Exercício Findo em 31 de Dezembro de · RELATÓRIO ANUAL DA ADMINISTRAÇÃO 2009 (Em R$ Mil) Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. CNPJ nº 02.998.301/0001-81 Companhia

Demonstrações Financeiras

Exercício Findo em 31 de Dezembro de

www.duke-energy.com.br

Exercício Findo em 31 de Dezembro deExercício Findo em 31 de Dezembro deE

www.duke-energy.com.brwCARTA DO PRESIDENTE

de horas sem acidentescom afastamento

2,8

Milhões

Lucro Líquido

189,4R$$

Milhõõõões

es

Margem EBITDA

61,3%

Energia Gerada

12,6

MW

il G

WWh

EBITDA

478,7R$

Meees

es

ilhõ

hõee

Ativo Total

3.301,2RR$$

Milhõ

hes

Milhões

Receita Bruta

885,4RR$Apesar da crise financeira internacional, 2009 foi um ano bastante

positivo para a Duke Energy. O cenário macroeconômico no Brasil -menos afetado que o de outros países -, aliado às boas condições

climáticas, levaram a Companhia a apresentar resultados satisfatórios emrelação ao período anterior, com crescimento de 14,8% de energia gerada.

Contribuiu também para estes resultados a melhoria nos preços de venda resultante da renegociação de vários contratos. A medida levou a Empresa a alcançar lucro líquido

de R$ 189.417 no exercício, valor 27,7% superior ao de 2008, apesar da ocorrência de despesas extraordinárias, em especial a provocada pela aplicação da Tarifa de Uso do Sistema

de Distribuição - Tusd-g pela Aneel.

Os bons resultados se devem ainda a diferenciais internos importantes, os quais eu já esperavaencontrar - e comprovei - ao assumir a presidência, no início de dezembro. Entre eles estão o

consistente desempenho operacional; a solidez do balanço financeiro, com forte geração de caixa; o eficiente processo de governança corporativa, pautado pela ética, por boas práticas e controles

rígidos; a excelência de seu corpo de empregados; e os investimentos contínuos em pesquisa e desenvolvimento.

Todas essas características que têm norteado a atuação da Duke ao longo de sua trajetória aliam-se a outro valor inestimável: o compromisso com a segurança.

Em 2009, as ações adotadas para assegurá-la levaram a Companhia a registrar 2,8 milhões de horas trabalhadas sem a ocorrência de qualquer acidente

com afastamento.

Esse compromisso se estende também à preservação ambiental e à manutenção de relacionamento saudável com as comunidades, às quais a Duke procura beneficiar

por meio do desenvolvimento e apoio a programas que visam à melhoria da qualidade de vida. Em 2009, essa atuação responsável resultou no envolvimento

de 17 mil pessoas em iniciativas como o Cinemagia Duke Energy, cinema itinerante que percorreu 12 cidades do Rio Paranapanema, além do reconhecimento de

entidades independentes que honraram a Empresa com várias premiações.

Comprometido com a continuidade de todos esses avanços, agradeço aos clientes, empregados, acionistas e, em especial à Aneel, pela confiança

depositada na Companhia e em sua capacidade de operar de maneira responsável e sustentável.

Armando de Azevedo Henriques

Presidente

Mensagem do Presidente


RELATÓRIO ANUAL DA ADMINISTRAÇÃO 2009 (Em R$ Mil)

Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.CNPJ nº 02.998.301/0001-81

Com pa nhia Aber ta

Senhores acionistas e debenturistas,

A Administração da Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A., tem asatisfação de apresentar este Relatório da Administração e as DemonstraçõesContábeis relativas ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009,acompanhadas dos pareceres dos auditores independentes e do Conselho Fiscal.

1. PERFIL

Sociedade anônima de capital aberto, com sede administrativa em São Paulo, a DukeEnergy International, Geração Paranapanema S.A. é subsidiária da Duke EnergyCorp, uma das maiores companhias do setor energético dos Estados Unidos. Com293 colaboradores, atua na produção e comercialização de energia elétrica por meioda administração de oito usinas hidrelétricas instaladas ao longo do RioParanapanema: Jurumirim, Chavantes, Salto Grande, Canoas I, Canoas II, Capivara,Taquaruçu e Rosana. Dessas, Canoas I e Canoas II são operadas em consórcio coma Companhia Brasileira de Alumínio - CBA.

Com capacidade total instalada de 2.307 MW, a Companhia é considerada uma dastrês maiores geradoras privadas do país, de acordo com a Agência Nacional deEnergia Elétrica - Aneel.

Em 2009, com produção de 12.602 GWh, registrou receita operacional bruta de R$ 885.369 e lucro líquido de R$ 189.417, variações de 7,8% e 27,7%,respectivamente, acima do ano anterior. O Ebitda no ano foi de R$ 478.652, e amargem Ebitda atingiu 61,3%.

Desde dezembro último, a Empresa é presidida pelo executivo Armando de AzevedoHenriques, vindo do Grupo BG - companhia multinacional de energia, onde dirigiuoperações na Argentina, Itália, Espanha e, mais recentemente, no Brasil.

2. CENÁRIO

2.1 Ambiente econômico

O ano de 2009 começou com incertezas sobre os reflexos da crise financeirainternacional. A redução da oferta de crédito e a retração do consumo atingiram aeconomia brasileira no primeiro trimestre. O Banco Central do Brasil - Bacen, assimcomo os demais bancos centrais do mundo, reduziu a taxa básica de juros paraestimular a recuperação econômica.

Após forte retração nos dois primeiros trimestres do ano, a estimativa é que o ProdutoInterno Bruto - PIB encerre 2009 com queda de 0,2%, reflexo da recuperação daeconomia brasileira no final do período.

A variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA foi de 4,3%, deacordo com a meta estabelecida pelo Conselho de Política Monetária - Copom. O Bacen iniciou o processo de sucessivas reduções nas taxas de juros - a taxa doSistema Especial de Liquidação e de Custódia - Selic passou de 13,75% ao ano, noinício de 2009, para 8,75%, ao final. No exercício, o real apresentou forte valorizaçãoem comparação ao dólar, em razão do aumento do fluxo de capital estrangeiro nopaís, e a moeda norte-americana encerrou o ano desvalorizada em 25,3%.

As exportações somaram US$ 152,3 bilhões, redução de 23% em relação a 2008, e asimportações recuaram 26,3%, mantendo o superávit da balança comercial estável emrelação ao ano anterior (US$ 25,3 bilhões, ante US$ 24,9 bilhões em 2008).

Evolução dos indicadores econômicos

Em 31 de dezembro 2009 2008 2007 2006 2005

IGPM -1,72% 9,81% 7,75% 3,83% 1,21%IPCA 4,31% 5,90% 4,46% 3,14% 5,69%PIB * -0,24% 5,10% 5,40% 3,70% 2,90%Taxa de câmbio 1,7412 2,3370 1,7713 2,1380 2,3407

% Taxa de câmbio -25,49% 31,90% -17,20% -8,70% -11,80%Selic (alvo) 8,75% 13,75% 11,25% 13,25% 18,00%(*) Estimado

2.2 Ambiente regulatório

Os anos de 2003 e 2004 foram significativos em virtude da mudança no ambienteregulatório do setor elétrico. A concepção geral do novo modelo foi discutida nodecorrer de 2003 e resultou na Lei nº 10.848 - sancionada pelo presidente daRepública em 15 de março de 2004 -, que segrega o mercado em “energia nova” e“energia velha”.

Desde então vêm ocorrendo leilões, dos quais a empresa tem participado sempre queas condições estejam alinhadas à sua estratégia.

Em 2009 foram realizados quatro leilões: ajuste, energia nova (A3), energia existente(A1) e energia de reserva.

Expansão 15%

Por meio do Edital de Privatização nº SF/001/1999 do Estado de São Paulo, refletidona cláusula de obrigações do Contrato de Concessão nº 76/1999, a Companhiacomprometeu-se, no prazo máximo de oito anos (a contar de setembro de 1999), erespeitadas as restrições regulamentares, a: (i) aumentar a sua capacidade instaladano Estado de São Paulo em 15%, ou 322,7 MW; ou (ii) contratar esse mesmomontante de energia proveniente de novos empreendimentos construídos no Estado,por prazo superior a cinco anos. Apesar de seus esforços, no entanto, não foi possívelcumprir essas obrigações, seja por razões regulatórias supervenientes à assinatura doContrato de Concessão nº 76/1999, ou impossibilidades técnica e física de expansãoda capacidade de geração no Estado de São Paulo (vide Nota 6.4).

3. GOVERNANÇA CORPORATIVA

A Companhia pauta sua atuação por valores corporativos alinhados à sua estratégiade crescimento. Seu Código de Ética nos Negócios tem como objetivo assegurar aconduta ética profissional de seus colaboradores. Adicionalmente possui a LinhaÉtica, um canal externo de comunicação, disponível 24 horas, por telefone ou e-mail,por meio do qual é possível encaminhar denúncias de desvios de comportamento,com garantia de anonimato, e solicitar informações sobre políticas ouposicionamentos.

Desde 2004, a Companhia segue as exigências da Lei Sarbanes Oxley - SOX. Paratanto, conta com processos estabelecidos e um sistema automatizado de controle.Além disso, treina periodicamente funcionários nos aspectos relativos à Proibição dePráticas de Corrupção no Exterior - FCPA.

Como sociedade anônima, adota as instruções da Comissão de Valores Mobiliários -CVM e mantém o mercado informado sobre quaisquer atos ou fatos relevantes queenvolvam seus negócios. Também garante o sigilo de informações relevantes casoseus acionistas controladores, debenturistas ou membros do Conselho deAdministração entendam que a divulgação contraria os interesses corporativos.

A essas práticas de governança somam-se às recomendadas pelo Instituto Brasileirode Governança Corporativa - IBGC, como a contratação de empresas de auditoriaindependente para análise das demonstrações financeiras; o livre acesso às suasinformações e instalações por parte dos integrantes do Conselho de Administração; eo estabelecimento de atribuições e limites de poderes da Diretoria, visando evitar ouso inadequado dos ativos da Companhia entre outras.

3.1 Estrutura organizacional

As operações da Companhia são geridas pelo Conselho de Administração, pelaDiretoria e por um Conselho Fiscal não permanente, convocado por solicitação dosacionistas. Conselho de Administração - É composto atualmente por cinco membros erespectivos suplentes, todos acionistas, sendo um efetivo e um suplente eleitos pelosempregados, de forma direta, nos termos do Estatuto Social. Os conselheiros sãoeleitos pela Assembleia Geral e têm mandatos de três anos, sendo permitida areeleição. Compete a eles estabelecer as diretrizes gerais dos negócios, o que inclui aestratégia de longo prazo e eleição e substituição dos membros da Diretoria, assimcomo a fixação de suas atribuições e a fiscalização de seu desempenho.

Diretoria - Pode ser composta por até oito diretores estatutários. Atualmente, possuiquatro membros, eleitos pelo Conselho de Administração para mandatos de três anos,com possibilidade de reeleição. Os diretores são responsáveis, entre outras tarefas,pela administração dos negócios e execução das deliberações do Conselho deAdministração. Desde 1° de dezembro de 2009, a Diretoria é presidida por Armandode Azevedo Henriques, em substituição a Mickey Peters, que retornou aos EstadosUnidos.

Conselho Fiscal - Instalado na Assembleia Geral Ordinária de 20 de abril de 2009, éintegrado por três membros efetivos e três suplentes - sendo um efetivo e um suplenterepresentantes dos acionistas minoritários. Entre outras funções, analisa asdemonstrações financeiras e fiscaliza os atos dos administradores, de forma aassegurar o cumprimento de seus deveres legais e estatutários. Autônomo em relaçãoà Administração e aos auditores independentes, o Conselho Fiscal vigora até apróxima Assembleia Geral Ordinária.

3.2 Auditoria externa

A contratação de serviços de auditoria externa é fundamentada em princípios quepreservam a independência dos prestadores de serviço. Assim, assegura que oauditor não deve auditar seu próprio trabalho, não deve exercer funções gerenciais naCompanhia nem promover os interesses dela. Em 2009, além dos serviços deauditoria do balanço anual e revisão limitada das informações trimestrais, aPricewaterhouseCoopers Auditores Independentes foi contratada para a prestação deserviços profissionais de assessoria tributária na área de Imposto de Renda, os quaisrepresentam honorários no montante de R$ 100.

4. DESEMPENHO DOS NEGÓCIOS

4.1 Geração

A Companhia opera suas usinas hidrelétricas a partir de dois contratos de concessão:o contrato nº 76/1999, que regula os termos de funcionamento de Jurumirim,Chavantes, Salto Grande, Capivara, Taquaruçu e Rosana por período de 30 anos, aser encerrado em 2029; e o contrato nº 183/1998, por meio do qual opera Canoas I eCanoas II em consórcio com a CBA, com prazo de 35 anos, a se encerrar em 2033.Nesse sistema compartilhado, cabe à Companhia 49,7% da energia gerada. Acapacidade total das usinas, cujos reservatórios armazenam cerca de 6% de água dasRegiões Sudeste e Centro-Oeste do país, é de 2.307 MW.

Sob essa estrutura, em 2009 a Companhia gerou 12.602 GWh, o que representa 2,8% daenergia elétrica produzida no país no ano e é 14,8% superior ao volume registrado em2008. Contribuíram para esse crescimento as sequências hidrológicas (vazões afluentesaos reservatórios) ocorridas em virtude da precipitação acima da Média de Longo Tempo- MLT na Bacia do Rio Paranapanema, entre os meses de julho e dezembro. Tambémfavoreceu o resultado o fato de a Companhia ter firmado - e adotado - com o OperadorNacional do Sistema Elétrico - ONS política de operação para ampliar o despacho degeração e reduzir o vertimento ininterrupto ocorrido de setembro a dezembro. Ao final doexercício, os reservatórios mantinham 77,5% de água armazenada, volume superior àmédia histórica da Companhia, de 64,92%. A produção superou em 32,3% a energiaassegurada para o ano, fixada em 9.522,12 GWh.

Produção de Energia - GWhUsina 2009 2008 %

Jurumirim 587,92 517,80 13,5Chavantes 2.097,45 1.757,32 19,4Salto Grande 446,76 448,03 -0,3Canoas II 399,56 419,96 -4,9Canoas I 519,52 544,30 -4,6Capivara 3.825,06 3.502,43 9,2Taquaruçu 2.581,89 1.961,87 31,6Rosana 2.143,85 1.822,11 17,7Total 12.602,00 10.973,82 14,8

Fonte: Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climáticos (CPTEC)

4.2 Comercialização

A energia assegurada da Companhia é de 1.087 MW, de acordo com a revisãopromovida pelo Ministério de Minas e Energia, em vigor até 2014. Desse volume, 54%MW estão alocados para as usinas Canoas I e Canoas II, administradas em consórciocom a CBA. Do restante, 27 MW são usados para consumo interno e perdas nosistema e 1.000 MW estão disponíveis para contratação.

Em 2009, em função de menores perdas de sistema, a energia disponível foi de 1.008MW. A Companhia teve 99% de sua energia contratada, o que resultou emestabilidade do fluxo de receitas para os próximos períodos. Contribuiu para essedesempenho o programa de fortalecimento da marca e o estabelecimento de novoscontratos com consumidores livres, demais comercializadores e ProdutoresIndependentes em Energia - PIE. A centralização dos esforços de comercialização emarketing no ambiente de livre contratação permitiu que até o final do período fossemcelebrados contratos de venda com 42 clientes consumidores livres ecomercializadores (Ambiente de Contratação Livre - ACL) das Regiões Sudeste eCentro-Oeste, alcançando preço médio superior ao do ano anterior. Assim, as vendasa esse segmento representaram 55,1% da receita bruta de energia da Companhia noano. A Companhia possui atualmente bons níveis de contratação em longo prazo:

Já as vendas aos distribuidores (Ambiente de Contratação Regulada - ACR)representaram 38,6% da receita bruta.

Os resultados estão sintonizados à estratégia de ampliar o volume de receitas dosconsumidores livres e assegurar base estável no segmento ACR. Os instrumentoscontratuais firmados no âmbito do ACL estabelecem termos e condições comerciaismais positivas, em razão da flexibilidade de negociação. Já os contratos de ACR sãoem geral de longo prazo (três a oito anos) e asseguram a estabilidade do fluxo decaixa.

Em decorrência da obrigatoriedade legal imposta às empresas distribuidoras, decompra de 100% das necessidades esperadas de energia elétrica para os clientesACR, a Companhia celebrou contratos com as principais distribuidoras do país noâmbito dos 1° e 4° leilões de energia, ocorridos, respectivamente, em dezembro de2004 e outubro de 2005. Assim, comprometeu-se a entregar aproximadamente 500MW entre 2007 e 2012 e 300 MW entre 2013 e 2014, de acordo com a tabela a seguir:

Leilões

Capaci- Preço- Número de Ano da dade Base Empresas Primeira Prazo Contrata- Médio do de Distri-Data do Leilão Entrega (Anos) da (MW) MW (R$) buição

07/12/2004 2005 8 214 60,00 3407/12/2004 2006 8 58 70,00 3507/12/2004 2007 8 218 76,00 3111/10/2005 2006 3 66 62,80 5Além dos contratos nesses dois segmentos, a Companhia também comercializaenergia em operações no Mecanismo de Realocação de Energia - MRE.

Em 2009, a grande quantidade de chuvas em todas as regiões do país resultou embaixa volatilidade de preços Spot no primeiro semestre e preços estáveis em torno dovalor mínimo no segundo semestre. Nesse cenário, a Companhia gerou volumebastante superior à sua energia assegurada, o que resultou em receitas superiores emMRE e Spot em relação ao ano anterior.

4.3 Pesquisa e Desenvolvimento

Em cumprimento à regulamentação específica sobre a obrigatoriedade de aplicaçãode recursos das concessionárias de energia elétrica em ações de Pesquisa eDesenvolvimento - P&D, a Companhia apropria 1% de sua receita operacional líquidaanual para ações vinculadas às inovações tecnológicas e a valores recolhidosdiretamente a órgãos vinculados ao MME, sempre com o intuito de buscar soluçõesque visem melhorar seu resultado operacional.

A empresa vem desenvolvendo os seguintes projetos de P&D referentes ao ciclo2007/2008:

• Controle do molusco invasor Limnoperna Fortunei (mexilhão-dourado) em sistemasde resfriamento de usinas hidrelétricas com injeção de ozônio;

• Estudo de metodologias associadas à adoção de medidas emergenciais emsituação de cheias;

• Investigação da possibilidade da melhoria do rendimento e da vida útil deequipamentos em unidade de geração de energia elétrica utilizando dinâmicacomputacional dos fluídos;

• Mineração de dados (extração de conhecimento de uma base de dados) para asclasses Operação e Comercial;

• Novos sistemas de transdução de corrente e de tensão em substituição aosTransformadores de Corrente - TCs e Transformadores de Potência - TPsconvencionais em novos projetos;

• Plataforma computacional com metodologias para planejamento integrado gás-eletricidade;

• Simulador de estratégias de participação em leilões de energia para geradoresaplicando Teoria dos Jogos; e

• Técnica para validação automática dos dados de pós-operação das usinas da Com -panhia e aperfeiçoamento dos modelos de suporte à decisão da operação.

Seguindo as novas diretrizes de P&D estabelecidas em 2008, a Companhia iniciou em2009 o projeto Estudo da geração de energia elétrica através da utilização do empuxo.

Projetos estratégicos são temas de grande relevância para o setor elétrico brasileiro eexigem esforço conjunto e coordenado de várias empresas de energia elétrica eentidades executoras. A Aneel publicou a chamada pública de dez projetosestratégicos em 2009, sendo que a Companhia participa dos seguintes:

• Tema estratégico 1 - Modelo de otimização do despacho hidrotérmico;

• Tema estratégico 3 - Metodologia para alocação dos custos do sistema detransmissão; e

• Tema estratégico 9 - Proposta de metodologia para monitoramento e avaliação degases de efeito estufa em reservatórios de usinas hidrelétricas brasileiras.

5. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO

Principais indicadores

2009 2008 % Variação

Receita Operacional Bruta 885.369 821.430 7,8%Deduções à Receita Operacional (105.095) (113.619) -7,5%Receita Operacional Líquida 780.274 707.811 10,2%(–) Despesas Operacionais (439.446) (337.154) 30,3%Resultado do Serviço 340.828 370.657 -8,0%Ebitda 478.652 511.267 -6,4%Margem Ebitda - % 61,3% 72,2% –Resultado Financeiro (63.744) (153.505) -58,5%RESULTADO OPERACIONAL 277.084 217.152 27,6%Lucro Líquido do Exercício 189.417 148.332 27,7%Margem Líquida - % 24,3% 21,0% –Ativos Totais 3.301.169 3.355.185 -1,6%Dívidas em Moeda Nacional 845.948 969.224 -12,7%Patrimônio Líquido 2.151.402 2.141.931 0,4%

5.1 Lucro líquido

A Companhia encerrou o exercício de 2009 com lucro líquido de R$ 189.417, o querepresenta aumento de 27,7% em comparação ao ano anterior. Os principais fatoresque contribuíram para esse desempenho foram o crescimento da receita aliado àredução das despesas financeiras. Por outro lado, o lucro líquido do ano foi impactadonegativamente pelo registro do passivo da Tusd-g. A Companhia destina 100% dolucro líquido ao pagamento de dividendos, de acordo com seu Estatuto Social, apósconstituição da Reserva Legal.

Lucro líquido (R$ mil)

5.2 Receita operacional bruta

A receita operacional bruta, de R$ 885.369, apresentou crescimento de R$ 63.939, ou7,8% acima do ano anterior, principalmente pelo maior volume de comercialização noscontratos bilaterais aliado aos maiores preços estabelecidos. As vendas de energianos contratos de leilões significaram redução de R$ 20.275 em relação a 2008, devidoà retração de 11,9% no volume. Como efeito da maior geração de energia, a receitacresceu R$ 9.173 (89,8%) nas operações provenientes do MRE e registrou-se quedasignificativa no preço da energia no mercado Spot. Apesar da redução no preço, asvendas de energia nesse mercado tiveram aumento de 56,5% (mais R$ 12.985).

Composição da receita (R$ mil)

5.3 Deduções à receita operacional

As deduções à receita operacional apresentaram decréscimo de R$ 8.524, ou 7,5%em relação ao ano anterior, principalmente devido à redução do Imposto sobreCirculação de Mercadorias e Serviços - ICMS acumulado sobre a venda de energiaelétrica como efeito de mudança na legislação do Estado de São Paulo - Decreto nº54.177/2009 -, compensada parcialmente pelo maior volume de receita.

5.4 Receita operacional líquida

Como resultado de todos esses fatores, a receita operacional líquida aumentou 10,2%,para R$ 780.274 em 2009, em comparação a R$ 707.811 no ano anterior.

5.5 Despesas operacionais

As despesas operacionais totalizaram R$ 439.446 em 2009, aumento de 30,3% emcomparação aos R$ 337.154 do ano anterior, devido, principalmente, aoreconhecimento, em Encargos de Uso da Rede Elétrica, do ajuste da estimativa daTusd-g.

As despesas de pessoal cresceram 16,7% no ano, principalmente em razão doprograma de renovação das equipes, dos pagamentos de indenizações e do dissídiode 6% determinado em acordo coletivo.

Os serviços de terceiros totalizaram R$ 37.868, 17,3% acima do ano anterior, devidoà execução de serviços de adequação de instalações para a adoção do Sistema deCombate a Incêndio nas Usinas, além dos reajustes regulares dos contratos. Essarubrica inclui despesas com consultoria e auditoria externa, manutenção econservação de instalações, e serviços técnicos e de informática.

Em comparação a 2008, as despesas com energia comprada reduziram-se 86,4%,destacando-se: menores volumes e preços das operações com compra de energia nomercado Spot; e diminuição nas operações de compra de energia provenientes doMRE, em decorrência da maior geração de energia. As operações no mercado Spottotalizaram R$ 942 (R$ 13.464 no ano anterior), equivalentes a 9.250 MWh (35.313MWh em 2008), enquanto as operações provenientes do MRE encerraram o exercíciocom o montante de compra de R$ 1.059 (R$ 1.282 em 2008).

4.0003.5003.0002.5002.0001.5001.000

2009 2008

5000

Produção de Energia (GWh)

Jurumirim Chavantes SaltoGrande

Canoas II Canoas I Capivara Taquaruçu Rosana

Precipitação

Prec. 01/01/10 - 02/01/10=11.5mmPrec. 01/10/09 - 02/01/10=702.5mm

MTL Jan=177.9mmMTL Out - Jan=667.5mm

Prec. 02/01/10=0.0mm

Média Longo Termo (MLT)

400450

350300250200150100

500

Precipitação desde Jan. 2008

Jan 2008

Abr Jul Out Jan 2009

Abr Jul Out Jan 2010

Energia Contratada

2010 2011 2012 2013 2014

99%94% 96%

83%78%

189.417

20082009

148.332

F

487.753 342.010

362.285 33.432

55.606

425.713

4

2008

2009

1

Contratos Bilaterais Contratos Leilão SPOT/MRE/Outros

continua



Com pa nhia Aber ta

RELATÓRIO ANUAL DA ADMINISTRAÇÃO 2009 (Em R$ Mil)As despesas com Encargos de Uso da Rede Elétrica apresentaram aumento de145,5% em comparação a 2008, principalmente devido ao reconhecimento, na rubricaEncargos de Uso da Rede Elétrica, do ajuste da estimativa da Tusd-g aos montantesestabelecidos na Resolução nº 457/2000 (vide Nota 8).

Os pagamentos da Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos -CFURH totalizaram R$ 51.036, aumento de 19,9% em relação ao ano anterior. Ocálculo da compensação financeira baseia-se na geração efetiva das usinas, que foide 12.130.532 MWh, 15,5% superior aos 10.501.061 MWh gerados em 2008. Houveainda aumento de 3,8% na Tarifa Atualizada de Referência - TAR - de R$ 60,04, em2008, para R$ 62,33, em 2009.

A variação na rubrica de outras despesas é decorrente principalmente da reversão, emdezembro de 2008, da provisão para créditos de liquidação duvidosa de R$ 13.389como efeito do acordo extrajudicial celebrado com as companhias CPFL Paulista eCPFL Piratininga. Essa rubrica também é composta pelos custos com aluguéis,seguros, impostos e taxas, entre outros.

5.6 Ebitda e margem Ebitda

O Ebitda (lucro antes dos impostos, juros, depreciação e amortização) da Companhiaapresentou redução de 6,4% em relação ao ano anterior, em decorrência do aumentonas despesas operacionais pelos fatores explicados acima.

2009 2008

Lucro Líquido 189.417 148.332Imposto de Renda e Contribuição Social 87.667 68.820Resultado Financeiro (Líquido) 63.744 153.505Depreciação e Amortização 137.824 140.610Ebitda 478.652 511.267

Ebitda (R$ mil)

5.7 Resultado financeiro

O resultado financeiro diminuiu R$ 89.761, representando retração de 58,5%comparativamente ao ano anterior. As receitas financeiras aumentaram 32,3% emrelação a 2008, como decorrência da geração de caixa favorável, enquanto asdespesas financeiras recuaram 37,7%, como efeito da deflação do Índice Geral dePreços do Mercado - IGP-M em 2009 (-1,72%) em comparação à alta de 9,81% em2008. Esse índice de preços é o indexador da dívida da Companhia com a Eletrobrás.

5.8 Endividamento

Em 31 de dezembro de 2009, a dívida bruta totalizava R$ 845.948, redução de 12,7%em comparação aos R$ 969.224 no final do ano anterior, decorrente da amortizaçãono período e da deflação registrada no IGP-M.

Perfil da dívida Moeda Remuneração Vencimento 2009 2008

Eletrobrás Reais IGP-M + 10% 15/05/2013 490.870 614.834Debêntures - Série 1 Reais Variação CDI + 2,15% a.a. 15/05/2013 256.212 259.508Debêntures - Série 2 Reais Variação IPCA + 11,6% a.a. 15/09/2015 98.866 94.882 845.948 969.224

Fator de correção da dívida 2009

A dívida líquida - representada pelo endividamento, deduzidos os recursos em caixa eequivalentes de caixa - diminuiu principalmente pela geração de caixa das operações,pelas amortizações e pela redução do IGP-M.

Dívida líquida (R$ mil)

5.9 Imobilizado

O ativo imobilizado contemplou, no exercício, adições de R$ 15.152 em comparação aR$ 16.822 no ano anterior. As principais aquisições foram de novos equipamentos,visando à maior confiabilidade na capacidade de produção.

6. GESTÃO DE PESSOAS

Ao final de 2009, a Companhia mantinha 293 colaboradores - no período foramcontratados 24 profissionais e 12 estagiários e demitidos 35 pessoas principalmenteem virtude da reorganização de funções ocorrida em agosto -, geridos por uma políticaque privilegia o reconhecimento e a valorização. A maioria dos admitidos, 76%, possuicurso superior e, entre eles, 20% são pós-graduados. Na admissão, todos recebem oManual de Integração, com os procedimentos corporativos desejados, e passam portreinamentos regulares que abordam, entre outros temas, a proibição da prática decorrupção e o Código de Ética dos Negócios.

A política de remuneração contempla o pagamento de salários compatíveis com os dosegmento de atuação da Companhia e inclui sistema de bonificação e participação nosresultados que considera o alcance de metas individuais e coletivas. Já o leque debenefícios é composto por planos de assistências médica e odontológica, que no anofavoreceram 900 pessoas, entre empregados e seus dependentes, além de alimen -tação, transporte, seguro de vida e previdência complementar. Na concessão dessesbenefícios, a Companhia desembolsou cerca de 11% da folha salarial no exercício.

Para impulsionar o desenvolvimento dos colaboradores, a Companhia investiu cercade R$ 12 milhões em treinamentos e reciclagem que, no ano, representaram 44,34horas (ou 5,54 dias) por pessoa. As iniciativas são realizadas no âmbito do Programade Desenvolvimento Pessoal - PDP e do Programa de Desenvolvimento Individual -PDI, que incluem avaliação 360º para todos os níveis hierárquicos. Foram minis tradosmódulos em saúde e segurança, técnicos, financeiros e comerciais e progra mas demeio ambiente, e desenvolvido o Programa de Gerenciamento Comercial, com aformação de uma turma no curso de MBA Corporativo na Fundação Dom Cabral.

Recursos também foram destinados ao custeio integral de cursos de idiomas, quebeneficiaram 8% dos empregados, e ao Programa de Bolsa-Auxílio Educação, pormeio do qual a Companhia arca parcialmente com cursos de graduação, extensão eidiomas.

6.1 Saúde, segurança e qualidade de vida

A Companhia mantém a cultura Zero Enfermidade e Lesão, disseminada nas ações doPrograma Fale Comigo. Em 2009, ele foi reforçado com a criação do Programa dePadrões Comportamentais de Segurança, por meio do qual os colaboradoresexpressaram suas percepções em relação ao tema, que foram avaliadas e serviram debase para adoção de ações de melhorias.

O Sistema de Gestão de Meio Ambiente, Saúde e Segurança - SGMASS também foiaperfeiçoado no ano. Os procedimentos passaram por revisões, e foram estruturadossistemas eletrônicos de gerenciamento, além da realização de treinamentos esimulações de cenários de emergência. Foi aplicada nova estratégia de planejamento,execução e acompanhamento das Avaliações das Condições Físicas de MeioAmbiente, Saúde e Segurança, com o objetivo corrigir as não conformidadesidentificadas. Em todas as instalações foram fixados painéis com informações básicasdo Plano de Respostas para Emergências - PRE e distribuídos guias resumidos dosprocedimentos operacionais a serem adotados.

Fruto desse posicionamento e das constantes avaliações de suas instalações eambientes de trabalho, a Companhia chegou à marca de 2,8 milhões de horastrabalhadas sem acidentes com afastamento.

7. GESTÃO AMBIENTAL E PATRIMONIAL

Gestora de oito usinas no Rio Paranapanema, que abrangem 5 mil quilômetros deperímetro e mais de 80 municípios, a Companhia investe continuamente na gestão dopatrimônio, preservação dos ativos e proteção dos recursos naturais do entorno.

Em continuidade ao programa A Regra é Clara, foram promovidas inspeções demanutenção em todos os reservatórios, com o reforço da troca de informações comórgãos de fiscalização ambiental. Esse trabalho resultou ainda no fortalecimento darelação com Promotorias e órgãos ambientais da região de Jurumirim, o que devemotivar ações conjuntas para o controle de ocupações irregulares. Outro fruto foi aavaliação da possibilidade de aplicação, em 2010, de projetos ambientais em parceriacom a Secretaria de Meio Ambiente do Estado do Paraná.

Em 2009, as atividades nesse sentido foram intensificadas em razão do aumento dademanda por processos de topografia de precisão. Foram realizados processos emcerca de 600 quilômetros, área 200% maior do que a avaliada no exercício anterior.

7.1 Meio ambiente

Tanto no âmbito dos programas vinculados às Licenças de Operação - LOs como nosprocessos de compensação ambiental, a Companhia avançou em várias frentes em2009. No ano, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos NaturaisRenováveis - Ibama, fez vistorias técnicas nas usinas Chavantes e Rosana parasubsidiar a renovação das licenças, estando o processo em fase de conclusão. Alémdisso, a Secretaria de Meio Ambiente do Estado de São Paulo concluiu o processo detransferência, para a Companhia Ambiental do Estado de São Paulo - Cetesb, daresponsabilidade pela condução do licenciamento ambiental da usina Jurumirim.

Entre as iniciativas de compensação ambiental destacam-se o repovoamento dereservatórios com 1,5 milhão de alevinos de espécies nativas do Rio Paranapanema;o acompanhamento dos processos de erosão, assoreamento e solapamentos nas oitousinas; e a recuperação ambiental dos canteiros das obras do Complexo Canoas e emRosana.

Os trabalhos de monitoramento envolveram a ictiofauna e a qualidade da água deChavantes, Salto Grande, Complexo Canoas e Rosana; e a produção pesqueira deJurumirim, Chavantes, Salto Grande, Capivara e Taquaruçu, como base para o planode ação que visa à melhoria das condições de pesca.

Também foi realizado o monitoramento da infestação por mexilhão-dourado nosreservatórios e nas estruturas civis das barragens de Rosana, Taquaruçu, Capivara,Canoas I, Canoas II, Salto Grande e Chavantes. A Companhia registrou avanços naspesquisas e no desenvolvimento do controle do mexilhão-dourado em sistemas deresfriamento das usinas por meio da utilização de ozônio, com a definição e instalaçãode protótipo gerador do gás. A previsão é de que o equipamento comece a operar emfase piloto em 2010.

Foram ainda realizados estudos sobre macrófitas aquáticas nos reservatórios doComplexo Canoas e nas usinas Taquaruçu e Rosana.

7.2 Reflorestamento

A Companhia reflorestou, em 2009, 262 hectares com espécies florestais nativas, oque a levou a acumular, no final do período, 6.419 hectares reflorestados, sendo 1.137às margens do Complexo Canoas, 50 no reservatório de Chavantes, 1.026 emTaquaruçu, 3.284 em Capivara e 922 em Rosana. As iniciativas de reflorestamento

foram responsáveis pela manutenção de cerca de 190 postos de trabalho, ocupadospor profissionais das localidades envolvidas. Em complemento ao Programa deRevegetação, a Companhia conserva ainda 2.816 hectares de matas nativas.

Outra iniciativa é o Programa de Promoção Florestal, que envolve o fornecimento deorientação técnica e a doação de mudas aos proprietários rurais. Em 2009, elaresultou na doação de 169 mil mudas. Desde que foi criada, em 1999, o total doado éde 2,2 milhões de mudas.

Adicionalmente, o Ibama aceitou as propostas contempladas nos Programas deReflorestamento Ciliar nos reservatórios de Taquaruçu e Capivara após ajuste demetas e definição de áreas.

7.3 Parcerias

Para consolidar seus programas ambientais e ampliar a participação nas iniciativasque envolvem a Bacia do Rio Paranapanema, a Companhia mantém contatos eparcerias com várias organizações e instituições, entre elas a Universidade de SãoPaulo - USP, Universidade Estadual Paulista - Unesp, Universidade Estadual deLondrina, Universidade Estadual de Maringá, Faculdades Luiz Meneghel eCoordenadoria de Assistência Técnica Integral - Cati.

Também colabora com a gestão dos recursos hídricos por meio da AssociaçãoBrasileira das Empresas Geradoras de Energia Elétrica - Abrage, no âmbito da qual émembro titular dos comitês do Médio Paranapanema e do Pontal do Paranapanema,em São Paulo, e dos comitês das Bacias Hidrográficas do Piraponema e do NortePioneiro, no Paraná. Integra ainda o Grupo de Trabalho de Meio Ambiente da Abrage,participando de discussões sobre os temas ambientais relacionados ao setor elétricoe das Forças Tarefas de Ecossistemas Aquáticos e de Áreas de PreservaçãoPermanente.

7.4 Comunidades e preservação ambiental

Para conscientizar as comunidades do entorno dos reservatórios de suas usinas, aCompanhia desenvolve o Programa de Comunicação Social e Educação Ambiental,cujas atividades envolveram mais de 7,3 mil pessoas em 2009. Entre as açõesdestacou-se o projeto Água - Uma viagem ao mundo do conhecimento, realizado emTaquarituba em parceria com a prefeitura local e o Museu de Ciências da USP. A açãofoi estendida posteriormente a outros municípios próximos das usinas de Chavantes ede Jurumirim e, em 2010, vai contemplar outras três cidades do entorno do RioParanapanema.

A Companhia recebeu no ano cerca de 700 solicitações de regularização de áreas.Aos interessados forneceu orientações para que pudessem iniciar e conduzir osprocessos de regularização ambiental e patrimonial. Além disso, apoiou ascomunidades na análise de processos envolvendo o respeito de limites das áreas quefazem divisa com suas propriedades.

Por sua atuação na conservação do meio ambiente, em 2009 a Companhia foiclassificada pelo terceiro ano consecutivo no 7° Benchmarking Ambiental Brasileiro,ranking das melhores práticas em gestão socioambiental do país, com o projetoCorredor Florestal para conectividade do Parque Estadual do Morro do Diabo àEstação Ecológica Mico-Leão-Preto. A iniciativa concorreu com outras 150, deempresas multinacionais e de grande porte, e obteve a 9ª colocação.

8. GESTÃO SOCIAL

A Companhia procura manter estreito relacionamento com as comunidades doentorno de suas unidades, comprometida com iniciativas que visam à melhoria daqualidade de vida.

Uma delas é a destinação de 1% de seu Imposto de Renda devido aos FundosMunicipais da Criança e do Adolescente para impulsionar projetos e programas deatenção aos direitos desse público. Em 2009, com o aporte de R$ 276, apoiouiniciativas nesse sentido nos municípios de Assis, Florínea, Teodoro Sampaio,Chavantes e Tejupá, no Estado de São Paulo, e Ribeirão Claro, no Paraná.

Ainda no ano deu continuidade ao Programa de Visitas às suas usinas hidrelétricas,que envolveu 6,2 mil pessoas, entre estudantes e turistas, que foram acompanhadospor monitores. Já o Programa de Manejo Pesqueiro, de educação ambiental, mantidoem 15 cidades, envolveu no período mais de 1,7 mil alunos das escolas locais. Naárea cultural, com incentivos da Lei Rouanet, promoveu também o Cinemagia DukeEnergy, cinema itinerante que circulou por 12 cidades do Rio Paranapanema e atingiumais de 17 mil telespectadores, e o Auto de Natal A Casa da Riqueza, peçaapresentada em Chavantes para um público de cerca de 1,5 mil pessoas.

A Companhia também estimula a prática do voluntariado entre seus profissionais e oenvolvimento deles com as comunidades. Mantém o programa Voluntariado Amigosdo Futuro, que, em 2009, contou com mais de 400 colaboradores, entre empregadose familiares que atuaram nas cidades de Piraju (usina Jurumirim), Cândido Mota(Canoas I e Canoas II), Porecatu (Capivara) e Euclides da Cunha (Rosana) embenefícios de pessoas em situação de risco social. Em parceria com as prefeituras deTeodoro Sampaio e Salto Grande, também desenvolveu no ano, o VoluntariadoAmigos do Rio Paranapanema, que envolveu mais de 1,5 mil pessoas em atividades deconscientização ambiental e de plantio de 500 árvores. Na cidade de Ourinhos, promoveuainda a 2ª Caminhada Caminhos da Saúde, organizada durante a Semana Interna dePrevenção de Acidentes de Trabalho - Sipat, da qual participaram 300 pessoas.

A política de patrocínios a atividades socioambientais mantida pela Companhiatambém tornou viável em 2009 a realização de uma série de eventos, entre eles:

• VII Diálogo Interbacias de Educação Ambiental - Direcionado a educadoresambientais, foi promovido pelo Comitê da Bacia Hidrográfica do Rio Paranapanemae reuniu cerca de 700 participantes.

• II Fórum de Direito Ambiental - Promovido entre 16 e 18 de setembro, emPresidente Prudente (SP), contou com aproximadamente mil participantes, quedebateram a legislação relacionada às questões ambientais. A iniciativa foi daAssociação Paulista do Ministério Público e da OAB-SP.

• II Encontro de Topografia - O evento de caráter técnico, realizado no ColégioAgrícola Estadual de Cambará (PR), entre 29 e 30 de outubro, contribuiu paracompartilhar e debater as melhores práticas relacionadas às atividades detopografia na gestão de bordas de reservatórios.

• Workshop Matas Ciliares - Organizado pela Companhia em parceria com aSecretaria de Meio Ambiente do Estado de São Paulo, capacitou profissionais daárea ambiental da região de Ribeirão Preto (SP).

• Exposição Água - Uma viagem ao mundo do conhecimento - Itinerante, oevento, realizado em parceria com a USP, percorreu Taquarituba e municípiosvizinhos e foi conferido por cerca de 500 estudantes.

Outras ações pontuais foram realizadas no ano, como a limpeza do RioParanapanema, coordenada por organizações não governamentais, que mobilizou ascomunidades locais. A Companhia também doou computadores para 11 entidadesmunicipais ligadas à educação que atendem 1,1 mil crianças e adolescentes.

continua

continuação

1 - Base de Cálculo 2009 (R$ mil) 2008 (R$ mi)Receita líquida (RL) 780.274 707.811Resultado operacional (RO) 277.084 217.152Folha de pagamento bruta (FPB) 62.878 53.9002 - Indicadores Sociais Internos Valor (mil) % sobre FPB % sobre RL Valor (mil) % sobre FPB % sobre RLAlimentação 2.400 3,82% 0,31% 1.947 3,61% 0,28%Encargos sociais compulsórios 13.538 21,53% 1,74% 10.642 19,74% 1,50%Previdência privada 969 1,54% 0,12% 1.650 3,06% 0,23%Saúde 3.665 5,83% 0,47% 1.967 3,65% 0,28%Segurança e saúde no trabalho 200 0,32% 0,03% 203 0,38% 0,03%Educação 511 0,81% 0,07% 476 0,88% 0,07%Cultura – 0,00% 0,00% – 0,00% 0,00%Capacitação e desenvolvimento profissional 791 1,26% 0,10% 1.177 2,18% 0,17%Creches ou auxílio-creche 16 0,03% 0,00% 17 0,03% 0,00%Participação nos lucros ou resultados 1.798 2,86% 0,23% 1.389 2,58% 0,20%Outros 6.668 10,60% 0,85% 5.738 10,65% 0,81%Total - Indicadores sociais internos 30.556 48,60% 3,92% 25.206 46,76% 3,56%

3 - Indicadores Sociais Externos Valor (mil) % sobre RO % sobre RL Valor (mil) % sobre RO % sobre RLEducação 276 0,10% 0,04% 70 0,03% 0,01%Cultura 1.012 0,37% 0,13% 372 0,17% 0,05%Saúde e saneamento – 0,00% 0,00% 30 0,01% 0,00%Esporte – 0,00% 0,00% 25 0,01% 0,00%Combate à fome e segurança alimentar 18 0,01% 0,00% 434 0,20% 0,06%Outros 142 0,05% 0,02% – 0,00% 0,00%Total das contribuições para a sociedade 1.448 0,52% 0,19% 931 0,43% 0,13%Tributos (excluídos encargos sociais) 65.477 23,63% 8,39% 65.226 30,04% 9,22%Total - Indicadores sociais externos 66.925 24,15% 8,58% 66.157 30,47% 9,35%

4 - Indicadores Ambientais Valor (mil) % sobre RO % sobre RL Valor (mil) % sobre RO % sobre RLInvestimentos relacionados com

a produção/operação da empresa 532 0,19% 0,07% 1.986 0,91% 0,28%Investimentos em programas

e/ou projetos externos 10.701 3,86% 1,37% 11.511 5,30% 1,63%Total dos investimentosem meio ambiente 11.233 4,05% 1,44% 13.497 6,22% 1,91%

Quanto ao estabelecimento de “metas anuais” ( ) não possui metas ( ) não possui metas para minimizar resíduos, o consumo em geral ( ) cumpre de 51 a 75% ( ) cumpre de 51 a 75%

na produção/operação e aumentar a eficácia ( ) cumpre de 0 a 50% ( ) cumpre de 0 a 50%na utilização de recursos naturais, a empresa (X) cumpre de 76 a 100% (X) cumpre de 76 a 100%

5 - Indicadores do Corpo Funcional 2009 2008Nº de empregados(as) ao final do período 293 304Nº de admissões durante o período 36 34Nº de empregados(as) terceirizados(as) – –Nº de estagiários(as) 9 10Nº de empregados(as) acima de 45 anos 88 91Nº de mulheres que trabalham na empresa 52 52% de cargos de chefia ocupados por mulheres 17% 16%Nº de negros(as) que trabalham na empresa 16 21% de cargos de chefia ocupados por negros(as) 3% 4%Nº de pessoas com deficiência ou necessidades especiais 10 9

6 - Informações relevantes quanto aoexercício da cidadania empresarial 2009 Metas 2010

Relação entre a maior e a menorremuneração na empresa 32,4 32,4

Número total de acidentes de trabalho 0 0Os projetos sociais e ambientais ( ) direção (X) direção ( ) todos(as) ( ) direção (X) direção ( ) todos(as)

desenvolvidos pela empresa e gerências emprega- e gerências emprega-foram definidos por: dos(as) dos(as)

Os padrões de segurança e (X) direção ( ) todos(as) ( ) todos(as) (X) direção ( ) todos(as) ( ) todos(as)salubridade no ambiente de trabalho e gerências emprega- + Cipa e gerências emprega- + Cipaforam definidos por: dos(as) dos(as)

Quanto à liberdade sindical, ( ) não se ( ) segue (X) incentiva ( ) não se ( ) seguirá (X) incentivaráao direito de negociação coletiva envolve as normas e segue a envolverá as normas e seguirá ae à representação interna dos(as) da OIT OIT da OIT OITtrabalhadores(as), a empresa:

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

dos(as) dos(as)

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

dos(as) dos(as)

Na seleção dos fornecedores, ( ) não são ( ) são (X) são ( ) não serão ( ) serão (X) serão os mesmos padrões éticos e de conside- sugeridos exigidos conside- sugeridos exigidosresponsabilidade social e ambiental rados radosadotados pela empresa:

Quanto à participação ( ) não se ( ) apóia (X) organiza ( ) não se ( ) apoiará (X) organizaráde empregados(as) em programas envolve e incentiva envolverá e incentivaráde trabalho voluntário, a empresa:

Número total de reclamações na empresa: no Procon: na Justiça: na empresa: no Procon: na Justiça: e críticas de consumidores(as): _______ _______ _______ _______ _______ _______

% de reclamações e críticas na empresa: no Procon: na Justiça: na empresa: no Procon: na Justiça: atendidas ou solucionadas: _______% _______% _______% _______% _______% _______%

Valor adicionado total a distribuir (em mil R$): Em 2009: R$ 628.238 Em 2008: R$ 633.730 Distribuição do Valor 40,7% governo 8,9% colaboradores(as) 37,3% governo 7,4% colaboradores(as) Adicionado (DVA): 30,2% acionistas 20,2% terceiros 23,4% acionistas 31,9% terceiros

0% retido 0% retido

7. Outras Informações: Não há outras informações relevantes.

BALANÇO SOCIAL

Ebitda Margem Ebitda - %20082009

478.652

511.267

61,3

%

72,2

%

IGPMCDI/IPCA

42% 58%

20082009

656.117468.725



Com pa nhia Aber ta

BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)

ATIVO Nota 2009 2008 Circulante Caixa e equivalentes de caixa 3 377.223 313.107 Clientes 4 93.252 89.727 Tributos a recuperar 5 12.866 16.140 Benefício fiscal - ágio incorporado 5.4 5.441 5.622 Adiantamentos 2.516 1.060 Despesas pagas antecipadamente 354 4 Devedores diversos 475 251 Partes relacionadas 9 188 – Outros ativos 127 95 492.442 426.006 Não circulante Realizável a longo prazo Clientes 4 – 978 Tributos diferidos 5 4.773 8.159 Benefício fiscal - ágio incorporado 5.4 51.293 56.844 Depósitos judiciais 12.495 3.929 Fundos vinculados 330 7.039 Despesas pagas antecipadamente 4.908 5.431 73.799 82.380 Investimentos 26 26 Imobilizado 6 2.690.497 2.807.901 Intangível 7 44.405 38.872 2.808.727 2.929.179Total do ativo 3.301.169 3.355.185

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)

Capital Reservas Lucros Social Capital Lucros Acumulados Total Saldos em 31 de dezembro de 2007 1.999.138 97.888 37.488 – 2.134.514 Ajustes da Lei nº 11.638/07 – – – (2.979) (2.979)Saldo de abertura ajustado 1.999.138 97.888 37.488 (2.979) 2.131.535 Lucro líquido do exercício – – – 148.332 148.332 Destinações: Reserva Legal – – 7.417 (7.417) – Dividendos pagos antecipadamente R$ 0,509671526 por ação – – – (30.500) (30.500) Dividendos - R$ 1,607312485 por ação PN e R$ 0,325238193 por ação ON – – – (107.436) (107.436)Saldos em 31 de dezembro de 2008 1.999.138 97.888 44.905 – 2.141.931 Lucro líquido do exercício – – – 189.417 189.417 Destinações: Reserva Legal – – 9.471 (9.471) – Dividendos pagos antecipadamente R$ 1,3042577920 por ação – – – (78.050) (78.050) Dividendos propostos – – – (101.896) (101.896)Saldos em 31 de dezembro de 2009 1.999.138 97.888 54.376 – 2.151.402

As notas explicativas da Administração são parte integrante das demonstrações financeiras

NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 E 2008(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)

1. CONTEXTO OPERACIONAL

A Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A., denominada“Companhia”, concessionária de uso de bem público, na condição de produtora inde-pendente, com sede em São Paulo, tem como atividades principais a geração e acomercialização de energia elétrica, as quais são regulamentadas e fiscalizadas pelaAgência Nacional de Energia Elétrica - Aneel, vinculada ao Ministério de Minas eEnergia - MME.A capacidade instalada em operação da Companhia é de 2.237 MW, composta peloseguinte parque gerador em operação: UHE Capivara, UHE Chavantes, UHE Jurumirim, UHE Salto Grande, UHE Taquaruçu, UHE Rosana e 49,7% doComplexo Canoas, formado pelas UHEs Canoas l e ll.

2. APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS E PRINCIPAISPRÁTICAS CONTÁBEIS

2.1 Apresentações das demonstrações financeiras - As presentes demonstraçõesfinanceiras foram aprovadas pelo Conselho de Administração da Companhia em 16 demarço de 2010. As demonstrações financeiras foram elaboradas e estão sendo apre-sentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, com base nas dis-posições contidas na Lei das Sociedades por Ações, alterada pela Lei nº 11.638/2007e Medida Provisória nº 449/2008 (convertida na Lei nº 11.941/2009), nas normas esta-belecidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM e pelas normas de legislaçãoespecífica, estabelecidas pela Aneel aplicáveis às concessionárias de serviços públi-cos de energia elétrica. As principais práticas contábeis adotadas na elaboração des-tas demonstrações financeiras correspondem às normas e orientações que estãovigentes para as demonstrações financeiras encerradas em 31 de dezembro de 2009,que serão diferentes daquelas que serão utilizadas para elaboração das demonstra-ções financeiras de 31 de dezembro de 2010, conforme descrito no item 2.3 adiante.Na elaboração das demonstrações financeiras, é necessário utilizar estimativas para oregistro de certos ativos, passivos e outras transações. As demonstrações financeirasda Companhia incluem, portanto, estimativas referentes à seleção das vidas úteis doativo imobilizado, provisões necessárias para passivos contingentes, determinação deprovisões para imposto de renda, contribuição social e outras similares. Os resultadosreais podem apresentar variações em relação às estimativas.2.2 Descrição das principais práticas contábeis adotadas - a) Caixa e equivalen-tes de caixa: Caixa e equivalentes de caixa incluem dinheiro em caixa, depósitos ban-cários, investimentos no circulante de alta liquidez com vencimentos originais de trêsmeses ou menos, que são prontamente conversíveis em um montante conhecido decaixa e com insignificante risco de mudança de valor e limites utilizados de contagarantia. O saldo utilizado de contas garantias é demonstrado no balanço patrimonialcomo “empréstimos”, no passivo circulante e compõe o saldo de caixa e equivalentesde caixa para fins de demonstração dos fluxos de caixa. b) Instrumentos financei-ros: A Companhia classifica seus ativos financeiros sob as seguintes categorias: men-surados ao valor justo por meio do resultado, empréstimos e recebíveis, mantidos atéo vencimento e disponíveis para venda. A classificação depende da finalidade para oqual foram adquiridos. A Adminis tração determina sua classificação no reconhecimen-to inicial. Ativos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado: São ati-vos financeiros mantidos para negociação ativa e frequente e seus ganhos ou perdassão apresentados na demonstração do resultado em “resultado financeiro” no períodoem que ocorrem, a menos que o instrumento tenha sido contratado em conexão comoutra operação. Nesse caso, as variações são reconhecidas na mesma linha do resul-tado afetada pela referida operação. Empréstimos e recebíveis: Incluem-se nessacategoria os empréstimos concedidos e os recebíveis que são ativos financeiros nãoderivativos com pagamentos fixos ou determináveis, não cotados em um mercadoativo. São incluídos como ativo circulante, exceto aqueles com prazo de vencimentosuperior a 12 meses após a data do balanço (estes são classificados como ativos nãocirculantes). Os empréstimos e recebíveis da Companhia compreendem partes rela-cionadas, contas a receber de clientes, demais contas a receber, caixa e equivalentesde caixa, exceto os investimentos de circulante e são contabilizados pelo custo amor-tizado, usando o método da taxa de juros efetiva. c) Clientes: As contas a receber sãoavaliadas no momento inicial pelo valor presente, se relevantes, e deduzidas da provi-são para créditos de liquidação duvidosa. Incluem os valores relativos ao suprimentode energia elétrica faturada e não faturada, inclusive a comercialização de energia elé-trica efetuada no âmbito da Câmara Comercializadora de Energia Elétrica - CCEE,bem como os recebíveis da Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE, segundo oregime de competência. d) Provisão para créditos de liquidação duvidosa:Constituída com base na estimativa das possíveis perdas que possam ocorrer nacobrança destes créditos. A provisão para créditos de liquidação duvidosa é estabele-cida quando existe uma evidência objetiva de que a Companhia não será capaz decobrar todos os valores devidos de acordo com os prazos originais das contas a rece-ber. O valor da provisão é a diferença entre o valor contábil e o valor recuperável.e) Despesas pagas antecipadamente: Os valores registrados no ativo circulanterepresentam, substancialmente, as despesas de seguros apropriadas conforme o regi-me de competência e que são amortizadas linearmente pelo prazo de vigência da apó-lice. Incluem ainda, as despesas com o Imposto Predial Territorial Urbano - IPTU,gasto com sistema de banco de dados de cadastramento das propriedades nas bordasdos reservatórios e eventuais despesas amortizáveis. f) Demais ativos circulantes eativos não circulantes: Demonstrados a valores de custo ou realização, incluindo,quando aplicável, os rendimentos auferidos. g) Imobilizado: Registrado ao custo deaquisição ou de construção, corrigido monetariamente até 31 de dezembro de 1995,acrescido de remuneração do capital próprio, encargos financeiros, variações monetá-rias e variações cambiais de empréstimos e financiamentos vinculados às imobiliza-ções em curso, deduzido das depreciações e amortizações acumuladas. A deprecia-ção é calculada pelo método linear por categoria de bem, nos termos da ResoluçãoAneel nº 240/2006. h) Ativos e passivos vinculados a moedas estrangeiras ousujeitos a atualização monetária: Atualizados até a data do balanço, de acordo como regime de competência, com base nas respectivas taxas de câmbio do final do perío-do ou nos índices definidos legal ou contratualmente. i) Imposto de renda e contri-buição social sobre o lucro líquido: Apurados observando-se as disposições dalegislação aplicável, com base no lucro real, ajustado pelas despesas não-dedutíveis,receitas não-tributáveis, consideração de diferenças intertemporais e absorção de pre-juízos fiscais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro tributável.A Companhia registra créditos fiscais sobre prejuízos fiscais, base negativa de contri-buição social e provisões temporariamente não-dedutíveis conforme Deliberação CVMnº 273/1998 e Deliberação CVM nº 371/2000. j) Fornecedores: Inclui obrigações comfornecedores de energia elétrica, encargos de uso da rede, materiais e serviços, ava-liados por valores conhecidos, acrescidos quando aplicável, dos correspondentesencargos incorridos até a data do balanço. k) Plano de aposentadoria: A Companhiapatrocina planos de aposentadoria e pensão a seus empregados. Esses planos foramconstituídos de acordo com as características de benefício definido e contribuição

definida (após 1997). Os custos, contribuições e o passivo atuarial são determina-dos, anualmente, em 31 de dezembro, por atuários independentes, e são apura-dos e registrados de acordo com a Deliberação CVM nº 371/2000. l) Provisãopara contingências: Constituídas com base na opinião de assessores jurídicos,para ações cujo risco de perda é considerado provável e o montante envolvido épassível de ser razoavelmente estimado. m) Empréstimos: Avaliação com basenas variações monetárias, acrescidos dos respectivos encargos, os quais sãoapropriados em despesas financeiras com juros e demais encargos. n)Debêntures: Inclui principal, acrescidos dos respectivos encargos, os quais sãoapropriados em despesas financeiras com juros e variações monetárias. Os cus-tos de transação incorridos na captação destes recursos estão contabilizadoscomo redução do valor justo inicialmente reconhecido de acordo com o CPC nº 08- Custos de Transação e Prêmios na Emissão de Títulos e Valores Mobiliários. o) Demais passivos circulantes e passivos não circulantes: Demonstradospor valores conhecidos ou exigíveis, acrescidos, quando aplicável, das corres-pondentes variações monetárias e cambiais e respectivos encargos incorridos. p) Registro das operações de compra e venda de energia na CCEE: As com-pras (custo de energia comprada) e as vendas (receitas de suprimento de ener-gia) são registradas pelo regime de competência de acordo com informaçõesdivulgadas pela CCEE, entidade responsável pela apuração das operações decompra e venda de energia realizada em seu âmbito. Nos meses em que essasinformações não são disponibilizadas em tempo hábil, os valores são estimadospela Administração da Companhia, utilizando-se de informações disponíveis nomercado, e ajustados posteriormente por ocasião da disponibilidade dessas, pelaCCEE. q) Lucro por ação: Calculado com base no número de ações do capitalsocial integralizado em circulação, na data do balanço.2.3. Normas e interpretações de normas que ainda não estão em vigor - O Comitê de Pronunciamentos Contábeis emitiu e a CVM aprovou ao longo doexercício de 2009 diversos pronunciamentos contábeis alinhados com as NormasInternacionais de Contabilidade (IFRS) emitidas pelo IASB - InternationalAccounting Standards Board, com a vigência para os exercícios sociais iniciadosa partir de 1º de janeiro de 2010 com aplicação retroativa a 2009 para fins de com-parabilidade. A Companhia efetuou avaliação dos pronunciamentos técnicos eorientações já emitidas e concluiu que os pronunciamentos não terão impactorelevante na determinação do resultado e na posição patrimonial e financeira,enquanto continua acompanhando as discussões a respeito da implementaçãodas novas normas. A Companhia não adotou antecipadamente essas normas noexercício findo em 31 de dezembro de 2009.

3. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA

2009 2008Caixa e bancos

Moeda nacional 1.043 5.080Moeda estrangeira 133 126

Aplicações FinanceirasMoeda nacional

Certificado de depósito bancário - CDB 321.673 284.343Fundo de investimento em renda fixa 7.669 –Fundo de investimento exclusivoRenda fixa 42.526 23.122Renda variável 4.229 472Outros valores a pagar/receber (50) (36) 377.223 313.107

As aplicações financeiras correspondem às operações de fundos de investimen-tos de renda fixa, fundo de investimento exclusivo multimercado e certificados dedepósitos bancários, as quais são realizadas com instituições que operam nomercado financeiro nacional e são contratadas em condições e taxas normais demercado, tendo como característica alta liquidez, baixo risco de crédito e remune-ração pela variação do Certificado de Depósito Interbancário - CDI. Os ganhos ouperdas decorrentes de variações no valor justo desses ativos são apresentadosna demonstração do resultado em “Resultado Financeiro” no período em queocorrem.

4. CLIENTES

2009 2008 Não Não Circulante Circulante Circulante Circulante

Clientes de contratos iniciais – – 6.762 –Clientes de contratos bilaterais 40.765 – 37.379 68Clientes de leilão 40.500 – 41.695 –Energia de curto prazo

(MRE/SPOT) 14.695 – 2.297 –RTE - Recomposição

Tarifária Extraordinária 293 2.554 1.594 2.068Provisão p/créditos de

liquidação duvidosa (3.001) (2.554) – (1.158) 93.252 – 89.727 978

As faturas emitidas pela Companhia referentes aos contratos bilaterais são emiti-das com vencimento único no mês seguinte ao do suprimento, enquanto os con-tratos de leilão são desdobrados em três parcelas iguais, com vencimentos nosdias 15 e 25 do mês seguinte ao do suprimento e no dia 5 do segundo mês sub-sequente. A Companhia constituiu provisão para crédito de liquidação duvidosapara Contratos de Compra e Venda de Energia, cujas formas e valores faturadosestão em discussão. A Recomposição Tarifária Extraordinária - RTE tem por fina-lidade fazer frente aos impactos financeiros a que ficou submetida à Companhia,dentre outras empresas do setor, em virtude de despesas com a compra de ener-gia livre no mercado de curto prazo (“Energia Livre”), forçada pela redução dageração de energia elétrica nas usinas participantes do Mecanismo de Realo -cação de Energia - MRE, durante o período do racionamento, ocorrido entre 2001e 2002, implantado em face das condições hidrológicas desfavoráveis e do baixonível de armazenamento dos reservatórios de várias regiões do país. Foi elabora-do, no âmbito do Acordo Geral do Setor Elétrico, pelos agentes do mercado paraequacionar os impactos oriundos do racionamento, Acordo de Reembol so deEnergia Livre, em que está estabelecido o compromisso de ressarcimento pelasdistribuidoras (arrecadadoras da RTE) da Companhia, bem como das demaisempresas afetadas pela compra da energia livre. Os recursos via RTE deveriamser recebidos num prazo médio de 72 meses, conforme determinado pela Reso -lução GCE nº 91/2001, e pela Resolução Aneel nº 31/2004 (vide Nota 22). ACompanhia, nos períodos de 2008 e 2007 baixou respectivamente os valores deR$ 32.827 e de R$ 40.572 anteriormente constantes do saldo de Contas aReceber - Clientes, e também do saldo deProvi são para Créditos de Liquidação

PASSIVO Nota 2009 2008 Circulante Fornecedores 8 34.766 29.961 Salários e encargos sociais 8.997 6.491 Empréstimos 10 128.340 116.006 Debêntures 11 72.895 14.063 Tributos a pagar 5 14.752 17.717 Dividendos a pagar 17.4 102.212 107.710 Provisões 8.505 4.799 Cibacap 12 4.319 2.145 Encargos setoriais 16 25.564 20.673 Outros passivos 2.855 7.269 403.205 326.834 Não circulante Empréstimos 10 362.530 498.828 Debêntures 11 282.183 340.327 Plano de aposentadoria e pensão 13 16.456 20.624 Cibacap 12 4.645 8.459 Encargos de uso da rede - Tusd-g 8 60.815 – Obrigações especiais 15 6.607 6.654 Contingências 14 12.679 11.528 Outros passivos 647 – 746.562 886.420 Patrimônio líquido Capital social 17.1 1.999.138 1.999.138 Reservas de capital 17.2 97.888 97.888 Reservas de lucros 17.3 54.376 44.905 2.151.402 2.141.931Total do passivo 3.301.169 3.355.185

As notas explicativas da Administração são parte integrante das demonstrações financeiras

DEMONSTRAÇÕES DO RESULTADOEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO

(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)

Nota 2009 2008Receita operacional Suprimento de energia elétrica 18.1 885.105 821.182 Outras receitas 264 248 885.369 821.430Deduções à receita operacional ICMS (31.785) (41.245) PIS/COFINS/ISS (65.477) (65.226) P&D (7.833) (7.148) (105.095) (113.619)Receita operacional líquida 780.274 707.811Despesas (receitas) operacionais Pessoal (62.879) (53.899) Material (3.891) (2.698) Serviços de terceiros (37.868) (32.279) Taxa de fiscalização da Aneel (3.737) (3.385) Energia elétrica comprada para revenda 18.2 (2.001) (14.746) Encargos de uso da rede elétrica 18.3 (135.167) (55.059) Compensação financeira pela utilização de recursos hídricos (51.036) (42.558) Depreciação e amortização (120.964) (122.820) Amortização - benefício fiscal do ágio (5.732) (6.048) Outras (16.171) (3.662) (439.446) (337.154)Resultado operacional antes do resultado financeiro 340.828 370.657Resultado financeiro Receitas 19 60.369 45.635 Despesas 19 (124.113) (199.140) (63.744) (153.505)Lucro antes do imposto de renda e contribuição social 277.084 217.152 Imposto de renda e contribuição social Do exercício 5.2 (82.716) (39.355) Diferidos 5.2 (4.951) (29.465)Lucro líquido do exercício 189.417 148.332Ações em circulação no final do exercício (em milhares) 94.433 94.433Lucro líquido por lote de mil ações do capital social no fim do exercício - R$ 2.005,83 1.570,76

As notas explicativas da Administraçãosão parte integrante das demonstrações financeiras

DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXAEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO


2009 2008Atividades operacionais Lucro líquido do exercício 189.417 148.332 Despesas (receitas) que não afetaram as disponibilidades: Depreciação e amortização 120.964 122.820 Baixas do ativo imobilizado/intangível 6.304 1.371 Provisão para créditos de liquidação duvidosa 4.466 (13.109) Provisão de juros sobre empréstimos e financiamentos 94.856 97.084 Provisão para contingências 1.445 1.978 Atualização monetária de contingências fiscais 83 97 Atualização monetária de impostos e contribuições sociais – (400) Variação monetária empréstimos e financiamentos (7.598) 88.894 CVM 371 Fundação Cesp (3.600) (2.298) Clientes (1.068) (4.508) Credores Diversos – 33 Tributos e contribuições sociais 7.599 29.465 412.868 469.759 (Aumento) diminuição de ativos Clientes (5.945) 9.444 Devedores diversos (224) (102) Partes relacionadas (188) – Tributos e contribuições sociais 4.794 15.904 Estoques (11) 3 Depósitos judiciais (8.566) (2.386) Adiantamentos (1.456) (719) Fundos vinculados 6.709 (7.039) Despesas pagas antecipadamente 173 (5.815) Outros créditos (21) 69 (4.735) 9.359 Aumento (diminuição) de passivos Fornecedores 65.620 (20.332) Salários 2.506 (3.266) Plano de aposentadoria e pensão (568) – Tributos e contribuições sociais (2.965) 9.325 Dividendos declarados – 2.918 Obrigações estimadas 3.706 141 Cibacap (1.640) (2.992) Credores diversos (3.768) 4.468 Provisões para contingências (377) (361) Obrigações especiais 7 226 Outras obrigações 4.892 3.859 67.413 (6.014)Caixa originado das atividades operacionais 475.546 473.104 Atividades de investimento Adições no ativo imobilizado (15.152) (16.822) Adições no ativo intangível (300) (520) Outros Investimentos – (162)Caixa aplicado nas atividades de investimentos (15.452) (17.504) Atividades de financiamento Amortização de empréstimos (166.054) (576.727) Debêntures (44.480) 346.083 Dividendos pagos (185.444) (45.557)Caixa aplicado nas atividades de financiamento (395.978) (276.201)Aumento (diminuição) nas disponibilidades 64.116 179.399 Saldo inicial de caixa e equivalentes de caixa 313.107 133.708 Saldo final de caixa e equivalentes de caixa 377.223 313.107Total das variações nas disponibilidades 64.116 179.399


DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADOEXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO


2009 2008Geração do Valor Adicionado Receita operacional 885.369 821.430 Provisão para créditos de liquidação duvidosa (4.466) 13.109 Outros operacionais 4.803 (847) 885.706 833.692Insumos adquiridos de terceiros Materiais (3.891) (2.698) Serviços de terceiros (37.868) (32.279) Energia elétrica comprada para revenda (2.001) (14.746) Encargos de uso da rede elétrica (135.167) (55.059) Outros custos operacionais (12.214) (11.947) (191.141) (116.729)Valor Adicionado Bruto 694.565 716.963 Depreciação e amortização (120.964) (122.820) Amortização - benefício fiscal do ágio (5.732) (6.048)Valor adicionado líquido gerado 567.869 588.095 Receitas financeiras 60.369 45.635Valor adicionado total a distribuir 628.238 633.730Distribuição do valor adicionado Pessoal Salários e encargos 40.708 34.385 Plano de aposentadoria e pensão 969 1.650 Auxílio alimentação 2.400 1.947 Provisão para gratificação (bônus) 6.478 5.543 Convênio assistencial e outros benefícios 3.871 2.179 Participação nos resultados 1.798 1.369 56.224 47.073Governo Federais 159.798 140.871 Estaduais 31.785 41.245 Taxa de fiscalização da Aneel 3.737 3.385 Compensação financeira utilização de recursos hídricos 51.036 42.558 Pesquisa e desenvolvimento 7.833 7.148 Outros 1.341 1.153 255.530 236.360Financiadores Despesas financeiras 124.113 199.140 Aluguéis 2.954 2.825 127.067 201.965Acionistas Reserva legal 9.471 7.417 Ajustes da Lei nº 11.638/07 – 2.979 Dividendos 179.946 137.936 189.417 148.332Valor adicionado total distribuído 628.238 633.730


continua

continuação

continuação



Com pa nhia Aber ta

NOTAS EXPLICATIVAS DA ADMINISTRAÇÃO ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 e 2008(Em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma)

Duvidosa foi revertido para a rubrica de Despe sas com Vendas conforme instruçãoexpressa recebida da Aneel, em conformidade com o Item 16 do Ofício CircularSFF/Aneel nº 2.409/2007, sem prejuízo do direito, que a Companhia se reserva, devir a recuperar o devido recebimento de 100% do valor baixado correspondente àrecomposição de receitas relativas ao período de vigência do ProgramaEmergencial de Redução do Consumo de Ener gia Elétrica. Em dezembro de 2009,a Aneel publicou a Resolução nº 387/2009, estabelecendo a metodologia de cálculodos saldos da Energia Livre e da Perda de Receita, após o encerramento dacobrança da RTE nas tarifas de fornecimento.

5. TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS

2009 2008 Não Não

ATIVO Circulante Circulante Circulante CirculanteIRPJ e CSLL diferidos sobre:

Bases negativas de CSLL – – 4.554 1.640Diferenças temporárias 5.531 4.524 5.189 3.623

IRPJ e CSLL a recuperar 6.549 – 5.670 –PIS e COFINS a compensar 428 – 422 –Benefício fiscal - ágio incorporado 5.441 51.293 5.622 56.844ICMS a Recuperar 298 249 276 2.896ISS 21 – 13 –INSS 39 – 16 –

18.307 56.066 21.762 65.003PASSIVO

IRPJ e CSLL 7.751 – 7.845 –PIS e COFINS 5.782 – 5.807 –ICMS 1.045 – 3.881 –Outros 174 – 184 –

14.752 – 17.717 –A Companhia optou pelo Regime Tributário de Transição - RTT de apuração dolucro real, que trata dos ajustes tributários decorrentes dos novos métodos e crité-rios contábeis introduzidos pela Lei nº 11.638/2007, e pelos arts. 36 e 37 da MedidaProvisória nº 449/08 (convertida na Lei nº 11.941/2009). As alterações introduzidaspela Lei nº 11.638/2007 e Medida Provisória nº 449/2008 (convertida na Lei nº 11.941/2009) que modificam o critério de reconhecimento de receitas, custos edespesas computadas na apuração do lucro líquido do exercício definido no art.191 da Lei nº 6.404/1976, não terão efeitos para fins de apuração do lucro real dapessoa jurídica sujeita ao RTT, devendo ser considerados, para fins tributários, osmétodos e critérios contábeis vigentes em 31 de dezembro de 2007.5.1 Imposto de renda e contribuição social diferidos sobre diferenças tempo-rárias - Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia esgotou sua base negativa decontribuição social (R$ 68.826 em 31 de dezembro de 2008). As diferenças inter-temporais, despesas dedutíveis no futuro, apresentam o montante de R$ 29.574(R$ 25.918 em 31 de dezembro de 2008). A realização do imposto de renda ocor-rerá na medida em que tais valores sejam oferecidos à tributação. Espera-se que55% tornem-se dedutíveis em 2010.5.2 Demonstrações da Apuração do Imposto de Renda e Contribuição Social

2009 2008 Imposto Contrib. Imposto Contrib. Renda Social Renda Social

Lucro antes do IR e CSLL 277.084 277.084 217.152 217.152Alíquota nominal do IRPJ e CSLL 25% 9% 25% 9%IRPJ e CSLL a alíquotasda legislação 69.247 24.938 54.288 19.544

Ajustes para cálculo pela alíquota efetivaAmortização encargo credor

inflacionário (9.772) 882 (9.772) 882Provisão para crédito de

liquidação duvidosa 4.466 4.466 (46.230) (46.230)Ágio (11.300) (11.127) (11.923) (11.741)Despesas indedutíveis 8.283 7.331 6.623 4.445Utilização de base negativa de CSLL – (69.011) (41.053) (50.171)Outros (7.450) (7.450) 2.340 2.340

Base de cálculo tributável 261.311 202.175 117.137 116.677Alíquota aplicável 25% 9% 25% 9%

IRPJ e CSLL no resultado do exercício 65.304 18.196 29.284 10.501Ajustes de IRPJ e CSLL de

anos anteriores 154 297 – –Incentivos fiscais

Lei Rouanet e Fundo da Criança (1.172) – (298) –Inovação tecnológica

- Lei nº 11.196/05 (59) (4) (97) (35)IRPJ e CSLL correntes 64.227 18.489 28.889 10.466

2009 2008 Imposto Contrib. Imposto Contrib. Renda Social Renda Social

Movimentação das diferenças temporárias (3.656) (3.841) 43.240 43.240Utilização de prejuízo fiscal – – 41.053 –Utilização de base negativa – 69.011 – 50.004

Base de cálculo tributável (3.656) 65.170 84.293 93.244Alíquota aplicável 25% 9% 25% 9%IRPJ e CSLL diferidos (914) 5.865 21.073 8.3925.3 Programa de recuperação fiscal - Refis: Em novembro de 2009, aCompanhia aderiu ao Programa de Recuperação Fiscal, instituído pela Lei nº11.941/2009 e pela Medida Provisória nº 470/2009, visando equalizar e regularizaros passivos fiscais por meio de um sistema especial de pagamento de suas obriga-ções fiscais e previdenciárias.

2009 Principal atualizado Juros Total

Contribuição previdenciária patronal dirigentes 103 42 145Impostos compensados com crédito indeferido

IRPJ Estimativa Mensal 1.412 277 1.689CSLL Estimativa Mensal 754 140 894PIS/COFINS 638 116 754IRRF serviços de terceiros 2 1 3

2.909 576 3.485As condições gerais dessa adesão podem ser assim resumidas: a. Pagamento efe-tuado à vista; b. Abrangência dos débitos pagos; c. O ganho correspondente àredução dos juros, multas de mora e de ofício foi de R$ 1.075; e d. Como conse-quência da adesão ao Refis, a Companhia obriga-se a desistência das ações judi-ciais e renuncia a qualquer alegação de direito sobre a qual se funda as referidasações, sob pena de imediata perda dos benefícios anteriormente mencionados.5.4 Benefício fiscal - Ágio incorporado: O montante de ágio absorvido pelaCompanhia, em razão da incorporação da Duke Energia do Sudeste Ltda. (“DukeSudeste”), teve como fundamento econômico a expectativa de resultados futuros eserá amortizado até 2030, conforme estipulado pela Resolução Aneel nº 28/2002,baseado na projeção de resultados futuros, elaborada por consultores externosnaquela data. A Companhia constituiu provisão para manter a integridade do patri-mônio, cuja reversão neutralizará o efeito da amortização do ágio no balanço patri-monial; segue sua composição:

2009 2008 Ágio ProvisãoValor LíquidoValor Líquido

Saldos oriundos da incorporação 305.406 (201.568) 103.838 103.838Realização (138.527) 91.423 (47.104) (41.372)Saldos no final do período 166.879 (110.145) 56.734 62.466

Parcela do ativo circulante 5.441 5.622Parcela do ativo não circulante 51.293 56.844

De acordo com o requerido na Instrução CVM nº 349/2001, para fins de apresenta-ção das demonstrações financeiras, o valor líquido correspondente ao benefício fis-cal, acima descrito, está sendo apresentado no ativo circulante e no ativo não circu-lante, nesta rubrica, conforme a expectativa de sua realização. Na forma prevista pela regulamentação da CVM, não há efeitos no resultado noperíodo conforme demonstrado a seguir:

2009 2008Amortização do ágio (16.860) (17.790)Reversão da provisão 11.238 11.742Benefício fiscal 5.622 6.048Efeito líquido no período – –

6. ATIVO IMOBILIZADO

a) Composição 2009 2008 Taxas de Depreciação Valor Valor Depreciação/ Custo Acumulada Líquido Líquido AmortizaçãoEm serviçoSoftware – – – 6.983 20%Terrenos 210.997 – 210.997 210.997 –Reservatórios, barragens e adutoras 2.455.945 (1.204.910) 1.251.035 1.294.531 2%Edificações, obras civis e benfeitorias 1.135.000 (590.596) 544.404 572.125 2% a 4%Máquinas e equipamentos 1.230.364 (567.772) 662.592 690.085 2,5% a 8,3%Veículos 6.023 (2.505) 3.518 3.291 20%Móveis e utensílios 7.358 (3.865) 3.493 3.803 10%

5.045.687 (2.369.648) 2.676.039 2.781.815Em cursoSoftware – – – 2.135Reservatórios, barragens e adutoras – – – 5.494Edificações, obras civis e benfeitorias 80 – 80 238Máquinas e equipamentos 9.468 – 9.468 13.344Móveis e utensílios 512 – 512 703 10.060 – 10.060 21.914Terrenos 4.067 – 4.067 4.067Veículos 331 – 331 105 5.060.145 (2.369.648) 2.690.497 2.807.901(–) Obrigações vinculadas à concessão (6.713) 106 (6.607) (6.654) 5.053.432 (2.369.542) 2.683.890 2.801.247b) Movimentação do ativo imobilizado Imobilizado Valor líquido Valor líquido em 31/12/2008 Adições Deprec. Baixas Transf. Reclass. em 31/12/2009Terrenos 215.064 – – – – – 215.064Reservatórios, barragens e adutoras 1.300.025 – (50.695) (48) 1.753 – 1.251.035Edificações, obras civis e benfeitorias 572.363 428 (29.349) (83) 1.125 – 544.484Máquinas e equipamentos 703.429 9.731 (35.072) (3.903) (2.496) 371 672.060Veículos 3.396 3.365 (1.029) (1.883) – – 3.849Móveis e utensílios 4.506 947 (716) (387) (345) – 4.005Software 9.118 681 (1.937) – (37) (7.825) – 2.807.901 15.152 (118.798) (6.304) – (7.454) 2.690.497(–) Obrigações vinculadas à concessão (6.654) (7) 54 – – – (6.607) 2.801.247 15.145 (118.744) (6.304) – (7.454) 2.683.8906.1 Taxas de depreciação: A Companhia utiliza taxas de depreciação por categoria de bem, conforme Resolução Aneel nº 240/2006. A Companhia registra sua depreciaçãode acordo com as taxas determinadas pela Aneel, por entender que tem direito à indenização do valor residual dos bens no final da concessão ou da autorização, com baseem seu entendimento e no parecer legal dos seus assessores jurídicos, independentemente se são integrantes do Projeto Original e/ou Projeto Básico (vide Nota 6.5).6.2 Bens vinculados à concessão: De acordo com o inciso XI da cláusula sexta do contrato de concessão, é vedada à Companhia alienar ou ceder a qualquer título os bense instalações considerados servíveis à concessão sem a prévia e expressa autorização da Aneel. A Resolução Aneel nº 20/1999, que regulamenta a desvinculação de bensdas concessões do Serviço Público de Energia Elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação.6.3 Contratos de Concessão: Em 22 de setembro de 1999, a Companhia e a Aneel assinaram o contrato de Concessão de Geração nº 76/1999, que regula as concessõesde Uso do Bem Público para geração de energia elétrica, outorgadas pelo Decreto s/nº de 20/1999. O contrato concede à Companhia o direito de produção e comercializaçãode energia elétrica na condição de produtor independente, deixando, a partir daquela data, de recolher a Reserva Global de Reversão - RGR, para contribuir com uma taxa deUso de Bem Público, por um período de 5 anos. O prazo de duração da concessão e do contrato é de 30 anos a partir da data de assinatura do mesmo, podendo ser renovadopor período adicional de 20 anos. Em 14 de janeiro de 2000, a Aneel, através da Resolução nº 14, homologou o 6º Termo aditivo ao contrato de constituição do ConsórcioCanoas, tendo como partes a Companhia, como produtora independente de energia elétrica, e a Companhia Brasileira de Alumínio - CBA. Tal contrato prevê que 50,3% daenergia gerada serão disponibilizados à CBA e os 49,7% restantes pertencerão à Companhia. Eventuais sobras de energia não utilizadas pela CBA devem ser absorvidas, semônus, pela Companhia. Reciprocamente, em regime normal de operação, quando a geração for inferior ao estabelecido contratualmente, a diferença será complementada, semônus, pela Companhia. O contrato de concessão tem prazo de vigência de 35 anos a partir da data de assinatura do mesmo, podendo ser renovado por período adicional de20 anos. Concessões em 31/12/2009Contrato de EnergiaConcessão Potência Assegurada Início da VencimentoAneel * Usina Tipo UF Rio Instalada (MW) ** (MW médio) *** Concessão Concessão76/1999 Jurumirim UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 98 47 22/09/1999 21/09/202976/1999 Chavantes UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 414 172 22/09/1999 21/09/202976/1999 Salto Grande UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 74 55 22/09/1999 21/09/202976/1999 Capivara UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 640 330 22/09/1999 21/09/202976/1999 Taquaruçu UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 554 201 22/09/1999 21/09/202976/1999 Rosana UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 372 177 22/09/1999 21/09/2029183/1998 Canoas I UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 83 57 30/07/1998 29/07/2033183/1998 Canoas II UHE - Hidrelétrica SP Paranapanema 72 48 30/07/1998 29/07/2033 2.307 1.087* Pelo Contrato de Concessão nº 183/1998, os aproveitamentos hidrelétricos das Usinas Canoas I e Canoas II são compartilhados por meio do consórcio entre a Companhiae a CBA, que têm direito a 49,7% e 50,3% respectivamente da energia gerada. ** Valores definidos nos Contratos de Concessão de Geração nºs 76/1999 e 183/1998. *** Valores definidos na Resolução Aneel nº 453/1998.

6.4 Expansão 15%: A Companhia, por meio do Edital de Privatização nºSF/001/1999 do Estado de São Paulo, refletido na cláusula de obrigações doContrato de Concessão nº 76/1999, comprometeu-se, no prazo máximo de oito anos(a contar de setembro de 1999), e respeitadas as restrições regulamentares, a: (i)aumentar a sua capacidade instalada no Estado de São Paulo em 15%, ou 322,7MW; ou (ii) contratar esse mesmo montante de energia proveniente de novosempreendimentos construídos no referido Estado, por prazo superior a cinco anos.Apesar dos esforços da Companhia, não foi possível cumprir com tais obrigações,seja por razões regulatórias supervenientes à assinatura do Contrato de Concessãonº 76/1999, ou impossibilidade técnica e física de expansão da capacidade de gera-ção no Estado de São Paulo. A Companhia está envolvida em tratativas com aAneel, com o Governo de São Paulo e com o Ministério Público Federal a respeitodo assunto desde 2004. Adicionalmente, a Companhia - em conjunto com a empresaAES Tietê S.A., a Aneel, a Fazenda Pública do Estado de São Paulo e a UniãoFederal - figura como ré em ação popular ajuizada por Wilson Marques de Almeidae outros cidadãos, com o objetivo de aplicação das penalidades expressas nas cláu-sulas 9ª, 10ª e 11ª do Contrato de Concessão, baseado no descumprimento dessaobrigação de expansão da capacidade produtiva. A Companhia apresentou suadefesa dentro do prazo legal, em 29 de setembro de 2008. Pela avaliação dos asses-sores legais da Companhia, responsáveis por esse processo, a chance daCompanhia ser penalizada de acordo com o estabelecido no Contrato de Concessãofoi considerada possível. De acordo com o Despacho nº 3.168/2008, a Aneel concor-dou em não incluir cláusula de prorrogação do prazo de cumprimento da obrigaçãode expansão no Contrato de Concessão da Companhia, por entender que a obriga-ção estabelecida no edital de privatização vincula o alienante do controle societário(ou seja, o Estado de São Paulo) e não o Poder Concedente Federal. Portanto, oassunto continua em análise pela Procuradoria do Estado de São Paulo. Em 16 dejulho de 2009, a Companhia recebeu uma Notificação do Estado de São Paulo soli-citando que comprovasse as providências adotadas para cumprimento da obrigaçãode expansão da sua capacidade instalada de geração no Estado de São Paulo em,no mínimo, 15% conforme o Edital de Privatização da Companhia e o Contrato deCom pra e Venda de Ações celebrado com o Estado de São Paulo. A Companhiaapresentou sua resposta em 17 de julho de 2009 e já apresentou Contra Notificaçãocontrapondo as alegações aduzidas pelo Estado de São Paulo, nos termos da Noti -ficação Judicial, esclarecendo que desde 2000 vem envidando esforços para o cum-primento de tal obrigação e, a despeito da superveniência do Novo Modelo, continuaestudando oportunidades de investimento no Estado de São Paulo.6.5 Recuperações dos Valores dos Ativos: O valor recuperável dos ativos é cal-culado anualmente com base na metodologia aplicada pelo pronunciamento técnicoCPC 01 - Redução ao Valor Recuperável de Ativos. Com base no fluxo de caixa des-contado e considerando os valores de livros dos ativos reversíveis, não foram iden-tificados indícios de perda dos valores dos ativos.

7. INTANGÍVEL

O saldo em 31 de dezembro de 2009 é constituído principalmente por direitos de usode software e pela Utilização de Bem Público - UBP. Valor Líquido Amorti- Valor Líquido em 31/12/2008 Adições Reclass.* zações em 31/12/2009Software – 138 7.454 (384) 7.208Utilização do Bem Público - UBP 38.872 162 – (1.837) 37.197 38.872 300 7.454 (2.221) 44.405Em novembro de 2009 a Companhia reclassificou R$ 7.454 do imobilizado para ointangível referente a Softwares administrativos.

8. FORNECEDORES

2009 2008 Não Não Circulante Circulante Circulante Circulante

Suprimento de energia elétrica 128 – 1.695 –Materiais e serviços 6.206 – 4.514 –Encargos de uso da rede elétrica

Tust 7.061 – 8.016 –Tusd-g 21.357 60.815 15.723 –

Encargos de conexão 14 – 13 – 34.766 60.815 29.961 –

A rubrica de suprimento de energia elétrica refere-se ao processo de compra deenergia via sistema MRE e Spot. A rubrica de materiais e serviços engloba a comprade materiais e serviços contratados. Encargos de uso da rede elétrica: A Aneelregula as tarifas que regem o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão. Astarifas devidas pela Companhia são: (i) Tarifas de Uso de Sistema de Transmissão -Tust; (ii) Tarifas de Uso do Sistema de Distribuição Aplicáveis Unidades GeradorasConectadas aos Sistemas de Distribuição - Tusd-g; e (iii) encargos de conexão. A Companhia atualmente discute judicialmente a revisão dos valores a serem pagospor conta da Tusd-g, pelo entendimento de que as Demais Instalações deTransmissão - DITs e os Transformadores de Fronteira integram o sistema de trans-missão e que a tarifa por remunerar estes ativos do sistema de transmissão deve sercalculada com base na diretriz do sinal locacional. Em setembro de 2008 aCompanhia ajustou o valor registrado por uma melhor estimativa de cálculo combase em estudos técnicos elaborados pela USP. De acordo como o parecer dosassessores jurídicos da Companhia, as chances de êxito nesta discussão são pos-síveis. Em dezembro de 2008, o Ilmo. Sr. Dr. Diretor-Geral da Aneel, contatou aCompanhia com proposta de acordo com vistas à solução extrajudicial da discussãoque envolve os valores da Tusd-g. Tal acordo, em síntese, seria realizado nos

seguintes termos: (i) Companhia pagaria à Elektro e à Vale Paranapanema (empre-sas de distribuição cujas instalações são remuneradas pela Tusd-g devida pelaCompanhia) os valores da Tusd-g relativos aos períodos de julho de 2004 a junho de2009, conforme calculado de acordo com a metodologia do selo postal; (ii) referidopagamento poderia ser parcelado em 36 meses, contados a partir de janeiro de2009, sem a incidência de multa; (iii) o acordo seria formalizado por meio da assina-tura dos Contratos de Uso do Sistema de Distribuição - Cusd em janeiro de 2009; e(iv) a Aneel publicaria em julho de 2009 resolução com nova metodologia de cálculopara a Tusd-g com base na diretriz legal do sinal locacional. Visto que a proposta detal acordo não alterou em nada a situação fática e jurídica questionada judicialmentepela Companhia, a Companhia não aceitou a proposta realizada pela Aneel. No finalde janeiro de 2009, a Aneel conseguiu suspender os efeitos da Decisão da TutelaAntecipada obtida pela Companhia em julho de 2008 até o julgamento do recurso deAgravo de Instrumento promovido pela Aneel. No início de fevereiro de 2009, aCompanhia apresentou pedido de reconsideração e contraminuta ao Agravo deInstrumento da Aneel. Ainda em fevereiro de 2009 o pedido de reconsideração daCompanhia foi negado e atualmente aguarda-se o julgamento final do agravo. No iní-cio de março de 2009, a Companhia recebeu, Termo de Notificação nº 141/09-SFGemitido pela Aneel, o qual aponta que a Companhia (i) não firmou os Cusd com asconcessionárias de distribuição cujas instalações são remuneradas pela Tusd-gdevida por ela; e (ii) não pagou o passivo da Tusd-g acumulado de julho de 2004 ajunho/2007. Em 23 de março de 2009 a Companhia apresentou defesa ao termo denotificação emitida pela Aneel. No entanto, a manifestação da Companhia não foiacolhida e, em 1º de abril de 2009, a Aneel lavrou um Auto de Infração nº 014/09-SFG contra a Companhia em razão do não cumprimento ao disposto no Termo deNotificação. A Companhia apresentou defesa ao Auto de Infração em 13 de abril de2009. Em 26 de maio de 2009, foi publicado o Despacho Aneel nº 1.932/2009 man-tendo a integralidade da multa imposta contra a Companhia. Em 23 de junho de2009, a Companhia ajuizou Mandado de Segurança para suspender a cobrança damulta. A liminar em favor da Companhia foi concedida em 29 de junho de 2009. Em17 de março de 2009, a Companhia protocolou petição para dar conhecimento aojuízo da edição da Resolução Normativa Aneel nº 349/2009, que configura fato novoreconhecendo o próprio pedido da Companhia, eis que adota como nova metodolo-gia de cálculo para a Tusd-g o sinal locacional para vigorar a partir de 1º de julho de2009. Na mesma oportunidade, a Companhia requereu o julgamento antecipado dalide. Em 15 de junho de 2009, o juiz proferiu despacho determinando, entre outros,que a Aneel, Elektro e Vale do Paranapanema se manifestassem sobre a petição daCompanhia. Até o momento, não houve a publicação deste despacho. Em 23 dejunho de 2009, a Companhia apresentou petição nos autos da Ação Ordinária reque-rendo o depósito judicial dos valores da Tusd-g, para se evitar a difícil reversibilidadedo pagamento diretamente às distribuidoras, e a determinação judicial de que osCusd com a Elektro e a Vale Paranapanema sejam considerados como assinadosaté 30 de junho de 2009 para todos os fins de direito, inclusive, mas não se limitando,ao cumprimento da obrigação regulatória estabelecida nos §§ 4º c/c 6º do Art. 4º daResolução Homologatória Aneel nº 497/2007. Em 29 de junho de 2009, o juiz profe-riu decisão para: (i) indeferir o pedido de depósito judicial, sob o fundamento de quenão seria possível mitigar ou obstar os efeitos resguardados pelo Agravo deInstrumento da Aneel (com a suspensão dos efeitos da decisão de tutela antecipadaanteriormente conferida à Companhia); e (ii) deferir o pedido para reconhecer comoassinado os Cusd da Companhia com as distribuidoras, sob o fundamento de que aassinatura dos Cusd com a confissão de dívida equivaleria ao reconhecimento deimprocedência do pedido da Companhia na Ação Ordinária, sem prejuízo de que ocorrespondente pagamento seja efetivamente observado, em consonância com os§§ 5º e 6º, do Art. 4º, da Resolução nº 497/2007. Desta forma, diante da obrigaçãode pagar tais valores, em 30 de junho de 2009, a Companhia reconheceu em seuresultado o montante de R$ 71.262 (R$ 59.311 registrado na rubrica Encargos doUso da Rede Elétrica e R$ 11.951 registrado na rubrica Despesas Financeiras),sendo, R$ 30.534 no Passivo Circulante e R$ 40.728 no Passivo Não Circulante,ajustando o valor registrado ao montante estabelecido pela ResoluçãoHomologatória Aneel nº 497/2007, respeitando decisão proferida em 29 de junho de2009. Segundo o parecer dos assessores jurídicos da Companhia, as chances deêxito na Ação Ordinária não são alteradas em razão do indeferimento da petição dedepósito, permanecendo classificadas como possíveis. Em 30 de julho de 2009 aCompanhia recebeu os Ofícios Aneel nº 203/2009 e nº 204/2009, informando a ciên-cia da decisão solicitando às Distribuidoras Elektro e EDEVP, respectivamente, queefetuem o faturamento dos encargos de uso relativos à Companhia. Em agosto, o tri-bunal de apelação decidiu em favor da Companhia autorizar os depósitos judiciaisdos montantes relativos à diferença entre as tarifas calculadas em conformidadecom a Resolução Aneel nº 349/2009 e Resolução nº 497/2007. Desta forma, aCompanhia reclassificou o montante de R$ 40.727 do Circulante para o NãoCirculante. O saldo em 31 de dezembro de 2009 de Depósitos Judiciais relativos àdecisão supra mencionada é de R$ 5.116.

9. PARTES RELACIONADAS

a) Transações e saldos: A Companhia possui contrato de compartilhamento dedespesas com a coligada DEB - Pequenas Centrais Hidrelétricas Ltda. O valor esti-mado deste contrato para o ano de 2009 é de R$ 2.260, cujo saldo a receber em 31 de dezembro de 2009 é de R$ 188. Adicionalmente, a Duke Energy InternationalBrasil Ltda. forneceu garantias para clientes da Companhia no montante de R$ 50.078. As demais transações relevantes com Partes Relacionadas referem-se àdistribuição dos dividendos e de equivalência patrimonial. b) Remuneração do pes-soal-chave da Administração: Foi aprovada em Assembleia Geral Ordinária, reali-zada em 20 de abril de 2009, re-ratificada em Assembleia Geral Extraordinária de 10 de março de 2010, o valor da remuneração anual da Administração da

continua

continuação



Com pa nhia Aber ta


Aneel. Taxa de Fiscalização do Serviço de Energia Elétrica: A Taxa deFiscalização de Serviços de Energia Elétrica - TFSEE foi instituída pela Lei nº9.427/1996, e equivale a 0,5% do benefício econômico anual auferido pela con-cessionária, permissionária ou autorizado do serviço público de energia elétrica.O valor anual da TFSEE é estabelecido pela Aneel com a finalidade de constituirsua receita e destina-se à cobertura do custeio de suas atividades. A TFSEE fixa-da anualmente é paga mensalmente em duodécimos pelas concessionárias. Suagestão fica a cargo da Aneel. Pesquisa e Desenvolvimento - P&D: De acordocom a Lei nº 9.991/2000, o art. 24 da Lei nº 10.438/2002, e o art. 12 da Lei nº10.848/2004, as empresas concessionárias ou permissionárias de serviço públicode distribuição, geração ou transmissão de energia elétrica, assim como as auto-rizadas à produção independente de energia elétrica, exceto aquelas que geramenergia exclusivamente a partir de pequenas centrais hidrelétricas, biomassa,cogeração qualificada, usinas eólicas ou solares, devem aplicar, anualmente, umpercentual mínimo de sua receita operacional líquida em projetos de Pesquisa eDesenvolvimento Tecnológico do Setor de Energia Elétrica - P&D, segundo regu-lamentos estabelecidos pela Aneel. Conforme Art. 2º da Lei nº 9.991/2000, asconcessionárias de geração e empresas autorizadas à produção independente deenergia elétrica ficam obrigadas a aplicar, anualmente, o montante de, no mínimo,um por cento de sua receita operacional líquida em pesquisa e desenvolvimentodo setor elétrico. A Resolução Normativa nº 233/2006, que entrou em vigor em 1ºde janeiro de 2007, estabeleceu em seu Art. 2º que o fato jurídico necessário esuficiente para a constituição das obrigações legais referidas em seu Art. 1º é oreconhecimento contábil, por parte das concessionárias e permissionárias, bemcomo pelas autorizadas à produção independente de energia elétrica dos itens daReceita Operacional, elencados no Art. 3º, § 1º desta Resolução. Em atendimentoao Ofício Circular SFF/Aneel nº 2.409/2007, a Companhia tem apresentado osgastos com Pesquisa e Desenvolvimento no grupo das deduções da receita bruta.Em fevereiro de 2009 foi pago o montante de R$ 5.352 ao Fundo Nacional deDesenvolvimento Científico e Tecnológico - FNDCT e ao MME, referente ao perío-do de apuração de outubro de 2007 a dezembro de 2008. A partir do exercício de2009, a metodologia de pagamento foi alterada, passando a ser feito mensalmen-te no segundo mês subseqüente ao mês de apuração. Juros sobre ReservaGlobal de Reversão - RGR: A RGR é um encargo do setor elétrico pago mensal-mente pelas empresas concessionárias de geração, transmissão e distribuição deenergia elétrica, com a finalidade de prover recursos para reversão e/ou encam-pação, dos serviços públicos de energia elétrica. Tem, também, destinação legalpara financiar a expansão e melhoria desses serviços, bem como financiar fontesalternativas de energia elétrica tais como aqueles constantes do Programa deIncentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica - Proinfa, para estudos deinventário e viabilidade de aproveitamentos de novos potenciais hidráulicos, epara desenvolver e implantar programas e projetos destinados ao combate aodesperdício e uso eficiente da energia elétrica. Seu valor anual equivale a 2,5%dos investimentos efetuados pela concessionária em ativos vinculados à presta-ção do serviço de eletricidade, limitado a 3% de sua receita anual. O GovernoFederal passou a cobrar uma remuneração dos Produtores Independentes pelouso dos recursos hidrológicos, exceto as PCHs, semelhante à remuneraçãocobrada de empresas do setor público em relação à RGR.

17. PATRIMÔNIO LÍQUIDO

17.1 Capital Social: O capital social autorizado da Companhia é de R$ 2.355.580, sendo R$ 1.220.426 em ações ordinárias e R$ 1.135.154 em açõespreferenciais, todas nominativas escriturais e sem valor nominal. O capital socialsubscrito e integralizado é de R$ 1.999.138, dividido em 94.433.283 (noventa equatro milhões, quatrocentas e trinta e três mil, duzentas e oitenta e três) ações,sendo 34.590.819 (trinta e quatro milhões, quinhentas e noventa mil, oitocentas edezenove) ações ordinárias e 59.842.464 (cinquenta e nove milhões, oitocentas equarenta e duas mil, quatrocentas e sessenta e quatro) preferenciais, todas nominativas escriturais, sem valor nominal. Posição Acionária em 31/12/2009 em milhares de ações Prefe-Acionistas Ordinárias % renciais % Total %Duke Energy Internat.,Brasil Ltda. 33.838 97,82 54.885 91,72 88.723 93,95

Duke Energy Internat.,Brazil Holdings Ltd. – – 735 1,23 735 0,78

Cia. Metropolitanode São Paulo – – 1.324 2,21 1.324 1,40

Demais pessoasfísicas e jurídicas 753 2,18 2.898 4,84 3.651 3,87 34.591 100,00 59.842 100,00 94.433 100,00As ações preferenciais possuem as seguintes características:i. prioridade de reembolso no capital, sem direito a prêmio no caso de liquida-

ção da sociedade;ii. dividendo prioritário, não cumulativo, de 10% a.a. calculado sobre o capital

próprio a esta espécie de ações;iii. direito de serem incluídas na oferta pública de alienação de controle, nas

condições previstas no Art. 254-A da Lei nº 6.404/1976;iv. direito de indicar um membro do Conselho Fiscal, e respectivo suplente,

escolhidos pelos titulares das ações, em votação em separado;v. direito de participar dos aumentos de capital, decorrentes da capitalização de

reservas e lucros, em igualdade de condições com as ações ordinárias;vi. não terão direito a voto e serão irresgatáveis, enquanto cada ação ordinária

nominativa terá direito a 1 (um) voto nas deliberações das AssembleiasGerais.

17.2 Reservas de Capital 2009 2008

Ágio na subscrição de ações 468 468Conta Cisão (6.418) (6.418)Ágio na incorporação de sociedade controladora 103.838 103.838

97.888 97.888Ágio na Incorporação de Sociedade Controladora - De acordo com a InstruçãoCVM nº 319/1999 e Resolução Aneel nº 28/2002, a Duke Energy International,Geração Paranapanema S.A. foi autorizada a realizar a incorporação de sua con-troladora Duke Energia do Sudeste Ltda., nos termos do Laudo de Avaliação daconsultoria Ernst & Young Auditores Independentes S/C.17.3 Reservas de Lucros

2009 2008Reserva legal 48.775 39.304Reserva estatutária 5.601 5.601

54.376 44.905A Reserva Legal tem por objetivo assegurar a integridade do capital social daCompanhia, nos moldes do Art. 193 da Lei nº 6.404/1976. A Reserva Estatutáriarefere-se ao valor oriundo da cisão da CESP. A Assembleia Geral Ordinária eExtraordinária do dia 29 de abril de 2000 alterou o Estatuto Social da Companhiae deliberou pela eliminação da obrigatoriedade de constituir essa reserva a partirdaquela data.17.4 DividendosDestinação do lucro líquido do exercício

2009 2008Lucro líquido do exercício 189.417 148.332

Constituição da reserva legal (9.471) (7.417)Ajustes da Lei nº 11.638/2007 – (2.979)

Lucro líquido ajustado 179.946 137.936Dividendos intermediários (78.050) (30.500)Dividendos propostos (101.896) (107.436)

– –Composição de dividendos a pagarDividendos em custódia 316 274Dividendos prospostos 101.896 107.436

102.212 107.710De acordo com o Estatuto Social da Companhia, a distribuição dos resultadosapurados em 30 de junho e 31 de dezembro de cada ano far-se-á semestralmen-te, em Assembleia Geral, ou em períodos inferiores, caso o Conselho deAdministração delibere a distribuição de dividendos trimestrais ou intermediários.Caberá à Assembleia Geral deliberar, até 31 de outubro de cada ano, sobre a dis-tribuição de dividendos baseados nos resultados apurados no balanço semestralde 30 de junho, conforme estipulado no Estatuto Social, respeitado o disposto noparágrafo 3º do Art. 205 da Lei 6.404/1976. O Conselho de Administração poderádeliberar a distribuição de dividendos trimestrais, com base em balanço especiallevantado para esse fim, desde que o total dos dividendos pagos em cada semes-tre civil não exceda o montante das reservas de capital de que trata §1º do Art.182 da Lei 6.404/1976. Mediante deliberação do Conselho de Administração,poderão ser declarados dividendos intermediários à conta de lucros acumuladosou de reserva de lucros existentes no último balanço anual ou semestral já apro-vado pela Assembleia Geral. Antes da distribuição dos dividendos serão deduzi-dos 5% (cinco por cento) para constituição da reserva legal, até o limite de 20%(vinte por cento) do capital social. Após a dedução para a reserva legal, os lucroslíquidos distribuir-se-ão na seguinte ordem:i. dividendo de 10% (dez por cento) ao ano às ações preferenciais, a ser ratea-

do igualmente entre elas, calculado sobre o capital próprio a esta espécie deações;

ii. dividendo de até 10% (dez por cento) ao ano às ações ordinárias, a ser ratea-do igualmente entre elas, calculado sobre o capital próprio a esta espécie deações; e

iii. distribuição do saldo remanescente às ações ordinárias e preferenciais, emigualdade de condições.

Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 30 de outubro de 2009, resul-tou aprovada, por maioria dos votos dos presentes, a proposta do Conselho deAdministração da Companhia aprovada em reunião realizada em 13 de agosto de2009 acerca da distribuição dos dividendos intermediários no montante de R$ 78.050 a ser debitado integralmente à conta de lucro líquido do respectivoexercício, e alocado às ações preferenciais à razão de R$ 1,304257792 por ação,

Companhia no montante global de até R$ 8.250 para 2009, sendo distribuído daseguinte forma: (i) R$ 1.500 para o Conselho de Administração; (ii) R$ 6.500 para aDiretoria e (iii) R$ 250 para o Conselho Fiscal. O valor de remuneração do ConselhoFiscal no ano de 2009 foi de R$ 217. Segue abaixo detalhe da remuneração doConselho de Administração e Diretoria:

2009 2008Salários e encargos 4.594 5.331Indenizações 416 142Honorários de diretoria 54 59Participação nos lucros 133 146Bônus 962 838Planos de aposentadoria e pensão 171 200Pró-labore 362 475

6.692 7.191

10. EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS

10.1 Eletrobrás 2009 2008

Moeda Não NãoNacional Circulante Circulante Total Circulante Circulante TotalEletrobrás 128.340 362.530 490.870 116.006 498.828 614.834Contrato de financiamento junto à Eletrobrás - Centrais Elétricas Brasileiras S.A.,originário do repasse de energia de ITAIPU/FURNAS, que prevê atualização combase na variação do IGP-M, acrescida de juros de 10% ao ano, vencível mensal-mente, com término para 15 de maio de 2013, tendo como garantia para recebimen-to os valores vencidos e não pagos da receita de suprimento de energia elétrica.Este contrato foi parcialmente amortizado em 2008 com os recursos obtidos naemissão das debêntures.10.2 Programa de Amortização - Principal e Encargos Não Circulante 2011 2012 2013 TotalEletrobrás 139.516 154.125 68.889 362.530

11. DEBÊNTURES

Em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 1º de setembro de 2008, os acio-nistas aprovaram captação de recursos, através da distribuição pública de 34.089(trinta e quatro mil e oitenta e nove) debêntures simples, não conversíveis em ações,da espécie quirografária, em duas séries, todas nominativas e escriturais, da primei-ra emissão para distribuição pública da Companhia. Os recursos líquidos, obtidos dacaptação dos R$ 340.890 (trezentos e quarenta milhões, oitocentos e noventa milreais) foram integralmente destinados para o pré-pagamento parcial do saldo deve-dor do contrato de empréstimo que a Companhia tem com a Eletrobrás. Os custosde transação incorridos na captação estão contabilizados como redução do valorjusto inicialmente reconhecido de acordo com o CPC nº 08. A Companhia está emconformidade com todas as cláusulas restritivas (covenants) previstas na escrituradas Debêntures em 31 de dezembro de 2009, tais como:i. Índice entre a Dívida Líquida (endividamento oneroso total menos caixa e equi-

valentes de caixa) e o Ebitda (Lucro antes dos Juros, Impostos, Depreciação eAmortização nos últimos 12 meses) não poderá ser superior a 3,2;

ii. Índice entre o Ebitda e o Resultado Financeiro (diferença entre ReceitasFinanceiras e Despesas Financeiras ao longo dos últimos 12 meses) não pode-rá ser inferior a 2,0;

iii. Descumprimento, pela Companhia, de qualquer obrigação pecuniária ou nãopecuniária (inclui covenants não financeiros) estabelecida na escritura dasDebêntures;

iv. Cross-Default. Vencimento antecipado ou inadimplemento no pagamento dequaisquer outras obrigações financeiras, de forma agregada ou individual, con-traídas pela Emissora, no mercado local ou internacional num valor superior aR$ 30 milhões;

v. Alteração no controle acionário direto ou indiretamente da Companhia, sem quetenha sido previamente aprovada pelos debenturistas reunidos em Assembleiaespecialmente convocada para esse fim;

vi. Liquidação, dissolução, cisão ou qualquer forma de reorganização societáriaenvolvendo a Companhia, que possam, de qualquer forma, vir a prejudicar ocumprimento das obrigações decorrentes da escritura das Debêntures;

vii. Requerer recuperação judicial ou extrajudicial ou tê-las deferidas; ter pedido deautofalência ou declaração de falência da Emissora; e

viii. Outros eventos detalhados na escritura de emissão das Debêntures.a) ComposiçãoA emissão foi realizada em duas séries, sendo que a primeira série é composta por24.976 debêntures, com valor nominal unitário de R$ 10 e prazo de vencimento em5 (cinco) anos. A segunda série é composta por 9.113 debêntures, no valor nominalunitário de R$ 10 e prazo de vencimento de 7 (sete) anos.Os juros remuneratórios das debêntures da primeira série correspondem à variaçãodo CDI, acrescidos de juros de 2,15% a.a. As debêntures da segunda série serãoatualizadas pela variação do IPCA acrescidos juros remuneratórios de 11,6% a.a. Principal + Encargos

Não Total TotalCirculante Circulante 2009 2008

69.834 186.378 256.212 259.5083.061 95.805 98.866 94.88272.895 282.183 355.078 354.390

b) Vencimento das Debêntures 2011 2012 2013 2014 2015 TotalNão circulante 62.001 62.001 94.181 31.987 32.013 282.183

12. CIBACAP - CONSÓRCIO INTERMUNICIPAL DA BACIA CAPIVARA

A Companhia firmou compromissos com as Prefeituras Municipais da Bacia doCapivara e com o Departamento de Estrada de Rodagem do Paraná, partes inte-grantes do Consórcio Intermunicipal da Bacia de Capivara - Cibacap, envolvidoscom a formação do reservatório da UHE Capivara (“Capivara”). Esses compromis-sos envolvem projetos, conforme acordo de Termo de Ajustamento de Conduta -TAC existente em função das perdas, danos e/ou prejuízos causados a estes muni-cípios em virtude da construção de Capivara.

2009 2008Circulante 4.319 2.145Não circulante 4.645 8.459

8.964 10.604Conforme proposta efetuada ao CIBACAP, a Companhia retificou a forma de reali-zação da transição dos serviços de implantação e gerenciamento das atividades vol-tadas a dar cumprimento à obrigação de implantação e desenvolvimento de mataciliar e de vegetação ao longo e no entorno do reservatório de Capivara. Em virtudede novo dimensionamento do cronograma de obras, a Companhia renegociou osvalores a serem despendidos.

13. PLANO DE APOSENTADORIA E PENSÃO

As obrigações com a Fundação CESP (uma das entidades administradoras dos pla-nos de benefícios), referente ao Plano com Benefício Definido, são registradas nopassivo não circulante na rubrica de plano de aposentadoria e pensão.

2009 2008 Não Circulante Não Circulante

Plano de aposentadoria - CVM 371 16.456 20.62413.1 Fundação Cesp III: Contrato de Confissão de Dívida para financiamento dedéficit atuarial, referente ao Benefício Suplementar Proporcional Saldado - BSPS,com vencimento final em 30 de novembro de 2017. O saldo desse contrato é atuali-zado pela variação do custo atuarial, ou pela variação do IGP-DI, acrescida de jurosde 6% a.a., dos dois aplica-se o maior, sendo este incorporado mensalmente aovalor do principal. De acordo com a Cláusula 10ª, após a publicação anual doDemonstrativo dos Resultados da Avaliação Atuarial do Plano de Benefícios -DRAA, relativo ao exercício anterior, será comparado ao saldo da dívida. Sempreque o saldo remanescente for maior que o valor apontado no DRAA como passivo adescoberto do plano, as prestações estipuladas na cláusula 8ª do presente instru-mento serão reduzidas na mesma proporção. Caso da comparação retro referidaresulte, ao contrário, um valor menor do que o apontado no DRAA, as prestaçõesestipuladas na cláusula 8ª serão revistas de modo a manter na íntegra a obrigaçãoprevista neste contrato, observada os termos da cláusula 9ª, parágrafo único. Emvirtude da apresentação de superávit, o saldo foi reduzido a zero em janeiro de2007, superávit este, também verificado até 31 de dezembro de 2009.13.2 Deliberação CVM 371: A Companhia é co-patrocinadora da Fundação CESP,entidade jurídica sem fins lucrativos que tem por finalidade proporcionar benefíciosde suplementação de aposentadoria e pensões, utilizando o regime financeiro decapitalização, de acordo com o qual o valor presente dos benefícios a serem pagos,menos o valor presente das contribuições e rendimentos, determina as necessida-des de reservas. A Companhia, em 15 de março de 2004, implementou um novoplano de aposentadoria através da celebração de um contrato de previdência com-plementar com o Bradesco Vida e Previdência S.A. Esse plano consiste na acumu-lação de capital, através de um Fundo de Investimento Financeiro Executivo - FIFE,durante o prazo de diferimento da aposentadoria, com o objetivo de gerar recursospara aquisição de benefícios de Previdência Complementar. A Companhia designoua Towers Perrin Forster & Crosby Ltda., “Towers Perrin”, para conduzir a avaliaçãoatuarial de seus benefícios pós-emprego visando determinar os passivos e custosque os mesmos representam, de acordo com as regras do Pronunciamento NPC nº26 do IBRACON, que se tornou obrigatório para as Sociedades Anônimas de capitalaberto pela Deliberação CVM nº 371/2000. O Plano PSAP/Duke Energy é um planomisto que engloba os antigos planos PSAP/CESP B e PSAP/CESP B1 vigentes até31 de dezembro de 1997 e 31 de agosto de 1999, respectivamente. O benefício dePecúlio por Morte não foi considerado para fins de atendimento à Deliberação CVMnº 371/2000. Dado que a adesão dos participantes a este benefício é voluntária e omesmo é integralmente custeado pelos participantes via Fundação CESP, aAdministração, apoiada na posição da consultoria entende que esse benefício nãorepresenta risco para a Companhia. As informações sobre os planos de aposenta-doria foram elaboradas de acordo com a Deliberação CVM nº 371/2000, baseadasem avaliação atuarial elaborada por consultores independentes, utilizando o métododo crédito unitário projetado. Em 31 de dezembro de 2009, data do último cálculo

atuarial, o referido plano apresentou necessidade de reservas de R$ 16.456. A contribuição da Companhia como patrocinadora no período foi de R$ 568 (R$ 543 em 31 de dezembro de 2008). As contribuições dos participantes eda patrocinadora são reavaliadas, periodicamente, por consultores atuariais inde-pendentes. Em 2010, com base na Deliberação CVM nº 371/2000, estão previstasreceitas de R$ 4.133 (R$ 3.596 em 2009) na demonstração do resultado, em formalinear, a título de custo do serviço corrente e juros, líquido dos rendimentos espera-dos e contribuições dos empregados. As demais informações sobre o plano sãodemonstradas como segue:I - Conciliação do passivo a ser reconhecido no balanço patrimonial

2009 2008 Revisado * 2008Valor presente das obrigações atuariais

total ou parcialmente (125.640) (138.694)(138.694)Valor justo dos ativos 159.531 143.716 142.216Valor líquido dos ganhos não reconhecidos

no balanço patrimonial (50.347) (25.642) (24.146) (16.456) (20.620) (20.624)

II - Movimento do passivo a ser reconhecido no balanço patrimonial 2009 2008 Revisado * 2008

Passivo a ser reconhecido noinício do exercício (20.620) (22.922) (22.922)

Despesas reconhecidas 3.596 1.755 1.755Contribuições da empresa 568 547 543

(16.456) (20.620) (20.624)I III - Evolução do valor presente das obrigações no final do exercício

2009 2008 Revisado * 2008Valor presente das obrigações no

início do exercício 138.694 124.177 124.177Custo do serviço corrente 2.203 1.882 1.882

Da companhia 1.440 1.231 1.231Contribuições dos empregados 763 651 651

Juros sobre obrigação atuarial 12.507 11.194 11.194Ganhos (perdas) atuariais

reconhecidas no exercício (21.810) 7.183 7.152Benefícios pagos (5.954) (5.742) (5.711)

125.640 138.694 138.694IV - Evolução do valor justo dos ativos no final do exercício

2009 2008 Revisado * 2008Valor justo dos ativos no início do exercício 143.716 124.413 124.413Rendimento real dos ativos 20.588 23.735 22.200

Rendimento esperado do ativo do plano 16.612 13.276 13.276Contribuições dos empregados 763 651 651Retorno dos investimentos

diferente do esperado 3.213 9.808 8.273Contribuições pagas pela companhia 1.181 1.310 1.314Benefícios pagos (5.954) (5.742) (5.711)

159.531 143.716 142.216V - Despesa anual reconhecida no resultado do exercício

2009 2008 Revisado * 2008Custo do serviço corrente 2.203 1.882 1.882Juros sobre obrigação atuarial 12.507 11.194 11.194Rendimento esperado do ativo do plano (16.612) (13.276) (13.276)Amortização de ganho (931) (904) (904)Contribuições dos empregados (763) (651) (651)

(3.596) (1.755) (1.755)VI - Premissas utilizadas nas avaliações atuariaisHipóteses Econômicas 2009 2008Taxa de desconto 10,77% 9,2% a.a.Taxa de retorno esperado dos ativos 9,89% 11,73% a.a.Crescimento salariais futuros 5,55% a.a. 6,08% a.a.Crescimento dos benefícios da

previdência social e dos limites 4,5% a.a. 4% a.a.Inflação 4,5% a.a. 4% a.a.Fator de capacidade

Salários 100% 100%Benefícios 100% 100%

Hipóteses Demográficas 2009 2008Tábua de Mortalidade AT-1983 AT-1983Tábua de Mortalidade de Inválidos RRB 1944 RRB 1944Tábua de Entrada em Invalidez RRB 1944 RRB 1944Tábua de Rotatividade (2/Idade do (2/Idade do

Participante) - 0,04 Participante) - 0,04Idade de Aposentadoria Idade com direito a Idade com direito a

todos os benefícios todos os benefícios integrais integrais

% de participantes ativoscasados na data da aposentadoria 95% 95%

Diferença de idade entreparticipante e cônjuge Esposas são 4 anos Esposas são 4 anos

mais jovens do que mais jovens do que os maridos os maridos

* Valores revisados em março de 2009 com dados auditados da Fundação CESP de31 de dezembro de 2008.

14. PROVISÃO PARA CONTINGÊNCIAS

A administração da Companhia, baseada em levantamentos e pareceres elabora-dos pela área jurídica e por consultores jurídicos externos, vem efetuando provisõesem valores considerados suficientes para cobrir as perdas e obrigações em poten-cial, relacionadas às ações trabalhistas, fiscais e ambientais.a) Composição 2009 2008 Expec- Valor Passivo Ativo Passivo Ativo tativa Atua- Depósito DepósitoProcessos de Perda lizado Provisões Judicial Provisões JudicialTrabalhistas Provável 5.017 5.017 5.795 4.154 2.600Trabalhistas Possível 9.150 – – – –Fiscais Provável 2.224 2.224 1.067 2.141 1.329Fiscais Possível 8.999 – – – –Ambientais Provável 5.438 5.438 – 5.233 –Ambientais Possível 24.267 – – – – 55.095 12.679 6.862 11.528 3.929b) Movimentação Trabalhista Fiscal Ambiental TotalSaldo em 31/12/2008 4.154 2.141 5.233 11.528 Constituição 1.998 83 205 2.286 Baixa e reversão (1.135) – – (1.135)Saldo em 31/12/2009 5.017 2.224 5.438 12.67914.1 Trabalhistas: Ações movidas por ex-empregados, envolvendo horas extras,periculosidade, equiparação salarial e outras.14.2 Fiscais: Auto de infração referente à destinação para incentivo fiscal (Finam)dos recolhimentos do imposto sobre lucro inflacionário, efetuados nos meses dejaneiro, fevereiro e março de 2000. A Companhia entrou com o processo administra-tivo nº 11831.000528/02-92 junto ao Conselho de Contribuintes, que julgou proce-dente os recolhimentos dos meses de janeiro e fevereiro, permanecendo provisiona-do o montante relativo a março de 2000.14.3 Ambientais: Referem-se às ações para compensação de impactos ambien-tais, movidas pelos municípios de Santo Inácio, Arandu e Cambará e provisão pararecuperação do terreno de Pederneiras.

15. OBRIGAÇÕES ESPECIAIS

2009 2008Reserva Global de Reversão - RGR 4.947 4.947Doações de equipamentos - ONS 1.654 1.707Pesquisa e desenvolvimento - P&D 6 –

6.607 6.654Reserva Global de Reversão: Recursos retidos originalmente pela CESP, e par-cialmente transferidos à Companhia em decorrência do processo de cisão parcialdaquela empresa. Sua eventual liquidação ocorrerá de acordo com as determina-ções do Poder Concedente.Doações de equipamentos: Equipamentos operacionais cedidos pelo OperadorNacional do Sistema - ONS.Pesquisa e Desenvolvimento: Imobilizados adquiridos com recursos oriundos deP&D.

16. ENCARGOS SETORIAIS

As obrigações a recolher derivadas de encargos estabelecidos pela legislação dosetor elétrico são as seguintes:

2009 2008Compensação financeira pela utilização

de recursos hídricos 11.399 7.182Taxa de fiscalização da Aneel 311 282Pesquisa e desenvolvimento - P&D 13.842 13.197Juros sobre reserva global de reversão - RGR 12 12

25.564 20.673Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos: A Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos - CFURH foi cria-da pela Lei nº 7.990/1989 e destina-se a compensar os municípios afetados pelaperda de terras produtivas, ocasionadas por inundação de áreas na construção dereservatórios de usinas hidrelétricas. Do montante arrecadado mensalmente a títulode compensação financeira, 45% se destinam aos estados, 45% aos municípios,4,4% ao Ministério de Meio Ambiente, 3,6% ao Ministério de Minas e Energia e 2%ao Ministério de Ciência e Tecnologia. A gestão da sua arrecadação fica a cargo da

continua

continuação



Com pa nhia Aber ta


em cumprimento ao disposto no item (ii), do Artigo 5º, do Estatuto Social daCompanhia, sendo que nenhum valor será creditado às ações ordinárias represen-tativas do capital social da Companhia, e foram disponibilizados aos acionistas em30 de dezembro de 2009.

18. ENERGIA ELÉTRICA VENDIDA E COMPRADA E ENCARGOS DE USODA REDE

18.1 Energia Elétrica Vendida2009 2008

Suprimento MWh (*) R$ MWh (*) R$Contratos bilaterais 4.607.652 487.753 4.105.905 425.713Contratos de leilões 4.142.086 342.010 4.699.685 362.285Spot 801.504 35.949 292.436 22.964MRE 2.352.761 19.393 1.311.178 10.220

11.904.003 885.105 10.409.204 821.182(*) Não auditadosA tabela a seguir resume os volumes em MW de Energia Asseguradacontratadas/expectativa de realização de contratos pela Companhia no Ambientede Contratação Livre - ACL e Ambiente de Contratação Regulada - ACR.

MW (*)2009 2010 2011

Energia disponível para venda 1.008 1.000 1.000ACR 472 473 473

2005 (8 anos) 199 200 2002006 (8 anos) 55 55 552007 (8 anos) 218 218 218

ACL 525 518 466Contratos bilaterais com consumidores livres 525 518 466

Subtotal 997 991 939Energia livre para contratação 11 9 61Percentual de energia contratada 99% 99% 94%

(*) Não auditados18.2 Energia Elétrica Comprada para Revenda

2009 2008MWh (*) R$ MWh (*) R$

Energia Comprada - Spot 9.250 942 35.313 13.464Energia Comprada - MRE 119.560 1.059 165.246 1.282

128.810 2.001 200.559 14.746(*) Não auditadosA geração acima ou abaixo do nível de energia assegurada leva a Companhia aefetuar vendas ou compras no MRE, enquanto que as compras e vendas no mer-cado Spot são decorrentes do volume de energia elétrica faltante ou excedente doscontratos bilaterais. O grande volume de chuva e a maior geração de 2008 ocasio-naram na redução destes valores. Processo de Comercialização: O Processo deComercialização de Energia Elétrica ocorre de acordo com parâmetros estabeleci-dos pela Lei nº 10.848/2004, pelos Decretos nº 5.163/2004 e nº 5.177/2004 (o qualinstituiu a CCEE), e pela Resolução Normativa Aneel nº 109/2004, que instituiu aConvenção de Comercialização de Energia Elétrica. As relações comerciais entreos Agentes participantes da CCEE são regidas predominantemente por contratosde compra e venda de energia, e todos os contratos celebrados entre os Agentesno âmbito do Sistema Interligado Nacional devem ser registrados na CCEE. Esseregistro inclui apenas as partes envolvidas, os montantes de energia e o período devigência; os preços de energia dos contratos não são registrados na CCEE, sendoutilizados especificamente pelas partes envolvidas em suas liquidações bilaterais.A CCEE contabiliza as diferenças entre o que foi produzido ou consumido e o quefoi contratado. As diferenças positivas ou negativas são liquidadas no Mercado deCurto Prazo e valoradas ao Preço de Liquidação das Diferenças - PLD, determina-do semanalmente para cada patamar de carga e para cada submercado, tendocomo base o custo marginal de operação do sistema, este limitado por um preçomínimo e por um preço máximo. Dessa forma, pode-se dizer que o mercado decurto prazo é o mercado das diferenças entre montantes contratados e montantesmedidos. Mercado Spot: O mercado Spot ou o mercado de energia livre funcionacomo uma Bolsa de Mercadorias. Toda a energia elétrica faltante ou excedente doscontratos bilaterais é, respectivamente, comprada e vendida na CCEE, a um preçoúnico (preço da CCEE ou preço Spot), que depende da oferta e da procura.Negócios no Mercado Spot: Para atuar diretamente na CCEE, seja registrandocontratos bilaterais, livremente negociados, ou comprando e vendendo no mercadode curto prazo, ou ainda no preço “Spot”, é necessário assinar o Acordo deMercado - conjunto de regras e condições contratuais que regem as operaçõesentre os agentes de mercado. Fazem parte desse contexto as empresas signatá-rias dos Contratos Iniciais (geradoras e distribuidoras), os novos agentes produto-res, os Clientes Livres, que atuam diretamente na CCEE. Os interesses de consu-midores livres podem ser representados por agentes geradores, comercializadores“puros” ou pelas distribuidoras que, tradicionalmente, os atendiam. Variação depreço no Spot: O preço da energia no mercado Spot ainda não decorre diretamenteda lei da oferta e da procura. O preço Spot é calculado mensalmente, por meio demodelos matemáticos que definem o Custo Marginal de Operação - CMO, ou seja,o custo de produzir uma unidade de energia adicional à última unidade consumidapelo mercado. Atualmente os preços variam de acordo com três patamares de car-gas distintos: Período Pesado (das 18h01 às 21h00), Médio (das 07h01 às 18h00 edas 21h01 às 24h00) e Leve (da 00h01 às 07h00) para dias úteis (de segunda asábado). Para os domingos e feriados nacionais não há a consideração do períodopesado. Uma vez calculado o CMO, a Administradora de Serviços do MercadoAtacadista de Energia - ASMAE publica o preço a ser praticado no mercado Spot,que é igual ao CMO de cada região do Brasil (Norte, Nordeste, Sul, Sudeste eCentro-Oeste). Esse é o preço utilizado para liquidar as transações entre os agen-tes de mercado complementares aos montantes dos Contratos Bilaterais. Assimsendo, o preço Spot é influenciado pelo nível de armazenamento dos reservatóriosdas usinas hidrelétricas, pela evolução prevista da demanda de energia e pela dis-ponibilidade atual e futura de usinas e linhas de transmissão de energia elétrica. Aidéia é que no futuro próximo o preço Spot varie como o preço de uma “commodity”numa Bolsa de Valores, Mercadorias & Futuro - BM&FBOVESPA, de acordo com arelação entre oferta e demanda. Mecanismo de Realocação de Energia - MRE: OMRE tem a finalidade de operacionalizar o compartilhamento dos riscos hidrológi-cos associados ao despacho centralizado e à otimização do Sistema Hidrotérmicopelo ONS. Seu objetivo é assegurar que todas as usinas participantes do MRErecebam seus níveis de Energia Assegurada independentemente de seus níveisreais de produção de energia, desde que a geração total do MRE não esteja abaixodo total da Energia Assegurada do Sistema. Em outras palavras, o MRE realoca aenergia, transferindo o excedente daqueles que geraram além de suas EnergiasAsseguradas para aqueles que geraram abaixo. Contratos Bilaterais: São contra-tos de compra e venda, livremente negociados entre duas partes, refletindo, exclu-sivamente, as expectativas de ambas em relação às condições futuras do mercado.Ao registrarem um contrato bilateral na CCEE, as duas partes “evitam” que a quan-tidade de energia contratada seja automaticamente liquidada ao preço da CCEE.

Elas, assim, evitam as incertezas da variação do preço Spot. É importante observarque os contratos firmados entre as concessionárias distribuidoras e os clientesfinais são válidos até a data de seu encerramento, mesmo que esses clientes este-jam dentro dos limites estabelecidos para caracterização como Cliente Livre.Contratos de Leilão: As concessionárias, as permissionárias e as autorizadas deserviço público de energia elétrica do Sistema Interligado Nacional - SIN, por meiode licitação na modalidade de leilões, devem garantir o atendimento à totalidade deseu mercado no ACR, de acordo com o estabelecido pelo Art. 11 do Decreto nº 5.163/2004 e Art. 2º da Lei nº 10.848/2004. À Aneel cabe a regulação das licita-ções para contratação regulada de energia elétrica e a realização do leilão direta-mente ou por intermédio da CCEE, conforme determinado no parágrafo 11 do Art.2º da Lei nº 10.848/2004.18.3 Encargos de Uso da Rede

2009 2008Tust 68.230 67.857Tusd-g 66.774 (13.003)Encargos de conexão 163 205

135.167 55.059As tarifas devidas pela Companhia e estabelecidas pela Aneel são: Tust, Tusd-g eEncargos de Conexão (vide Nota 8). A Tust remunera o uso da Rede Básica, que écomposta por instalações de transmissão com tensão igual ou superior a 230 kV. A parte de cada empresa do total do encargo é calculada com base em (1) valorcomum a todos os empreendimentos (selo), referente a 80% do encargo Tust, e (2)valor que considera a proximidade do empreendimento de geração em relação aosgrandes centros consumidores no caso da geração ou a proximidade em relaçãoaos grandes centros geradores no caso das distribuidoras ou consumidores livres(locacional), referente a 20% do encargo Tust. A Tusd-g remunera o uso do sistemade distribuição de uma concessionária de distribuição específica. As concessioná-rias de distribuição operam linhas de energia em baixa e média tensão que são uti-lizadas pelos geradores para ligar suas usinas à Rede Básica ou a centros de con-sumo. Somente quatro das usinas da Companhia devem pagar Tusd-g para aces-sar os centros de consumo, quais sejam: Usina Rosana (que se encontra na áreade concessão da Elektro Eletricidade e Serviços S.A.) e Usinas Canoas I, CanoasII e Salto Grande (que se encontram na área de concessão da Empresa deDistribuição de Energia Vale Paranapanema S.A.); as outras usinas (Jurumirim,Capivara, Chavantes e Taquaruçu) estão ligadas diretamente à Rede Básica. O encargo de conexão contempla apenas a remuneração pelas instalações de usoexclusivo da Companhia.

19. RESULTADO FINANCEIRO

2009 2008Receitas

Aplicações financeiras 36.359 26.304Variação monetária - Eletrobrás 13.798 4.022Variação monetária - CVM 371 3.600 2.298Outras variações monetárias 922 302Dividendos prescritos 125 167Juros sobre RTE 1.068 1.725Juros e descontos obtidos 4.497 10.817

60.369 45.635Despesas

Juros Eletrobrás (53.545) (87.622)Juros Debêntures (41.311) (14.630)Juros BNDES – (25)Variação monetária - Eletrobrás (2.343) (91.671)Variação monetária - Tusd-g (15.500) –Variação monetária - Debêntures série 2 (3.857) (1.245)Outras variações monetárias (3.135) (1.464)Comissões e despesas bancárias (473) (648)Outras despesas financeiras (3.949) (1.835)

(124.113) (199.140) (63.744) (153.505)

As receitas e despesas com variação monetária da Eletrobrás foram impactadaspela redução do Índice Geral de Preço do Mercado - IGP-M para -1,72% em 2009(9,81% em 2008) e o aumento no volume de aplicações financeiras gerou maioresrendimentos.

20. INSTRUMENTOS FINANCEIROS

As operações da Companhia compreendem a geração e a venda de energia elétri-ca para companhias distribuidoras e clientes livres. As vendas são efetuadas atra-vés dos denominados “contratos bilaterais”, assinados em período posterior ao daprivatização da Companhia, que determinam a quantidade e o preço de venda daenergia elétrica. O preço é reajustado anualmente pela variação do IGP-M ou IPCA.Eventuais diferenças entre a quantidade de energia gerada e o somatório dasquantidades vendidas através de contratos (faltas ou sobras) são ajustadas atravésdas regras de mercado e liquidadas no âmbito da CCEE. Os principais fatores derisco de mercado que afetam o negócio da Companhia podem ser assim enumera-dos: a) Risco de crédito: Nos contratos fechados com as distribuidoras através deleilão público, a Companhia procura minimizar os riscos de crédito com o uso demecanismos de garantia envolvendo os recebimentos das distribuidoras. Os con-tratos de leilão têm linguagem padronizada e outros tipos de suportes de créditospodem ser fornecidos por iniciativa do comprador, como garantia bancária e cessãodo Certificado de Depósito Bancário - CDB. A maioria das distribuidoras tem forne-cido os suportes de crédito baseado em seus recebíveis. Nos contratos fechadosno mercado livre com os consumidores livres e comercializadores, a Companhia,através da área de crédito, efetua a análise de crédito e define os limites e garantiasque serão requeridos. Todos os contratos têm cláusulas que permitem aCompanhia cancelar o contrato e a entrega de energia no caso de não cumprimen-to dos termos do contrato. b) Risco de Mercado: o preço da energia elétrica vendidapara distribuidoras e clientes livres determinados nos contratos de leilão e bilateraisestá no nível dos preços fechados no mercado e eventuais sobras ou faltas deenergia serão liquidadas no âmbito da CCEE. A empresa possui volumes contrata-dos adequados (vide Nota 18). Instrumentos financeiros no balanço patrimo-nial: a) Aplicações no mercado aberto em renda fixa, acrescidas dos rendimentosauferidos até a data do balanço, realizáveis por prazos inferiores a 90 dias e queestão reconhecidas contabilmente pelo valor de rentabilidade ofertado no mercado.b) Empréstimo e Financiamentos e Debêntures (vide Notas 10 e 11).

2009 2008Valor Valor a Valor Valor a

Contábil Mercado Contábil MercadoEletrobrás 490.870 524.952 614.834 631.874Debêntures 355.078 377.384 354.390 354.390

845.948 902.336 969.224 986.264A Companhia não realizou operações com derivativos durante os períodos de 2009e 2008.

21. SEGUROS

A Companhia mantém contratos de seguros levando em conta a natureza e o graude risco, por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus ativos e/ou responsabilidades. As principais coberturas,conforme apólices de seguros são:

2009Descrição CoberturaDanos Materiais e Lucros Cessantes 1.518.530Responsabilidade Civil (Concessionária) 8.706

22. ACORDO GERAL DO SETOR ELÉTRICO

Pela Medida Provisória nº 2.148/2001, foi criado o Programa Emergencial deRedução do Consumo de Energia Elétrica (“Programa Emergencial”). Esse progra-ma teve por objetivo compatibilizar a demanda de energia com a oferta, a fim deevitar interrupções intempestivas ou imprevistas do suprimento de energia. Esseprograma vigorou de 1º de junho de 2001 até 28 de fevereiro de 2002, data em queo Governo considerou normalizada a situação hidrológica. Na Região Norte do paíso programa foi suspenso a partir de janeiro de 2002. Em consequência dessa redu-ção forçada da demanda pela intervenção do Estado, as empresas concessionáriasde energia elétrica, tanto geradoras como distribuidoras, tiveram redução de suasmargens de lucro, pois as estruturas físicas dessas empresas, bem como de pes-soal, não puderam ser reduzidas na proporção da redução de consumo previstanaquele programa. Assim, ficaram mantidos os custos fixos e encargos de financia-mentos sem a correspondente receita. Além do Programa Emergencial, as empre-sas distribuidoras tinham vários pleitos com a Aneel, visando à recomposição dodenominado “equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão”, poisocorreram vários eventos que, no entender das empresas, resultaram no desequi-líbrio econômico-financeiro desses contratos, principalmente as variações mensaisde custos denominados como Parcela A, os quais não são gerenciáveis pelas dis-tribuidoras. Em 18 de dezembro de 2001, para solucionar a questão, o Governo eas empresas de energia elétrica firmaram o Acordo Geral do Setor Elétrico(“Acordo”) para restabelecer o equilíbrio econômico-financeiro dos contratos exis-tentes e a recomposição parcial de receitas relativas ao período de vigência doPrograma Emergencial. Esse acordo abrangeu as perdas de margem incorridaspelas distribuidoras e geradoras no período de vigência do citado ProgramaEmergencial, os custos adicionais denominados como Parcela A para o período de1º de janeiro de 2001 a 25 de outubro de 2001, a parcela dos custos com a comprade energia no âmbito do extinto Mercado Atacadista de Energia - MAE, atual CCEE,denominada “energia livre”, realizadas até dezembro de 2002 e a adoção de fórmu-la substitutiva do direito contratual previsto no Anexo V dos Contratos Iniciais. Paraeliminação de reprodução de controvérsia relativa à recompra de excedentes deContratos Iniciais e equivalentes, inclusive ao denominado Acordo de Recompra, aparcela das despesas com a compra de energia no âmbito da CCEE, realizadas atédezembro de 2002, decorrentes da redução da geração de energia elétrica nas usi-nas participantes do MRE e consideradas nos denominados Contratos Iniciais eequivalentes, foi repassada aos consumidores atendidos pelo Sistema ElétricoInterligado Nacional. Em razão da divergência de interpretação do Acordo por parteda Aneel e dos agentes geradores, foram realizadas sucessivas reuniões entre osgeradores e os representantes da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica- CGE (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, Aneel,Conselho do Mercado Atacadista de Energia Elétrica - Comae, etc.), até que, em 17de maio de 2002, foi emitido e divulgado o Despacho nº 288 da Aneel, que esclare-ceu os critérios a serem utilizados para as contabilizações relativas ao período devigência do racionamento. Em reunião realizada em 4 de julho de 2002, para pôrfim às divergências, as empresas de energia elétrica assinaram documentos queregulamentavam, regularizavam e operacionalizavam os termos do Acordo, cujotermo de adesão foi firmado em 18 de dezembro de 2001. As contabilizações refe-rentes a esse Acordo, e que englobam o período de maio a dezembro de 2001 ejaneiro a dezembro de 2002, foram oficialmente divulgadas entre o encerramentodo último trimestre de 2002 e início do primeiro trimestre de 2003. Em 15 de outubrode 2002, a Aneel, através de Ofício Circular nº 1.004/02-SFF-SER/Aneel, determi-nou a utilização do novo Fator Redutor de 0,93584 em vez do Fator Redutor de0,97659, divulgado pela própria Aneel, e que serviu de base para as provisões con-tábeis do exercício findo em 31 de dezembro de 2001, para o período de junho adezembro de 2001. Para o período de janeiro a fevereiro de 2002, o fator redutordeterminado foi de 0,99333. Este fator deve ser utilizado para apuração das perdasde receita durante a vigência do racionamento. A Companhia considerou o efeito damudança desse fator redutor para o período de junho a dezembro de 2001 em suasdemonstrações contábeis, porém entende que o mérito da matéria ainda se encon-tra em discussão com a Coordenação da Implantação do Acordo e a Aneel, sendoo entendimento unânime das empresas geradoras, e desta Companhia, de que onovo fator redutor não reflete a boa técnica, o estrito cumprimento do Acordo e acorreta aplicação da Resolução Aneel nº 31/2002, que regula o assunto. Sendoassim, os dados constantes das demonstrações que ora se divulgam refletem ummelhor julgamento da Companhia e de seus administradores acerca do tratamentocontábil a ser adotado em razão do Acordo, diante dos fatos e dos elementos dis-poníveis para julgamento da questão. A Companhia, na defesa do entendimentoexpresso acima, se reserva o direito de recorrer a todas as medidas cabíveis nasesferas administrativa e judicial, na preservação do interesse de seus acionistas eda responsabilidade de seus administradores. A Companhia, ao longo do ano de2002 e durante o primeiro semestre de 2003, ajustou os montantes referentes àstransações de energia, do período de setembro de 2000 a dezembro de 2002, rea-lizadas no âmbito da CCEE. Essas transações, no total de R$ 59.491 (vendas) e R$ 172.252 (compras), foram liquidadas até 17 de julho de 2003 pelo montantelíquido a pagar de R$ 112.761. Os valores foram registrados com base em cálculospreparados e divulgados pela própria CCEE e podem estar sujeitos a modificaçõesdependendo de decisão de processos judiciais em andamento movidos por empre-sas do setor, relativos, em sua maioria, à interpretação das regras do mercado emvigor para aquele período. Após a conclusão do processo de auditoria, houve aliquidação financeira final e total das transações de compra e venda de energia naCCEE relativas ao período de outubro a dezembro de 2002, e a liquidação total dastransações do período de janeiro a junho de 2003. As transações dos meses sub-sequentes foram liquidadas regularmente, de acordo com cronograma definido pelaprópria CCEE.

Aos Administradores e Acionistas Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.1. Examinamos os balanços patrimoniais da Duke Energy International, Geração

Paranapanema S.A. (“Companhia”) em 31 de dezembro de 2009 e de 2008 e ascorrespondentes demonstrações do resultado, das mutações do patrimôniolíquido, dos fluxos de caixa e do valor adicionado dos exercícios findos nessasdatas, elaborados sob a responsabilidade de sua administração. Nossaresponsabilidade é a de emitir parecer sobre essas demonstrações financeiras.

2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas de auditoriaaplicáveis no Brasil, as quais requerem que os exames sejam realizados com oobjetivo de comprovar a adequada apresentação das demonstrações financeiras

em todos os seus aspectos relevantes. Portanto, nossos examescompreenderam, entre outros procedimentos: (a) o planejamento dos trabalhos,considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemascontábil e de controles internos da Companhia, (b) a constatação, com base emtestes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informaçõescontábeis divulgados, e (c) a avaliação das práticas e estimativas contábeis maisrepresentativas adotadas pela administração da Companhia, bem como daapresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto.

3. Somos de parecer que as referidas demonstrações financeiras apresentamadequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial efinanceira da Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. em

31 de dezembro de 2009 e de 2008 e o resultado das operações, as mutações dopatrimônio líquido, os fluxos de caixa e os valores adicionados nas operaçõesdos exercícios findos nessas datas, de acordo com as práticas contábeisadotadas no Brasil.

São Paulo, 16 de março de 2010

PricewaterhouseCoopersAuditores Independentes Valdir Renato CoscodaiCRC 2SP000160/O-5 Contador CRC 1SP165875/O-6

PARECER DO CONSELHO FISCAL

PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES

O Conselho Fiscal da Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A., no exercício de suas funções legais e estatutárias, em reunião realizada em 17.3.2010, examinou as Demonstrações Financeiras da Companhia (e Notas Explicativas), o RelatórioAnual da Administração, a Proposta para Distribuição do Resultado e o Parecer dos Auditores Independentes, referentes ao exercício social encerrado em 31.12.2009. Com base nos exames efetuados, à vista do parecer da PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes (datado de 16.3.2010), observadas as análises levadas a efeito e os esclarecimentos apresentados pelos administradores da Companhia, o Conselho Fiscal, por maioria de seus membros, opina favoravelmente acerca dos mencionados documentos,sem qualquer ressalva, indicando seu consequente encaminhamento à assembléia geral ordinária para os devidos fins de direito.

Jarbas T. Barsanti RibeiroConselheiro Presidente

Olavo Fortes Campos Rodrigues JuniorConselheiro Efetivo

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

Angela Aparecida SeixasPresidente

Alcides Casado de Oliveira JuniorVice-Presidente

Stacey Grace SchraderMembro Efetivo

Andréa Elizabeth BertoneMembro Efetivo

Autair CarrerMembro Efetivo

Ana Amélia de Conti GomesMembro Suplente

Marco Antonio LeãoMembro Suplente

CONSELHO FISCAL

Jarbas T. Barsanti RibeiroConselheiro Efetivo

Olavo Fortes C. Rodrigues JuniorConselheiro Efetivo

François MoreauConselheiro Efetivo

Marcelo CurtiConselheiro Suplente

Ricardo Luiz LeiteConselheiro Suplente

Marcello Joaquim PachecoConselheiro Suplente

DIRETORIA EXECUTIVA

Armando de Azevedo HenriquesDiretor Presidente e Diretor Financeiro/

de Relações com Investidores e Administrativo

Alcides Casado de Oliveira JuniorDiretor Comercial

César TeodoroDiretor de Operações

Jairo de CamposDiretor de Recursos Humanos

Claudio HerransContador - CRC 1SP200641/O-5

continuação


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Exercício Findo em 31 de Dezembro de · RELATÓRIO ANUAL DA ADMINISTRAÇÃO 2009 (Em R$ Mil) Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A. CNPJ nº 02.998.301/0001-81 Companhia