não atendam a obrigação de contratar a totalidade da sua demanda, a

energia elétrica adquirida no mercado de curto prazo será repassada aos consumidores ao menor

valor entre o PLD e o VR, sem prejuízo da aplicação de penalidades por insuficiência de contratação

(art. 42 do Decreto 5163/04).

137

Contratos Firmados Anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico determina que os contratos de aquisição de energia celebrados pelas

distribuidoras, firmados e aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da referida lei, não poderão

ser alterados para a prorrogação dos prazos ou aumento nos preços ou volumes de energia já contratados,

com exceção dos Contratos Iniciais de fornecimento vigentes em março de 2004, os quais puderam ser

alterados até dezembro de 2004, limitando-se a um prazo máximo de suprimento, qual seja, 31 de dezembro

de 2005.

Durante o período de transição (1998- 2005) para o mercado de energia livre e competitivo, a compra e

venda de energia entre concessionárias de geração e distribuição deveriam ocorrer por meio de Contratos

Iniciais. O objetivo do período de transição era permitir a introdução gradual da competição no setor e

proteger os participantes do mercado contra a exposição a preços de mercado de curto prazo,

potencialmente volátil e com viés de preços baixos. Durante este período, o montante de energia contratada

por meio dos Contratos Iniciais foram sendo reduzidos em 25,0% a cada ano, a partir de 2003, encerrando-

se em 31 de dezembro de 2005.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as empresas de geração podem comercializar sua

energia não contratada no Ambiente de Contratação Regulado ou Livre. Quando os Contratos Iniciais

venceram no fim de 2005, toda a energia descontratada passou a ser negociada no Ambiente de Contratação

Regulado ou Livre. Entretanto, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico permitiu que empresas públicas e

privadas de geração, inclusive produtoras independentes de energia, aditassem seus Contratos Iniciais em

vigor em março de 2004, recontratando suprimento até 31 de dezembro de 2004. Empresas de geração,

públicas e privadas, inclusive produtoras independentes de energia que aditaram seus Contratos Iniciais, não

foram obrigadas a reduzir 25,0% do montante de energia comprometido de acordo com tais contratos.

Limitações Governamentais de Participação dos Agentes no Mercado

Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites à concentração de determinados serviços e atividades dentro

do setor elétrico. De acordo com tais limites, com exceção das empresas participantes do Programa Nacional

de Desestatização (que apenas devem observar tais limites uma vez que sua reestruturação societária final

estiver concluída), nenhuma companhia do setor elétrico poderá (i) deter mais de 20,0% da capacidade

instalada do Brasil, 25% da capacidade instalada nas regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% da

capacidade instalada das regiões Norte/Nordeste, exceto se tal percentagem corresponder à capacidade

instalada de uma única usina geradora; (ii) deter mais de 20,0% do mercado brasileiro de distribuição,

25,0% do mercado de distribuição das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35,0% do mercado de

distribuição das regiões Norte/Nordeste, exceto na hipótese de um aumento na distribuição de energia

superior às taxas de crescimento nacional ou regional; ou (iii) deter mais de 20% do mercado brasileiro de

comercialização para consumidores finais, 20,0% do mercado brasileiro de comercialização para usuários

não-finais ou 25,0% da soma das percentagens acima.

138

A Desverticalização no Âmbito do Novo Marco Regulatório

A desverticalização no setor de energia elétrica é um processo aplicável às empresas que atuam de forma

verticalmente integrada, visando à segregação das atividades de geração, transmissão e distribuição de

energia elétrica e vem sendo implementada no Brasil desde 1995.

O processo de desverticalização tem como objetivos: (i) preservar a identidade de cada concessão, evitando

a contaminação na formação dos custos e da base de remuneração da atividade de serviço público,

permitindo a aferição do equilíbrio econômico-financeiro de cada concessão, ensejando a transparência da

gestão e permitindo ao mercado e à sociedade o pleno conhecimento dos resultados da concessão; e (ii)

efetivar e estimular a competição no setor elétrico nos segmentos nos quais a competição é possível

(geração e comercialização), bem como aprimorar o sistema de regulação dos segmentos nos quais há

monopólio de rede (transmissão e distribuição).

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico determina que as concessionárias, permissionárias e autorizadas de

serviço público de distribuição de energia elétrica que atuem no SIN, não poderão desenvolver atividades: (i)

de geração de energia (exceto Geração Distribuída); (ii) de transmissão de energia; (iii) de venda de energia

a Consumidores Livres situados fora de sua área de concessão; (iv) de participação em outras sociedades,

direta ou indiretamente, ressalvado quando para captação, aplicação e gerência de recursos financeiros

necessários a prestação do serviço e quando disposto nos contratos de concessão; ou (v) estranhas ao

objeto social, exceto nos casos previsto em lei e nos respectivos contratos de concessão. Tais restrições não

se aplicam (i) ao fornecimento de energia a sistemas elétricos isolados; (ii) ao atendimento de seu próprio

mercado desde que inferior a 500 GWh/ano; e (iii) na captação, aplicação ou empréstimo destinados à

própria distribuidora ou a sociedade do mesmo grupo econômico, mediante prévia anuência da ANEEL.

Da mesma forma, as concessionárias e as autorizadas de geração ou transmissão que atuem no SIN não

poderão ser coligadas ou controladoras de sociedades que desenvolvam atividades de distribuição de energia

elétrica no SIN.

As concessionárias, permissionárias e autorizadas de distribuição, transmissão e de geração de energia

elétrica tiveram que se adaptar às regras da referida desverticalização até setembro de 2005. Esse prazo

poderia ser prorrogado pela ANEEL, uma única vez, se efetivamente comprovada a impossibilidade do

cumprimento das disposições decorrentes de fatores alheios à vontade das concessionárias, permissionárias

e autorizadas.

Garantias Financeiras

A Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002, estabeleceu que as concessionárias e permissionárias de

serviço público de energia elétrica somente poderão oferecer os direitos emergentes da concessão,

permissão ou autorização e qualquer outro ativo vinculado à prestação de serviço público, em garantia de

empréstimo, financiamento ou qualquer outra operação vinculada ao objeto da respectiva concessão e,

excepcionalmente, poderão oferecer garantias a financiamentos de empreendimentos de geração de energia

elétrica de que participem direta ou indiretamente, outorgados antes da vigência da lei em questão.

A Resolução ANEEL nº 521/2002 determinou que as concessionárias de serviço público de energia elétrica

interessadas em constituir garantias em favor de empreendimentos de geração de energia elétrica, com

outorga já concedida, encaminhem solicitação de autorização à ANEEL, indicando o valor, o prazo e demais

condições da operação. Referidas garantias somente poderão ser constituídas para lastrear financiamento

dos bens e serviços destinados à implantação dos empreendimentos de geração de energia elétrica de que

se trata e desde que esses pertençam ao mesmo grupo controlador da concessionária de serviço público de

energia elétrica garantidora.

139

Essa modalidade de garantia será autorizada para o período correspondente à construção da obra,

extinguindo-se 180 dias após sua entrada em operação comercial, esta, caracterizada pela operação da

última unidade geradora, respeitada a data prevista no cronograma de implantação da usina aprovado pela

ANEEL. A Resolução também estabelece a metodologia para cálculo dos limites a serem respeitados pelas

concessionárias: (i) em função do endividamento em relação ao passivo total; ou (ii) em função da geração

interna de recursos apurados anualmente, no período abrangido pela garantia pretendida.

Deverá constar da contratação pleiteada a expressa renúncia dos agentes financiadores a qualquer ação ou

direito contra a ANEEL e o Poder Concedente, em decorrência de desatendimento pelas concessionárias dos

compromissos assumidos, ressalvando-se ainda, no instrumento de contratação que, o uso do produto da

eventual indenização dos bens reversíveis para pagamento aos financiadores estará limitado ao valor dos

débitos não liquidados.

Em 28 de fevereiro de 2005, a ANEEL editou a Resolução Normativa nº 150/05 que altera a forma de cálculo

das garantias financeiras previstas na comercialização de energia elétrica. Os novos critérios instituídos pela

nova resolução, no que concerne à comercialização, levam em conta a apuração dos três últimos saldos

devedores por empresa, nos 24 meses precedentes à contabilização das transações de compra e venda de

energia na CCEE. Períodos atípicos como os de racionamento e os de redução, em níveis críticos, da

capacidade de armazenamento dos reservatórios de usinas hidroelétricas não serão considerados no histórico

desses 24 meses de contabilização. A ANEEL já sinalizou que está analisando uma proposta de regra de

mercado com a caracterização definitiva dos períodos atípicos.

Remuneração das Geradoras

Ao contrário das concessionárias de distribuição de energia elétrica, em geral, as geradoras não têm, em

seus respectivos contratos de concessão, a fixação de tarifas, tampouco mecanismos de reajuste e revisão

destas.

Anteriormente ao Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras comercializavam a sua energia por meio de

Contratos Iniciais ou de contratos bilaterais. No âmbito dos Contratos Iniciais, as geradoras são remuneradas

pelas tarifas fixadas entre estas e as respectivas distribuidoras, as quais são homologadas pela ANEEL. Já no

âmbito dos contratos bilaterais, são fixados preços entre as partes, habitualmente decorrentes da

participação em licitações públicas.

Desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente podem vender sua

energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e operacionalizados pela

CCEE. No Ambiente de Contratação Livre, as geradoras podem vender sua energia a preços livremente

negociados a comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500 GWh/ano e Consumidores Livres.

No âmbito dos contratos bilaterais firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor

Elétrico, os preços negociados entre as empresas geradoras e distribuidoras eram, geralmente, influenciados

pela limitação ao repasse dos custos de aquisição de energia às tarifas cobradas pelas distribuidoras de seus

consumidores finais. O repasse de energia adquirida por meio de contratos de fornecimento firmados antes

da promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico é limitado por um valor estabelecido pela ANEEL, o

chamado valor normativo.

140

Para os contratos celebrados sob a vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a limitação ao repasse

de custos pelas distribuidoras é baseada no Valor de Referência Anual, que corresponde à média apurada

dos preços de energia elétrica nos leilões ―A-5‖ e ―A-3‖, calculados para todas as distribuidoras. O Valor

Anual de Referência cria um incentivo para que as distribuidoras contratem suas demandas esperadas de

energia nos leilões ―A-5‖, nos quais se espera preços mais baixos do que nos leilões ―A-3‖, e será aplicado

nos três primeiros anos dos contratos de compra da energia produzida por novos projetos de geração. Após

o quarto ano, os custos de aquisição da energia produzida por tais projetos poderão ser integralmente

repassados aos consumidores.

Essas limitações ao repasse pelas distribuidoras dos custos de aquisição de energia acabam restringindo os

preços de energia praticados pelos Agentes Vendedores, uma vez que estes devem ser similares ao valor

normativo ou ao Valor Anual de Referência para serem competitivos. Com a promulgação da Lei do Novo

Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras somente poderão adquirir energia por meio de leilões públicos

regulados pela ANEEL e, via de regra, operacionalizados pela CCEE. Tal restrição não se aplica à venda de

energia no Ambiente de Contratação Livre, onde a comercialização é realizada pela livre negociação de

preços e demais condições.

Algumas geradoras contam, ainda, com o MRE para ter assegurada a receita correspondente à sua Energia

Assegurada. De acordo com a regulamentação brasileira, a receita proveniente da venda de energia elétrica

pelas geradoras não depende diretamente da energia efetivamente gerada, e sim da Energia Assegurada de

cada usina, cuja quantidade é fixa e determinada pelo Poder Concedente, constando no respectivo Contrato

de Concessão. As diferenças entre a energia gerada e a Energia Assegurada são cobertas pelo MRE, cujo

principal propósito é mitigar os riscos hidrológicos, assegurando que todas as usinas participantes recebam

pelo seu nível de Energia Assegurada, independentemente da quantidade de energia elétrica por elas

efetivamente gerado. Em outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo o excedente daqueles que

geraram quantidades superiores às suas Energias Asseguradas, para aqueles que geraram quantidade de

energia insuficiente para atender à Energia Assegurada. A geração efetiva é determinada pelo ONS, tendo

em vista a demanda de energia, as restrições do sistema e as condições hidrológicas. A quantidade de

energia efetivamente gerada pelas usinas, seja ela superior ou inferior à Energia Assegurada, tem seu preço

fixado por uma tarifa denominada ―Tarifa de Energia de Otimização – TEO‖, que cobre somente os custos de

operação e manutenção da usina. Esta receita ou despesa adicional será contabilizada mensalmente para

cada gerador.

Além disso, de acordo com a regulamentação brasileira, a receita proveniente da venda de energia elétrica

por termelétricas não depende somente de sua potência instalada, e sim da Garantia Física. Além disso, as

usinas termelétricas contratam a energia equivalente a sua Garantia Física através de contratos de compra e

venda de energia, que são livremente negociados entre as partes. Na prática, as usinas termelétricas podem

entregar sua energia contratada através de geração própria ou de aquisição de energia no mercado à vista

(CCEE) e repasse da mesma, dependendo das condições verificadas entre seu custo de geração e o preço da

energia praticado no mercado à vista e, conseqüentemente, tal decisão depende das condições de mercado e

hidrológicas. Desta forma, as receitas das usinas termelétricas encontram-se vinculadas à diferença entre o

preço contratado e (i) seu custo de geração, ou (ii) o preço da energia no mercado à vista.

141

Mecanismo de Realocação de Energia - MRE

O MRE é um mecanismo destinado a distribuir o risco hidrológico entre as geradoras. Todas as geradoras

hidroelétricas com despacho centralizado e as geradoras termelétricas beneficiárias da CCC desde que

tenham celebrado Contratos Iniciais são membros do MRE (sendo que a partir de janeiro de 2006, apenas

geradoras hidroelétricas serão membros do MRE). De acordo com este mecanismo cada planta possui uma

quantidade de energia a ser comercializada proporcional à sua participação no valor total da Energia

Assegurada. Desta forma, a produção total de um membro do MRE é alocada a cada membro de acordo com

sua participação no total, independentemente de sua produção individual. Em suma, o MRE transfere o

excedente de produção daquelas plantas que produziram acima de seu nível de Energia Assegurada para

outros membros que registraram produção abaixo de tal nível. A ANEEL define a Energia Assegurada de cada

empreendimento de geração hidroelétrica com base em modelos computacionais que fazem uso do

tratamento estatístico do histórico de afluências na região em questão, fluxos de água dos rios e níveis de

água no reservatório de cada usina, em um período de tempo de múltiplos anos. A partir dessas informações

e considerando um risco de 5,0% de não suprimento à demanda, a Energia Assegurada é calculada e seu

valor poderá será revisto a cada cinco anos pela ANEEL ou na ocorrência de fatos relevantes, até o limite de

5,0% do valor estabelecido na última revisão, limitadas as reduções à 10,0% do valor constante dos

respectivos contratos celebrados com o Poder Concedente.

Alocação do MRE

O MRE é alocado por meio de um processo de quatro etapas que examina, primeiramente, a capacidade das

usinas, dentro da mesma região, de satisfazer os níveis de Energia Assegurada e, a seguir, considera o

compartilhamento da geração excedente entre as diferentes regiões. Tais etapas são detalhadas abaixo:

aferição se a produção total líquida dentro do MRE alcança os níveis totais de Energia Assegurada

dos membros do MRE como um todo;

aferição se alguma geradora gerou volumes acima ou abaixo de seus volumes de Energia

Assegurada, conforme determinados pelo ONS;

caso determinadas geradoras, membros do MRE, tenham produzido acima de seus respectivos

níveis de Energia Assegurada, o adicional da energia gerada será alocado a outras geradoras do

MRE que não tenham atingido seus níveis de Energia Assegurada. Esta alocação do adicional da

energia gerada, designada de Energia Otimizada, é feita, primeiramente, entre as geradoras dentro

de uma mesma região (sub-mercado) e, depois, entre as diferentes regiões, de forma a assegurar

que todos os membros do MRE atinjam seus respectivos níveis de Energia Assegurada;

se, após a etapa (3) acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de

Energia Assegurada e houver saldo de energia produzida, o adicional da geração regional líquida,

designada de Energia Secundária, deve ser alocado entre as geradoras das diferentes regiões. A

energia será negociada pelo preço MAE prevalecente na região em que tiver sido gerada; e

se, após a etapa (2) ou (3) acima, todos os membros do MRE não tenham atingido seus níveis de

Energia Assegurada, a energia faltante será paga pelos membros do MRE com base no PLD.

142

As geradoras membros do MRE que produziram energia excedente além de seus níveis de Energia

Assegurada são compensadas por custos variáveis de operação e manutenção (―O&M‖), e custos com o

pagamento de ―royalties‖ pelo uso da água. Na impossibilidade de gerar os níveis de Energia Assegurada

estabelecidos, as mesmas devem pagar custos de O&M e custos com os ―royalties‖ pelo uso da água às

geradoras que produziram acima de seus respectivos níveis de Energia Assegurada durante o mesmo

período.

Em situações nas quais as geradoras do MRE em conjunto não tenham produção líquida suficiente para

atingir os níveis de Energia Assegurada do MRE, a Energia Assegurada é escalonada de forma a refletir os

números efetivos de geração do MRE. Isto é, as geradoras recebem um nível de Energia Assegurada

Escalonada que é baseado na porcentagem do seu nível de Energia Assegurada em relação ao nível de

Energia Assegurada do sistema como um todo, multiplicado pela geração efetiva. Ainda que algumas

geradoras do MRE gerem acima de seus níveis de Energia Assegurada, se o MRE como um todo não for

capaz de atingir os níveis totais de Energia Assegurada, aquelas geradoras receberão, ainda assim, níveis de

Energia Assegurada Escalonada, que estarão abaixo de seus níveis de Energia Assegurada.

Caso as geradoras do MRE, em conjunto, não tenham produção líquida suficiente para atingir os níveis de

Energia Assegurada, mas as geradoras termelétricas que não são membros do MRE gerem energia suficiente

para evitar a necessidade de um racionamento, as geradoras do MRE deverão comprar de tais geradoras

termelétricas a quantidade suficiente de energia para atingir seus respectivos níveis de Energia Assegurada

no mercado local. O mecanismo do MRE tenta assegurar que todos os membros atinjam seus respectivos

níveis de Energia Assegurada, independentemente do montante contratado. Assim sendo, se um membro do

MRE não tiver a totalidade de sua Energia Assegurada contratada, o MRE assegurará que tal membro

satisfaça seus compromissos contratuais, e não seus níveis de Energia Assegurada. A necessidade de

racionamento é determinada pelo ONS em bases regionais. Na hipótese de racionamento, o preço refletirá o

custo da energia não entregue, ou o preço máximo que os consumidores pagariam pela energia, conforme

determinado pelo ONS. O racionamento é alocado segundo critérios técnicos, ao invés de uma base

comercial que daria prioridade a contratos de comercialização de energia.

Energia Secundária

O montante total de energia do MRE restante, após a alocação para cobertura da insuficiência das geradoras

que deixaram de produzir suas respectivas Energias Asseguradas, é denominado ―Energia Secundária‖. A

Energia Secundária é alocada de acordo com a participação relativa de Energia Assegurada de cada geradora

em relação à Energia Assegurada global de todos os membros do MRE.

Incentivos a Fontes Alternativas de Energia

Em 2000 foi criado o Programa Prioritário de Termeletricidade (―PPT‖), com o objetivo de diversificar a matriz

energética brasileira e reduzir sua forte dependência de usinas hidroelétricas. Os benefícios concedidos a

usinas termelétricas nos termos do PPT incluem: (1) fornecimento garantido de gás por 20 anos, (2) garantia

de que os custos relativos à aquisição da energia produzida por usinas termelétricas serão transferidos às

tarifas até o limite do valor normativo determinado pela ANEEL, e (3) acesso garantido a um programa

especial de financiamento do BNDES para o setor elétrico.

143

O PPT enfrentou diversos obstáculos durante sua implementação, particularmente no que diz respeito ao

preço de gás, o qual está geralmente atrelado ao dólar e, apesar de diversas alterações regulatórias, o PPT

nunca foi integralmente implementado.

Desde a promulgação da Lei 10.438, de 26 de abril de 2002, vêm sendo criados alguns incentivos às fontes

alternativas de geração de energia elétrica, tais como: (i) o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de

Energia Elétrica – PROINFA, administrado pelo Ministério de Minas e Energia – MME, que garante aos

empreendimentos habilitados a compra, pela Eletrobrás, da energia elétrica gerada pelo prazo de 20 anos e

apoio financeiro do BNDES; (ii) Redução nas tarifas de uso dos sistemas de distribuição e/ou transmissão de

energia elétrica (na produção e no consumo), com desconto não inferior a 50,0%; e (iii) Condição especial

para migração para o ACL de consumidores com carga entre 500 kV e 3 MW, desde que tais consumidores

adquiram energia elétrica de geradores a partir de fontes alternativas de energia elétrica,aumentando assim

o mercado consumidor desses produtores.

Além desses incentivos, no dia 15 de fevereiro de 2007, o MME editou a Portaria nº 31 por meio da qual

ficou estabelecido que a ANEEL deverá promover um leilão de energia proveniente de fontes alternativas no

dia 24 de maio de 2007.

Encargos Setoriais

Tarifas de uso dos Sistemas de Distribuição e de Transmissão

A ANEEL fiscaliza e regulamenta o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão. As tarifas são (i) a

TUSD, tarifa cobrada pelo uso da rede de distribuição/sub-transmissão (DIT) pertencente à área de

concessão de cada distribuidora e (ii) a TUST, tarifa pelo uso do sistema de transmissão, que consiste na

Rede Básica e suas instalações auxiliares. Adicionalmente, as distribuidoras do sistema interligado

Sul/Sudeste pagam encargos específicos pela transmissão da energia elétrica gerada em Itaipu. A seguir

encontra-se um resumo de cada tarifa ou encargo.

A TUSD é paga pelas geradoras e pelos consumidores pelo uso do sistema de distribuição da distribuidora à

qual a geradora ou o Consumidor estejam conectados, e é reajustada anualmente, levando-se em conta a

variação de seus componentes. A TUSD compreende os custos de operação, manutenção e expansão da

rede, encargos setoriais, remuneração dos investimentos e suas depreciações. O encargo mensal a ser pago

pelo respectivo agente conectado ao sistema de distribuição, por ponto de conexão, é calculado pela

multiplicação do montante de uso, em kW, pela tarifa estabelecida pela ANEEL, em R$/kW.

Os consumidores especiais, com carga entre 500 kV e 3 MW, que contratem energia de geradores a partir de

fontes alternativas, podem ter de 50,0% a 100,0% de desconto na TUSD.

Além disso, o Decreto nº 5.597, de 26 de novembro de 2005, autorizou os Consumidores Livres a se

conectarem à rede básica por meio de rede própria. Como resultado, caso um consumidor livre se conecte

diretamente à rede básica, sem utilizar o sistema de distribuição da concessionária, o pagamento da TUSD

não será mais devido.

A TUST remunera o uso da Rede Básica, que é composta por instalações de transmissão com tensão igual ou

superior a 230 kV. Encargos oriundos da TUST são computados de julho a junho de cada ano. A ANEEL

primeiro determina o valor total das receitas que deverão ser ressarcidas pelos encargos TUST somando o

seguinte: (1) o valor total de receitas de transmissão a que as concessionárias de transmissão têm direito

pela prestação do serviço, ou a RAP (Receita Anual Permitida); (2) uma parte do orçamento operacional do

ONS; (3) uma previsão das novas receitas oriundas de melhorias ou expansão da Rede Básica de

Transmissão; e (4) correções da inflação. Essa soma é então alocada a todas as empresas que utilizam a

Rede Básica de Transmissão. Segundo o critério estabelecido, geradores despachados centralizadamente

pelo ONS devem arcar em conjunto com 50% do valor total, sendo que os outros 50% devem ser arcados

144

pelas empresas de distribuição e Consumidores livres conectados à Rede Básica de Transmissão. A parte de

cada empresa do total do encargo é calculada com base em (1) valor comum a todos os empreendimentos

(selo), referente a 80,0% do encargo TUST, e (2) valor que considera a proximidade do empreendimento de

geração em relação aos grandes centros consumidores no caso da geração ou a proximidade em relação aos

grandes centros geradores no caso das distribuidoras ou consumidores livres (locacional), referente a 20,0%

do encargo TUST. O principal fator que leva a aumentos nos encargos TUST é o aumento constante do valor

total de receitas a serem obtidas através dos encargos TUST.

Em conformidade com critérios estabelecidos pela ANEEL, os proprietários das diferentes partes da rede de

transmissão transferiram a coordenação da operação de suas instalações ao ONS em troca do recebimento

de pagamentos regulados dos usuários do sistema de transmissão. Os usuários da rede, incluindo as

empresas de geração, assinaram contratos com o ONS que lhes conferem o direito de usar a rede de

transmissão em troca do pagamento das tarifas divulgadas.

Encargo de Transporte de Itaipu

A usina hidroelétrica de Itaipu possui uma rede de transmissão operada em corrente alternada e contínua,

que não é considerada parte da Rede Básica ou do sistema de transmissão interligado. O uso deste sistema é

remunerado por uma tarifa específica denominada encargo de transporte de Itaipu, pago pelas empresas

detentoras de quotas da energia produzida por Itaipu, na proporção de suas quotas.

Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos

Nos termos da Lei n.º 9.648/98, os titulares de concessão ou autorização para exploração de potencial

hidráulico devem pagar, a título de compensação pela utilização de recursos hídricos, 6% sobre o valor da

energia elétrica produzida. O pagamento é devido aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, em cujos

territórios se localize o aproveitamento ou que tenham áreas alagadas por águas do respectivo reservatório,

e o órgãos da Administração Direta da União. Em 2000, nos termos da Lei n.º 9.984 (que criou a Agência

Nacional de Águas - ANA), esse percentual foi alterado para 6,75%, sendo que as grandes centrais geradoras

de energia elétrica iniciaram o pagamento do adicional de 0,75% em julho daquele ano.

Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia – TFSEE

A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia (TFSEE) foi instituída pela Lei n.º 9.427/96, e regulamentada

pelo Decreto n.º 2.410/97. Trata-se de taxa anual, diferenciada em função da modalidade de serviço e

proporcional ao porte da concessão, permissão ou autorização (aqui incluídas a produção independente e a

auto-produção de energia).

A TFSEE alcança 0,5% do benefício econômico anual auferido pelo concessionário, permissionário ou

autorizado e deve ser recolhida diretamente à ANEEL, em doze quotas mensais.

Contribuição para Pesquisa e Desenvolvimento

As concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição, geração e transmissão

de energia elétrica devem investir a cada ano um mínimo de 1,0% de sua receita operacional líquida em

pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico. PCHs, projetos de energia solar, eólica e biomassa estão

isentos de tal exigência.

145

Racionamento

A baixa quantidade de chuvas na estação úmida 2000/2001 resultou em uma queda anormal nos níveis de

água em diversos reservatórios utilizados pelas maiores usinas hidroelétricas do Brasil. Tal fato, aliado à

restrição de investimentos em projetos de geração e transmissão nos anos que antecederam a esse período,

levou o Governo Federal a adotar restrições no atendimento ao consumo de energia no ano de 2001. Em

maio de 2001, o Presidente da República criou a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica,

posteriormente transformada em Câmara de Gestão do Setor Elétrico - CGSE, com o objetivo de propor e

implementar medidas de natureza emergencial para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica,

de forma a evitar interrupções imprevistas de suprimento.

A CGSE estabeleceu regimes especiais de cobrança de tarifas, limites de uso e fornecimento de energia e

outras medidas visando à redução do consumo de energia elétrica nas regiões Sudeste, Centro-Oeste,

Nordeste e Norte.

Em virtude da melhoria nas condições hídricas no País e do êxito na política de contenção do consumo de

energia elétrica, que propiciaram aumento significativo dos níveis nos reservatórios das usinas hidroelétricas,

o Governo Federal anunciou, em fevereiro de 2002, o fim das medidas de racionamento.

Contudo, o impacto de um eventual racionamento pode ser estimado a luz do ocorrido no racionamento de

2001:

o consumo de energia elétrica em 2001 apresentou uma retração de 7,7% em relação a 2000, em

função do racionamento;

a classe residencial, que detinha uma participação de 26,0% do mercado nacional, apresentou um

decréscimo de 11,8% no ano, com o maior engajamento no racionamento, em relação às demais

categorias;

influenciado pelo racionamento, que contribuiu fortemente para o baixo crescimento da produção

industrial brasileira (1,5%) no ano, o segmento industrial, que respondia por 43,2% do consumo

total de eletricidade brasileiro, apresentou redução de 6,6% em 2001;

a categoria comercial, que representava 15,7% do consumo total, a exemplo das demais,

apresentou uma retração em seu consumo de eletricidade fechando o ano de 2001 com uma queda

de 6,3%;

as outras classes de consumo, que respondiam por cerca de 15,1% do consumo total, registraram,

em seu conjunto, uma variação de (4,7)%, em relação ao valor verificado no ano 2000;

o consumo total de energia elétrica brasileiro somente recuperou o mesmo patamar verificado no

ano anterior ao racionamento (2000) no ano de 2003;

o consumo médio por consumidor residencial, em nível nacional, após ter crescido à taxa média de

4,8% ao ano no período 1994/1998, situou-se em 146 kWh/mês no ano de 2001, ficando 15,6%

abaixo do verificado em 2000; e

a manutenção dos hábitos de consumo adquiridos no racionamento, entre os principais motivos,

tem mantido o consumo residencial médio praticamente estável desde 2001, sendo que o valor

verificado em 2006 é, ainda, mais de 20,0% inferior ao do ano 2000.

146

Acordo Geral do Setor Elétrico

O Acordo Geral do Setor Elétrico foi o acerto firmado entre geradoras e distribuidoras com o objetivo

de definir regras para compensação das perdas financeiras geradas pelo Racionamento de energia

2001/2002. O acordo, fechado em dezembro de 2001, prevê financiamento de até R$ 7,5 bilhões do BNDES

às empresas e reajuste tarifário extraordinário de 2,9% para consumidores rurais e residenciais,

com exceção dos consumidores de baixa renda, e de 7,9% para consumidores de outras classes, a título de

recomposição das perdas.

Custo devido ao despacho de recursos energéticos devido à ultrapassagem da CAR – Curva de

Aversão a Risco

A Resolução CNPE nº 08/2007 trata do estabelecimento de diretrizes para a utilização da CAR e determina,

em seu art. 2º, que o ONS poderá despachar recursos energéticos fora da ordem de mérito econômico ou

mudar o sentido do intercâmbio entre submercados, por decisão do Comitê de Monitoramento do Setor

Elétrico - CMSE, com vistas à garantia do suprimento energético.

O art. 3º dessa Resolução estabelece que o Custo Variável Unitário - CVU da UTE despachada por decisão

do CMSE ou devido à ultrapassagem da CAR não será utilizado para a determinação do PLD.

Com relação ao despacho de recursos energéticos fora da ordem de mérito por violação da CAR, o § 4º do

art. 3º estabelece que o custo adicional do despacho de UTE acionada por ultrapassagem da CAR, dado pela

diferença entre o CVU e o PLD obtido dos modelos computacionais, deve ser rateado de acordo com normas

vigentes, mediante processo de contabilização e liquidação da CCEE, a ser disciplinado pela ANEEL

Diante do exposto, a ANEEL por meio da Resolução 306/2008 aprovou as regras de comercialização de

energia elétrica de que trata o art. 3º CNPE 08/2007, estabelecendo que o custo adicional do despacho de

usina acionada por ultrapassagem da Curva de Aversão ao Risco – CAR, dado pela diferença entre o Custo

Variável Unitário – CVU e o Preço de Liquidação das Diferenças – PLD, seja rateado entre todos os agentes

de mercado, proporcionalmente à energia comercializada nos últimos doze meses contabilizados, inclusive o

mês corrente, de acordo com as normas vigentes, mediante processo de contabilização e liquidação da CCEE.

Nos meses de janeiro e fevereiro de 2008, quando o nível de armazenamento dos reservatórios ficou inferior

à CAR e, por conseguinte, o valor do PLD atingiu patamares elevados, o valor contabilizado pela CCEE para a

Duke representou R$ 265 mil.

Procedimentos operativos de curto prazo para aumento da segurança energética

A Resolução nº109, de 24 de janeiro de 2002, da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica - GCE, em

seu Artigo 8º, § 1º, estabeleceu a incorporação da Curva de Aversão a Risco – CAR nos modelos

computacionais de otimização energética.

Posteriormente, a Resolução nº10, de 16 de dezembro de 2003, do Conselho Nacional de Política Energética

– CNPE e a Resolução nº 686, de 24 de dezembro de 2003, da Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL

estabeleceram que o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS poderá, para fins de atendimento aos

critérios de segurança do Sistema Interligado Nacional – SIN, determinar antecipadamente, em relação à

violação da CAR, o despacho de usinas térmicas, dentro dos períodos de vigência dos Programas Mensais de

Operação – PMO e suas Revisões Semanais.

147

Com base no exposto, o Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE aprovou Procedimentos

Operativos de Curto Prazo que busquem aumentar a garantia do atendimento energético nos dois primeiros

anos do horizonte qüinqüenal, considerando hipóteses conservadoras de ocorrência de afluências e de

requisitos de níveis mínimos de armazenamento de segurança ao final de cada mês, visando atingir um

determinado estoque de segurança ao final do período seco, denominado Nível Meta.

Aspectos Ambientais

Responsabilidade Ambiental

As violações à legislação ambiental podem resultar na responsabilização nas esferas administrativa e

criminal, independentemente do dever de reparar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros

afetados. Na esfera criminal, as sanções aplicáveis podem atingir tanto os Administradores da Companhia,

que podem até ser presos, como a própria pessoa jurídica da Companhia. Na esfera administrativa, as penas

podem ser de multa de até R$ 50 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de reincidência) e

a suspensão temporária ou definitiva de atividades.

Na esfera civil, os danos ambientais implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e indireta. Isso

significa que a obrigação de reparar a degradação causada poderá afetar a todos os direta ou indiretamente

envolvidos, independentemente da comprovação de culpa dos agentes. Como conseqüência, a contratação

de terceiros para proceder a qualquer intervenção nas operações da Companhia, como a disposição final de

resíduos, não exime a responsabilidade da contratante por eventuais danos ambientais causados pela

contratada. Ainda na esfera civil, a legislação ambiental contempla a possibilidade de desconsideração da

personalidade jurídica sempre que esta for obstáculo à reparação dos danos ambientais causados.

Licenciamento Ambiental

A Política Nacional do Meio Ambiente, instituída pela Lei Federal nº 6.938/1981, determina que o regular

funcionamento de atividades consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras, ou que, de qualquer forma,

causem degradação do meio ambiente, está condicionado ao prévio licenciamento ambiental. Este

procedimento é necessário tanto para a instalação inicial e operação do empreendimento quanto para as

ampliações nele procedidas, sendo que as licenças emitidas precisam ser renovadas periodicamente. O

licenciamento ambiental de atividades cujos impactos ambientais são considerados significativos está sujeito

ao Estudo Prévio de Impacto Ambiental e seu respectivo Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA), assim

como à implementação de medidas de compensação ambiental (recursos destinados à implantação e

manutenção de unidades de conservação, no montante de, pelo menos, 0,5% do custo total previsto para a

implantação do empreendimento).

Para os empreendimentos de impacto ambiental nacional ou regional, ou realizados em áreas de interesse ou

domínio da União, a competência para licenciar é atribuída ao IBAMA. Com exceção dos casos em que o

licenciamento ambiental está sujeito à competência do IBAMA, os órgãos estaduais de meio ambiente, como

o Instituto Ambiental do Paraná - IAP, no Estado do Paraná, e a Secretaria de Estado do Meio Ambiente –

SMA, no Estado de São Paulo, são competentes para a análise das atividades e emissão de licenças

ambientais, bem como para a imposição de condições, restrições e medidas de controle pertinentes.

O processo de licenciamento ambiental compreende, basicamente, a emissão de três licenças: licença prévia,

licença de instalação e licença de operação.

148

Antes da licitação para obtenção da outorga de concessão para aproveitamento de potenciais hidráulicos, a

ANEEL deve providenciar, por meio da EPE, a realização dos estudos ambientais exigidos e a obtenção da

respectiva licença prévia para o empreendimento. A ausência de licença ambiental, independentemente de a

atividade estar ou não causando danos efetivos ao meio ambiente, consiste em crime ambiental, além de

sujeitar o infrator a penalidades administrativas tais como multas que, no âmbito federal, podem chegar a R$

10 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de reincidência), e interdição de atividades.

As demoras ou indeferimentos, por parte dos órgãos ambientais licenciadores, na emissão ou renovação

dessas licenças, assim como a eventual impossibilidade da Companhia de atender às exigências e

condicionantes estabelecidas por tais órgãos ambientais no curso do processo de licenciamento ambiental,

poderão prejudicar, ou mesmo impedir, conforme o caso, a instalação e a operação dos seus

empreendimentos.

Para informações sobre as licenças ambientais relativas à instalação e funcionamento do Parque Gerador da

Companhia, vide seção ―Atividades da Emissora‖, localizada na página 149 deste Prospecto.

Recursos Hídricos

A Política Nacional de Recursos Hídricos, instituída por meio da Lei Federal nº 9.433/1997, determina que o

uso de corpos d‘água para fins de captação ou lançamento de efluentes (i) deverá ser previamente

autorizado pelo Poder Público por meio de outorga de direito de uso, além de (ii) ensejar a cobrança de

valores para essa finalidade. Como todas as hidroelétricas da Companhia estão situadas em rios de domínio

da União, a competência para a emissão da outorga cabe à ANA.

O aproveitamento de potencial hidroelétrico por meio das usinas hidroelétricas da Companhia configura

atividade sujeita à outorga e conseqüente cobrança pelo uso da água. A cobrança pelo uso da água nas

usinas hidroelétricas, porém, já ocorre por meio do pagamento da compensação financeira instituída para

este fim.

149

ATIVIDADES DA EMISSORA

Introdução

A Emissora atua no setor de geração e comercialização de energia elétrica e está entre as três maiores

geradoras privadas do País, em termos de Capacidade Instalada, segundo a ANEEL, representado, em 30 de

junho de 2008, aproximadamente 2,3% de toda a Capacidade Instalada do Brasil.

O Parque Gerador da Emissora é composto por 8 usinas hidrelétricas, dentre as quais seis são integralmente

detidas pela Companhia e duas são compartilhadas por meio de um consórcio com a CBA, todas situadas ao

longo do Rio Paranapanema, localizado nos Estados de São Paulo e Paraná, principais centros de consumo do

País, contando com um total de 29 turbinas e 2.307,0 MW de Capacidade Instalada.

No período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008, a receita bruta da Companhia foi de R$ 388,6

milhões, a receita líquida de R$335,7, milhões, o EBITDA de R$ 215,6 milhões e, total de ativos era de R$

3.318,8 milhões. No mesmo período de 2007, a receita bruta da Companhia foi de R$351,7 milhões, a receita

líquida de R$312,8 milhões, o EBITDA de R$203,7 milhões e, o total de ativos de R$3.346,2 milhões. A

margem de EBITDA da Companhia no período de seis meses encerrado em 30 de junho de 2008 foi de 64,2%

e 65,1% no mesmo período em 2007. O EBITDA é um dado financeiro que não está expressamente indicado

nas demonstrações financeiras.

Endividamento

A tabela abaixo apresenta os saldos de empréstimos e financiamentos de longo prazo e plano de pensão da

Companhia, em:

30 de junho de 2008 30 de junho de 2007

Em R$ (Mil) Curto Prazo

Longo

Prazo Total Curto Prazo Longo Prazo Total

Eletrobrás 167.689 838.694 1.006.383 133.078 886.205 1.019.283

BNDES 9.460 9.460

Plano de Pensão 22.045 22.045 16.089 16.089

Total 167.689 860.739 1.028.428 142.538 902.294 1.044.832

A Capacidade Instalada da Companhia e geração de energia por parque gerador estão dispostas abaixo

conforme os períodos indicados.

Capacidade Instalada Geração de Energia

Período de seis meses

encerrado em 30 de Junho de

Exercício encerrado em

31 de dezembro de

Usina 2008 2007 2006 2005

(MW) (GWh)

Capivara ....................................................... 640,0 3.198,8 2.858,3 3.483,8

Taquaruçu .................................................... 554,0 1.894,3 1.787,3 2.033,6

Chavantes .................................................... 414,0 1.390,5 1.801,8 1.804,4

Rosana ......................................................... 372,0 1.741,4 1.689,5 1.889,9

Jurumirim ..................................................... 98,0 474,9 551,7 454,8

Canoas I ....................................................... 83,0 483,2 516,2 555,0

Salto Grande ................................................. 74,0 408,2 480,6 487,3

Canoas II ..................................................... 72,0 380,6 416,3 440,8

Total ......................................................... 2.307,0 9.971,8 10.101,8 11.149,6

150

Estrutura Organizacional e Principais Acionistas

A Companhia foi constituída como sociedade anônima de capital aberto, denominada Companhia de Geração

de Energia Elétrica Paranapanema S.A., em julho de 1999. A criação da Companhia decorreu da cisão parcial

da CESP. No mesmo ano, a Duke Energia do Sudeste Ltda., empresa controlada indiretamente pela Duke

Energy Corp., adquiriu em leilão as ações representativas do bloco de controle da Companhia. Após o leilão de

privatização, a Duke Energy International, Brasil Ltda. efetuou oferta pública para aquisição de ações

ordinárias e preferenciais remanescentes no mercado. Conseqüentemente, a Duke Energy Corp. passou a

deter indiretamente 94,4% do total do capital social da Companhia. A razão social da Emissora passou a ser

Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.. Para mais informações sobre o histórico da Emissora,

favor ver seção ―Informações Relativas à Emissora‖ - ―Histórico da Emissora‖, localizada na página 157 deste

Prospecto.

Os principais clientes da Companhia são as Distribuidoras, os Comercializadores e os Consumidores Livres de

energia elétrica no Estado de São Paulo. A Companhia vende energia também no mercado de curto prazo,

mercado Spot. Em 31 de dezembro de 2007, a receita de venda de energia no ACR (Distribuidoras) e no ACL

(Consumidores Livre e Comercializadores) representou, respectivamente, 47,3% e 50,6% do total da receita

bruta da Companhia. Em 31 de dezembro de 2007, a Companhia tinha celebrado contratos de venda de

energia com 34 clientes no ACL localizados, principalmente, nas Regiões Centro-Oeste e Sudeste, o que

representa 471 MW médios.

A Companhia opera suas usinas com base em dois contratos de concessão. O Contrato de Concessão 76/99

regula a concessão da UHE Jurumim, UHE Chavantes, UHE Salto Grande, UHE Capivara, UHE Taquaruçu e

UHE Rosana, pelo período de 30 anos, encerrando-se em 2029. O segundo contrato de concessão regula a

concessão dos aproveitamentos hidrelétricos Canoas I e Canoas II, os quais são compartilhados por meio do

consórcio entre a Companhia e a CBA, com prazo de 35 anos, o qual se encerrará em 2033. A Companhia tem

direito a 49,7% da energia gerada por Canoas I e Canoas II e a CBA tem direito aos 50,3% restantes.

151

Estrutura Organizacional

O Organograma abaixo demonstra de maneira simplificada a estrutura organizacional e os principais acionistas

da Companhia.

Duke Energy Corporation

(DE)

Duke Energy Registration

Services, Inc.

(DE)

Duke Energy International,

LLC (DE)

Duke Energy Americas, LLC

(DE)

Duke Energy Group

Holdings,

LLC (DE)

Duke Energy Group, LLC

(DE)Texas Eastem (Bermuda)

Ltd.

Duke Energy International

Latin America, Ltd.

(Bermuda)

Duke Energy International

Holdings, Ltd

(Bermuda)

Duke Energy International

Group, Ltd.

(Bermuda)

Duke Energy International

Brazil Holdings, Ltd.

(Bermuda)

Duke Energy International,

Brasil Ltda (Brazil)

Duke Energy International

Brasil Holdings, LLC

(EUA)

Duke Energy International Geração Paranapanema S.A

93,95%

Minoritários

5,27%

20,55%79,45

100%

100%

100%

100%

100%

0,78%

100%

100%

0,01%

100%99,99%

152

Acionistas da Companhia

AÇÕES ORDINÁRIAS AÇÕES PREFERENCIAIS TOTAL

Acionistas QTDE % QTDE % QTDE %

Duke Energy International,

Brasil Ltda. (¹) 33. 838.211 97,8 54.885.511 91,7 88.723.722 94

Duke Energy International Brazil

Holdings, LLC (¹) 0,0 0,0 735.023 1,2 735.023 0,8

Companhia do Metropolitano de

São Paulo 0,0 0,0 1.323.627 1,4 1.323.627 1,4

Outros 752.608 2,2 2.898.303 5,7 3.650.911 3,8

Total 34.590.819 100,00 59.842.464 100,00 94.433.283 100,00

(¹) A Duke Energy International, Brasil Ltda. e a Duke Energy International Brazil Holdings, LLC são ambas controladas pela Duke Energy

International Brazil Holdings, Ltd., que, por sua vez, é controlada pela Duke Energy International Group, Ltd.

A Duke Energy International Group, Ltd. é controlada pela Duke Energy International Holdings, Ltd., cuja controladora é a Duke Energy

International Latin America, Ltd.

A Duke Energy International Latin America, Ltd. é controlada Duke Energy Group, LLC e Texas Eastern Ltd., que são controladas pela Duke

Energy Group Holdings, LLC.

A Duke Energy Group Holdings, LLC. é controlada pela Duke Energy Internacional, LLC, cuja controladora é a Duke Energy Americas, LLC. A

Duke Energy Americas, LLC. é controlada pela Duke Energy Registration Services, Inc., que, por fim, é controlada pela Duke Energy

Corporation.

Descrição da Acionista Controladora

Duke Energy Corp.

O investimento indireto da Duke Energy Corp. na Companhia, no montante de US$ 1,5 bilhão, representa o seu

maior investimento internacional. A Duke Energy Corp. situa-se entre as cinco maiores concessionárias de energia

nos Estados Unidos da América em valor de mercado, de acordo com Edison Electric Institute, relativo ao

primeiro semestre de 2007 e presta serviços de energia nesse país há mais de 100 anos. As ações da Duke

Energy Corp. são listadas e negociadas na New York Stock Exchange, ou Bolsa de Valores de Nova Iorque, desde

1961.

Em 30 de junho de 2008, a Duke Energy Corp. era titular, indiretamente, de 100% das ações representativas

do capital social da Duke Energy International, Brasil Ltda. e Duke Energy International Brazil Holdings Ltd.,

respectivamente.

A Duke Energy Corp. é uma companhia listada na bolsa de valores de Nova York e possui o seu capital

pulverizado. Conforme pode ser verificado na tabela abaixo, os dez maiores acionistas da Duke Energy Corp

detinham, em 30 de junho de 2008, 22,5% de seu capital, sendo que, dentre eles, o acionista majoritário,

State Street Global Advisors (US), detinha, naquela mesma data, 3,7% da Duke Energy Corp.

Além disso, não existe acordo de acionistas da Duke Corp. que vincule dois ou mais acionistas, formando um

bloco de controle. Dessa forma, não existe um único acionista da Duke Energy Corp. ou grupo de acionistas

vinculados por acordo de voto ou sob controle comum que: (i) seja titular de direitos de sócio que lhe

assegurem, de modo permanente, a maioria dos votos nas deliberações das assembléias-gerais e o poder de

eleger a maioria dos administradores da Duke Corp.; e (ii) use efetivamente seu poder para dirigir as

atividades sociais e orientar o funcionamento da Duke Corp.

153

A tabela abaixo indica os dez maiores acionistas da Duke Energy Corp. em 30 de junho de 2008

Duke Energy International, Brasil Ltda.

A Duke Energy International, Brasil Ltda. é uma sociedade limitada, constituída em fevereiro de 1998, com

sede na cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo, cujo objeto social consiste em: participar em licitação

e/ou leilões de transferência de participação acionária de empresas do setor de energia elétrica, obtendo as

correspondentes concessões, permissões ou autorizações; representar outras sociedades, nacionais ou

estrangeiras, por conta própria ou de terceiros; e participar em outras sociedades, comerciais ou civis, como

sócia, acionista ou sócio.

A tabela abaixo indica a composição do capital social de Duke Energy International, Brasil Ltda.:

Além de deter 94% das ações da Companhia, a Duke Energy International, Brasil Ltda. é detentora de 99,99%

da empresa DEB – Pequenas Centrais Hidrelétricas Ltda. juntamente com Duke Energy International Brazil

Holdings Ltd., quotista de 0,01% do capital social. As PCHs de Palmeiras e Retiro, localizadas,

respectivamente, no município de São Joaquim da Barra e Guará, ambas localizadas no Estado de São Paulo,

com capacidade instalada de 16 MW cada uma pertencem à DEB.

Atualmente, a PCH de Retiro encontra-se em estágio de obras civis e a PCH de Palmeiras encontra-se em

estágio de sondagem, com previsão de início das obras civis para o mês de outubro de 2008.

Duke Energy International, Brazil Holding Ltd.

A Duke Energy International, Brazil Holding Ltd. é uma sociedade limitada, constituída em novembro de 2006,

com sede nas Ilhas Bermudas, cujo objeto social consiste em: deter bens e ativos; e participar em outras

sociedades, comerciais ou civis, como sócia, acionista ou quotista.

Sócio Quotas %

State Street Global Advisors (US) 47.402.000 3,7%

Barrow Hanley Mewhinney & Strauss Inc. 42.600.000 3,4%

Barclays Global Investors N.A. 40.175.000 3,2%

Vanguard Group, Inc. 39.950.000 3,2%

Franklin Advisers, Inc. 38.800.000 3,1%

Pictet Asset Management, Ltd. 23.100.000 1,8%

T. Rowe Price Associates, Inc. 16.500.000 1,3%

Capital World Investors 14.000.000 1,1%

Columbia Management Advisors, Inc. 12.000.000 0,9%

Northern Trust Investments, N.A. 10.100.000 0,8%

Sócio Quotas %

Duke Energy International, Brazil Holdings Ltd. 1.082.084.766 99,99

Duke Energy International, Brazil Holdings, LLC. 1 0,01

154

A tabela abaixo indica a composição acionária dos acionistas da Duke Energy International Brazil Holding:

Reestruturações Societárias da Companhia

A Companhia foi constituída a partir da cisão parcial da CESP. Em 1999, o controle acionário da Companhia foi

adquirido em leilão pela Duke Energia do Sudeste Ltda., empresa do grupo Duke Energy. Posteriormente,

Duke Energy International, Brasil Ltda. adquiriu, por meio de uma oferta pública de ações, grande parte das

ações ordinárias e preferenciais não pertencentes ao bloco de controle da Companhia e, por incorporação da

Duke Energia do Sudeste Ltda., o referido bloco de controle, definindo a atual participação no Capital Social da

Companhia.

Para mais informações sobre as reestruturações societárias, ver o item ―Breve Histórico‖ da Seção ―Atividades

da Emissora‖, localizado na página 154 deste Prospecto.

Participações Societárias

Até a data deste Prospecto a Companhia não detém participações em outras sociedades.

Acordo de Acionistas

Até a data deste Prospecto não há qualquer acordo de acionistas arquivado na sede da Companhia.

Breve Histórico

A Emissora foi constituída em julho de 1999, com a denominação de Companhia de Geração de Energia

Elétrica Paranapanema S.A., uma sociedade por ações de capital aberto, concessionária de uso de bem público

destinado a geração de energia elétrica, decorrente da cisão parcial da CESP em três Companhias de geração,

ocorrida em virtude de recomendação do Conselho Diretor do Programa Estadual de Desestatização (PED). As

outras duas são a Companhia de Geração de Energia Elétrica Tietê e a CESP remanescente. A Companhia de

Geração de Energia Elétrica Paranapanema reuniu os ativos relacionados às operações de geração de energia

elétrica nas usinas da bacia do Rio Paranapanema. Ainda no ano de 1999, o controle acionário da Companhia

foi adquirido em leilão pela Duke Energia do Sudeste Ltda., empresa do grupo Duke Energy.

Em 20 de dezembro de 1999 a Duke Energy International, Brasil Ltda., adquiriu por meio de uma oferta

pública grande parte das ações ordinárias e preferenciais da Companhia remanescentes no mercado. Em

2002, a Duke Energy International, Brasil Ltda. incorporou a Duke Energia do Sudeste Ltda., tornando-se

controladora da Companhia.

Em abril de 2000, a denominação social da Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema S.A.

passou a ser Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A, como permanece até esta data.

O Capital Social da Companhia em 2005 foi aumentado dos iniciais R$ 120.001.000,00 para R$ 2.136.376.403,80,

sendo posteriormente reduzido, no mesmo ano, para R$ 1.973.376.403,80.

Por fim, a Companhia incorporou, em 2006, parcela cindida de ativos de Duke Energy International,

Brasil Ltda., tendo seu capital social majorado para os R$ 1.999.137.503,80 e dividido em 94.433.283 ações, em

junho de 2008.

A Companhia aprovou, em assembléia geral extraordinária realizada 31 de outubro de 2007, proposta de

grupamento de suas ações pelo Conselho de Administração, deliberada em sua 55ª Reunião, realizada em 15

de outubro de 2007, atribuindo-se 01 (uma) nova ação em substituição a cada grupo de 1.000 (mil) ações de

cada espécie existente, de forma que as 94.433.283.633 (noventa e quatro bilhões, quatrocentas e trinta e

três milhões, duzentas e oitenta e três mil, seiscentas e trinta e três) ações foram transformadas em

94.433.283 (noventa e quatro milhões, quatrocentas e trinta e três mil, duzentas e oitenta e três) ações. As

novas ações originadas do grupamento, que foram definitivamente implementado no dia 1° de novembro de 2007,

Sócio Quotas %

Duke Energy International Group, Ltd. N/D 100%

155

conferiram a seus detentores direitos idênticos aos atualmente garantidos pelo Estatuto Social da Companhia à

respectiva espécie de ação. A Companhia também aprovou nesta mesma assembléia geral extraordinária que

simultaneamente ao grupamento de suas ações, (i) os American Depositary Receipts (ADRs), tanto ordinários

quanto preferenciais, emitidos pela Companhia foram desdobrados na proporção de 1 (um) ADR atual para 3

(três) ADR novos, independentemente da espécie; e (ii) a proporção dos ADRs, tanto ordinários quanto

preferenciais, mudaram de 3.000 ADRs por ação para 1 ADR por ação da Companhia, independentemente da

espécie.

Em 29 de janeiro de 2008, por meio da Ata da 125ª Reunião de Diretoria, a Companhia acatou o pedido

formulado por acionista minoritário para conversão de ações ordinárias em ações preferenciais, à razão de 1

(uma) ação ordinária para cada 1 (uma) ação preferencial, sendo que a conversão estaria sujeita ao limite

legal de composição do capital social de 1/3 de ações ordinárias e 2/3 de ações preferenciais, bem como ao

limite estabelecido pelo artigo 7º, I, b, do Estatuto Social, que determina que, a cada Período de

Conversão, cada acionista poderá formular pedidos de conversão de ações correspondentes a até 3% do

capital social, desde que o montante total a ser convertido no referido Período de Conversão não exceda

5% do capital social.

Nesse sentido, em 1º de fevereiro de 2008, a Companhia publicou Fato Relevante informando aos acionistas

os termos e condições aprovados pela Reunião de Diretoria. No mesmo dia a Companhia iniciou seus Períodos

de Conversão por meio da publicação de Avisos aos Acionistas que foram realizadas em 1° de fevereiro de

2008, 20 de fevereiro de 2008, 10 de março de 2008, 27 de março de 2008 e 04 de abril de 2008, anunciando

o início do primeiro, segundo, terceiro e quarto Período de Conversão, respectivamente, sendo encerrado o

último Período no dia 15 de abril de 2008.

A Companhia abriu 4 (quatro) Períodos de Conversão de ações ordinárias em preferenciais, de acordo com o

Fato Relevante publicado em 1° de fevereiro de 2008, de 15 (quinze) dias consecutivos cada. Em 18 de

fevereiro de 2008, foi publicado o Aviso aos Acionistas informando o encerramento do quarto e último período

de conversão, bem como a composição acionária após todos os períodos de conversão.

Em 30 de abril de 2008, por meio da Assembléia Geral Ordinária e Extraordinária a Companhia alterou,

mediante deliberação, o número de ações ordinárias e preferenciais representativas do capital social da

Companhia para refletir as conversões solicitadas durante os Períodos de Conversão de ações ordinárias em

preferenciais, permanecendo com 34.590.819 ações ordinárias e 59.842.464 ações preferenciais.

Nos últimos dois exercícios sociais, não foi realizada qualquer oferta pública de distribuição envolvendo valores

mobiliários de sua emissão. No mesmo período, a Companhia não realizou qualquer oferta pública de ações de

emissão de outra companhia.

Pontos Fortes

A Companhia acredita que suas principais vantagens competitivas são as seguintes:

Sólida geração de caixa operacional e baixa necessidade de recursos de capital. Como resultado de uma

cuidadosa gestão de operações e manutenção das usinas hidrelétricas, a Companhia é capaz de controlar os

custos operacionais de forma eficiente. Como resultado, a margem EBITDA da Companhia têm sido maior do

que 61% nos últimos três anos. As necessidades de dispêndios de capital para manter o imobilizado da

Companhia são baixas quando comparadas às receitas da Emissora, sendo de aproximadamente R$23,9

milhões em 2007 e R$26,0 milhões em 2006. A Companhia investiu aproximadamente R$83,0 milhões entre

2001 e 2005 para melhorar o sistema operacional de sete das suas oito usinas, permitindo alcançar uma

melhor performance na habilidade de atingir as metas de Energia Assegurada da Companhia. A UHE

Chavantes é a única usina da Companhia que ainda necessita atualizar seus sistemas operacionais. Atualmente

a Companhia não tem outro investimento significativo programado. O orçamento para necessidade de

dispêndio de capital da Companhia é de R$27 milhões para 2008, R$23,4 milhões para 2009 e R$33,2 milhões

para 2010.

156

Condições hidrológicas Favoráveis. As usinas da Companhia estão localizadas na Região Sudeste do Brasil, ao

longo do Rio Paranapanema. Essa região recebe influência dos regimes hidrológicos das Regiões Sul e Sudeste

do País. Durante a escassez de chuvas na Região Sul do País em 2006, a Companhia e outras geradoras de

energia situadas ao norte da Região Sudeste, contribuíram significativamente com a manutenção do

suprimento adequado de energia elétrica em tal Região. As áreas onde as usinas da Companhia estão

localizadas geralmente recebem quantidades significativas de chuvas e raramente são atingidas por secas tal

como periodicamente ocorre em outras regiões do Brasil.

Localização estratégica do Parque Gerador. As usinas da Companhia estão situadas ao longo do Rio

Paranapanema, situado próximo aos principais centros de consumo do País, o que permite à Companhia a

entrega da energia com menor custo de transmissão, bem como uma redução na possibilidade de perda de

energia. Adicionalmente, a proximidade das usinas da Companhia da Rede Básica permite uma reduzida perda

de energia quando comparado a média dos competidores da Companhia.

Administração profissional e equipe capacitada. A Companhia conta com uma administração que combina

extensa experiência e conhecimento no setor de energia elétrica tanto doméstico quanto internacional, bem

como dos setores público e privado do País. O Presidente do Conselho de Administração da Companhia, Sr.

Mickey Peters, e o Vice Presidente do Conselho de Administração da Companhia, Sr. Laine Powell, acumulam

experiência na Duke Energy Corp. desde 1990 e 2002, respectivamente, e têm 17 e 15 anos de experiência,

respectivamente, na indústria de geração de energia elétrica. Ambos também acumulam significativa

experiência em operações com ativos do setor de energia elétrica na América do Sul.

Acionistas controladores comprometido e experiente. A Companhia é indiretamente controlada pela Duke Energy

Corp., que detém, por meio de subsidiárias integrais, 94,7% do seu capital total. O investimento da controladora na

Companhia representa o seu maior investimento internacional. No primeiro semestre de 2008, a Duke Energy Corp.

teve uma receita operacional líquida de US$ 6,6 bilhões, e uma capitalização, em 31 de dezembro de 2007, de

aproximadamente US$ 25 bilhões. A Duke Energy Corp. é uma experiente operadora de usinas e atualmente é dona

ou detém investimentos em usinas geradoras de energia localizadas nos Estados Unidos da América, Guatemala, El

Salvador, Equador, Peru, Argentina e Brasil. A projeção internacional da Duke Energy Corp. e sua excelente

reputação nessa indústria conferem a Companhia credibilidade na condução de seus negócios, particularmente com

Consumidores Livres. Adicionalmente, a Companhia se beneficia dos altos padrões de governança corporativa a que

a Duke Energy Corp está sujeita e impõe a todas as suas subsidiárias. A alta administração da Companhia

frequentemente faz consultas e sempre se reporta à administração da Duke Energy Corp. assegurando assim um

comprometimento com a qualidade de sua gestão.

Eficiência operacional. A Companhia tem operado, há mais de três anos, com uma média de 94,3% de

disponibilidade (índice obtido pela divisão do número de horas que as usinas hidroelétricas estão disponíveis à

geração de energia pelo número total de horas em um ano). A performance operacional da Companhia

decorre da experiência desenvolvida, da qualidade de seus empregados, bem treinados e satisfeitos, da

política de dispêndio de capital consistente, incluindo as melhorias nos sistemas operacionais entre 2001 e

2005, e da eficiente manutenção de seus equipamentos, desta forma, a Companhia consegue maximizar a

sua disponibilidade e a confiança das suas instalações.

Estratégia

O objetivo da Emissora é maximizar a rentabilidade e o valor de seu ativo de geração de energia. Para tanto, a

estratégia da Companhia é implementar iniciativas que resultem na excelência operacional e financeira aliada à

gestão de sua imagem institucional e satisfação de seus clientes. Nesse sentido, os principais componentes da

estratégia da Companhia são os seguintes:

Otimização da carteira de clientes. A estratégia da Companhia é maximizar o volume de receitas com

Consumidores Livres enquanto assegura no ACR uma base estável de receitas. Atualmente, cerca de 50,6% do

volume de energia vendida pela Companhia é negociada no ACL, para as comercializadoras e Consumidores

Livres situados em vários Estados do Brasil. Com a redução gradual dos contratos relativos a energia

comercializada no ACR, que hoje representam cerca de 47% do volume da energia vendido, a Companhia

espera aumentar as suas vendas de energia no ACL, em especial a partir de 2009. Os instrumentos contratuais

celebrados no âmbito do ACL estabelecem termos e condições, principalmente comerciais, em geral mais

157

atraentes para a Companhia devido à flexibilidade de negociação entre as respectivas partes. Nesse sentido,

a Emissora mantém um compromisso com seus clientes e adota uma política de fidelização. Por outro lado, os

contrato no ACR são geralmente de longo prazo (de cinco a oito anos) e asseguram à Companhia um fluxo de

caixa estável pelo prazo do contrato. Desta forma, enquanto a Companhia procura aumentar a sua margem

aumentando as vendas de energia no ACL, continuará negociando parcela significativa de energia no ACR,

assegurando, desta forma, uma fonte de receita consistente e de longo prazo.

Melhoria da eficiência operacional. A eficiência operacional é essencial para que a Companhia se mantenha

competitiva e maximize o seu valor. A Emissora investe de forma permanente na manutenção de seus

equipamentos, plantas e no treinamento de seus empregados. Atualmente, a Companhia também vem

realizando vários projetos que visam aperfeiçoar a sua capacidade produtiva, a confiabilidade nos seus

equipamentos e a disponibilidade das suas usinas que compõem o seu Parque Gerador, com o objetivo de

reduzir as taxas de falha de sistemas.

Melhoria da eficiência na gestão das políticas ambientais e de recursos humanos. A Companhia acredita que o

desenvolvimento sustentável é um meio de assegurar não apenas a qualidade do meio ambiente e da vida

humana, como também sua sustentabilidade econômico-financeira de longo prazo. Nesse sentido, a Emissora

mantém seu foco na contínua melhoria da eficiência na gestão das políticas ambientais e de recursos

humanos, para, desta forma, evitar quaisquer impactos ao meio ambiente. A Companhia mantém um

departamento de meio ambiente que tem como responsabilidade a preservação dos ecossistemas nas regiões

em que as usinas da Companhia se localizam e a estrita observação das Leis e regras ambientais aplicáveis.

Como parte desta política, a Companhia monitora periodicamente a qualidade das águas, os cardumes de

peixes e as atividades sísmicas no entorno de suas usinas. Como resultado desta preocupação com a gestão

do meio ambiente, a Companhia, desde 1999, data da obtenção de sua concessão, plantou 8 milhões de

árvores nativas no entorno dos seus reservatórios, reflorestando desta forma, aproximadamente 5.500

hectares. A Companhia também mantém políticas de incentivo ao reflorestamento, tendo doado

aproximadamente 2 milhões de sementes aos proprietários de propriedades rurais. Adicionalmente, a

Companhia vem trabalhado bastante na idéia de conscientização pelas questões ambientais e de gestão do

meio ambiente, sobretudo junto aos seus acionistas.

A sede da Companhia está localizada na Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30º andar, na Cidade e no

Estado de São Paulo, e o telefone do departamento de atendimento aos debenturistas da Companhia é (55

11) 5501-3513. O website é da Companhia é www.duke-energy.com.br, onde se encontra disponível para

consulta o Prospecto. As informações disponíveis no website, como também aquelas incluídas em qualquer

material de marketing publicado na mídia e em propagandas em jornais e revistas não são parte integrante

deste Prospecto.

Atividades da Emissora

Atualmente a Companhia gera energia por meio de oito usinas hidrelétricas com Capacidade Instalada em

operação de 2.307 MW, conforme declarado para os Contratos de Uso do Sistema de Transmissão junto ao

ONS, todas localizadas ao longo do Rio Paranapanema, nas divisas dos Estados de São Paulo e Paraná. Devido

à privilegiada localização, a Companhia recebe a influência dos regimes hidrológicos das Regiões Sudeste e

Sul do País e representa cerca de 7% do armazenamento de água das Regiões Sudeste e Centro-Oeste do

País.

Em 2007, a Companhia gerou 9.971,82 GWh de energia elétrica, representando aproximadamente 2,43% da

geração de energia hidráulica no Brasil naquele ano, de acordo com dados do ONS.

158

O mapa abaixo aponta a localização das 8 usinas da Companhia:

UHE Jurumirim

Foi o segundo aproveitamento hidrelétrico do Rio Paranapanema. Construída a partir de 1956, a usina de

Jurumirim representou mais um passo na implementação do desenvolvimento em toda a área de influência do

rio. Além da importante contribuição energética de seus 98MW, a regularização do Rio Paranapanema,

proporcionada por esta usina, tornou possível a operação da UHE Salto Grande na totalidade do seu potencial.

Com 449 km² o reservatório da usina Jurumirim, além de estar localizado numa região de grande

desenvolvimento econômico do Estado de São Paulo, é local de práticas esportivas, lazer e turismo.

UHE Chavantes

A usina Chavantes é um dos mais significativos aproveitamentos do Rio Paranapanema e possui 414 MW de

potência instalada. Seu porte e importância revelam-se a cada etapa do trabalho de construção, iniciado em

1959. A barragem, por exemplo, situada a 3 km abaixo da foz do rio Itararé, proporciona o armazenamento de

9.410 hm³ de água e permitiu a regularização de 90,5% da vazão média do rio, evitando enchentes e

assegurando irrigação a toda a região ribeirinha. Em Chavantes, a Companhia concentra uma equipe de

profissionais que desenvolve diversos programas ambientais, com o objetivo de reconstruir a fauna e flora

originais das áreas de formação do reservatório.

UHE Salto Grande

Também conhecida como Usina Lucas Nogueira Garcez, Salto Grande, com 74 MW de potência, situa-se no rio

Paranapanema, 6km a jusante da foz do Rio Pardo, entre os Estados de São Paulo e Paraná. Inaugurada em

1958, a usina se constituiu em importante contribuição para o desenvolvimento local, atraindo indústrias de

transformação e desenvolvendo o transporte ferroviário. Salto Grande é obra pioneira na conquista do

potencial da bacia do Paranapanema, além de ter sido responsável pelo início da nacionalização da tecnologia

hidrelétrica. Junto à usina, a Companhia mantém a estação de hidrobiologia e aqüicultura de Salto Grande,

aonde conduz trabalhos de reprodução de espécies de peixes nativos do Paranapanema e de repovoamento do rio.

Canoas I 83 MW

Canoas II

72 MW

Salto Grande 74 MW

Jurumirim 98 MW

Chavantes

414 MW

Rosana

372 MW

Taquaruçu 554 MW

Capivara

640 MW

159

UHE Canoas II

A construção da hidrelétrica Canoas II começou em 1992 entre as usinas de Salto Grande e Capivara, na bacia

do Paranapanema. Além de aumentar a geração de energia a usina traz benefícios para a região. Obras de

infra-estrutura, como pontes e estradas, possibilitam o escoamento da produção entre regiões vizinhas,

facilitam o tráfego e geram mais empregos para a população. Canoas II, com 72 MW de potência, é um típico

exemplo do respeito que a Companhia tem pela natureza, onde se optou pela construção de uma hidrelétrica

de menor porte, devido aos impactos que uma usina de grande porte causaria ao meio ambiente. Com essa

decisão, a empresa conseguiu reduzir a área de inundação de terras férteis em mais de 40%.

UHE Canoas I

A hidrelétrica Canoas I, com 82,5 MW de potência, está localizada entre as usinas de Canoas II e Capivara, na

bacia do Paranapanema. A preocupação com a preservação do meio ambiente está presente em todos os

empreendimentos realizados pela Companhia. Diversos programas ambientais são realizados visando preservar

substancial parcela da flora e da fauna nas áreas que circundam os empreendimentos, além de garantir a

continuidade de atividades industriais e rurais. Canoas I e II são típicos exemplos de respeito pela natureza,

onde se optou pela construção de uma hidrelétrica de menor porte, devido aos impactos que uma usina de

grande porte causaria ao meio ambiente. Com essa decisão, foi possível reduzir a área de inundação de terras

férteis em mais de 40%.

UHE Capivara

Com obras iniciadas em 1970, a usina hidrelétrica Capivara está localizada no Rio Paranapanema, na região de

Porto Capim, tendo à margem direita o município de Taciba (SP) e à margem esquerda Porecatu (PR). Com

uma capacidade instalada de 640 MW, Capivara é a maior usina do Paranapanema, colocando-se entre as

maiores usinas geradoras produtoras independentes de energia do país, segundo a ANEEL. Com um grande

lago e 515 km² de área e 10,5 bilhões de metros cúbicos represados, a usina propicia o desenvolvimento da

piscicultura e mantém à disposição da população local um grande centro recreativo. Com as obras da usina,

foram construídos 40 km de estradas municipais, mais de 20 pontes, implantados 67 km de linhas telefônicas

e edificadas mais de 1.000 casas, o que demonstra a importância de Capivara para o desenvolvimento sócio

econômico de toda a região.

UHE Taquaruçu

A usina Taquaruçu está localizada a 80km à jusante da usina Capivara. Composta por cinco turbinas, com

potência total de 554 MW, Taquaruçu é o segundo maior aproveitamento do Rio Paranapanema, segundo a

ANEEL. Inaugurada em 1992, a usina tem ainda a importante função de controlar a vazão do Rio

Paranapanema, através de nove comportas, por onde passa um total de 18.100 m3 de água por segundo. Em

Taquaruçu, a Companhia desenvolve diversos programas ambientais de médio e longo prazos, com o objetivo

de reconstituir a fauna e a flora originais das áreas de formação do reservatório.

UHE Rosana

O aproveitamento hidrelétrico de Rosana teve sua construção iniciada em julho de 1980 e entrou em operação

em março de 1987, com a instalação do seu primeiro grupo gerador acrescentando 80 MW ao potencial

instalado. Com uma potência final de 372 MW, totalizando 4 grupos geradores, a usina está localizada no Rio

Paranapanema entre os municípios de Rosana (SP) e Diamante do Norte (PR).

160

A Companhia opera suas usinas com base em dois contratos de concessão. O Contrato de Concessão 76/99

regula a concessão da UHE Jurumim, UHE Chavantes, UHE Salto Grande, UHE Capivara, UHE Taquaruçu e

UHE Rosana, pelo período de 30 anos, encerrando-se em 2029. O segundo contrato de concessão regula a

concessão dos aproveitamentos hidrelétricos Canoas I e Canoas II, os quais são compartilhados por meio do

consórcio entre a Companhia e a CBA, com prazo de 35 anos, o qual se encerrará em 2033. A Companhia tem

direito a 49,7% da energia gerada por Canoas I e Canoas II e a CBA tem direito aos 50,3% restantes.

Atualmente, a Companhia tem 1.086,9 MW de Energia Assegurada. Desse total, 52,2MW são referentes às

duas plantas Canoas que a Companhia opera em conjunto com a CBA, 27,3MW são perdidas ou consumidas

pela própria Companhia e 1.000MW são disponíveis para contratação das outras usinas da Companhia.

Os Contratos de Concessão da Companhia consideram cada usina como uma unidade individual de concessão,

particularmente no que diz respeito a cancelamento, intervenção pela ANEEL, expropriação, transferência ou

término da concessão. O quadro abaixo indica os períodos de concessão para cada usina da Companhia:

Usinas Início da Concessão Fim da Concessão

Capivara................................. 1999 2029

Taquaruçu............................. 1999 2029

Chavantes............................. 1999 2029

Rosana................................. 1999 2029

Jurumirim............................. 1999 2029

Canoas I............................... 1998 2033

Salto Grande......................... 1999 2029

Canoas II................................. 1998 2033

Para mais informações sobre os contratos de concessão da Companhia, favor ver seção ―Atividades da

Emissora - Contratos Relevantes - Contratos de Concessão‖, localizada na página 167 deste Prospecto.

Manutenção

A Companhia mantém um quadro de especialistas em manutenção treinados para monitorar o sistema a

qualquer tempo. Cada membro do quadro de especialistas em manutenção deve ser licenciado a atuar na sua

atividade. A base do programa de manutenção desenvolvido e utilizado pela Companhia são as experiências

adquiridas em muitos anos de prática utilizadas pela indústria e pela Duke Energy Corp.

161

A tabela abaixo ilustra a capacidade de geração, em operação, das oito usinas hidrelétricas da Companhia:

** Potencia Instalada declarada para os Contratos de Uso do Sistema de Transmissão junto ao ONS

Usinas

Unidades

Nº.

Entrada em

Operação

Reforma

Capacidade Instalada

(MW**)

Total de Capacidade

Instalada (MW)**

Jurumirim 1 1962 2005 49 98

2 1962 2004 49

Chavantes 1 1970 103,50 414,00

2 1970 103,50

3 1970 103,50

4 1970 2000 103,50

Salto Grande 1 1958 2002 18,5 74,00

2 1959 2003 18,5

3 1959 2003 18,5

4 1960 1998 18,5

Canoas I 1 1999 27,70 83,00

2 1999 27,70

3 1999 27,70

Canoas II 1 1999 24,00 72,00

2 1999 24,00

3 1999 24,00

Capivara 1 1977 152,00 640,00

2 1977 152,00

3 1978 2004 163,00

4 1979 152,00

Taquaruçu 1 1992 105,20 554,00

2 1994 105,20

3 1994 105,20

4 1996 105,20

5 1997 105,20

Rosana 1 1987 2007 93,00 372,00

2 1994 93,00

3 1994 93,00

4 1996 93,00

Total 2.307,00

162

A tabela abaixo representa a produção de energia elétrica das usinas hidrelétricas da Companhia:

Geração de Energia

Exercício encerrado em 31 de dezembro

de

Usina 2007 2006 2005

(GWh)

Capivara ....................................................... 3.198,8 2.858,3 3.483,8

Taquaruçu .................................................... 1.894,3 1.787,3 2.033,6

Chavantes .................................................... 1.390,5 1.801,8 1.804,4

Rosana ......................................................... 1.741,4 1.689,5 1.889.9

Jurumirim ..................................................... 474,9 551,7 454,8

Canoas I ....................................................... 483,2 516,2 555,0

Salto Grande ................................................. 408,2 480,6 487,3

Canoas II ..................................................... 380,6 416,3 440,8

Total ........................................................ 9.971,8 10.101,8 11.149,7

A produção de energia em 2007, comparada com a de 2006, foi inferior em 1,34%. Um dos principais fatores

foi a operação sistêmica do SIN, fruto da política de despacho centralizado exercida pelo ONS.

Excelência Operacional

Com o bom desempenho geral das usinas, a Companhia continua desenvolvendo vários projetos visando a

melhoria de sua capacidade produtiva, com foco na confiabilidade dos equipamentos e na disponibilidade de

suas instalações.

Em 2006, a Companhia concluiu o programa de automação de 7 de suas usinas, sendo que somente a usina

Chavantes ainda não possui este recurso. O programa de automação permite que a Companhia opere suas

usinas à distancia, a partir do Centro de Operação da Geração – COG, localizado em Chavantes. Além de

reduzir os seus custos operacionais da Emissora em razão da diminuição de postos de trabalho nas usinas, a

automação aumenta a sua confiabilidade operativa, visto que ações que eram feitas manualmente, passaram a

ser realizadas de forma automática.

A Emissora desenvolveu em parceria com universidades algumas ferramentas tecnológicas como o "Dam

Operation", "SISGESB" e o "Modelo chuva x vazão", que auxiliam no seu planejamento e na tomada de

decisões sobre suas operações. O "Dam Operation" sinaliza os possíveis impactos de cheia nas regiões de

Chavantes e Ourinhos decorrentes do total de água liberada pela usina de Chavantes, o "SISGESB" auxilia na

segurança das barragens e o "Modelo chuva x vazão", baseado em previsões metereológicas e informações de

vazões, permite que a Companhia tenha um melhor planejamento da geração e controle de cheias.

163

Visando atender requisitos regulatórios, a Companhia instalou o sistema de medição do faturamento e

telesupervisão do sistema. O sistema de medição do faturamentos envia informações sobre a energia gerada

de cada unidade geradora da Emissora à CCEE. Já o sistema de telesupervisão envia de forma instantânea o

estado operacional dos principais equipamentos da cadeia de produção de energia ao ONS.

Com os investimentos acima, segundo dados da ABRAGE - Associação Brasileira das Empresas Geradoras de

Energia Elétrica, após a constituição da Companhia, as taxas de falhas operacionais da Duke foram calculadas

da seguinte forma:

Conforme definição da CCEE, o fator de disponibilidade representa a eventual deteriorização da disponibilidade

técnica de uma Usina, sendo menor do que um quando se verifica essa deteriorização e igual ou maior do que

um em caso contrário. O gráfico abaixo representa o fator de disponibilidade de cada uma das usinas:

Este fator é obtido a partir da comparação da disponibilidade verificada e medida nos últimos 60 meses das

Unidades Geradoras das plantas em relação a uma disponibilidade de referência utilizada pelo ONS.

Essa disponibilidade é medida através da apuração das quantidades de horas utilizadas para manutenções

programadas e forçadas nas Unidades Geradoras.

A confiabilidade da política de manutenção dos equipamentos pode ser comprovada pelos resultados

relacionados aos Fatores de Disponibilidades – FID, fator este homologados pela ANEEL, consistidos pelo ONS

e mensalmente utilizados para contabilização e liquidação na CCEE.

Quando os resultados do FID forem superiores a 1 as disponibilidades verificadas em todas as Usinas são

maiores que os valores estabelecidos como referências, nesse cenário, existe uma disponibilidade adicional

para situações emergenciais, evitando-se prejuízos financeiros à Companhia decorrente da aplicação das

Regras de Mercado estabelecidas na CCEE.

Adicionalmente, a Companhia possui ainda outros projetos em análise e/ou estudo, para que seja fortalecida a

confiabilidade operativa das usinas e para que a Companhia não fique exposta a riscos junto aos órgãos

reguladores e normativos. A concretização desses projetos dependerá, em parte, da evolução da

regulamentação existente.

1,04 1,09 1,06 1,06 1,07 1,05 1,07 1,05

Juru

mirim

Chav

antes

Salto

Gra

nde

Cano

as I

Cano

as II

Capi

vara

Taquar

uçu

Rosa

na

164

Comercialização

Após o implemento da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Companhia dividiu seu esforço de marketing

nas duas frentes de comercialização instituídas por aquele marco regulatório, conforme segue:

No ACR, celebrou, em decorrência do 1º Leilão de Energia ocorrido em dezembro de 2004, contratos com as

principais distribuidoras do país para suprimento de energia por 8 anos a contar de 2005, 2006 e 2007, nos

termos de cada produto ofertado naquela oportunidade. Firmou, ainda, no âmbito do 4º Leilão de Energia

realizado em outubro de 2005, contratos com 5 distribuidoras para suprimento entre 2006 e 2008. Em virtude

de tais operações comerciais, está comprometida a entregar aproximadamente 500 MW médios no ACR entre

2007 e 2012. Esta quantidade será reduzida para aproximadamente 300 MW médios em 2013 e 2014, quando

se encerram os Contratos no ACR ora vigentes.

Já no ACL, a Companhia possui contratos com mais de 34 empresas para suprimento entre os anos de 2008 e

2014, representando um volume de 471 MW médios em 2008. A Companhia, no esforço de comercialização

nesse ambiente, buscou com êxito construir carteira sólida de clientes de primeira linha, definindo garantias

apropriadas a situação financeira de cada comprador.

A Companhia encerrou o ano de 2007 com 100,0% da sua energia contratada. Assim, ficou assegurada à

Companhia uma maior estabilidade quanto ao seu fluxo de receitas para os próximos períodos.

De forma complementar, a Companhia manteve com êxito o seu programa de fortalecimento da marca e

ampliação da capacidade de comercialização, refletidos no fechamento de novos contratos com Consumidores

Livres e demais comercializadores e PIE.

Mercado Atacadista de Energia

O ano de 2007 foi marcado pela permanente estabilização e liquidez das operações do CCEE, embora o

mercado spot tenha apresentado uma grande instabilidade de preços, com uma volatilidade bastante

acentuada em função da hidrologia e da falta de oferta de gás. O índice médio de adimplência entre os

agentes de mercado foi próximo a 100%.

Permanecem, ainda na CCEE, algumas pendências financeiras relativas às operações realizadas anteriormente

a 2003, mas que não representam exposições significativas à Companhia.

Fornecedores

A Companhia não possui fornecedores relevantes. Entretanto, o principal fornecedor da Companhia é Banco

VR S.A. Além desta empresa, os maiores pagamentos são destinados a TUST para diversas transmissoras (e.g.

Furnas, Chesf), e Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos (ANEEL).

Clientes

Os principais clientes da Companhia no mercado doméstico podem ser subdivididos em (i) Clientes do ACL; e

(ii) Clientes do ACR.

Os Clientes do ACL são comercializadoras e Consumidores Livres de energia elétrica, sendo que os últimos

podem não apenas escolher sua empresa fornecedora, como também gerenciar suas necessidades da maneira

que lhes parecer melhor, levando em conta vantagens em preços, produtos e serviços. Os Clientes do ACR são

as concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica.

165

Clientes do ACL

A Companhia possui relação comercial com mais de 34 empresas de primeira linha para fornecimento, em

2007, de 471 MW médios, representando um faturamento médio de R$ 33 milhões/mês.

Clientes do ACR

Os leilões de compra de energia existente ("energia velha"), que aconteceram em 2004 e 2005, foram

previstos para o período de transição anterior aos leilões de "energia nova", conforme o artigo 19 da Lei do

Novo Modelo do Setor Elétrico, e foram regulamentados pelo Decreto nº 5.163/04.

O primeiro desses leilões aconteceu em 7 de dezembro de 2004, para os produtos com início de suprimento

em 2005, 2006 e 2007 e contratos com duração de 8 anos. A Companhia vendeu naquele leilão 214 MWm a

R$ 59,98/MWh, para o produto com início de suprimento em 2005; 58 MWm a R$ 69,98/MWh, para o produto

com início de entrega em 2006; e 218 MWm a R$ 75,98/MWh, para o produto com início de entrega em 2007.

O segundo leilão para energia existente aconteceu em 2 de abril de 2005, para os produtos com início de

suprimento em 2008 e 2009 e contratos com duração de 8 anos. A Companhia não vendeu energia nesse

leilão.

Dado que uma parte significativa da demanda não foi contratada nos leilões de energia existente em

dezembro de 2004 e abril de 2005, aconteceram dois novos leilões de energia existente em 11 de outubro de

2005. O primeiro leilão, para o produto com início de suprimento em 2006, com duração de 3 anos e o

segundo, para o produto com início de suprimento em 2009, com duração de 8 anos. A Companhia vendeu 66

MWh a um preço médio de R$ 62,76/MWh no leilão do produto com início de entrega em 2006 e não ofertou

nada no leilão para o produto com início de entrega em 2009. A tabela abaixo ilustra o comprometimento de

suprimento de energia da Companhia com distribuidoras de energia decorrente dos leilões de energia:

Data do Leilão

Ano de Início de

Fornecimento Prazo

Capacidade

Contratada Média de Preço

Número de

Distribuidoras

(Anos) (MW) (reais per MWh)

7 dez 2004 2005 8 214,0 60,0 34

7 dez 2004 2006 8 58,0 70,0 35

7 dez 2004 2007 8 218,0 76,0 31

11 out 2005 2006 3 66,0 62,8 5

166

Além dos leilões de energia existente ao longo de 2005, a Companhia complementou a venda de sua energia

disponível no ACL. A tabela abaixo resume os volumes em MW de Energia Assegurada contratadas pela

Companhia no ACL e ACR.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Energia Assegurada Disponível (MW) Energia Assegurada 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9 1.086,9

Compra Itaipu 72,0 Consumo interno e perdas do sistema 27,0 28,2 32,9 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1 33,1

Consórcio Canoas 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8 53,8

Energia disponível para venda 1.078,1 1.004,8 1.000,1 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0 1.000,0

ACR 214,0 312,8 536,0 534,4 472,8 472,8 472,8 472,8 273,3 218,0 0 0

2005 (8 anos) 214,0 194,9 199,5 199,5 199,5 199,5 199,5 199,5

2006 (8 anos) 55,3 55,3 55,3 55,3 55,3 55,3 55,3 55,3

2006 (3 anos) 62,6 62,0 62,2

2007 (8 anos) 218,0 217,3 218,0 218,0 218,0 218,0 218,0 218,0

ACL 408,2 474,1 637,9 471,0 445,5 490,4 404,4 235,9 180,1 174,0 145,5 48,4 16,2 Contratos bilaterais com Consumidores Livres 83,9 134,8 249,7 301,0 445,5 490,4 404,4 235,9 180,1 174,0 145,5 48,4 16,2 Contratos bilaterais com Distribuidoras e outras 324,3 339,3 388,2 170,0

Contratos Iniciais 583,1 286,7 - - - - - - - - - - -

Subtotal 991,3 974,8 950,7 1.007,0 979,9 963,2 877,2 708,7 652,9 447,3 363,5 48,4 16,2

Energia livre para contratação 86,8 30,0 49,4 -7 20,1 36,8 122,8 291,3 347,1 552,7 636,5 951,6 983,8 Percentual de energia contratada 91,9 97,0 95,0 100,7 98,0 96,3 87,7 70,9 65,3 44,7 36,4 4,8 1,6

Preço Médio de venda de energia contratada (R$/MWh) 69,7 71,8 71,9 81.7 88,4 90,2 92,9 93,8 93,0 102,4 103,7 127,6 134,0

Sazonalidade

Eventual sazonalidade no mercado de atuação da Companhia não impacta seus resultados da maneira

relevante, em virtude do sistema de venda de energia com quantidades de Energia Assegurada fixadas pela

ANEEL e forma de contratação de energia pela Companhia.

Concorrência

Desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente podem vender sua

energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e operacionalizados pela

CCEE. No Ambiente de Contratação Livre, as geradoras podem vender sua energia a preços livremente

negociados a comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500 GWh/ano e Consumidores Livres.

167

Com base na legislação vigente, os concorrentes da Companhia são todos os demais agentes do setor elétrico

detentores de ativos de geração, além dos agentes comercializadores de energia elétrica. A tabela abaixo

ilustra a posição da Companhia frente aos seus concorrentes em relação a energia gerada e total de

Capacidade Instalada:

Operadora

Localização

Capacidade Instalada

(MW)

Acionista Controlador

Chesf Pernambuco 10.615 Governo Federal

Furnas Rio de Janeiro 9.656 Governo Federal

Eletronorte Região Norte 9.256 Governo Federal

CESP São Paulo 7.456 Estado de São Paulo

CEMIG Minas Gerais 6.782 Estado de Minas Gerais

Tractebel Santa Catarina 6.515 Grupo Suez

COPEL Paraná 4.542 Estado do Paraná

AES Tietê São Paulo 2.651 Grupo AES

Duke São Paulo 2.307 Duke Energy Corp.

Emae São Paulo 1.397 Estado de São Paulo

Fonte: ANEEL

O gráfico abaixo ilustra a capacidade instalada dos principais agentes privados que concorrem com a

Companhia (GW):

Fonte: ANEEL e Websites das Companhias

O gráfico abaixo ilustra a capacidade instalada dos principais agentes públicos que concorrem com a

Companhia (GW):

Contratos Relevantes

Contratos Operacionais

Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica - Contratos no ACL

A Companhia possui Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica firmados com 34 Clientes no ACL. Os

contratos têm períodos de suprimento entre um mês e oito anos, e representaram, 60% da energia elétrica

comercializada pela Companhia em 2006 e 47% em 2007 e 45% em 2008.

O preço de venda da energia elétrica de tais contratos é livremente negociado com os respectivos

compradores e são reajustados por índices de inflação. Os contratos dispõem de mecanismo que visa inibir a

rescisão pelos compradores e vendedores ao estabelecer multa rescisória que leva em consideração o valor

remanescente do contrato, além dos custos adicionais para a recontratação da energia.

6,5

2,7 2,31,6

1,1 1,0 1,0

Tractebel Tiête CPFL Neo

Energia

Endesa Energias

do Brasil

2,3%

38,9%

7,4%6,8%6,5%

4,5%

2,7%

2,6%

26,9%

1,4%DUKE ENERGY

ELETROBRÁS

CESP

CEMIG

TRACTEBEL

COPEL

PETROBRÁS

AES

OUTROS

EMAE

2,3%

38,9%

7,4%6,8%6,5%

4,5%

2,7%

2,6%

26,9%

1,4%DUKE ENERGY

ELETROBRÁS

CESP

CEMIG

TRACTEBEL

COPEL

PETROBRÁS

AES

OUTROS

EMAE

168

Como garantia do fiel cumprimento dos contratos pelos compradores a Companhia recebe prioritariamente

carta de fiança bancária, emitidas por bancos de primeira linha, podendo ainda utilizar outros instrumentos de

garantia, tais como as garantias corporativas ou cessão de CDB – Certificados de Depósito Bancário. A

Companhia, para a garantia do fiel cumprimento de suas obrigações nos respectivos contratos oferece aos

compradores uma fiança corporativa em valor equivalente.

Os contratos celebrados pela Companhia trazem cláusula de redução do montante contratado em caso de

racionamento instituído por Lei, além de prever a solução de controvérsias por meio de arbitragem.

Contratos de Concessão

Contrato de Concessão 76/99 – ANEEL - Contrato de Concessão de Uso de Bem Público para a Geração de Energia Elétrica

A Companhia é concessionária de uso do bem público (Contrato de Concessão nº 76/1999, datado de 22 de

setembro de 1999) destinado a produção, para posterior comercialização, de energia elétrica, na condição de

PIE, por meio das centrais geradoras UHE Jurumim (Armando Avellanal), com potência instalada de 98 MW e

energia assegurada de 47 MW, UHE Chavantes, com potência instalada de 414 MW e energia assegurada de

172 MW, UHE Salto Grande (Lucas Nogueira Garcez), com potência instalada de 74 MW e energia assegurada

de 55 MW, UHE Capivara (Escola de Engenharia Mackenzie), com potência instalada de 640 MW e energia

assegurada de 330 MW, UHE Taquaruçu (Escola Politécnica), com potência instalada de 554 MW e energia

assegurada de 201 MW, e UHE Rosana, com potência instalada de 372 MW e energia assegurada de 177 MW

e das correspondentes instalações de transmissão de interesse restrito às centrais geradoras.

Nos termos do Contrato de Concessão, a outorga para exploração das centrais elétricas acima constitui

concessão individualizada para cada uma das respectivas centrais, para todos os efeitos contratuais e legais,

em especial para eventual declaração de caducidade, intervenção, encampação, transferência ou extinção das

concessões.

O prazo de concessão é de 30 anos, podendo ser prorrogado por mais 20 anos, nas condições que forem

estabelecidas, a critério da ANEEL, mediante requerimento da Companhia e desde que a exploração dos

aproveitamentos hidrelétricos venha sendo realizada de acordo com as condições previstas no contrato e na

legislação vigente.

Pagamento pelo uso do bem público: como pagamento pelo uso do bem público a concessionária recolheu ao

longo do prazo de 5 anos contados de 1999 (já encerrados), os valores anuais abaixo:

UHE Jurumirim – R$ 442.000,00

UHE Chavantes – R$ 1.568.000,00

UHE Salto Grande – R$ 456.000,00

UHE Capivara – R$ 2.674.000,00

UHE Taquaruçu – R$ 1.859.000,00

UHE Rosana – R$ 1.610.000,00

Além de outras obrigações assumidas pela Companhia por meio do Contrato de Concessão, a concessionária

deverá atender a todas as obrigações de natureza fiscal, trabalhista e previdenciária, bem como outras

obrigações relacionadas ou decorrentes da exploração dos aproveitamentos hidrelétricos, especialmente os

pagamentos relativos à: a) compensação financeira pela exploração de recursos hídricos, para fins de geração

de energia elétrica; b) quotas mensais da ―Conta de Consumo de Combustíveis – CCC‖; c) taxa de fiscalização

de serviços de energia elétrica; d) pelo uso do bem público.

A concessionária deverá ainda aplicar anualmente, no mínimo, 1% de sua receita operacional anual, referente

ao ano de sua apresentação, em pesquisa e desenvolvimento tecnológico do setor elétrico no Brasil, devendo

elaborar programa contendo metas físicas e respectivos orçamentos, a serem apresentados a ANEEL, até 30

de dezembro de cada ano.

169

Penalidades – Por descumprimento das disposições legais, regulamentares e do Contrato de Concessão, a

Companhia estará sujeita às penalidades previstas na legislação e nos Contratos de Concessão. No caso de

multa, esta pode ser aplicada pela ANEEL no valor de até 2% do valor do faturamento anual da

concessionária, correspondente aos últimos 12 meses anteriores à lavratura do auto de infração, por infração

incorrida.

A Companhia deve submeter à prévia aprovação da ANEEL qualquer transferência de ações que implique

mudança de seu controle acionário, bem como proposta de reestruturação societária da Companhia. No caso

de transferência do controle acionário e da concessão – o acionista controlador obriga-se a introduzir no

estatuto social da concessionária disposição no sentido de não transferir, ceder ou, de qualquer forma alienar,

direta ou indiretamente, gratuita ou onerosamente, as ações que fazem parte do controle acionário da

Companhia sem a prévia concordância da ANEEL.

Obrigação de expansão de 15% da capacidade instalada

A Companhia, por meio do Edital de Privatização, refletido na cláusula de obrigações do Contrato de

Concessão, se comprometeu, no prazo máximo de 8 anos a contar de setembro de 1999 e respeitadas as

restrições regulamentares, a: (i) aumentar sua capacidade instalada no Estado de São Paulo em 15%, ou

322,7 MW; ou (ii) contratar esse mesmo montante de energia proveniente de novos empreendimentos

construídos no referido Estado, por prazo superior a 5 (cinco) anos.

De forma a antecipar o atendimento da obrigação de expansão e aproveitando o ambiente regulatório então

vigente, em maio de 2000, a Duke Energy solicitou autorização à ANEEL para implantar a Usina Termelétrica

Duke Energy 1 (UTE D1), na Cidade de Pederneiras, Estado de São Paulo, com potência instalada de 510,1

MW, com possibilidade de expansão futura para 1.000 MW. A correspondente autorização foi expedida em 6

de junho de 2000 por aquela Agência, nos termos da Resolução 185.

Nessa linha, a Companhia também obteve junto ao ONS parecer favorável de acesso à rede básica, bem como

a licença ambiental de instalação junto ao Departamento de Avaliação de Impacto Ambiental - DAIA da

Secretaria do Meio Ambiente do Estado de São Paulo, providências necessárias para implantação de

empreendimento de geração.

Entretanto, o cenário setorial sofreu profundas e significativas alterações a partir do ano de 2001,

primeiramente com o Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica (racionamento)

implementado em 1º de junho daquele ano, o qual causou redução no consumo de energia elétrica e, ao seu

término, um amplo excesso de oferta. Além dos efeitos do racionamento, em 2004 foram realizadas

substanciais alterações estruturais no setor elétrico, trazidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico,

principalmente quanto às condições de venda de energia no mercado.

Acrescenta-se a estes fatos, questões relacionadas (i) às condições comerciais de aquisição e suprimento do

gás natural para geração elétrica, (ii) ao tratamento tributário dispensado ao gás natural importado, (iii) à

viabilidade econômica do gasoduto de distribuição que levaria gás à usina, (iv) à exposição do

empreendimento a riscos cambiais, e (v) ao baixo preço de venda da energia gerada, principalmente em face

dos altos custos de produção.

Tal cenário acabou por inviabilizar o projeto da UTE D1, descontinuado então, ao final de 2002, conforme

correspondência encaminhada pela Duke Energy à ANEEL ACG/151/02, datada de 25 de novembro de 2002. A

descontinuidade desse Projeto implicou uma baixa contábil, pela Companhia, de R$ 400 milhões equivalentes

aos investimentos realizados, dentro de um investimento total previsto de R$ 1,5 bilhões.

Em 08 de dezembro de 2004, a ANEEL, por meio do ofício nº 669/2004-SFG/ANEEL, solicitou que a

Companhia apresentasse o planejamento de expansão de sua capacidade instalada até 31 de janeiro de 2005.

170

Em 10 de março de 2005, a Companhia respondeu referido ofício, informando sobre a impossibilidade de

atendimento da obrigação de expansão, seja por razões regulatórias supervenientes, seja por impossibilidade

técnica e física de expandir a sua capacidade de geração no Estado de São Paulo.

Em 05 de agosto de 2005, a Companhia foi oficiada pelo Ministério Público Federal – Procuradoria da

República de São Paulo, para que esta informasse sobre as providências para o atendimento do seu contrato

de concessão no que tange ao compromisso de expansão da sua capacidade instalada.

Em 29 de agosto de 2005, a Companhia enviou suas justificativas ao Ministério Público, informando as

dificuldades encontradas pela Companhia em razão da edição de novas regras referentes à comercialização de

energia elétrica e que estava em contato com a ANEEL e a Secretaria de Energia/SP.

Em 11 de outubro de 2005, a Companhia enviou mais uma correspondência à ANEEL, ratificando suas

justificativas, para apontar que a obrigação de expansão expressa no edital havia se tornado inexeqüível.

Em 29 de junho de 2007, a Companhia enviou outra correspondência à ANEEL, que faz referência a uma

reunião realizada entre a Companhia e a referida Agência, por meio da qual propõe à ANEEL a contratação de

consultoria especializada para elaborar, no prazo de 12 meses, a contar da aceitação da ANEEL, relatório

técnico abordando as condições para efetivação da expansão de 15% da capacidade de geração no Estado de

São Paulo. Até a data deste Prospecto não houve qualquer manifestação formal da ANEEL sobre este assunto.

Em 1º de fevereiro de 2008, a Companhia foi citada em Ação Popular promovida por Wilson Marques de

Almeida e Outros, em face da União Federal, ANEEL, Fazenda Pública do Estado de São Paulo, AES Tietê e a

Companhia. Referida ação tem por objeto a aplicação, pelas Autoridades Governamentais, das penalidades

previstas no Contrato de Concessão 76/99, além de responsabilização pessoal civil e criminal dos agentes

públicos da ANEEL e da União Federal. A Companhia apresentou sua contestação nos autos em 29 de

setembro de 2008.

.

Por fim, a Companhia recebeu, em dezembro de 2007, ofício da ANEEL, por meio do qual a Superintendência

de Concessão da Geração daquela Agência sinalizou com a possibilidade de prorrogar o prazo para

cumprimento da obrigação até dezembro 2010, de acordo com pedido feito pelo Governo do Estado de São

Paulo, mediante celebração de Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n. 76/1999, cujo objeto seria a

inclusão de cláusula prevendo expressamente esta obrigação, além da inclusão de obrigatoriedade de

apresentação de Plano de Ação num prazo não superior a três meses, contemplando o início da operação

comercial das usinas.

Em março de 2008, foi expedido o Parecer da Procuradoria Geral da ANEEL n. 123/2008-PF/ANEEL, o qual

concluiu que não compete à ANEEL determinar o cumprimento da obrigação de expansão constante do edital

de privatização e do contrato de compra e venda de ações, estabelecido entre a Companhia e o Estado de São

Paulo, bem como opina que a cláusula contratual que impõe a expansão do parque gerador em, no mínimo

15%, é insubsistente diante da legislação vigente.

Em 26 de agosto de 2008, a Diretoria da ANEEL se reuniu para votar o Processo Administrativo envolvendo a

Companhia e decidiu indeferir a proposta de celebração de termo aditivo ao Contrato de Concessão nº.

76/1999, por entender que a obrigação estabelecida no edital de privatização, que prevê a expansão da

capacidade instalada em no mínimo 15%, no período de 8 anos, vincula o alienante de controle societário e

não o poder concedente federal. A decisão foi publicada no Diário Oficial da União em 17 de setembro de

2008, sob o Despacho ANEEL nº. 3.168.

Contrato de Concessão 183/98 - Consórcio Canoas

O Contrato de Concessão n.º 183/98 assinando em 30 de julho de 1998, conforme aditado pelo Primeiro

Termo Aditivo ao Contrato de Concessão n.º 183/98 assinado em 18 de agosto de 2000, firmado entre a União

e as empresas do Consórcio Canoas, formado pela Companhia e a Companhia Brasileira de Alumínio - CBA,

tem como escopo regular a concessão de geração de energia elétrica decorrente do aproveitamento dos

potenciais hidráulicos situados no rio Paranapanema, entre São Paulo e Paraná.

171

O Contrato de Concessão possui prazo de 35 anos contados a partir de data de assinatura do Contrato,

qual seja: 30 de julho de 1998. No entanto, o Contrato de Concessão poderá ser prorrogado por mais 20 anos

desde que haja o requerimento por parte da Companhia, enquanto líder do Consórcio Canoas, submetendo-se

à análise da ANEEL.

Os aproveitamentos hidrelétricos objeto da concessão denominam-se Usina Hidrelétrica Canoas I e Canoas II e

terão potência instalada de 82,5 MW e 72 MW respectivamente, com 3 (três) unidades geradoras cada um.

Por ser um contrato de concessão na forma compartilhada, Companhia e CBA dividem as quotas de

participação na concessão em 48,7% e 50,3%, respectivamente. O Contrato de Concessão estabelece ainda a

energia elétrica produzida nos aproveitamentos hidrelétricos será utilizada ou comercializada pela Companhia

na condição de PIE, e pela CBA na condição de autoprodutor. Isso significa dizer que a Companhia poderá

utilizar para consumo próprio e/ou comercializar livremente a sua parcela de energia e potência, até o limite

da potência e energia asseguradas para os aproveitamentos hidrelétricos, enquanto a CBA deverá

exclusivamente nas instalações industriais, podendo comercializar seus excedentes de potência e energia

elétrica com a autorização prévia da ANEEL, também respeitando-se o limite da potência e energia

asseguradas para os aproveitamentos hidrelétricos.

As energias e potências asseguradas para Canoas I e Canoas II estão assim definidas:

ENERGIA ASSEGURADA

(MW médios)

1999 2000 2001 2002 Após 2002

Canoas I 58 64 64 64 57

Canoas II 43 52 52 52 48

APÓS 2002

POTÊNCIAS ASSEGURADAS (MW) – mensal

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Canoas I 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77

Canoas II 65 65 66 66 67 67 66 65 64 63 63 64

A Companhia será a responsável pelo cumprimento de algumas obrigações. A primeira delas é a de responder

perante o poder concedente e a ANEEL pelo cumprimento do Contrato, sem que haja, no entanto, prejuízo da

responsabilidade solidária da CBA. Em adição a isso, a Companhia será responsável pelo Gerenciamento da

Operação e das atividades relacionadas ao meio ambiente. A transferência do controle societário da

Companhia também deverá ser precedido de autorização da ANEEL.

Ainda sobre as questões que dependerão de prévia análise da ANEEL, as seguintes hipóteses, mas não se

limitando a elas, dependerão da prévia autorização da Agência: (i) qualquer ampliação ou modificação dos

aproveitamentos hidrelétricos e das instalações de transmissão de interesse restrito das centrais geradoras; (ii)

qualquer alteração no Contrato de Constituição do Consórcio Canoas; (iii) o início da operação comercial do

Aproveitamento Hidrelétrico; (iv) a constituição de empresa de propósito específico, com para a contratação do

fornecimento, obtenção de financiamentos e fornecimento das garantias correspondentes e; (v) suspensão do

suprimento de energia elétrica contratado com outras concessionárias de serviço público de energia elétrica.

Por se tratar de uma concessão para o aproveito hidrelétrico de trechos do Rio Paranapanema, ficou regulado

no Primeiro Termo Aditivo ao Contrato de Concessão como se procederá ao uso do bem público, nos termos

da Lei no 9.648, de 1998, e Decreto no 2.655, de 1998. Coube a Companhia pagar pelo uso do bem público e

relativamente a sua parcela da concessão, ao longo do prazo de cinco anos a partir da assinatura do Primeiro

Termo Aditivo ao Contrato de Concessão. Os valores anuais, que foram pagos em parcelas mensais, para os

empreendimentos Canoas I e Canoas II, são assim discriminados:

Usina Hidrelétrica Canoas I - R$ 516.000,00 (quinhentos e dezesseis mil reais);

Usina Hidrelétrica Canoas II - R$ 415.000,00 (quatrocentos e quinze mil reais).

172

A concessionária deverá atender a todas as obrigações de natureza fiscal, trabalhista e previdenciária, bem

como outras obrigações relacionadas ou decorrentes da exploração dos aproveitamentos hidrelétricos,

especialmente os pagamentos relativos à: a) compensação financeira pela exploração de recursos hídricos,

para fins de geração de energia elétrica; b) taxa de fiscalização de serviços de energia elétrica; c) pelo uso do

bem público.

No que tange à cessão de direitos por parte da Companhia, o Contrato de Concessão estabelece que tanto a

Companhia quanto a CBA poderão oferecer, em garantia de financiamentos obtidos para a realização das

obras ou serviços, os direitos emergentes da concessão compreendendo, dentre outros, a energia elétrica a

ser produzida e a receita decorrente dos contratos de compra e venda dessa energia, bem assim os bens e

instalações utilizados para a sua produção. O Contrato também estabelece que uma eventual execução da

garantia não poderá comprometer a continuidade da exploração dos aproveitamentos hidrelétricos e das

instalações de transmissão de interesse restrito das centrais geradoras. Ao oferecer como garantia os direitos

emergentes da concessão, ambas as concessionárias deverão submeter tal compromisso à análise e aprovação

prévia da ANEEL, devendo constar dos eventuais contratos de financiamento a expressa renúncia dos agentes

financiadores a qualquer ação ou direito contra a ANEEL, em decorrência do desatendimento dos

compromissos financeiros assumidos perante aqueles.

Por fim, as penalidades previstas no Contrato de Concessão a serem aplicadas à Companhia e à CBA nos casos

de descumprimento das disposições legais, regulamentares e contratuais são advertência ou multa. As penas

de multa serão aplicadas pela ANEEL, com o valor máximo, por infração incorrida, de 2,0% (dois por cento) do

valor do faturamento anual das companhias ou do valor estimado da energia produzida correspondente aos

últimos doze meses anteriores à lavratura do auto de infração ou estimado para um período de doze meses

caso não esteja em operação ou esteja operando por um período inferior a doze meses.

Contratos Financeiros

Eletrobrás

Contrato de financiamento substituindo a CESP, como parte junto à Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras

S.A., no processo de sua privatização, originário do repasse de energia de ITAIPU/FURNAS, que prevê

atualização com base na variação do IGP-M, acrescida de juros de 10,0% ao ano, vencível mensalmente, com

término para 15 de maio de 2013, tendo como garantia para recebimento dos valores vencidos e não pagos a

receita de suprimento de energia elétrica. O saldo em 30 de junho de 2008 era de R$ 1.006,4 milhão.

BNDES

Contratos de linha de crédito para financiamento junto ao BNDES, correspondentes a 90,0% do custo com a

compra adicional de energia livre durante o período de racionamento, tendo como garantia o produto da

cobrança da tarifa de geração e distribuição de energia elétrica no valor equivalente a 6,53% do seu

faturamento mensal para BNDES I e 1,25% para o BNDES II. Os financiamentos previam atualização com

base na variação da SELIC, acrescida de juros de 1,0% ao ano, amortizados mensalmente, quitados em 15 de

fevereiro de 2008.

Fundação Cesp III

Contrato de Confissão de Dívida para financiamento de déficit atuarial, referente ao Benefício Suplementar

Proporcional Saldado – BSPS, com vencimento final em 30 de novembro de 2017. O saldo desse contrato é

atualizado pela variação do custo atuarial, ou pela variação do IGP-DI, acrescida de juros de 6,0% a.a., dos

dois aplica-se o maior, sendo este incorporado mensalmente ao valor do principal.

173

De acordo com a Cláusula 10ª, do Contrato de Confissão de Dívida entre a CESP e Fundação, que em 18 de

novembro de 1999 foi transferido à Companhia, a CESP e a Fundação se comprometem, após a publicação

anual do DRAA - Demonstrativo dos Resultado da Avaliação Atuarial do Plano de Benefícios ("DRAA"), relativo

ao exercício findo, a compará-lo com o saldo apurado na cláusula anterior. Sempre que o saldo remanescente

for maior que o valor apontado no DRAA como passivo a descoberto do plano, as prestações estipuladas na

cláusula 8ª do referido instrumento serão reduzidas na mesma proporção. Caso da comparação retro referida

resulte, ao contrário, um valor menor do que o apontado no DRAA, as prestações estipuladas na cláusula 8ª

serão revistas de modo a manter na íntegra a obrigação prevista no contrato, observados os termos da

cláusula 9ª, parágrafo único.

No DRAA emitido pela Fundação CESP em 18 de janeiro de 2008 referente ao exercício de 2007, o ajuste

atuarial em 31 de dezembro de 2007, no saldo devedor do contrato relativo ao Plano de Benefício Definido -

vigente até 31 de março de 1998 apresentou superávit de R$ 15,1 milhões (cláusula 3ª do Contrato de Ajuste

das Provisões Matemáticas e Outras Avenças firmado com a patrocinadora em 13 de setembro de 1999),

reduzindo o saldo a zero.

Investimentos Relevantes

Apesar de que a Companhia não tem previsão de realização de investimentos significativos, nos últimos três

anos, os principais investimentos da Emissora foram destinados ao meio ambiente e manutenção das usinas,

incluindo repotenciações, distribuídos da seguinte forma e nos exercícios sociais e no período indicados:

Investimento (R$ milhões) 2005 2006 2007

IT 0,95 2,80 1,69

OPERAÇÔES 15,96 6,41 10,74

MEIO AMBIENTE 10,67 10,97 7,93

OUTROS 3,87 5,80 3,52

TOTAL 31,44 25,98 23,88

A Emissora não detém participação em outras sociedades.

Desinvestimentos

Em 2004, a Companhia realizou um desinvestimento de uma Turbina na Usina de Capivara, implicando uma

baixa contábil no valor de R$ 1,8 milhões, em função de problemas ocorridos na operação da mesma, que foi

substituída por uma nova.

Propriedade Intelectual, Patentes, Marcas e Licenças

A Companhia é titular de 4 certificados de marca ―Duke Energy‖, registradas junto ao INPI e 1 da marca

―Paranapanema‖.

Meio Ambiente

A Emissora está sujeita a abrangente legislação ambiental brasileira nas esferas federal, estadual e municipal.

O cumprimento desta legislação é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que podem impor

sanções administrativas contra a Companhia por eventual inobservância da legislação (ver Seção ―Visão Geral

do Setor de Energia Elétrica no Brasil‖, localizada na página 119 deste Prospecto).

A Companhia elabora e envia anualmente ao IBAMA os Relatórios de Implantação dos Programas Ambientais –

RIPA de suas usinas hidrelétricas, conforme disposto nas Licenças de Operação.

174

Em outubro de 2006, a Companhia recebeu do IBAMA/Brasília a renovação da Licença de Operação da UHE

Capivara e a Licença de Operação da usina hidrelétrica Taquaruçu, com período de validade ampliado de 4

para 6 anos.

Em 30 de junho de 2000, a Companhia celebrou com o Ministério Público do Estado do Paraná, com o

Consórcio Intermunicipal da Bacia do Capivara (CIBACAP) composto pelos 11 municípios que margeiam a

referida bacia, um Termo de Ajustamento de Conduta (TAC), com a interveniência-anuência do IBAMA e do

IAP (Instituto Ambiental do Paraná).

De acordo com o referido TAC, a Companhia e o CIBACAP concordaram em adotar medidas com vistas à

recuperação dos aspectos sociais e ambientais das áreas afetadas pela instalação da UHE Capivara e seu

reservatório, na margem do Estado do Paraná, dentre as quais, destacam-se, entre outras:

- composição de perdas, danos e/ou prejuízos aos municípios integrantes do CIBACAP;

- preservação de ictiofauna;

- implantação de programa contra pesca predatória;

- implantação e desenvolvimento de mata ciliar e de vegetação ao longo do entorno do reservatório;

- implantação de unidade de conservação ambiental;

- serviços de destoca e limpeza do reservatório;

- demais medidas de caráter compensatório.

Na prática, algumas medidas seriam adotadas e custeadas integralmente pela Companhia e outras medidas

seriam implementadas pelo CIBACAP, porém com recursos repassados pela Companhia.

O prazo para cumprimento das obrigações estipuladas sob o TAC estava previsto em 7 (sete) anos, isto é, as

medidas a serem adotadas deveriam ser implementadas até 30 de junho de 2007.

No entanto, por motivos alheios ao controle da Companhia, algumas das medidas que deveriam ser

implementadas pelo CIBACAP, dentre as quais destaca-se a implementação e desenvolvimento de mata ciliar e

vegetação ao longo e no entorno do reservatório, não foram integralmente cumpridas. Em vista do

descumprimento, em 1º de fevereiro de 2006, a Companhia notificou as partes signatárias do TAC para

informar que estaria cumprindo, no lugar do CIBACAP, as obrigações que lhe cabiam.

Em vista da assunção da obrigação originalmente imputada ao CIBACAP, a Companhia teve que fazer

desembolsos em valores, aproximadamente, de R$ 700.000,00 (base 2000).

Por outro lado, a Companhia deixou de cumprir com a obrigação que consistia na realização de desembolsos

para aquisição de áreas para implantação de uma unidade de conservação dentro da área afetada pela

instalação da UHE Capivara e de seu reservatório, por não encontrar referidas áreas.

Deste modo, a Companhia deixou de desembolsar grande parte dos valores a ela imputada sob o TAC pelos

motivos ora aludidos.

Com vistas a dar cumprimento às obrigações ainda não atendidas sob o TAC e demonstrar o cumprimento de

outras obrigações originalmente imputadas ao CIBACAP, porém assumidas pela Companhia, a Companhia

encontra-se em fase de negociação de um termo aditivo com o objetivo de estender o prazo de sua execução

e repactuar algumas das obrigações originalmente assumidas.

O fato de a Companhia não ter cumprido com a totalidade do objeto do TAC, de não ter feito todos os

desembolsos que lhe cabiam e aliado ao fato de encontrar-se em tratativas para celebrar um termo aditivo ao

TAC, isso, ao ver da Companhia, não a coloca em posição de inadimplemento. Ademais, foi classificado como

remoto o risco de perda caso o CIBACAP ou os municípios movam ações contra a Companhia em relação ao

descumprimento das obrigações contidas no TAC.

175

Em dezembro de 2006, por requisito da legislação ambiental, a Companhia enviou ao IBAMA/Brasília relatório

ambiental para a renovação da Licença de Operação das usinas hidrelétricas do Complexo Canoas,

descrevendo o estágio atual dos programas ambientais e o equacionamento dos compromissos expressos nas

Licenças de Operação anteriores. No mesmo mês, a Companhia encaminhou ao IBAMA/Brasília relatório

ambiental para a obtenção da Licença de Operação da usina hidrelétrica de Jurumirim, conforme acordado

com o Instituto. A Companhia aguarda a manifestação do IBAMA sobre as referidas licenças.

A Companhia possui Licença de Operação válida para todas suas usinas, exceto a usina de Jurumirim.

A Companhia desenvolve várias atividades relativas tanto aos programas ambientais vinculados às Licenças de

Operação quanto às solicitações externas (de prefeituras de municípios vizinhos aos reservatórios). As

principais atividades desenvolvidas pela Companhia são:

Produção de alevinos e repovoamento, em reservatórios, de espécies nativas da bacia do Paranapanema.

A produção de alevinos, realizada pela Estação de Hidrobiologia e Aqüicultura de Salto Grande, é de 1,5

milhão de exemplares de espécies nativas por ano, conforme proposto nos programas ambientais

encaminhados ao IBAMA. Este programa é desenvolvido em parceria com importantes universidades do

país, como a Universidade Estadual de Maringá, Universidade Estadual Paulista (Unesp – Botucatu),

Faculdades Luiz Meneghel, e Universidade Estadual de Londrina (UEL);

Conclusão do Plano de Manejo da Ictiofauna do reservatório da usina hidrelétrica Capivara em parceria

com a UEL, o qual foi submetido ao IBAMA/Brasília para as devidas providências pertinentes à legislação

de pesca;

Avaliação da qualidade da água dos oito reservatórios do Rio Paranapanema, que estão sob concessão da

empresa;

Estudos sobre macrófitas aquáticas presentes nos reservatórios do Complexo Canoas e das usinas

hidrelétricas Capivara, Salto Grande e Rosana;

Acompanhamento da infestação pelo mexilhão dourado (Limnoperna fortunei) no reservatório da usina

hidrelétrica Rosana. Em 2006, foi instalado um sistema de cloração para manter a garantia de operação

das unidades geradoras desta usina. A Companhia participa de um grupo de trabalho da Associação

Brasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica – ABRAGE para o estudo e a prevenção dos

problemas associados à presença do mexilhão dourado;

Implantação de 5.765 hectares de reflorestamento em áreas próprias, sendo 1.137 hectares nas margens

dos reservatórios do Complexo Canoas; 1.026 hectares no reservatório da usina hidrelétrica Taquaruçu,

3.085 hectares, no reservatório da usina hidrelétrica Capivara, e 517 hectares no reservatório de Rosana;

Criação, entre 2006 e 2007, por meio da atividade de reflorestamento, de aproximadamente 150 postos

de trabalho indiretos nos municípios onde as atividades foram realizadas;

Apoio, no Programa de Promoção Florestal, da recomposição florestal por meio de orientação técnica e

doação de mudas aos proprietários rurais, foram distribuídas mais de 2 milhões mudas de essências

florestais nativas. Em 2006, foi estabelecida parceria com a ONG Flora Vale, a qual passou a administrar a

distribuição de mudas aos participantes do programa;

Recuperação ambiental dos canteiros utilizados na implantação das obras do Complexo Canoas e Rosana;

A Companhia mantém parcerias institucionais com instituições de pesquisa, Comitês de Bacias Hidrográficas,

Órgãos Governamentais e Organizações Não-Governamentais – ONG, com o objetivo de melhor conviver com

seus acionistas.

176

Como reconhecimento das suas ações ambientais, a Companhia foi selecionada entre os quinze melhores

―cases‖ do 5º Benchmarking Ambiental Brasileiro do ano de 2007, com o projeto ―Controle de plantas

aquáticas por meio da manipulação do ambiente‖, desenvolvido no reservatório de Salto Grande.

Com o objetivo de preservar as matas ciliares localizadas nas margens de seus reservatórios, a Companhia

mantém um programa de monitoramento de suas margens, visando impedir a ocorrência de invasões e

também incentivar o uso regular dessas áreas, através da distribuição de folhetos e campanhas de

esclarecimento à população.

A tabela a seguir apresenta, de forma resumida, a atual situação do licenciamento ambiental dos

aproveitamentos hidroelétricos da Companhia:

Aproveitament

o Hidroelétrico

Licença Ambiental Órgão

Emissor

Data de Emissão Data de Validade

Rosana Licença de Operação nº 356/03 IBAMA 17.11.2003 17.11.2007, sendo que em 15.08.2007 foi

protocolado o respectivo pedido de renovação

Taquaruçu Licença de Operação nº 560/06 IBAMA 10.10.2006 10.10.2012

Capivara Licença de Operação nº 176/01 IBAMA 10.10.2006 10.10.2012

Canoas I Licença de Operação nº 23/98 IBAMA 13.02.2003 Expirou em 13.02.2007, sendo que em

15.12.2006 foi protocolado o respectivo pedido

de renovação

Canoas II Licença de Operação nº 23/98 IBAMA 13.02.2003 Expirou em 13.02.2007, sendo que em

15.12.2006 foi protocolado o respectivo pedido

de renovação

Salto Grande Licença de Operação nº 402/04 IBAMA 02.08.2004 02.08.2008

Chavantes Licença de Operação nº 403/04 IBAMA 02.08.2004 02.08.2008

Jurumirim Em fase de obtenção da Licença

de Operação

IBAMA Pedido de emissão

da Licença de

Operação

protocolado em

19.12.2006

-

Gestão de Crises

Em 2006, foi implementado o Plano de Gestão de Crise com objetivo de estabelecer procedimentos

específicos, contendo ações para a gestão de situações de crises. Os objetivos deste plano visam:

Assegurar a proteção à vida dos empregados, colaboradores, parceiros, prestadores de serviços,

visitantes, durante qualquer emergência;

Mitigar os impactos aos clientes através de uma rápida e efetiva ação de contingência;

Assegurar e garantir a integridade e a segurança das usinas e comunidade;

Para atender os objetivos acima, foram concebidos três planos: Plano de Respostas para Emergências – PRE;

Plano de Continuidade de Negócios - PCN e Sistema de Operação em Situação de Emergência – SOSEm.

O objetivo do PRE é gerenciar emergências nas instalações da Duke Energy International, Geração

Paranapanema, fornecendo resposta imediata e efetiva.

O objetivo do PCN é garantir a continuidade das atividades estratégicas da Companhia com rapidez e eficácia.

177

O objetivo do SOSEm é garantir a segurança da operação hidráulica dos reservatórios da Duke Energy

International, Geração Paranapanema, de modo a mitigar a ocorrência de danos e prejuízos acima das

barragens das usinas hidrelétricas.

Seguros

A política de contratação de seguros da Companhia é compatível com a natureza de suas atividades, com os

riscos envolvidos em suas operações e com os padrões do setor econômico em que atua.

A Companhia acredita que suas apólices, contratadas junto a seguradoras de primeira linha e de renome

internacional, refletem as condições usuais de mercado para os tipos de seguros que contrata e abrangem

coberturas em escopo e montantes considerados suficientemente adequados por sua Administração e por

consultores de seguros.

Em 30 de junho de 2008, as apólices de seguro da Companhia possuíam a seguinte cobertura:

(i) Responsabilidade Civil Geral R1 n.º 01.51.0168022: Apólice contratada com a Zurich Brasil

Seguros S/A. com prêmio de R$ 826.122,69 vigente no período entre 31/12/2007 e 31/12/2008.

importância segurada é de R$ 7.959.500,00, sendo que a cobertura abrange Responsabilidade

Civil geral tendo como principais coberturas: lesão corporal, danos pessoais, danos aos bens,

responsabilidade por veículos, falha em fornecimento, responsabilidade por aeronaves/

embarcações, etc.

(ii) Riscos Operacionais n.º 01.96.0000299: Apólice contratada com a Zurich Brasil Seguros S/A. com

o prêmio de R$ 2.957.671,95 vigente no período entre 31/12/2007 e 31/12/2008. A importância

segurada é de R$ 4.306.998.677,68, com o limite máximo de indenização por evento de R$

1.105.773.858,12, sendo que a cobertura abrange os riscos de acidentes que provoquem danos

materiais e perdas com interrupção de produção

(iii) Automóveis n.º 32329691-0: Apólice contratada com a Yasuda Seguros S.A. com o prêmio de R$

125.075,00, vigente no período entre 25/09/2007 e 24/09/2008. A importância segurada

corresponde a 110% do valor de mercado da frota existente e a cobertura abrange riscos de

acidentes envolvendo os automóveis da Companhia.

(iv) Transportes n.º 30-21-4100436-0: Apólice contratada com a Itaú Seguros S.A. com o prêmio de

R$ 9.963,84, vigente no período entre 30/11/2007 e 30/11/2008. A importância segurada é de

R$ 400.000,00 para mercadorias novas R$ 200.000,00 para mercadorias usadas, sendo que a

cobertura abrange os riscos decorrentes de transportes marítimos fluviais, lacustres, terrestres e

aéreos

(v) Directors and Officers n.º 01.10.0000055; Apólice contratada com a Zurich Brasil Seguros S/A.

com o prêmio de R$ 159.842,22, vigente no período entre 31/12/2007 e 31/12/2008. A

importância segurada é de R$ 7.959.500,00, sendo que a cobertura abrange os riscos

decorrentes de responsabilidade civil de diretores e gerentes.

Pesquisa e Desenvolvimento

A Lei No. 9.991 de 24 de julho de 2000 determina que se atribua 1% das receitas operacionais líquidas, ROL -

como definido pela ANEEL, em iniciativas de pesquisa e desenvolvimento. Deste percentual, 20% deve ser

recolhido ao MME, para o planejamento do setor elétrico brasileiro; 40% deve ser pago ao Fundo Nacional de

Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT) que é gerido pelo Ministério de Ciência e Tecnologia; e o

saldo restante deve ser utilizado pela Companhia para financiar projetos de pesquisa e desenvolvimento. As

propostas destes projetos são feitas anualmente a ANEEL.

178

ATIVO IMOBILIZADO

A Companhia possui diversos imóveis próprios, alguns destinados à prestação dos serviços concedidos nos

termos do Contrato de Concessão e outros desvinculados à prestação desses serviços.

As principais propriedades da Companhia são os seus imóveis operacionais, constituídos pelas suas oito usinas

hidroelétricas localizadas no Estado de São Paulo ao longo do Rio Paranapanema. A sede da Companhia está

localizada na Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30º andar, na Cidade e no Estado de São Paulo, pela

qual a Companhia paga um aluguel mensal de R$139,9 mil.

A Companhia não onera imóveis operacionais, como subestações, cuja eventual perda ou restrição ao uso

possa comprometer a realização das atividades da Companhia, uma vez que, segundo a legislação que rege o

setor elétrico, a alienação, oneração ou cessão de bens necessários e vinculados à prestação do serviço

concedido não podem ser feitas sem a prévia autorização da ANEEL.

Em 30 de junho de 2008, o saldo registrado na conta de imobilizado de terrenos, reservatórios, barragens e

adutoras, e edificações, obras civis e benfeitorias totalizava aproximadamente R$2, 1 bilhões.

179

RECURSOS HUMANOS

Empregados

Em 30 de junho de 2008, a Emissora possuía 300 empregados e 138 empregados terceirizados. No quadro

abaixo, pode-se identificar a evolução do quadro de pessoal da Companhia nos últimos três anos.

Em 31 de dezembro de Var. ano

05/06

(%)

Var. ano

06/07

(%) ANO 2007 2006 2005

n.º de

empregados em

dezembro

300 294 291 1,0 2,0

A tabela a seguir apresenta o número de empregados por plano, região e diretoria, referente ao primeiro

semestre de 2008:

POR PLANO POR REGIÕES POR DIRETORIA

Oper./Profiss. 256 Norte 0 Presidência / Vice Presid. 4

Gerenciais 36 Sul 0 Financeira / Administ. / IT 66

Diretoria 6 Sudeste 100% Comercial 12

DEMISSÕES: 03

Operações 145

Recursos Humanos 30

Juridico / Rel.Governament. 5

Meio Amb. / Planej. Estrat. /

Rel. Públicas

38

Em 30 de junho de 2008, a Companhia figurava como parte em 219 ações judiciais e 10 autos de infração

instaurados perante às Delegacias Regionais do Trabalho, que versam sobre matéria trabalhista, totalizando

R$ 24,5 milhões, dos quais R$ 4 milhões encontravam-se provisionados. Para maiores informações ver seção

―Contingências Judiciais e Administrativas‖, localizada na página 204 deste Prospecto.

Em 30 de junho de 2008, o valor das despesas de pessoal, incluindo remuneração, encargos sociais e

benefícios de empregados, totalizava R$ 28,6 milhões. O valor anual, em dezembro de 2007 foi de R$ 51,4

milhões, em dezembro de 2006 foi de R$ 48,3 milhões e em dezembro de 2005 o valor foi de R$ 43,6 milhões.

A Companhia tem como princípio de gestão manter em seu quadro de empregados profissionais com

conhecimento técnico e experiência nos diferentes campos de atuação que compõe a sua estrutura funcional.

A Emissora busca reter e atrair profissionais que tenham uma história comprovada de resultados concretos e

que possam fazer a diferença para a sua organização.

Para isso, adota-se um conjunto de estratégias baseada nas melhores práticas de mercado.

180

Política de Administração Salarial

A política de administração salarial da Emissora é baseada em princípios de meritocracia, estabelecida por

meio de parâmetros que visam reconhecer a qualificação e desempenho dos funcionários ("Política de

Administração Salarial"). Estes parâmetros estabelecem a elegibilidade de cada empregado para incrementos

no salário individual, assim como, para o recebimento do bônus anual.

Adicionalmente, a Companhia oferece oportunidades de crescimento profissional para os empregados que,

além de um bom histórico de desempenho, tenham a qualificação e experiência necessárias para assumir

novas funções, havendo, nestes casos, promoções de cargo com o respectivo incremento salarial.

Acompanhamento de Mercado

A Companhia faz acompanhamento sistemático do mercado por meio de pesquisa salarial realizada de forma

independente ou em parceria com consultoria externa especializada para acompanhar a valorização dos

cargos, o crescimento real dos salários, a inflação e o respectivo impacto no poder aquisitivo dos empregados.

Com isso, busca-se manter o equilíbrio entre a estrutura de cargos da Companhia e as melhores práticas de

mercado.

Estrutura de Remuneração

A estrutura de remuneração da Companhia foi desenvolvida para atender às necessidades estratégicas dos

negócios da Emissora:

Os salários são corrigidos anualmente com base em acordo coletivo da categoria, que tem como data base o

dia primeiro de junho e prevê negociação com base em índices oficiais de inflação.

Os bônus são pagos anualmente de acordo com os resultados do negócio e com as metas individuais. Todos

os empregados são elegíveis, sendo que a meta de pagamento é definida conforme o nível do cargo.

Benefícios

A Companhia proporciona diversos benefícios aos seus empregados, tais como:

vale refeição (valor negociado em acordo coletivo);

vale alimentação (valor negociado em acordo coletivo);

cesta básica (valor negociado em acordo coletivo);

lanche matinal (valor negociado em acordo coletivo);

PLR – Participação nos Lucros e Resultados (valor negociado em acordo coletivo);

gratificação de férias (valor negociado em acordo coletivo);

bolsa auxílio educação;

política de saúde e integração social;

check-up para empregados com mais de 40 anos de idade;

assistência médica e odontológica;

plano de previdência privada;

transporte para empregados de usinas; e

reembolso de garagem ou transporte fretado para empregados de São Paulo.

181

Remuneração de Executivos

Além do bônus e demais benefícios, a Companhia concede aos seus executivos veículo designado e programa

de incentivo de longo prazo.

Premiações em Recursos Humanos

No ano de 2008, a Companhia foi premiada pelo sétimo ano consecutivo com a Medalha Eloy Chaves em

virtude de seus destacados índices em saúde e segurança no trabalho. Essa premiação é concedida pela

Associação Brasileira de Concessionárias de Energia Elétrica – ABCE, com o propósito de incentivar a

conscientização da segurança do trabalho no setor de energia elétrica. No mesmo ano, o diretor da área de

Recursos Humanos, Jairo Campos, foi classificado em junho de 2008 no ranking "50 RHs Mais Admirados do

Brasil", promovido pela editora Gestão & RH.

Em 2007, a Companhia foi destaque pelo segundo ano consecutivo, em pesquisa conduzida pela BST

Solutions - que avaliou a política de segurança e medicina do trabalho de diversas empresas do setor de

energia elétrica - sendo considerada uma das melhores dentre as avaliadas, em razão de seus bons resultados

na área de segurança e medicina do trabalho. No mesmo ano, a Duke Energy foi classificada pela segunda vez

consecutiva uma das '50 Melhores Empresas para Estagiar', segundo pesquisa realizada pelo Centro de

Integração Empresa-Escola (CIEE) com mais de 2.500 estagiários de empresas São Paulo.

Ainda em 2007, a Companhia foi apontada pela revista Carta Capital como uma das 168 "Empresas Mais

Admiradas no Brasil". Além disso, integrou, pela segunda vez consecutiva, a lista "Melhores Empresas para

Trabalhar no Brasil", do Instituto Great Place to Work.

Sindicatos

A Companhia possui um bom relacionamento com seus empregados e com os sindicatos que os representam.

Os acordos coletivos de trabalho firmados com cada sindicato são renegociados de acordo com a legislação

aplicável. Em agosto de 2008, a Companhia procedeu à renovação de seus acordos coletivos para os próximos

2 anos.

A Companhia é representada pelos seguintes sindicatos: Sindicato dos Eletricitários de Ipaussu; Sindicato dos

Eletricitários de São Paulo; Sindicato dos Eletricitários de Campinas e Sindicato dos Engenheiros de São Paulo.

A tabela a seguir apresenta o número de empregados sindicalizados em 30 de junho de 2008:

Sócios

Representados

Sindicato dos Eletricitários de

Ipaussu

Sindicato dos Eletricitários

de São Paulo

Sindicato dos Eletricitários de

Campinas

Sindicato dos Engenheiros de

São Paulo

74 4 37 0

Sindicato dos Eletricitários de

Ipaussu

Sindicato dos Eletricitários

de São Paulo

Sindicato dos Eletricitários de

Campinas

Sindicato dos Engenheiros de

São Paulo

145 87 24 44

182

Planos Mistos Administrados pela Fundação CESP

Plano Benefício Definido - administrado pela Fundação CESP, tem como meta de benefício 70% da diferença

do Salário e o benefício do INSS, a contribuição é paritária entre empresa e empregado, de acordo com tabela

de percentual por faixa salarial.

Plano Contribuição Definida - administrado pela Fundação CESP, tem como meta de benefício 30% da

diferença do Salário e o benefício do INSS, sendo que a Companhia contribui até 2,5% e o funcionário por

optar por até os 30%.

Plano Saldado - corresponde ao benefício acumulado até o momento em que o Plano de Suplementação de

Aposentadorias e Pensão (PSAP) foi saldado em 31 de dezembro de 1997. (até essa data o benefício era de

100% da diferença entre o salário total e o benefício do INSS, na época a contribuição era de 2 por 1, ou seja

duas partes da Companhia e uma parte do funcionário, benefício saldado significa que em 31 de dezembro de

1997 foi calculado o benefício de 100% aos participantes do plano e proporcional até aquela data) O motivo

da mudança foi o déficit do plano.

Plano de Aposentadorias Duke Energy - administrado pelo Bradesco Vida & Previdência, tendo como meta

60% da diferença entre o Salário e o benefício do INSS, contribuição paritária entre empresa e empregado,

tendo como limite de contribuição 8,5% do salário. Plano implantado para os empregados admitidos após a

privatização da empresa.

Planos de Opção de Compra de Ações Destinados a Empregados

Até a data deste Prospecto a Companhia não tinha nenhum Plano de Opção de Compra de Ações destinados a

Empregados.

Terceirização de Mão-de-Obra

Os números referentes a esse item correspondem aos terceiros efetivamente dentro da Companhia, e

executando atividades que a legislação nos permite, ou seja, vigilância armada, atendimento de portaria,

segurança, informática, limpeza e conservação predial, entre outros).

183

DESCRIÇÃO DO CAPITAL SOCIAL E DIVIDENDOS

Essa seção contém uma breve descrição da composição do capital social da Emissora, incluindo as disposições

referentes ao seu Estatuto Social e à Lei das Sociedades por Ações. Para maiores detalhes, os potenciais

investidores devem consultar o Estatuto Social da Emissora e/ou a Lei das Sociedades por Ações.

Geral

Como já dito, a Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema foi instituída em 1999, por ocasião

da cisão parcial da CESP. A Companhia de Geração de Energia Elétrica Paranapanema, hoje Duke Energy

International, Geração Paranapanema S.A., reuniu os ativos relacionados às operações de geração de energia

elétrica nas usinas da bacia do Rio Paranapanema.

A atuação da Companhia se concentra na geração hidrelétrica e comercialização de energia.

Objeto Social

O objeto social da Companhia, conforme definido em seu Estatuto Social vigente, é (a) estudar, planejar,

projetar, construir e operar sistemas de produção e comercialização de energia, principalmente a elétrica,

resultante do aproveitamento de rios e outras fontes, mormente as renováveis; (b) estudar, planejar, projetar,

construir e operar barragens de acumulação e outros empreendimentos, destinados ao aproveitamento

múltiplo das águas; (c) estudar, projetar, executar planos e programas de pesquisa e desenvolvimento de

novas fontes de energia, principalmente as renováveis, diretamente ou em cooperação com outras entidades;

(d) importar máquinas e equipamentos necessários ou convenientes ao desenvolvimento e implementação das

atividades acima mencionadas; e (e) participar em outras sociedades, como sócia, acionista ou quotista.

Capital Social

A Companhia é uma sociedade por ações de capital aberto, constituída nos termos das leis brasileiras. Em 30

de junho de 2008, o capital social da Companhia era de R$ 1.999.137.503,80 representado por 34.590.819

ações ordinárias e 59.842.464 ações preferenciais, todas nominativas, escriturais, sem valor nominal. Cada

ação ordinária confere ao seu titular o direito a um voto nas assembléias gerais dos acionistas.

O quadro abaixo demonstra a distribuição do capital social da Emissora entre seus acionistas em 30 de junho

de 2008:

AÇÕES ORDINÁRIAS AÇÕES PREFERENCIAIS TOTAL

Acionistas QTDE % QTDE % QTDE %

Duke Energy International,

Brasil Ltda 33. 838.211 97,8 54.885.511 91,7 88.723.722 94

Duke Energy International,

Brazil Holdings 0,0 0,0 735.023 1,2 735.023 0,8

Companhia do Metropolitano de

São Paulo 0,0 0,0 1.323.627 1,4 1.323.627 1,4

Outros 752.608 2,2 2.898.303 5,7 3.650.911 3,8

Total 34.590.819 100,00 59.842.464 100,00 94.433.283 100,00

184

Capital Autorizado

De acordo com o Estatuto Social da Emissora o capital social autorizado é de R$ 2.355.580.000,00, sendo R$

1.220.425.998,00 para ações ordinárias e R$ 1.135.154.002,00 para ações preferenciais, todas nominativas

escriturais e sem valor nominal.

Grupamento de ações da Companhia

A Companhia aprovou, em assembléia geral extraordinária realizada 31 de outubro de 2007, proposta de

grupamento de suas ações pelo Conselho de Administração, deliberada em sua 55ª Reunião, realizada em 15

de outubro de 2007, atribuindo-se 01 (uma) nova ação em substituição a cada grupo de 1.000 (mil) ações de

cada espécie existente, de forma que as 94.433.283.633 (noventa e quatro bilhões, quatrocentas e trinta e

três milhões, duzentas e oitenta e três mil, seiscentas e trinta e três) ações foram transformadas em

94.433.283 (noventa e quatro milhões, quatrocentas e trinta e três mil, duzentas e oitenta e três) ações. As

novas ações originadas do grupamento, que foi definitivamente implementado no dia 1° de novembro de

2007, conferiram a seus detentores direitos idênticos aos atualmente garantidos pelo Estatuto Social da

Companhia à respectiva espécie de ação. A Companhia também aprovou nesta mesma assembléia geral

extraordinária que simultaneamente ao grupamento de suas ações, (i) os American Depositary Receipts

(ADRs), tanto ordinários quanto preferenciais, emitidos pela Companhia foram desdobrados na proporção de 1

(um) ADR atual para 3 (três) ADR novos, independentemente da espécie; e (ii) a proporção dos ADRs, tanto

ordinários quanto preferenciais, mudaram de 3.000 ADRs por ação para 1 ADR por ação da Companhia,

independentemente da espécie.

Conversão de Ações da Companhia

A pedido de um acionista minoritário da Companhia, a CVM instaurou processo administrativo para discutir

sobre a possibilidade de conversão de ações ordinárias em preferenciais da Companhia. O referido processo

teve origem em reclamação de acionista detentor de ações ordinárias de emissão da Companhia, que em 20

de dezembro de 2006 solicitou um posicionamento oficial e urgente da CVM, a respeito de ter, em 8 de

dezembro de 2006, requerido à Companhia "a conversão de classe de suas ações" de ações ordinárias em

preferenciais, nos termos do art. 7° do Estatuto Social.

Em 16 de janeiro de 2007, a CVM solicitou manifestação da Companhia. Em 23 de fevereiro de 2007, a

Companhia protocolou resposta à solicitação da CVM, informando que, em 11 de janeiro de 2007, havia

respondido ao acionista explicando que a conversão pleiteada não seria possível pelo fato da mesma não ser

companhia fechada, tendo em vista tal dispositivo ser aplicável apenas a este tipo de companhia. Conforme a

melhor jurisprudência da CVM (Processo CVM nº RJ2002/0584 de 11.07.2002), a Companhia entende que a

eficácia do artigo resta prejudicada, momentaneamente, em virtude de manter a condição de companhia

aberta, apontando ainda que a conversibilidade não é a pedido de acionistas mas sim por decisão da Diretoria

da Companhia.

Em 28 de agosto de 2007, o Colegiado da CVM entendeu, que o art. 19 da Lei nº 6404/76 é aplicável tanto às

companhias abertas quanto às companhias fechadas. O Colegiado entendeu ainda que o art. 16 da Lei nº

6404/76 permite que se constituam classes de ações ordinárias conversíveis em preferenciais, porém não

obriga que as ações conversíveis formem classes separadas e que não havendo criação de classes separadas,

como no caso da Companhia, a conversibilidade é admissível também em companhias abertas.

185

Em 17 de setembro de 2007, a Companhia protocolou na CVM resposta à decisão do seu Colegiado

informando que irá solicitar a reconsideração da decisão prolatada, a ser apresentada no prazo legal. Em 25

de setembro de 2007, a Companhia protocolou o pedido de reconsideração acima mencionado.

Em 15 de janeiro de 2008, a Companhia recebeu decisão do Colegiado da CVM retificando a decisão prolatada

em 28 de agosto de 2007, determinando que as ações ordinárias representativas de 18,47% do capital social

poderiam ser convertidas em ações preferenciais. Em 21 de janeiro de 2008, a Companhia enviou

correspondência à CVM informando que dentro dos próximos dias iria realizar os procedimentos relativos à

conversão das ações determinadas.

Diante do acima informado à CVM, em 29 de janeiro de 2008, por meio da Ata da 125ª Reunião de Diretoria, a

Companhia acatou o pedido formulado por acionista minoritário para conversão de ações ordinárias em ações

preferenciais, à razão de 1 (uma) ação ordinária para cada 1 (uma) ação preferencial, sendo que a conversão

estaria sujeita ao limite legal de composição do capital social de 1/3 de ações ordinárias e 2/3 de ações

preferenciais, bem como ao limite estabelecido pelo artigo 7º, I, b, do Estatuto Social, que determina que, a

cada Período de Conversão, cada acionista poderá formular pedidos de conversão de ações correspondentes a

até 3% do capital social, desde que o montante total a ser convertido no referido Período de Conversão não

exceda 5% do capital social.

Nesse sentido, em 1º de fevereiro de 2008, a Companhia publicou Fato Relevante informando aos acionistas

os termos e condições aprovados pela Reunião de Diretoria. No mesmo dia a Companhia iniciou seus Períodos

de Conversão por meio da publicação de Avisos aos Acionistas que foram realizadas em 1° de fevereiro de

2008, 20 de fevereiro de 2008, 10 de março de 2008, 27 de março de 2008 e 04 de abril de 2008, anunciando

o início do primeiro, segundo, terceiro e quarto Período de Conversão, respectivamente, sendo encerrado o

último Período no dia 15 de abril de 2008.

A Companhia abriu 4 (quatro) Períodos de Conversão de ações ordinárias em preferenciais, de acordo com o

Fato Relevante publicado em 1° de fevereiro de 2008, de 15 (quinze) dias consecutivos cada. Em 18 de

fevereiro de 2008, foi publicado o Aviso aos Acionistas informando o encerramento do quarto e último período

de conversão, bem como a composição acionária após todos os períodos de conversão, conforme tabela

abaixo:

Quantidade

Inicial

Após a Conversão

do 1° Período

Após a Conversão do

2° Período

Após a Conversão

do 3° Período

Após a Conversão

do 4° Período

Ações Ordinárias 48.922.439 45.428.756 41.590.536 38.755.444 34.590.819

Ações Preferenciais 45.510.844 49.004.527 52.842.747 55.677.839 59.842.464

Em 30 de abril de 2008, por meio da Assembléia Geral Ordinária e Extraordinária a Companhia alterou,

mediante deliberação, o número de ações ordinárias e preferenciais representativas do capital social da

Companhia para refletir as conversões solicitadas durante os Períodos de Conversão de ações ordinárias em

preferenciais, permanecendo com 34.590.819 ações ordinárias e 59.842.464 ações preferenciais.

Ações em Tesouraria

Em 30 de junho de 2008, a Emissora não possuía Ações em tesouraria.

Direitos das Ações

O capital social da Emissora é composto por ações ordinárias e preferenciais. Cada ação ordinária confere ao

seu titular direito a um voto em Assembléias Gerais Ordinárias e Assembléias Gerais Extraordinárias da

Companhia. Os titulares das ações da Companhia fazem jus ao recebimento de dividendos ou outras

distribuições que são efetuadas aos acionistas.

186

Direitos dos Acionistas

Os acionistas possuem os seguintes direitos, os quais, nos termos da Lei das Sociedades por Ações, não lhe

podem ser privados pelo Estatuto Social da Companhia e pelas deliberações tomadas em nossas assembléias

gerais, tais como:

direito de participar na distribuição dos lucros;

o direito a participar, na proporção de sua participação no capital social, na distribuição de quaisquer

ativos remanescentes na hipótese de liquidação da Emissora;

o direito de fiscalizar a administração da Companhia, nos termos da Lei das Sociedades por Ações;

o direito de preferência na subscrição de ações, debêntures conversíveis em ações ou bônus de

subscrição, exceto em determinadas circunstâncias previstas na Lei das Sociedades por Ações;

o direito a retirar-se da Companhia nos casos previstos na Lei das Sociedades por Ações, incluindo (i)

fusão ou incorporação da Companhia; e (ii) cisão da Companhia.

Destinação do Resultado do Exercício

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, a Companhia é obrigada a inicialmente deduzir do resultado

do exercício os prejuízos acumulados nos exercícios sociais anteriores e a provisão para imposto de renda e

contribuições sociais. Após tais deduções, a Companhia deve aplicar o saldo remanescente para o pagamento

das quantias destinadas às participações dos Administradores em seu lucro, sendo lucro líquido definido como

o resultado do exercício que remanescer após tais deduções.

Destinação do Lucro Líquido

Antes de cada Assembléia Geral Ordinária, a administração da Companhia deverá preparar uma proposta

sobre a destinação do lucro líquido do exercício social anterior, se existente, que será objeto de deliberação

por nossos acionistas. O lucro líquido pode ser destinado às reservas de lucros e ao pagamento de dividendos

ou juros sobre o capital próprio.

Reservas de Lucros

A conta de reserva de lucros da Companhia é composta por reserva legal, reservas estatutárias, reservas para

contingências, reserva de retenção de lucros e reserva de lucros a realizar. O saldo das reservas de lucros,

exceto as para contingências e de lucros a realizar, não poderá ultrapassar o capital social da Companhia, e

qualquer excedente deve ser capitalizado ou distribuído como dividendo.

Reserva Legal. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações e do Estatuto Social, a Companhia deve destinar

5,0% de seu lucro líquido de cada exercício social para a reserva legal. A reserva legal não poderá exceder

20,0% do capital integralizado. Ademais, a Companhia pode deixar de destinar parcela do lucro líquido para a

reserva legal no exercício em que o saldo dessa reserva, acrescido do montante das reservas de capital,

exceder em 30,0% o capital social. Em 30 de junho de 2008, o saldo da reserva legal era de R$31,9 milhões.

Reserva Estatutária. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, o Estatuto Social pode criar reservas, desde

que determine a sua finalidade, o percentual do lucro líquido a ser destinado para essas reservas e o valor

máximo a ser mantido em cada reserva estatutária. A destinação de recursos para tais reservas não pode ser

aprovada em prejuízo do dividendo obrigatório. Em 30 de junho de 2008, o saldo da reserva estatutária de

lucros era de R$5,6 milhões.

Reserva para Contingências. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, o lucro líquido da Companhia pode

ser destinado para a reserva para contingências com o objetivo de compensar qualquer diminuição futura nos

lucros em razão de futura perda provável. A reserva deverá ser revertida no exercício em que deixarem de

existir as razões que justificaram a sua constituição ou em que ocorrer a perda. Em 30 de junho de 2008, a

Companhia não possuía saldo em reserva estatutária para contingência.

187

Reserva de Retenção de Lucro. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, os acionistas da Companhia

poderão deliberar, em Assembléia Geral, a retenção de parte do lucro líquido para ser utilizado em

investimentos de nossa Companhia. O valor retido deve ser utilizado em investimentos conforme orçamento

de capital aprovado pela Assembléia Geral. O orçamento deve ser revisado anualmente, quando tiver duração

superior a um exercício social. A retenção de lucros não poderá ser aprovada em prejuízo da distribuição do

dividendo obrigatório. Em 30 de junho de 2008, a Companhia não possuía saldo da reserva estatutária de

retenção de lucros.

Reserva de Lucros a Realizar. Nos termos da Lei das Sociedades por Ações, quando o dividendo obrigatório

ultrapassar a parcela realizada do lucro líquido do exercício, a Assembléia Geral poderá, por proposta da

Administração, destinar o excesso à constituição de reserva de lucros a realizar. Para fins de constituição da

reserva de lucros a realizar, considera-se realizada a parcela do lucro líquido que exceder a soma do resultado

líquido positivo da equivalência patrimonial com o lucro, ganho ou rendimento, em operações cujo prazo de

realização financeira ocorra após o término do exercício social seguinte. A reserva de lucros a realizar somente

poderá ser utilizada para pagamento do dividendo obrigatório. O lucro registrado na reserva de lucros a

realizar, quando realizado e se não tiver sido absorvido por prejuízos em exercícios subseqüentes, deverá ser

acrescido ao primeiro dividendo obrigatório após a realização. Em 30 de junho de 2008, a Companhia não

possuía saldo de reservas de lucros a realizar.

Acordo de Acionistas

A Companhia não possui acordo de acionistas.

Ações em Tesouraria e Política para Negociação de Valores Mobiliários de Emissão da Companhia

A Companhia não detém, na presente data, ações em tesouraria.

A Emissora não possui uma política para negociação de valores mobiliários de sua emissão.

Além disso, a regulamentação em vigor determina certas restrições temporárias à negociação dos títulos e

valores mobiliários de emissão da Companhia, de titularidade dos acionistas controladores, Administradores e

membros do conselho fiscal em determinadas hipóteses, como por exemplo:

anteriormente à divulgação ao público de qualquer ato ou fato relevante que diga respeito aos

negócios da Companhia;

se existir a intenção de promover incorporação, cisão total ou parcial, fusão, transformação ou

reorganização societária da Companhia;

durante o período de 15 dias anteriores à divulgação das informações trimestrais (ITR) e anuais (IAN

e DFP); ou

em relação aos acionistas controladores, diretos ou indiretos, diretores e membros do Conselho de

Administração, sempre que estiver em curso a aquisição ou a alienação de ações de emissão da

Companhia, de suas coligadas ou outra sociedade sob controle comum, ou se houver sido outorgada

opção ou mandato para o mesmo fim.

188

Restrições

As ações que compõem o controle acionário da Companhia não poderão ser transferidas, cedidas ou sob qualquer

forma alienadas, gratuita ou onerosamente, no todo ou em parte, sem a prévia concordância da ANEEL.

Ações da Companhia Direta ou Indiretamente Detidas pelos Administradores

Em 30 de junho de 2008, não havia participação relevante direta ou indireta detida por quaisquer

Administradores da Companhia em seu capital social. O quadro abaixo indica a quantidade de ações detidas

diretamente pelos Conselheiros e Diretores da Companhia em junho de 2008:

Ações da Companhia detidas pelos membros do Conselho de Administração

Ações Ordinárias Ações Preferenciais Total

Edson Tadeu Lange 1 - 1

Persi Marcondes - 1 1

Austin Laine Powell - 1 1

Jose Roberto Chaves 1 - 1

Mickey John Peters 1 - 1

Richard Kelly McGee - 1 1

Lon Mitchel 1 - 1

Total 4 3 7

Ações da Companhia detidas pelos membros da Diretoria

Ações Ordinárias Ações Preferenciais Total

Alcides Casado Oliveira Jr - - -

Cesar Teodoro - - -

Wagner Bertazo - - -

Jairo Campos - - -

Mickey John Peters - - -

Mario Augusto Lima e Silva - - -

Austin Laine Powell - - -

Andrea Elisabeth Bertone - - -

Total - - -

Ações da Companhia detidas pelos membros do Conselho Fiscal

Ações Ordinárias Ações Preferenciais Total

Olavo Fortes C R Junior - - -

Silvio Abrahão Laban Neto - - -

Pedro Antonio Batista Martins - - -

Ronald J Aldworth - - -

Manuel Moreira Giesteira 1.361 1.090 2.451

Valtier Buck Teixeira - - -

Marcos André Vinhas Catão - - -

Ademar Ruy Bratz - - -

Selma Ribeiro Bastos - - -

Leonardo Benedito Laraya Toscano - - -

Total 1.361 1.090 2.451

189

Política de Distribuição de Dividendos

A distribuição dos resultados da Emissora é feita semestralmente, em Assembléia Geral, ou em períodos

inferiores, caso o Conselho de Administração delibere a distribuição de dividendos trimestrais ou

intermediários, conforme previsão expressa constante do Estatuto social.

Mediante deliberação do Conselho de Administração, poderão ser declarados dividendos intermediários à conta

de lucros acumulados ou de reserva de lucros existes no último balanço anual ou semestral aprovado(s) em

Assembléia Geral.

Do lucro líquido do exercício social, apurado nos termos da legislação aplicável, serão feitas as seguintes

deduções e destinações:

5% para constituição da reserva legal, até que seu montante atinja 20% do Capital Social, nos

termos da Lei das Sociedades por Ações;

Após a dedução para a reserva legal, os lucros líquidos serão distribuídos na seguinte ordem:

Dividendo de 10% ao ano às ações preferenciais, a ser rateado igualmente entre elas,

calculado sobre o capital próprio a esta espécie de ações;

Dividendo de até 10% ao ano às ações ordinárias, a ser rateado igualmente entre elas,

calculado sobre o capital próprio a esta espécie de ações; e

Distribuição do saldo remanescente às ações ordinárias e preferenciais, em igualdade de

condições.

Histórico de Pagamento de Dividendos

O quadro abaixo demonstra os valores dos dividendos nos anos de 2002 ao 1º semestre de 2008:

Data da Aprovação da

Distribuição

Término do

Exercício Social

Montante do Provento

(em R$ mil)

Espécie

das Ações

30/04/2002 31/12/2001 25.224 Ordinária

30/04/2002 31/12/2001 23.465 Preferencial

25/10/2002 31/12/2002 46.626 Ordinária

25/10/2002 31/12/2002 43.374 Preferencial

16/09/2003 31/12/2003 15.542 Ordinária

16/09/2003 31/12/2003 14.458 Preferencial

29/04/2004 31/12/2003 26.634 Ordinária

29/04/2004 31/12/2003 24.776 Preferencial

29/04/2005 31/12/2004 22.940 Ordinária

29/04/2005 31/12/2004 21.340 Preferencial

23/08/2005 31/12/2005 24.608 Ordinária

23/08/2005 31/12/2005 22.892 Preferencial

14/07/2006 31/12/2005 59.925 Preferencial

31/10/2006 31/12/2006 44.650 Preferencial

30/04/2007 31/12/2006 35.460 Preferencial

31/10/2007 31/12/2007 54.050 Preferencial

30/04/2008 31/12/2007 15.094 Preferencial

Em 13 de agosto de 2008, o Conselho de Administração da Companhia aprovou o montante de R$ 30,5 milhões

para uma distribuição de dividendos destinados a acionistas preferenciais, à razão de R$ 0,509671526 por ação,

sendo que se aprovados em Assembléia Geral Extraordinária, serão pagos até 30 de dezembro de 2008.

190

PRÁTICAS DE GOVERNANÇA CORPORATIVA

Essa seção contém informações sobre as práticas de governança corporativa adotadas pela Companhia, e

deve ser analisada conjuntamente com as seções ―Descrição do Capital Social e Dividendos‖ (página 183),

―Administração‖ (página 192) e ―Informação sobre Títulos e Valores Mobiliários Emitidos‖ (página 201).

Governança Corporativa é o sistema pelo qual as sociedades são dirigidas e monitoradas, envolvendo os

relacionamentos entre acionistas, Conselho de Administração, Diretoria, auditores independentes e Conselho Fiscal.

Política de Divulgação de Informações e Manutenção de Sigilo

De acordo com o artigo 16 da Instrução n.º 358, editada pela CVM em 3.1.2002 (―Instrução 358‖), a

Companhia deve informar à CVM a ocorrência de qualquer ato ou fato relevante que diga respeito aos seus

negócios, bem como manter sigilo acerca de informação relevante não divulgada. O Diretor de Relações com

Investidores deverá ser comunicado imediatamente sobre o respectivo ato ou fato, para que promova a

divulgação das informações à CVM, bem como publicar avisos nos jornais Diário Oficial do Estado de São Paulo

e Valor Econômico. Um ato ou fato é considerado relevante se tiver o efeito de influenciar o preço dos valores

mobiliários de emissão da Companhia ou a decisão de investidores de exercer quaisquer direitos na qualidade

de titulares dos valores mobiliários de emissão da Companhia.

Os acionistas controladores da Companhia, bem como seus demais empregados devem guardar sigilo sobre

quaisquer informações relativas a ato ou fato relevante às quais tenham acesso privilegiado em razão do cargo

ou posição que ocupam ou venham a ocupar até a sua divulgação ao mercado, bem como zelar para que

subordinados e/ou terceiros que tenham tido conhecimento da matéria, também o façam.

A Companhia, empregados e acionistas da Companhia, ou de sociedade controladora, controlada ou coligada,

que tiverem conhecimento de ato ou fato relevante da Companhia não poderão negociar com valores

mobiliários da Companhia, ou valores mobiliários a eles referenciados, enquanto tal ato ou fato relevante não

for divulgado ao mercado.

Os atos ou fatos relevantes poderão, excepcionalmente, não ser divulgados ao mercado se os acionistas

controladores da Companhia, ou os membros do Conselho de Administração ou da Diretoria, entenderem que

sua revelação é contrária aos interesses da Companhia.

Outras Práticas de Governança Corporativa

Destacam-se ainda outras práticas de governança corporativa adotadas pela Emissora, as quais são

recomendadas no Código de Melhores Práticas de Governança Corporativa do IBGC – Instituto Brasileiro de

Governança Corporativa, tais como: (i) contratação de empresa de auditoria independente para análise de

seus balanços e demonstrativos financeiros; (ii) escolha do local para a realização da Assembléia Geral de

forma a facilitar a presença de todos os sócios ou seus representantes; (iii) clara definição no Estatuto Social

(a) da forma de convocação da Assembléia Geral, (b) das competências do Conselho de Administração e da

Diretoria, (c) da forma de deliberação das mesmas, (d) do sistema de votação e (e) da forma de eleição,

destituição e tempo de mandato dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria; (viii)

transparência na divulgação pública do relatório anual da administração; (ix) livre acesso às informações e

instalações da companhia pelos membros do Conselho de Administração; e (x) estabelecimento de atribuições

e limites de poderes dos membros da Diretoria em vista a evitar o mau uso dos ativos da sociedade.

191

POLÍTICAS DE RESPONSABILIDADE SOCIAL, PATROCÍNIO E INCENTIVO CULTURAL

A Companhia busca desenvolver importante ações relacionadas à questão da responsabilidade sócio-

ambiental. Através de incentivos à conservação e a melhoria da qualidade ambiental, a Companhia busca

reduzir o desperdício em seu sistema produtivo e manter a responsabilidade para com seus colaboradores e

fornecedores por meio de adoção de políticas de saúde e segurança.

Em 2006, a Companhia implantou o ―Sistema de Gestão de Meio Ambiente, Saúde e Segurança‖, cujo objetivo

é fazer a gestão sistemática de riscos, impactos e oportunidades relacionados ao meio ambiente, saúde e

segurança, em conformidade com as especificações e requisitos legais dos nossos clientes e demais partes

interessadas.

Em 2007, a Companhia destinou parte significativa de seus recursos para iniciativas de cunho sócio-cultural,

educacional e ambiental que promovessem o fortalecimento e o desenvolvimento das comunidades onde a

Companhia atua.

Como exemplo de iniciativa ambiental, a Companhia realizou em 2007 o controle de plantas aquáticas por

meio da manipulação do meio ambiente no reservatório da usina Salto Grande. Tal iniciativa valeu à

Companhia o 8º lugar no ranking do 5º Benchmarking Ambiental Brasileiro, que reúne as 15 melhores ações

de gestão socioambiental selecionadas entre empresas de diferentes mercados, em todo o território nacional.

Relação de Patrocínios e Ações Socioambientais do Ano de 2008

- Apoio semana do Meio Ambiente – Piraju/SP

- Apoio V Confraternização Hiperdia – Ourinhos/SP

- Apoio/envio palestrante p/ Semana da Água – Fartura/SP

- Doação de livros e mudas de arvores p/ aniversario de Primeiro de Maio/PR

- Envio de palestrante para 3o Fórum de Educação Ambiental e Integração Regional de Avaré

- Palestras sobre meio ambiente e preservação da água na bacia do rio Paranapanema.

- Patrocínio da Etapa Campeonato Paulista de Natação de Águas Abertas – Ourinhos/SP

- Programa de Visitação às usinas

- Programa de Voluntariado

- Projeto Cidadania por meio da Leitura - IBIM (Instituto Brasileiro de Incentivo ao Mérito).

- Projeto Ecoteca – Ação de incentivo à leitura e formação de novos cidadãos.

- Projeto Flora Vale - Apoio ao Fundo Municipal da criança e adolescente de Assis/SP

- Projeto Verde Vida - Apoio ao Fundo Municipal da criança e adolescente de Florinea/SP

- SIPAT 2008 – 1a Corrida pedestre caminhos da Saúde – Ourinhos/SP

Próximas Ações:

- Patrocínio Feira de Pesca, Turismo e Lazer – Londrina/PR

- Patrocínio VI Diálogo Interbacias – Avaré/SP

- Patrocínio 1o Passeio Ecociclístico – Piraju/SP

192

ADMINISTRAÇÃO

De acordo com o Estatuto Social, a Companhia é administrada por um Conselho de Administração, formado

por no máximo 5 membros (cada um, um ―Conselheiro‖ e, em conjunto, os ―Conselheiros‖) dos quais um

Presidente e um Vice-Presidente, eleitos pelo Conselho de Administração, e por uma Diretoria composta por,

no máximo, 8 membros (cada um, um ―Diretor‖ e, em conjunto, os ―Diretores‖), sendo um Presidente, um

Vice-Presidente, um Diretor Financeiro/de Relações com os Investidores e Administrativo, um Diretor de

Operações, um Diretor Comercial, um Diretor de Assuntos Regulatórios e Planejamento Energético, um Diretor

de Recursos Humanos e um Diretor Jurídico e de Assuntos Governamentais.

Conselho de Administração

O Conselho de Administração da Emissora composto, atualmente por 5 membros efetivos e 2 suplentes, é

responsável, dentre outras atribuições, pelo estabelecimento das políticas e diretrizes gerais dos negócios da

Companhia, incluindo a estratégia de longo prazo, pela eleição e destituição dos membros da Diretoria e pela

fixação de suas atribuições, bem como por fiscalizar a gestão dos Diretores. Os membros do Conselho de

Administração são eleitos pelos acionistas da Emissora em assembléia geral, sendo que, conforme art. 13 do

Estatuto Social da Companhia, um dos membros é eleito pelos empregados da Companhia, em eleição direta.

O mandato dos Conselheiros é de 3 anos, sendo permitida a reeleição, considerando-se o ano como o período

compreendido entre 2 Assembléias Gerais Ordinárias. Os membros do Conselho de Administração

permanecerão no exercício social de seus cargos até a eleição e posse de seus sucessores.

Conforme previsto no Estatuto Social, o Conselho de Administração se reúne quando convocada pelo

Presidente ou por solicitação da maioria dos seus membros, mediante convocação escrita a ser encaminhada

com antecedência mínima de 3 (três) dias úteis, por carta, fax, ou qualquer meio escrito que comprove o seu

recebimento, da qual deverá necessariamente constar a Ordem do Dia. As reuniões do Conselho de

Administração devem ser realizadas com a presença da maioria de seus membros em exercício social e as

deliberações são tomadas mediante o voto favorável da maioria dos membros em exercício social, sendo que,

no caso de empate, caberá ao Presidente do Conselho de Administração o voto de qualidade.

Endereço Comercial dos Membros do Conselho de Administração da Companhia

Avenida das Nações Unidas, 12.901 - 30º andar, Brooklin Novo, CEP, CEP 04578-910 na cidade de São Paulo,

Estado de São Paulo.

Composição

Em 30 de junho de 2008, os membros do Conselho de Administração da Emissora eram:

(*) data da primeira eleição (**) Em Assembléia Geral Extraordinária realizada em 01 de setembro de 2008, o Sr. Lon Mitchel foi substituído pela Srª

Stacey Grance Schrader, em virtude de seu pedido de desligamento.

Nome Data da Eleição Término Cargo

MICKEY JOHN PETERS 16/09/2003(*) 27/10/2008 Presidente

AUSTIN LAINE POWELL 25/10/2002(*) 27/10/2008 Vice-Presidente

RICHARD KELLY MCGEE 25/10/2002(*) 27/10/2008 Membro Efetivo

LON MITCHEL (**) 23/08/2005 27/10/2008 Membro Efetivo

PERSI MARCONDES 25/04/2006 27/10/2008 Membro Efetivo

EDSON TADEU LANGE 19/06/2006 27/10/2008 Membro Suplente

JOSE ROBERTO DE ANDRADE CHAVES 30/04/2008 27/10/2008 Membro Suplente

193

Experiência Profissional

MICKEY JOHN PETERS, 44 anos, norte-americano, casado, executivo, Presidente do Conselho de

Administração e Diretor Presidente. É vice-presidente de operações regionais da Duke Energy International,

Brasil Ltda. (unidade de negócios e ativos internacionais da Duke Energy Corp.) Começou sua carreira na

Emissora em 1990. De 1991 a 1995 respondeu pelo planejamento estratégico e pela análise competitiva da

unidade de gasodutos da Emissora. Na seqüência, juntou-se à equipe da DEI, em 1995, como gerente de

desenvolvimento de negócios no mercado latino-americano. Em janeiro de 2000, foi indicado para o cargo de

vice-presidente da DEI, região norte da América Latina, ficando sob sua responsabilidade a gestão dos ativos

da Emissora no Peru e Equador. Peters foi nomeado para seu cargo atual em agosto de 2003. Antes de entrar

na Duke Energy, ele foi auditor sênior da Ernst & Young em Houston (Texas), nos Estados Unidos, de 1986 a

1990. Graduou-se na Universidade Texas A&M - College Station, nos Estados Unidos, como bacharel em

contabilidade, em 1986, e concluiu seu MBA (Master of Business Administration) na Universidade de Houston,

Estados Unidos, em 1998. Durante sua permanência no Peru ocupou também as posições Presidente da

Câmara Americana de Comércio do Peru e de diretor da Confiep (Confederação das Empresas Privadas do

Peru), assim como de diretor de diversas associações. Em fevereiro de 2004 foi nomeado membro da diretoria

da Câmara Americana de Comércio de São Paulo, Brasil atuando também como diretor em várias associações

do setor.

AUSTIN LAINE POWELL, 51 anos, norte-americano, Membro Efetivo do Conselho de Administração. Ocupa a

posição de Vice Presidente e ―Chief Operating Officer‖ na Duke Energy International – Cone Sul. Nesta posição

ele é responsável pelas atividades da Duke Energy na Argentina e Brasil. Antes da Duke Energy, o Sr. Powell

trabalhou na Enron por mais de oito anos. Durante este período, ele foi responsável pelas empresas EPE,

GasMat e GasBol do Projeto Integrado Cuiabá e, anteriormente a este projeto, ele liderou o desenvolvimento

do gasoduto Bolívia-Brasil na Bolívia. Antes de se juntar à Enron, Laine Powell trabalhou fora de seu país por

quatorze anos com a maior empresa de perfuração de petróleo em uma variedade de papeis como

gerenciamento de operações e contratos e vendas. Ele se graduou com louvor pela Universidade do Texas em

Austin.

RICHARD KELLY MCGEE, 47 anos, nascido em Houston (Texas), Estados Unidos, Membro Efetivo do Conselho

de Administração. Richard McGee passou a integrar a Duke Energy em janeiro de 1999 como vice-presidente

sênior e conselheiro geral de Serviços de Energia. Foi responsável por coordenar atividades legais relacionadas

a fusões e aquisições no nível corporativo. É presidente da DEI desde setembro de 2001, e esta faz parte do

Commercial Business Group (Grupo de Negócios Comerciais) da Duke Energy. Antes de unir-se à Duke Energy,

McGee foi sócio da Vinson & Elkins LLP em Houston, onde ele trabalhou de 1986 até 1998 como advogado

corporativo e de transações, envolvido em fusões e aquisições domésticas e internacionais, e

desenvolvimento de projetos. Formou-se com louvor pela Rice University em economia, ciências políticas e

administração. Recebeu seu diploma de doutorado em direito pela Universidade do Texas em Austin. McGee é

presidente do conselho de diretores do Houston Ballet, membro do Conselho Administrativo da Jones Graduate

School of Management na Rice University, e membro do Athletic Advisory Board (Conselho Consultivo de

Esportes) da Rice University. É também presidente do segmento de ‗doações‘ e membro do Conselho da

Paróquia da Annunciation Greek Orthodox Cathedral (Catedral da Anunciação Ortodoxa Grega) e membro do

conselho de curadores da Annunciation Orthodox School (Escola Ortodoxa da Anunciação).

194

STACEY GRACE SCHRADER, 49 anos, americana, casada, residente e domiciliada na cidade de Katy, Estado do

Texas, Estados Unidos, Membro Efetivo do Conselho de Administração. Atualmente ocupa a posição de Vice

Presidente e Controller na Duke Energy International (DEI). Ela é responsável por planejar e dirigir as

atividades de Contabilidade na DEI. Stacey iniciou suas atividades na DEI em setembro de 2000 como Diretora

de Reportes Financeiros na Unidade Norte Americana da Duke Energy, sendo nomeada como Diretora Sênior

de Contabilidade em abril de 2002 e nomeada em sua função atual em abril de 2004. Antes da DEI, Stacey

trabalhou no setor elétrico durante 15 anos. Foi Assistente de Controller, Gerente de Planejamento Corporativo

e Analista Financeiro na empresa Destec no período de 1989 a 1998, quando foi comprada pela Dynergy em

1997. Atuou como controller na CLECO Energy de 1998 a 1999 e na Zeus Development Company de 1999 a

2000. Bacharel em Ciências Contábeis pela Texas A&M University, Stacey é certificada pelo CPA, é Membro do

Financial Executives International, do Texas Society of Public Accountants e do Duke Energy Diversity Council.

PERSI MARCONDES, 45 anos, brasileiro, casado, Membro Efetivo do Conselho de Administração, engenheiro

eletricista formado, com 20 anos de experiência no setor elétrico, controle de orçamentos, liderança de

equipes na instalação de equipamentos, sistemas elétricos e especificação de equipamentos de alta tensão.

Em 1982 formou-se em Técnico Eletromecânica pela Escola Estadual Jacinto Ferreira de Sá, sendo que em

1990 foi graduado em Administração de Empresas pela FIO - Faculdades Integradas de Ourinhos em São

Paulo. Em 2005 graduou-se em Engenharia Elétrica na UNIMAR – Universidade de Marilia. Possui

Especialização em Engenharia de Segurança na Universidade Federal Tecnológica do Paraná Campus Cornélio

Procópio. Trabalhou na CESP como Técnico Eletroeletrônico, Operador de Usina e Subestação de 1985 a 1999,

e na Duke Energy International, Geração Paranapanema como Técnico Eletroeletrônico Senior de 1999 a 2008.

EDSON TADEU LANGE, 48 anos, brasileiro, Membro Suplente do Conselho de Administração. Possui curso

Técnico em Eletrotécnica com Licenciatura em Física na UNOESTE (Universidade do Oeste Paulista).

Empregado da Duke Energy Geração Paranapanema desde sua vinda ao Brasil (1999). Atua como

Coordenador de Usinas e trabalha na Usina Hidrelétrica de Capivara nesta função desde 2002. Antes trabalhou

na CESP de 1980 a 1999 na área de manutenção elétrica de Usinas e Subestações. Atualmente é suplente de

representante dos empregados no Conselho de Administração da Companhia.

JOSÉ ROBERTO DE ANDRADE CHAVES, Engenheiro eletricista pela USP – São Carlos (1978), com pós-

graduação em Otimização de Sistemas na Unicamp(1986), MBA pela Fundação Dom Cabral em 2002, com

extensão na Kellogg School of Management em 2006. Trabalhou na CESP (no período de 1978 a 1999), nas

áreas de Planejamento e Operação, sendo o seu último cargo Gerente de Planejamento da Geração.Trabalha

na Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. desde 1999, onde atualmente ocupa o cargo de

Diretor de Assuntos Regulatórios.

Diretoria

A Diretoria da Companhia é composta atualmente por 8 Diretores Estatuários e 1 Diretor Não Estatuário. Nos

termos do Estatuto Social, o Conselho de Administração é responsável por eleger e destituir os Diretores,

ocupando seus cargos por um mandato de 3 anos, considerando-se o ano como o período compreendido entre

2 Assembléias Gerais Ordinárias podendo ser reeleitos, devendo permanecer em seus cargos até a eleição e

posse de seus sucessores. As reuniões de Diretoria ocorrerão sempre que convocada pelo Diretor-Presidente

ou, excepcionalmente, por dois Diretores em conjunto, sempre que assim exigirem os negócios sociais, sendo

que somente serão instaladas com a presença da maioria de seus membros. As deliberações da Diretoria serão

tomadas por maioria de votos dos presentes e dos votos que tenham sido manifestados por meio de carta,

fac-símile ou correio eletrônico no caso dos diretores participantes por teleconferência, videoconferência ou

outros meios de comunicação.

195

Os Diretores são responsáveis, dentre outras atribuições, pela administração dos negócios em geral e a prática

de todos os atos necessários ou convenientes, bem como pela execução das deliberações tomadas pelo

Conselho de Administração. Os Diretores têm responsabilidades individuais estabelecidas pelo Conselho de

Administração e Estatuto Social.

Endereço Comercial dos Diretores da Companhia

Avenida das Nações Unidas, 12.901 - 30º andar, Brooklin Novo, CEP 04578-910 na cidade de São Paulo,

Estado de São Paulo.

Composição

Em 30 de junho de 2008, os membros da Diretoria da Emissora eram:

Experiência Profissional

MICKEY JOHN PETERS, 44 anos, norte-americano, casado, executivo, Presidente do Conselho de Administração e

Diretor Presidente. É vice-presidente de operações regionais da Duke Energy International - DEI (unidade de negócios

e ativos internacionais da Duke Energy Corp.) Começou sua carreira na Emissora em 1990. De 1991 a 1995 respondeu

pelo planejamento estratégico e pela análise competitiva da unidade de gasodutos da Emissora. Na seqüência,

juntou-se à equipe da DEI, em 1995, como gerente de desenvolvimento de negócios no mercado latino-americano.

Em janeiro de 2000, foi indicado para o cargo de vice-presidente da DEI, região norte da América Latina, ficando

sob sua responsabilidade a gestão dos ativos da Emissora no Peru e Equador. Peters foi nomeado para seu cargo

atual em agosto de 2003. Antes de entrar na Duke Energy, ele foi auditor sênior da Ernst & Young em Houston

(Texas), nos Estados Unidos, de 1986 a 1990. Graduou-se na Universidade Texas A&M - College Station, nos

Estados Unidos, como bacharel em contabilidade, em 1986, e concluiu seu MBA (Master of Business Administration)

na Universidade de Houston, Estados Unidos, em 1998. Durante sua permanência no Peru ocupou também as

posições Presidente da Câmara Americana de Comércio do Peru e de diretor da Confiep (Confederação das

Empresas Privadas do Peru), assim como de diretor de diversas associações. Em fevereiro de 2004 foi nomeado

membro da diretoria da Câmara Americana de Comércio de São Paulo, Brasil atuando também como diretor em

várias associações do setor.

Nome Data da Eleição Término Cargo

MICKEY JOHN PETERS 19/01/2004 05/12/2008 Diretor Presidente

AUSTIN LAINE POWELL 05/12/2006 05/12/2008 Diretor Vice Presidente

WAGNER BERTAZO 09/06/2004 05/12/2008 Diretor Financeiro/ Relações com Investidores e Administrativo

MARIO AUGUSTO LIMA E SILVA 05/12/2006 05/12/2008 Diretor de Assuntos Regulatórios e Planejamento Energético

ALCIDES CASADO DE OLIVEIRA JUNIOR 20/04/2000 05/12/2008 Diretor Comercial

CÉSAR TEODORO 10/08/2001 05/12/2008 Diretor de Operações

JAIRO CAMPOS 10/08/2001 05/12/2008 Diretor de Recursos Humanos

ANDREA ELISABETH BERTONE 12/05/2008 05/12/2008 Diretor Jurídico e de Assuntos Governamentais

196

AUSTIN LAINE POWELL, 51 anos, norte-americano, Membro Efetivo do Conselho de Administração. Ocupa a

posição de Vice Presidente e ―Chief Operating Officer‖ na Duke Energy International – Cone Sul. Nesta posição

ele é responsável pelas atividades da Duke Energy na Argentina e Brasil. Antes da Duke Energy, o Sr. Powell

trabalhou na Enron por mais de oito anos. Durante este período, ele foi responsável pelas empresas EPE,

GasMat e GasBol do Projeto Integrado Cuiabá e, anteriormente a este projeto, ele liderou o desenvolvimento

do gasoduto Bolívia-Brasil na Bolívia. Antes de se juntar à Enron, Laine Powell trabalhou fora de seu país por

quatorze anos com a maior empresa de perfuração de petróleo em uma variedade de papeis como

gerenciamento de operações e contratos e vendas. Ele se graduou com louvor pela Universidade do Texas em

Austin.

MARIO AUGUSTO LIMA E SILVA, 47 anos, brasileiro, casado, analista de sistema, graduado em Ciência da

Computação pela Universidade Presbiteriana Mackenzie. Possui MBA em Administração pela Fundação Dom

Cabral, especialização em Skill, Tools & Competencies na Kellog School of Management. Além dos cursos de

Administração Financeira e Administração Estratégica de Negócios pela FGV. Iniciou sua carreira na Duke

Energy em 1999, como Diretor de Informática e Telecomunicações, em 2002 passou a ser Diretor Executivo

de Administração e Informática e Telecomunicações e em 2006 passou a ocupar o cargo de Diretor Executivo

de Planejamento Estratégico e Desenvolvimento. Iniciou sua carreira profissional como trainee na IPEM –

Instituto de Pesquisa Energéticas e Nucleares de 1980 a 1982, depois passou a exercer o cargo de Gerente

Geral de Informática e Telecomunicações na CESP de 1982 a 1997 e Diretor de IT da ELEKTRO de 1997 a

1999.

WAGNER BERTAZO, 46 anos, brasileiro, casado, advogado e economista, Diretor Financeiro de Relações com

Investidores e Administrativo. Graduado em contabilidade, economia e direito. Especializado em Legislação

Tributaria, e mestre em administração de empresas. Foi Diretor Executivo Financeiro e Relações com

Investidores na BCP S.A. Foi também Diretor da Controladoria na empresa Wal-Mart Brasil Ltda. Atualmente

exerce o cargo de Diretor Administrativo, Financeiro & Relações com Investidores na Duke Energy e Diretor de

Relação com Investidores na CVM.

ALCIDES CASADO DE OLIVEIRA JUNIOR, 50 anos, brasileiro, divorciado, administrador de empresas, Diretor

Executivo Comercial. É matemático e pós-graduado em Administração de Empresas pela FGV-SP. Atua no

mercado de energia elétrica há mais de 20 anos acumulando larga experiência profissional em empresas do

setor elétrico de grande porte nos segmentos de Distribuição, Geração e Comercialização de energia elétrica.

Trabalhou na CESP por mais de 10 anos onde ocupou vários cargos executivos e, atualmente, é Diretor

Executivo Comercial da Duke Energy International Geração Paranapanema.

CÉSAR TEODORO, 44 anos, brasileiro, casado, engenheiro eletricista, Diretor de Operações. Graduou-se em

Engenharia Elétrica pela Faculdade de Engenharia de Barretos, Pós-Graduado pela USP – Politécnica e

Administração de Empresa pela FGV-SP. Iniciou sua experiência profissional nas atividades técnicas em usinas

hidroelétricas, envolvendo atividades tais como: manutenção de geradores de grande porte, equipamentos de

subestações 440KV, serviços auxiliares, montagem e comissionamento de equipamentos e etc. Em 1996

passou também a desenvolver atividades gerenciais na CESP - Usina Jupiá, onde era responsável pelo

planejamento orçamentário e controle de realização, relações sindicais, gerenciamento de reclamações

trabalhistas, saúde ocupacional, contratação de prestadores de serviços, almoxarifados (reserva estratégica e

compras). Na Duke Energy ocupa a posição de Diretor de Operações, sendo responsável pela administração de

oito usinas hidroelétricas ao longo do Rio Paranapanema com um total de potência instalada de 2.307MW.

197

JAIRO CAMPOS, 46 anos, brasileiro, casado, economista, Diretor de Recursos Humanos. Formado em

economia pela Universidade Mackenzie. Possui MBA em Recursos Humanos pela Universidade de São Paulo e

em Gestão Empresarial pela Fundação Dom Cabral e Especialização em HR Strategy in Transforming

Organizations na London Business School. Iniciou sua carreira na Duke Energy em 1999, como Gerente Geral

de Recursos Humanos. Em agosto de 2001 passou ocupar a Diretoria de Administração. Em outubro de 2002

passou a ocupar o cargo de Diretor Executivo de Recursos Humanos para o Cone Sul. Nesta função Jairo

Campos é responsável pela área corporativa de Recursos Humanos para a região do Cone Sul, com 450

funcionários atuando em 8 usinas de geração no Brasil e 2 na Argentina, além dos escritórios centrais nestes

países. Antes de ingressar na Emissora foi sócio-diretor da Outer Recursos Humanos - empresa de consultoria

e serviços de Recursos Humanos - onde atendeu empresas nacionais e multinacionais no Brasil e América

Latina. De 1983 a 1996 o executivo assumiu diversos cargos na área de Recursos Humanos em empresas

como Credicard, Banco Crefisul e Companhia Real de Investimento.

ANDREA ELISABETH BERTONE, 47 anos, brasileira, Membro Suplente do Conselho de Administração. É

formada em Direito pela Universidade de São Paulo. Obteve seu LL.M em International and Comparative Law

na Chicago-Kent College of Law, Illinois Institute of Technology, Chicago, IL – USA em junho de 1995. Andrea

trabalha para Duke Energy Corporation, em Houston, desde Janeiro de 2003 como Diretora Jurídica Adjunta.

Conselho Fiscal

O Conselho Fiscal da Companhia somente será instalado nos exercícios sociais em que for convocado mediante

deliberação dos acionistas, conforme previsto em lei, sendo composto por 5 membros efetivos e igual número

de suplentes eleitos pela Assembléia Geral que deliberar sua instalação e que lhes fixará os honorários,

respeitados os limites legais. Quando de seu funcionamento, o Conselho Fiscal tem as atribuições e os poderes

conferidos por lei. O período de funcionamento do Conselho Fiscal termina na primeira Assembléia Geral

Ordinária realizada após sua instalação, considerando-se o período compreendido entre 2 Assembléias Gerais

Ordinárias.

Quando instalado, a principal responsabilidade do Conselho Fiscal, que é independente da administração e dos

auditores independentes nomeados pelo Conselho de Administração, é analisar as Demonstrações Financeiras,

reportando-as aos acionistas. O Conselho Fiscal da Companhia também é encarregado da elaboração de pareceres

acerca de (i) propostas de alterações no capital social; (ii) emissão de debêntures ou bônus de subscrição; (iii)

planos de investimentos ou orçamento de capital; (iv) distribuições de dividendos; e (v) reorganizações societárias

apresentadas para análise. O Conselho Fiscal também fiscaliza, por quaisquer de seus membros e de forma

colegiada, os atos dos Administradores, verificando o cumprimento dos seus deveres legais e estatutários.

198

O Conselho Fiscal é composto atualmente por 5 membros e igual número de suplentes. Em 30 de junho de 2008, os

membros do Conselho de Administração da Emissora eram:

(*) data da primeira eleição

Experiência Profissional

OLAVO FORTES CAMPOS RODRIGUES JUNIOR, 46 anos, brasileiro, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. É

formado em Administração de Empresas pela Universidade Mackenzie e Membro do Instituto Brasileiro de

Governança Corporativa (IBGC). Possui sólida experiência profissional na administração de negócios adquirida

em vários setores de mercado como serviços (auditoria e consultoria), varejo (hipermercados, materiais de

construção, livrarias), franquias, internet, editorial, bebidas e industrial (alumínio e plásticos). Possui

experiência em avaliação, recuperação, compra e venda de empresas.

SILVIO ABRAHÃO LABAN NETO, 44 anos, brasileiro, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. Graduado em

Engenharia Naval pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo – USP, Pós-Graduado e Doutorado em

Administração de Empresas pela Fundação Getúlio Vargas.

PEDRO ANTONIO BATISTA MARTINS, 52 anos, brasileiro, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. Formado em

Direito pela Universidade do Rio de Janeiro.

RONALD J. ALDWORTH, 60 anos, norte-americano, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. Bacharel em

Administração de Empresas pela Temple University, Philadelphia, Estados Unidos. Atualmente executa

trabalhos de consultoria dirigidos para a reestruturação societária, financeira e operacional de empresas, bem

como estruturação e modelagem de novos negócios.

MANUEL MOREIRA GIESTEIRA, 63 anos, português, Membro Efetivo do Conselho Fiscal. Formou-se Advogado

pela Faculdade Paulista de Direito. Atualmente exerce a profissão de advogado, somente na área de

consultoria, como profissional liberal e participa em algumas empresas como acionista ou quotista majoritário

e Membro do Conselho Fiscal da UNIPAR. Foi Membro Titular do Conselho Fiscal do Banco Sudameris Brasil

S/A representando os acionistas minoritários, portadores de ações preferenciais nos exercícios de 1999, 2000,

2004 e 2005.

Data da Eleição(*) Término Cargo

OLAVO FORTES CAMPOS RODRIGUES JUNIOR 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Efetivo

SILVIO ABRAHÃO LABAN NETO 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Efetivo

PEDRO ANTONIO BATISTA MARTINS 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Efetivo

RONALD J. ALDWORTH 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Efetivo

MANUEL MOREIRA GIESTEIRA 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Efetivo

VALTIER BUCK TEIXEIRA 25/04/2006 A.G.O. 2009 Membro Suplente

MARCOS ANDRÉ VINHAS CATÃO 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Suplente

ADEMAR RUY BRATZ 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Suplente

SELMA RIBEIRO BASTOS 13/12/2005 A.G.O. 2009 Membro Suplente

LEONARDO BENEDITO LARAYA TOSCANO 30/04/2008 A.G.O. 2009 Membro Suplente

199

VALTIER BUCK TEIXEIRA, 52 anos, brasileiro, casado, Membro Suplente do Conselho Fiscal. Mestre em

Ciências Contábeis - PUC SP – 2004, Pós-Graduado em Administração de Empresas – CEAG – FGV – 1994,

Curso de Especialização em Administração Financeira – FGV – 1986, Graduado em Ciências Contábeis – FAPEI

– 1983 e Graduado em Ciências Econômicas – FEAO – 1978. Em sua experiência profissional já trabalhou em

empresas como a Coopers & Lybrand Auditores Independentes como Auditor Sênior, e BCP S.A. onde exerceu

o cargo de Gerente de Controladoria. Atualmente, ocupa a posição de Diretor Financeiro na Anfreixo S.A., da

Divisão de Novos Negócios do Grupo Votorantim (distribuidor atacadista de materiais para MRO – Manutenção,

Reparos e Operações). Em sua experiência acadêmica foi professor universitário de disciplinas de cursos de

graduação em ciências contábeis em diversas instituições de ensino, sendo que atualmente é professor da

disciplina de Controladoria Estratégica do curso de pós-graduação em Controladoria do Instituto Presbiteriano

Mackenzie.

MARCOS ANDRÉ VINHAS CATÃO, 42 anos, brasileiro, Membro Suplente do Conselho Fiscal. Graduado em

Direito pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro - UERJ em 1989. E 2001 formou-se Mestre em Direito

Tributário pela Universidade Cândido Mendes – UCAM, e em 2004 concluiu Doutorado em Direito pela

Universidad San Pablo em Madri na Espanha. Em sua experiência profissional foi Gerente Jurídico-Tributário e

advogado das Empresas Petróleo Ipiranga de 1990 a 2002, Gerente Geral Jurídico-Tributário da Empresa

Brasileira de Telecomunicações S.A. – Embratel de 2001 a 2003, e atualmente é Sócio de Vinhas Advogados

desde 2003. Em suas atividades docentes e institucionais atualmente é professor de Direito Tributário na

UERJ, FGV/RJ e EMERJ. Possui livros e artigos publicados e participou de diversas palestras, seminários e

conferências.

ADEMAR RUY BRATZ, 61 anos, brasileiro, Membro Suplente do Conselho Fiscal. É formado pela Faculdade de

Ciências Políticas e Econômicas da Universidade do Rio Grande do Sul e pós-graduado (MBA) pela Syracuse

University, NY, USA. Atualmente, atua como consultor com contrato para reestruturação da Olvebra S/A,

empresa com dificuldades financeiras que atua no setor de embalagens metálicas, óleos e produtos matinais

com base em proteína de soja.

SELMA RIBEIRO BASTOS, 54 anos, brasileira, Membro Suplente do Conselho Fiscal. Bacharel em Turismo pela

Faculdade de Turismo do Morumbi e possui domínio do idioma francês. Em sua trajetória profissional, atuou

no setor bancário em áreas como auditoria interna, departamento de acionistas e relação com investidores e

departamento de coligadas e participações.

LEONARDO BENEDITO LARAYA TOSCANO, 43 anos, brasileiro, casado, Membro Suplente do Conselho Fiscal,

bacharel em Administração de Empresas - FGV-SP, extensão em International Business Management –

Thunderbird School of Global Management e mestre em Administração de Empresas – FGV-SP. Foi gerente

financeiro na Johnson & Higgins Brasil, tesoureiro Corporativo na Pepsi-Cola Engarrafadora LTDA. Pelo Grupo

ALCOA foi diretor financeiro, gerente de serviços financeiros e gerente de operações financeiras (Assitant

Treasurer). Na AM Entretenimento e Informática Ltda. foi presidente, e pela Siciliano S.A ocupou o cargo de

diretor financeiro. Atualmente exerce o cargo de Diretor Superintendente no Centro de Soluções

Compartilhadas (CSC) – Grupo Camargo Corrêa.

Remuneração dos Administradores

A remuneração global da Administração é definida anualmente pela Assembléia Geral Ordinária, cabendo ao

Conselho de Administração deliberar sobre a respectiva distribuição.

200

Na Assembléia Geral Extraordinária da Companhia realizada em 27 de outubro de 2005 foi fixada a

remuneração dos membros do Conselho de Administração nos seguintes termos: remuneração anual limitada

ao máximo permitido pela legislação fiscal como despesa dedutível para a Companhia.

Na 46ª Reunião do Conselho de Administração da Companhia, realizada em 05 de dezembro de 2005, foi

fixada a remuneração mensal de um salário mínimo para os membros da nossa Diretoria, até o final de seus

mandatos, ou até que sejam substituídos por qualquer motivo, em qualquer tempo.

No exercício de 2007, a remuneração global percebida pelos Administradores foi de R$ 759 mil.

Na Assembléia Geral Ordinária, realizada em 30 de abril de 2008, foi fixada a remuneração mensal de R$ 4 mil

para os membros de nosso Conselho Fiscal.

Relação entre Administradores e a Companhia

Nenhum dos Administradores da Companhia possui relação familiar com os demais ou a Companhia e

atualmente não há contratos ou outras obrigações relevantes existentes entre os Administradores e a

Companhia.

Processos Judiciais ou Administrativos envolvendo os Administradores da Companhia

Até a data deste Prospecto, nenhum dos Administradores da Companhia foi condenado em processo judicial

ou administrativo.

Planos de Opção de Compra de Ações

Até a data deste Prospecto, a Companhia não possui planos de opção de compra de ações destinados a

Administradores.

201

INFORMAÇÕES SOBRE TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS

EMITIDOS PELA COMPANHIA

A Companhia mantém o registro de companhia aberta junto à CVM sob o n° 018368, desde 14 de julho de

1999. O principal mercado de negociação das suas ações ordinárias e ações preferenciais é a BOVESPA. Em 26

de julho de 1999, as ações ordinárias e ações preferenciais da Companhia foram listadas para negociação na

BOVESPA, sob os códigos "GEPA3" e "GEPA4", respectivamente.

O quadro a seguir apresenta as ações da Companhia listadas para negociação no Brasil , e sua (i) cotação

mínima, média e máxima de cada ano, nos últimos cinco anos; (ii) cotação mínima, média e máxima de cada

trimestre, nos últimos dois anos; e (iii) cotação mínima, média e máxima de cada mês, nos últimos seis meses,

sendo que os quadros em branco indicam períodos em que não houve negociações:

"GEPA3"

AÇÕES ORDINÁRIAS AÇÕES PREFERENCIAIS TOTAL

Acionistas QTDE % QTDE % QTDE %

Duke Energy International, Brasil Ltda. 33. 838.211 97,8 54.885.511 91,7 88.723.722 94

Duke Energy International, Brazil Holdings 0,0 0,0 735.023 1,2 735.023 0,8

Companhia do Metropolitano de São Paulo 0,0 0,0 1.323.627 1,4 1.323.627 1,4

Outros 752.608 2,2 2.898.303 5,7 3.650.911 3,8

Total 34.590.819 100,00 59.842.464 100,00 94.433.283 100,00

PERÍODO ÚLTIMOS 5 ANOS ÚLTIMOS 2 ANOS ÚLTIMOS 6 MESES

MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA

2003 ano 6,71 8,89 7,48

2004 ano 8,50 15,00 11,53

2005 ano 11,76 18,40 14,21

2006

1º trimestre

19,00 32,50 25,25

19,00 25,00 20,45

2º trimestre 21,99 25,99 24,25

3º trimestre 24,50 30,00 26,28

4º trimestre 28,80 32,50 31,46

2007

1º trimestre

27,16 41,00 33,43

27,16 32,00 30,25

2º trimestre 28,17 35,00 30,55

3º trimestre 30,00 41,00 36,21

4º trimestre 31,00 40,00 35,41

2008

abril

33,00 35,88 35,88

maio - - -

junho 30,00 31,20 30,60

julho 29,01 30,00 29,67

agosto - - -

setembro - - -

202

"GEPA4"

PERÍODO ÚLTIMOS 5 ANOS ÚLTIMOS 2 ANOS ÚLTIMOS 6 MESES

MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA

2003 ano 6,84 8,60 7,44

2004 ano 8,12 12,99 10,13

2005 ano 10,20 18,01 12,51

2006

1º trimestre

15,00 33,00 24,54

15,00 25,00 19,21

2º trimestre 22,00 25,50 22,98

3º trimestre 22,50 24,80 23,89

4º trimestre 29,01 33,00 31,18

2007

1º trimestre

27,01 43,44 34,61

27,01 33,90 31,35

2º trimestre 28,02 35,00 31,09

3º trimestre 31,60 41,00 36,17

4º trimestre 36,99 43,44 40,13

2008

abril

32,00 32,00 32,00

maio 29,71 47,00 32,93

junho 35,00 37,90 36,45

julho 34,00 37,85 34,77

agosto 39,50 39,50 39,50

setembro 27,01 39,00 32,34

O quadro a seguir apresenta as ações da Companhia listadas para negociação no exterior, e sua (i) cotação

mínima, média e máxima de cada ano, nos últimos cinco anos; (ii) cotação mínima, média e máxima de cada

trimestre, nos últimos dois anos; e (iii) cotação mínima, média e máxima de cada mês, nos últimos seis meses,

sendo que os quadros em branco indicam períodos em que não houve negociações:

“DEIWY”

PERÍODO ÚLTIMOS 5 ANOS ÚLTIMOS 2 ANOS ÚLTIMOS 6 MESES

MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA

2003 ano 7,08 7,84 7,29

2004 ano - - -

2005 ano - - -

2006

1º trimestre

- - -

- - -

2º trimestre - - -

3º trimestre - - -

4º trimestre - - -

2007

1º trimestre

- - -

- - -

2º trimestre - - -

3º trimestre - - -

4º trimestre - - -

maio

- - -

junho - - -

julho - - -

agosto - - -

setembro - - 6,00

203

“DEIPY”

PERÍODO ÚLTIMOS 5 ANOS ÚLTIMOS 2 ANOS ÚLTIMOS 6 MESES

MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA MÍNIMA MÁXIMA MÉDIA

2003 ano 2,53 8,81 6,69

2004 ano 8,61 10,96 9,77

2005 ano 9,25 14,22 9,25

2006

1º trimestre

14,08 26,46 20,04

14,08 14,08 14,08

2º trimestre 15,04 25,17 19,89

3º trimestre - - -

4º trimestre 26,46 26,46 26,46

2007

1º trimestre

25,62 31,40 28,53

25,62 28,65 27,13

2º trimestre 28,96 28,96 28,96

3º trimestre 28,04 31,40 29,72

4º trimestre - - -

2008

abril

31,82 31,82 31,82

maio - - -

junho 32,80 32,80 32,80

julho - - -

agosto 26,99 26,99 26,99

setembro 26,23 26,23 26,23

204

CONTINGÊNCIAS JUDICIAIS E ADMINISTRATIVAS Contingências Judiciais A Companhia é parte em ações judiciais e processos administrativos decorrentes de suas operações, envolvendo questões tributárias, trabalhistas e ambientais. A Companhia constitui provisões para contingências decorrentes de processos para os quais, de acordo com a avaliação de seus assessores jurídicos, responsáveis por tais demandas, a probabilidade de perda seja provável.

O cálculo dos valores a serem provisionados é feito com base em informações dos assessores jurídicos da Companhia, responsáveis pelos processos, e na análise das demandas judiciais pendentes. O quadro a seguir resume as contingências ficais, trabalhistas e ambientais da Companhia, bem como o valor provisionado nos termos da política de provisionamento da Companhia, em 30 de junho de 2008:

N.º DE AÇÕES VALOR EM DISPUTA(*)

(EM R$ MILHÕES)

VALOR PROVISIONADO (EM

R$ MILHÕES)

Fiscal 10 162,5 2,1

Trabalhista 219 24,5 4,0

Ambiental 87 511,1 5,2

TOTAL 310 698,1 11,3

(*) ações com prognóstico de perda remota, possível e provável, com base nos pareceres dos assessores jurídicos.

Processos de Natureza Trabalhista A Companhia figura como parte em 219 ações judiciais e 10 autos de infração instaurados perante às Delegacias Regionais do Trabalho, que versam sobre matéria trabalhista. De uma maneira geral, os principais pedidos das ações trabalhistas versam sobre pagamento de horas extras, adicionais de periculosidade e insalubridade, horas ―in itinere‖, acidente do trabalho, dentre outros. Em 30 de junho de 2008, o valor total dos processos trabalhistas em discussão era de, aproximadamente, R$ 24,5 milhões, dos quais R$ 4,0 milhões equivalem aos processos de perda provável, R$ 1,7 milhão equivalem aos processos perda possível e R$ 18,8 milhões aos processos de perda remota. Em 30 de junho de 2008, a Companhia registrava provisão de R$ 4,0 milhões para fazer frente às perdas avaliadas como prováveis nas ações trabalhistas em que é parte, já incluídos os encargos previdenciários devidos pelo empregado e empresa. A principal reclamação trabalhista ajuizada em face da Companhia trata-se do processo nº 00833200603015004 movida perante a Vara do Trabalho de Ourinhos – SP, por Antonio Carlos Alonso, cujo objeto é o pagamento de dano material e moral em virtude de acidente do trabalho. O autor alega que adquiriu leucemia em razão de exposição ocupacional à radiação não-ionizante. O valor da causa atualizado para 30 de junho de 2008 é de R$ 10 milhões. Pela avaliação dos assessores legais da Companhia, responsáveis por esse processo, a chance de perda relativa a esse processo foi considerada como remota. Atualmente, o processo encontra-se em fase inicial de produção de provas e elaboração de perícia. Processos de Natureza Ambiental Os processos relacionados ao meio ambiente se referem à adoção compulsória de medidas que visam mitigar (do ponto de vista ambiental) e/ou reparar (do ponto de vista ambiental e/ou socioeconômico) o impacto adverso supostamente causado pelos reservatórios de água e usinas hidrelétricas que a CESP instalou e que a Companhia atualmente opera. Os danos ambientais, neste caso, devem abranger aqueles causados pela inobservância dos preceitos legais relativos a (i) desmatamento e limpeza na área de reservatórios; (ii) escadas de transposição de peixes; (iii) unidade de conservação ambiental; e (iv) reflorestamento da mata ciliar. Os Danos Socioeconômicos devem abranger os prejuízos econômicos que os Autores alegam ter sofrido em função da redução no número de peixes, perda de áreas produtivas e suposta perda de receita. O principal pleito é relativo ao reflorestamento do Reservatório da Usina Hidrelétrica de Jurumirim.

205

A Companhia recebeu, em 04 de setembro de 2007, 9 Autos de Infração de cunho ambiental, sendo 7 lavrados pelo

IAP – Instituto Ambiental do Paraná e 2 lavrados pelo IBAMA, totalizando o valor de R$ 20,4 milhões.

As multas do IAP tem como objeto ―danificar, destruir vegetação natural e impedir, destruir a regeneração

natural em área considerada de preservação permanente pelo uso agrosilvopastoril‖ nas UHEs de Capivara,

Canoas I e II, Taquaruçu, Salto Grande, Chavantes e Rosana.

Já as multas do IBAMA tem como objeto ―fazer funcionar obras ou serviços potencialmente poluidores

contrariando as normas legais pertinentes, quer seja, as condicionantes da licença de operação, caracterizado

por implantar o reflorestamento na área de preservação permanente sem a devida manutenção e com perda

de mudas‖ nas UHEs de Canoas I e II.

A Companhia impugnou as referidas autuações dentro do prazo legal, quer seja, 24 de setembro de 2007,

argumentando aspectos estritamente formais e de mérito, como: vícios de legitimidade ativa e passiva;

descabimento da sanção pecuniária (necessidade de lavratura prévia de auto de advertência); aspectos da

tipificação do ato ilícito; da valoração econômica da sanção; regularidade do licenciamento; ausência de

caracterização do ilícito administrativo e valor da multa aplicada.

Em 30 de junho de 2008, o valor total dos processos de natureza ambiental em discussão era de,

aproximadamente, R$ 511,1 milhões, dos quais R$ 5,2 milhões foram provisionados, pois equivalem aos

processos de perda provável, R$ 477,4 milhões equivalem aos processos perda possível e R$ 28,5 milhões aos

processos de perda remota.

Processos de Natureza Fiscal

A Companhia figura como parte em 4 processos administrativos que versam sobre matéria fiscal, dos quais

apenas um tem o prognóstico de perda provável, que em 30 de junho de 2008, representava uma

contingência total de, aproximadamente, R$ 2,1 milhões.

As principais contingências fiscais envolvem pagamento dos incentivos fiscais destinados ao FINAM, conforme

descrito abaixo:

Processo administrativo 19515.003540/2005-96, cujo objeto são as diferenças de imposto de renda incidente em

lucros inflacionários não pagos durante os meses de janeiro, fevereiro e março de 2000. O valor da causa atualizado

para 30 de junho de 2008 é R$ 30,9 milhões. Em 23 de janeiro de 2006, a Companhia apresentou defesa que se

encontra pendente de julgamento perante o Conselho de Contribuintes. Pela avaliação dos assessores legais da

Companhia, responsáveis por esse processo, a chance de perda relativa ao principal acrescido de juros e multa de

75% para os meses de janeiro e fevereiro de 2000 era remota, sendo que para o principal acrescido de juros e

multa de 20% do mês de março de 2000 a chance de perda era considerada provável.

Processo administrativo 11831.000528/2002-92, cujo objeto versa sobre o pagamento de 18% dos incentivos

fiscais destinados ao FINAM. O valor da causa atualizado para 30 de junho de 2008 é R$ 23,7 milhões. O

Conselho de Contribuintes deu provimento ao Recurso Voluntário da Companhia. Neste momento, a

Companhia aguarda ser notificada de referida decisão.

Processo administrativo 19515.002934/2006-16, cujo objeto é o pagamento de 18% dos incentivos fiscais

destinados ao FINAM no período compreendido entre 31 de janeiro de 2001 e 30 de novembro de 2004. O

valor da causa atualizado para 30 de junho de 2008 é R$ 109,8 milhões. A Companhia apresentou defesa em

16 de janeiro de 2007. A defesa apresentada pela Companhia foi negada em Primeira Instância pela Secretaria

da Receita Federal em 13 de dezembro de 2007 e protocolou em 14 de janeiro de 2008 o recurso

administrativo ao Conselho de Contribuintes. Aguarda julgamento de segunda instância. Pela avaliação dos

assessores legais da Companhia, responsáveis por esse processo, a chance de perda relativa a esse processo

foi considerada como possível.

206

Processo administrativo 19515.004264/2007-45, cujo objeto é o pagamento de 18% dos incentivos fiscais

destinados ao FINAM no período compreendido entre 1º de janeiro de 2002 e 31 de dezembro de 2002. O

valor da causa atualizado para 30 de junho de 2008 é de R$ 13,8 milhões. A Companhia apresentou a defesa

dentro do prazo legal (21 de janeiro de 2008). A chance de perda avaliada pelos assessores legais da

Companhia é remota, tendo em vista que o período contemplado neste auto de infração está sendo cobrado

pela Receita Federal em duplicidade, considerando que o período está também em discussão no processo

administrativo 19515.002934/2006-16.

A Companhia figura ainda como parte em 6 autos de infração instaurados pela Fazenda do Estado do Paraná que

têm por objeto a cobrança de multa pela suposta falta de emissão de documentos fiscais relativos à Usina de

Canoas II, nos anos bases de 2001, 2002, 2003, 2004, 2005 e 2006. Em 28 de junho de 2007, os autos de

infração foram julgados procedentes. Em 26 de julho de 2007, a Companhia apresentou recurso ordinário, que se

encontra pendente de julgamento perante o Conselho de Contribuintes. Em 30 de junho de 2008, o valor total

dos autos de infração em discussão era de, aproximadamente, R$ 8,1 milhões. Pela avaliação dos assessores

legais da Companhia, a chance de perda relativa a esses autos de infração foi considerada como possível.

Em 30 de junho de 2008, o valor total dos processos de natureza fiscal em discussão era de,

aproximadamente, R$ 162,5 milhões, dos quais R$ 2,1 milhões equivalem aos processos de perda provável,

R$ 117,9 milhões equivalem aos processos perda possível e R$ 42,5 milhões aos processos de perda remota.

Processos de Natureza Regulatória

TUSD

A TUSDg é definida anualmente pela ANEEL, e, de acordo com a metodologia estabelecida na Resolução

ANEEL 497/2007, deve ser paga com base na quantidade máxima de energia elétrica que um gerador tem

contratado para transferir através das linhas de distribuição com a concessionária de distribuição,

independentemente da localização do agente no sistema de transmissão (critério postal, ou de selo).

Em razão da aplicação do critério postal, os valores devidos pela Companhia a título de TUSDg tornaram-se

excessivamente mais elevados que os antigos encargos de conexão. Por entender que tanto as DITs quanto os

transformadores de fronteira (ativos remunerados pela TUSDg) integram o sistema de transmissão e que, por

força de lei, o sinal locacional deve ser utilizado para o cálculo da correspondente tarifa, a Companhia

ingressou com recurso com pedido de efeito suspensivo contra a ANEEL. A ANEEL não acolheu o pedido de

efeito suspensivo, razão pela qual a Companhia ingressou com mandado de segurança solicitando uma liminar

para conferir efeito suspensivo à aplicação da Resolução ANEEL 497/2007 até que todos os recursos cabíveis

na esfera administrativa fossem esgotados. A liminar foi concedida e, até 30 de junho de 2008, continuava

em vigor. Em julho de 2008, foi publicado o despacho da ANEEL, o qual encerrava o processo administrativo,

tendo a Companhia perdido em toda a instância administrativa.

Imediatamente após a publicação do despacho acima referido, a Companhia ingressou com uma ação ordinária

com pedido de tutela antecipada perante o juízo federal questionando a legalidade da Resolução ANEEL

497/2007. Mais uma vez, a tutela antecipada foi concedida. Atualmente, o processo encontra-se na fase de

citação das distribuidoras credoras (Elektro e Vale do Paranapanema) e da ANEEL. O valor em disputa, até 30 de

junho de 2008, é de aproximadamente R$ 61,9 milhões. Pela avaliação dos assessores legais da Companhia,

responsáveis por esse processo, a chance de perda relativa a esse processo foi considerada como possível.

Ação Popular

Em 1º de fevereiro de 2008, a Companhia foi citada em Ação Popular promovida por Wilson Marques de

Almeida e Outros, em face da União Federal, ANEEL, Fazenda Pública do Estado de São Paulo, AES Tietê e a

Companhia. Referida ação tem por objeto a aplicação, pelas Autoridades Governamentais, das penalidades

previstas no Contrato de Concessão 76/99, além de responsabilização pessoal civil e criminal dos agentes

públicos da ANEEL e da União Federal em razão do descumprimento pela Duke Energy da obrigação de

expansão da sua capacidade instalada em 15%. A Companhia apresentou contestação em 29 de setembro de

2008, cuja chance de perda pela avaliação dos assessores legais da Companhia é possível. Para informações

adicionais, ver seção "Atividades da Emissora - Contratos Relevantes - Contratos Operacionais - Contrato de

Concessão", localizada na página 167 deste Prospecto.

207

OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

A tomada de decisão da Companhia para a realização, no curso normal de seus negócios, de operações com

partes relacionadas é baseada em preços, prazos, encargos financeiros e demais condições compatíveis com

as de mercado.

A Duke Trading do Brasil Ltda., subsidiária da Duke Energy International, Brasil Ltda., acionista controladora

da Companhia, é uma comercializadora de energia elétrica. A Companhia eventualmente vende energia para a

Duke Trading do Brasil Ltda. quando, ao final de cada mês, a Companhia gera mais energia do que tem

contratada para a venda e a Duke Trading do Brasil Ltda. obtém menos energia do que tem contratada para a

venda. O preço ajustado é sempre o preço do mercado spot que deve ser aprovado pela ANEEL. O volume de

energia negociado representa uma pequena parcela do volume total negociado pela Companhia.

Nos exercícios sociais indicados abaixo, as transações com partes relacionadas estavam detalhadas da

seguinte forma:

R$ Mil

Exercício encerrado em 31 de dezembro

de

Parte Relacionada 2005 2006 2007

Duke Trading do Brasil Ltda. 455,1 0 16.747,6

Total 455,1 0 16.747,6

Na data deste Prospecto, a Companhia não possuía nenhuma transação com partes relacionadas.

208

OPERAÇÕES VINCULADAS À OFERTA

Para fins de cumprimento das disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID para as Ofertas Públicas de

Distribuição e Aquisição de Valores Mobiliários, não há na data deste Prospecto operações vinculadas à Oferta,

celebradas entre as instituições participantes da Oferta e a Emissora.

7. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

• ITR - Informações Trimestrais da Emissora relativas ao Período encerrado em 30 de junho de 2008,com respectivo Parecer dos Auditores Independentes

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2007, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2006, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes

• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2005, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes

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• ITR - Informações Trimestrais da Emissora relativas ao Período encerrado em 30 de junho de 2008, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes

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• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2007, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes

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• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2006, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes

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• DFP - Demonstrações Financeiras Padronizadas da Emissora relativas ao Exercício Social encerradoem 31 de dezembro de 2005, com respectivo Parecer dos Auditores Independentes

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8. ANEXOS

• Ata da Assembléia Geral da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008

• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008

• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 30 de setembro de 2008

• Estatuto Social da Emissora

• Escritura Particular de Emissão de Debêntures

• Súmulas da Classificação de Risco

• Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03

• Declaração do Coordenador Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03

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• Ata da Assembléia Geral da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008

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• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 1º de setembro de 2008

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• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Emissora realizada em 30 de setembro de 2008

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• Estatuto Social da Emissora

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• Escritura Particular de Emissão de Debêntures

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• Súmulas da Classificação de Risco

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582

• Declaração da Emissora nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03

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• Declaração do Coordenador Líder nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03

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COORDENADORES

COORDENADOR LÍDER

Prospecto Preliminar da Distribuição Pública de Debêntures Simples,

Não-Conversíveis em Ações, da Espécie Quirografária, da 1ª Emissão

R$340.890.000,00

Emissora

DUKE ENERGY INTERNATIONAL, GERAÇÃO PARANAPANEMA S.A.Avenida das Nações Unidas, nº 12.901, 30º andar, São Paulo - SP

Coordenadores

BANCO CITIBANK S.A. - Coordenador LíderAvenida Paulista, nº 1.111, 10º andar, São Paulo - SP

BANCO ITAÚ BBA S.A. - CoordenadorAvenida Brigadeiro Faria Lima, nº 3.400, 5º andar, São Paulo - SP

Consultor Jurídico para a Emissora

MATTOS FILHO, VEIGA FILHO, MARREY JR. E QUIROGA ADVOGADOSAlameda Joaquim Eugênio de Lima, nº 447, São Paulo - SP

Consultor Jurídico para os Coordenadores

PINHEIRO GUIMARÃES ADVOGADOSAvenida Paulista, nº 1.842, 24º andar, São Paulo - SP

Auditor

PRI CEWATERHOUSECOOPERS AUDITORES INDEPENDENTESAvenida Francisco Matarazzo, nº 1.400, Torre Torino, São Paulo - SP

(11) 3121-5555

Este Prospecto está disponível no Website: www.luzpublicidade.com.br

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