PÁGINA 30 SÃO PAULO, TERÇA-FEIRA, 19 DE ABRIL DE Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. CNPJ / MF nº

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1 PÁGINA 30 SÃO PAULO, TERÇA-FEIRA, 19 DE ABRIL DE 2011 CNPJ / MF nº / RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO Senhores Acionistas, A Administração da, em conformidade com as disposições legais e estatutárias, submete à apreciação de Vossas Senhorias, as Demonstrações Financeiras relativas ao exercício social fi ndo em 31 de dezembro de 2010, compostas pelo Balanço Patrimonial, Demonstrações do Resultado, das Mutações do Patrimônio Líquido, dos Fluxos de Caixa, dos Valores Adicionados e do Balanço Social, acompanhadas do Relatório dos Auditores Independentes. A Companhia A ( EDEVP ) é uma distribuidora de energia elétrica e uma sociedade por ações de capital fechado, controlada pela REDE ENERGIA S.A. ( REDE ENERGIA ), que detém 100% das ações ordinárias e totais da Companhia. A EDEVP atende a 27 municípios no interior do Estado de São Paulo distribuídos em uma área de km2. Desempenho Operacional Mercado Consumidor MWh Var. % Residencial ,6% Industrial ,9% Comercial ,3% Rural ,1% Outros ,0% Total ,9% As vendas da EDEVP aumentaram 0,9%, passando de 720 GWh em 2009 para 727 GWh em Percentualmente, a classe que apresentou o melhor desempenho do exercício foi a comercial com um aumento de 4,3%, em razão do bom desempenhos dos serviços comerciais e comércio varejista. A classe residencial apresentou crescimento de 2,6% impulsionada pelo crescimento vegetativo, temperaturas mais elevadas e aumento do consumo médio. A classe industrial apresentou queda de 2,9% decorrente da retração do setor de indústria da transformação, impactado pelas atividades de produtos alimentícios e bebidas. Consumidores Consumidores Var. % Residencial ,8% Industrial ,7% Comercial ,7% Rural ,3% Outros ,2% Total ,1% O número de consumidores da EDEVP aumentou 2,1%, passando de em 2009 para em Percentualmente, a classe que apresentou o melhor desempenho no exercício foi a industrial com um aumento de 13,7%, a despeito da redução do consumo medido em MWh. As classes residencial e comercial registraram crescimentos de 1,8% e 2,7%, respectivamente. Perdas O índice de perdas calculado a partir do mercado fi o faturado foi de 8,3% em 2010 e 8,0% em 2009, representando um aumento de 0,3 ponto percentual. DEC / FEC A Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL utiliza alguns índices para verifi cação da qualidade dos serviços prestados pelas concessionárias de energia elétrica aos seus consumidores, tais como: DEC - Duração Equivalente de Interrupção por Consumidor (medido em horas) e FEC - Freqüência Equivalente de Interrupção por Consumidor (medido em número de vezes). EDEVP Padrão ANEEL DEC... 6,2 12,5 FEC... 5,9 13,6 O índice DEC da EDEVP em 2010 foi de 6,2 horas e o FEC de 5,9 vezes. Esses índices estão melhores que a média ponderada, calculada a partir dos padrões divulgados pela ANEEL, para cada conjunto de unidades consumidores, conforme tabela acima. Conciliação das Demonstrações Financeiras Regulatórias Despacho ANEEL n de 30 de dezembro de 2010 No processo de convergência das normas internacionais de contabilidade destaca-se a aplicação da interpretação IFRIC 12 - Service Concession Arragements, referente a contabilização das concessões de serviço público (correlacionada à interpretação técnica brasileira ICPC 01 - Contratos de Concessão), bem como o não reconhecimento contábil dos ativos e passivos regulatórios, por não se enquadrarem ao IASB Framework (CPC - Estrutura Conceitual). A ANEEL considera que esses ajustes não representam o negócio das concessionárias e, portanto, divulgou a Resolução Normativa n 396, de 23 de fevereiro de 2010, instituindo, assim, a contabilidade regulatória. Em atendimento ao Despacho ANEEL n 4.097, de 30 de dezembro de 2010, segue abaixo a conciliação entre demonstração fi nanceira societária e da regulatória. BALANÇO PATRIMONIAL 31/12/2010 Ajustes 31/12/2010 Ajustes Regulatório regulatórios Societário Regulatório regulatórios Societário ATIVO ATIVO CIRCULANTE Ativo regulatório (5.222) (5.045) - Outros ativos circulante não afetados Total do ativo circulante (5.222) (5.045) ATIVO NÃO CIRCULANTE Realizável a longo prazo Ativo regulatório (7.247) (9.377) - Ativo fi nanceiro Outros realizáveis a longo prazo não afetados Total do realizável a longo prazo Imobilizado - líquido ( ) ( ) - Intangível - líquido Total do ativo não circulante (7.247) (9.377) ATIVO TOTAL (12.469) (14.422) PASSIVO PASSIVO CIRCULANTE Passivo regulatório (2.933) (2.043) - Outros passivos circulante não afetados Total do passivo circulante (2.933) (2.043) PASSIVO NÃO CIRCULANTE Passivo regulatório (801) (4.506) - Outros passivos não circulante não afetados Total do passivo não circulante (801) (4.506) PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de lucro Prejuízos acumulados (8.735) - (369) (7.873) (8.242) Proposta de distribuição de dividendos adicionais Total do patrimônio líquido (8.735) (7.873) PASSIVO TOTAL (12.469) (14.422) DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO 31/12/2010 Ajustes 31/12/2010 Ajustes Regulatório regulatórios Societário Regulatório regulatórios Societário Receita Operacional (11.588) Deduções da receita operacional Impostos sobre vendas... (66.738) - (66.738) (63.362) - (63.362) Encargos do consumidor... (20.905) (718) (20.187) (13.286) (14.897) (87.643) (718) (86.925) (76.648) (78.259) Receita operacional líquida (12.306) Custo do serviço de energia elétrica... ( ) ( ) ( ) (10.859) ( ) Custo de operação... (27.460) (35.871) (27.987) (33.270) Lucro operacional bruto (520) Despesas operacionais Despesas com vendas... (5.017) - (5.017) (3.211) 133 (3.344) Despesas gerais e administrativas... (19.761) - (19.761) (19.427) - (19.427) Outras despesas operacionais... (795) - (795) (766) - (766) (25.573) - (25.573) (23.404) 133 (23.537) Resultado do Serviço (387) Resultado Financeiro... (9.346) 658 (10.004) (7.084) (4.634) (2.450) Receitas Financeiras Despesas Financeiras... (19.896) (493) (19.403) (23.642) (6.053) (17.589) Outros Resultados... (104) - (104) (911) - (911) Resultado Operacional (5.021) Imposto de Renda e Contribuição Social (2.856) (333) (2.523) Lucro líquido do exercício (5.354) Desempenho Econômico-Financeiro Var.% CAGR % Valores em R$ mil * Vendas em GWh ,9% 3,0% Consumidores ,1% 2,1% Receita Operacional Bruta ,3% 9,1% Receita Operacional Líquida ,1% 10,8% EBITDA (1) ,0% 0,6% Margem Ebitda (%) (2)... 22,7% 32,5% 19,3% 20,8% 21,0% 15,4% -26,6% -9,2% Lucro (Prejuízo) Líquido ,5% 39,8% Dívida Financeira Líquida (3) ,9% -9,6% Dívida Financeira Líquida / EBITDA... 2,1 1,5 2,5 1,5 1,5 1,3-12,6% -10,2% Patrimônio Líquido ,6% 0,9% Índice de Endividamento (4)... 36,6% 36,4% 38,1% 33,4% 33,2% 27,0% -18,4% -7,3% * Var. % é o resultado da variação percentual entre o ano de 2009 reapresentado e (1) Ebitda: Resultado antes dos Juros, Impostos, Depreciação, Amortização e perdas na desativação ou alienação de bens e direitos. (2) Margem Ebtida: Ebitda / Receita Operacional Líquida. (3) Dívida Financeira Líquida: Empréstimos, Financiamentos, Debêntures (-) Disponibilidades. (4) Índice de endividamento: Dívida Líquida (3) / (Dívida Líquida (3) + Patrimônio Líquido). A receita operacional bruta da EDEVP apresentou um acréscimo de 15,3% (R$39,7 milhões), passando de R$259,8 milhões em 2009 para R$299,5 milhões em 2010, principalmente devido ao (i) aumento de 0,9% no mercado consumidor; (ii) aumento de 10,3% no preço médio de venda ao consumidor fi nal; e (iii) aumento de 47,2% (R$2,5 milhões) na receita de construção. Vale acrescentar que essa receita é parte dos efeitos da adoção do IFRS (International Financial Report Standard), Normas Internacionais de Contabilidade, pela companhia, a partir de 31 de dezembro de 2010, e não constitui efeito real, uma vez que esses mesmos valores (tanto para 2009 quanto para 2010) aparecem no custo de operação, resultando em efeito zero no EBITDA. O custo do serviço de energia elétrica passou de R$102,2 milhões em 2009 para R$134,1 milhões em 2010, representando um aumento de 31,1% (R$31,8 milhões) devido ao aumento da demanda e aumento do preço médio para compra de energia. O custo de operação aumento de R$33,2 milhões em 2009 para R$35,8 milhões em 2010, representando uma variação de 7,7% (R$2,6 milhões), principalmente devido ao aumento de 47,2% (R$2,5 milhões) no custo de construção que, como explicado em parágrafo anterior, não constitui efeito real sobre o resultado operacional da companhia. As despesas operacionais passara de R$23,5 milhões em 2009 para R$25,6 milhões em 2010, representando um aumento de 8,7% (R$2,0 milhões), principalmente devido ao aumento de 50,0% (R$1,7 milhão) nas despesas com vendas, em virtude de uma dedução das despesas, não recorrente, de R$1,2 milhão em Por conseguinte, o EBITDA da companhia foi de R$32,8 milhões em 2010 e R$38,2 milhões em 2009, representando uma redução de 14,0% (R$5,4 milhões). O resultado fi nanceiro passou de uma despesa de R$2,5 milhões em 2009 para uma despesa de R$10,0 milhões em 2010, representando um aumento de R$7,5 milhões, infl uenciado principalmente pela receita não recorrente de R$7,4 milhões, em 2009, devido a redução de encargos fi nanceiros - Lei nº /2009, em virtude de um benefício fi scal oriundo de parcelamento de impostos. O resultado líquido foi um lucro de R$11,0 milhões em 2010 em relação ao um lucro de R$16,6 milhões em Indicadores A produtividade da empresa pode ser avaliada pelos indicadores abaixo: Indicadores Var% Consumidor por empregado ,8% Consumo (MWh) por empregado ,9% Consumo (MWh) por consumidor / ano... 4,6 4,6-1,1% Receita Bruta (R$ mil) por empregado ,1% Receita Bruta (R$ mil) por consumidor... 1,9 1,7 12,9% Investimentos R$ mil Var% Programa de Universalização ,9% FNDCT / EPE / PEE / P&D ,9% Manutenção e melhorias do sistema ,3% Total ,9% PROGRAMA NACIONAL DE UNIVERSALIZAÇÃO: em 2010, a companhia investiu R$1,9 milhão em UNIVERSALIZAÇÃO, cuja principal característica é possibilitar o acesso e uso da energia elétrica, a todos os cidadãos domiciliados nas áreas urbanas e rurais da área de concessão da companhia. PESQUISA & DESENVOLVIMENTO: a companhia investiu ainda R$2,0 milhões em programas de pesquisa & desenvolvimento, relacionados com a produção e operação da concessionária. Esses investimentos são composto pelos seguintes programas: Fundo Nacional de Desenvolvimento Científi co e Tecnológico (FNDCT), Estudo de Efi ciência Energética (EPE), Programa de Efi ciência Energética (PEE), e Programa de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D). MANUTENÇÃO e MELHORIAS NO SISTEMA são investimentos vegetativos, feitos com caixa próprios, destinados a manutenção, ampliação e melhorias no sistema elétrico. Esses investimentos totalizaram R$8,5 milhões em Ambiente Regulatório Vencimentos Revisão Tarifária Reajustes Anuais dos Contratos Impacto Médios/ Última Próxima Data Anexo I % de Concessão Consumidores 2015 Mai-08 Mai-12 10/05/10-3,49% -5,23% Responsabilidade Socioambiental Baseada na Política de Sustentabilidade da REDE ENERGIA, a EDEVP realizou investimentos em projetos socioambientais que visam o desenvolvimento regional, a geração de renda, o esporte e a educação. O Concurso Cultural Energias do Mundo desenvolvido nas escolas, promovido pela empresa, com o tema A História das Energias do Mundo: passado, presente e futuro, ofereceu a oportunidade de professores e alunos estabelecerem refl exões e práticas sobre o tema ambiental premiando os melhores trabalhos. Com tema ligado à educação ambiental, foi patrocinado pela EDEVP, o livro Lelê e Trix - O Gigante Monstruoso do Lixo, que trata da conservação do planeta e da importância do consumo consciente e seguro. Foram distribuídos exemplares aos colaboradores da empresa e à comunidade, durante eventos sobre temas socioambiental. Apoio ao Instituto Ethos, e ao cumprimento dos Objetivos de Desenvolvimento do Milênio ONU e ao movimento Todos pela Educação; Programa de orientação para o uso racional e consciente da energia, por meio de palestras e distribuição de cartilhas; Apoio a projetos sócio cultural - 6 ª edição do Salão do Humor de Paraguaçu Paulista - evento cultural internacional que reúne artistas profi ssional e amadores através da linguagem do humor gráfi co. O salão movimenta o turismo e a economia da cidade - 9ª edição do Café Colonial de Tupã. Evento tradicional da cidade, promovido pelo Lions Clube em prol do Centro de Integração do Menor, entidade fi lantrópica que atende 130 crianças e adolescentes com idades entre 03 e 15 anos, em situação de vulnerabilidade e risco. Além do apoio a diversos projetos da comunidade, através do Fundo Municipal Dos Direitos da Criança e do Adolescente de Assis e Cândido Mota. Benefícios aos Colaboradores Os benefícios oferecidos pela companhia visam a qualidade de vida, bem estar e a valorização de seus colaboradores. A companhia oferece assistência médica e odontológica com ampla rede credenciada; vales alimentação e refeição; transporte; auxilio creche; previdência privada; seguro de vida; reconhecimento por tempo de serviço; bolsa de estudo; e programa de participação nos resultados, importante ferramenta de gestão estratégica. A EDEVP respeita os direitos fundamentais de seus profi ssionais, propiciando excelente condição de trabalho, dentro de um ambiente saudável, tornando-os altamente capacitados para um mercado cada vez mais competitivo. Auditores Independentes Os serviços executados pelos auditores externos, ao longo do exercício social, referemse somente à auditoria das Demonstrações Financeiras. Agradecimentos Nossos agradecimentos aos Senhores Acionistas, Clientes, Governos Federal, Estadual e Municipais, Fornecedores, Prestadores de Serviços, Credores e em especial aos colaboradores, por mais um ano de realizações. Declaração da Diretoria De acordo com o artigo 25 da Instrução CVM nº 480/09, a Diretoria declara que revisou, discutiu e concorda com as Demonstrações Financeiras ora apresentadas, bem como com a opinião dos auditores independentes expressa no Relatório dos Auditores Independentes Sobre as Demonstrações Financeiras. A Administração

2 PÁGINA 31 SÃO PAULO, TERÇA-FEIRA, 19 DE ABRIL DE 2011 BALANÇOS SOCIAIS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 (NÃO AUDITADOS) (Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma) 31/12/2010 R$ R$ 1. Base de Cálculo Receita Líquida (RL) Resultado Operacional (RO) Folha de Pagamento Bruta (FPB) % sobre % sobre R$ FPB RL R$ FPB RL 2. Indicadores Sociais Internos Alimentação ,6 0, ,4 0,7 Encargos sociais compulsórios ,3 1, ,8 1,8 Previdência privada ,8 0, ,4 0,1 Saúde ,6 0, ,8 0,3 Segurança e medicina no trabalho ,8 0,1 96 0,6 0,1 Educação ,5 0,0 15 0,1 0,0 Capacitação e desenvolvimento profi ssional ,1 0,0 10 0,1 0,0 Auxílio-creche ,0 0,0-0,0 0,0 Participação dos empregados nos lucros ou resultados ,4 0, ,8 0,2 Participação dos administradores no resultado ,6 0, ,2 0,6 Incentivo à aposentadoria e demissão voluntária ,0 0,0-0,0 0,0 Vale-transporte - excedente ,2 0,0 29 0,2 0,0 Outros benefícios ,2 0,0 64 0,4 0, ,1 3, ,8 3,8 % sobre % sobre R$ RO RL R$ RO RL 3. Indicadores Sociais Externos... Educação ,0 0,0-0,0 0,0 Cultura ,0 0,0 34 0,2 0,0 Esporte e lazer ,1 0,0-0,0 0,0 Combate à fome e segurança alimentar ,0 0,0-0,0 0,0 Doações/contribuições ,8 0, ,7 0,1 Subtotal ,9 0, ,9 0,1 Programas Sociais: Programa Nac. de Conserv. de Energia Elétrica - PROCEL ,4 0, ,6 0,8 Programa Universalização ,9 0, ,3 0,7 Subtotal ,3 1, ,9 1,5 Total de contribuições para a sociedade ,2 1, ,8 1,6 Tributos (excluídos encargos sociais) ,1 30, ,1 37,0 Total Indicadores Sociais Externos ,3 31, ,9 38,6 % sobre % sobre R$ RO RL R$ RO RL 4. Indicadores Ambientais Investimentos relacionados com a produção/operação da empresa Fundo Nacional de Desenv. Científi co e Tecnológico - FNDCT ,4 0, ,8 0,2 Estudo de Pesquisa Energética - EPE (MME) ,7 0, ,9 0,1 Programa de Efi ciência Energética - PEE ,7 0, ,5 0,5 Programa de Pesquisa e Desenvolvimento - P&D ,5 0, ,8 0,2 Total de investimentos relacionados com a prod./operação da empresa ,3 1, ,0 1,0 Quanto ao estabelecimento de metas anuais para minimizar resíduos, o consumo em geral na produção/ operação e aumentar a efi cácia na utilização de recursos naturais, a empresa (x) não possui metas ( ) cumpre de 0 a 50% ( ) cumpre de 51 a 75% ( ) cumpre de 76 a 100% (x) não possui metas ( ) cumpre de 0 a 50% ( ) cumpre de 51 a 75% ( ) cumpre de 76 a 100% 5. Indicadores do Corpo Funcional (*) 31/12/2010 em unidades em unidades Escolaridade dos empregados: Superior e pós-graduação Ensino médio Ensino fundamental Faixa etária dos empregados: Abaixo de 30 anos De 30 até 45 anos (exclusive) Acima de 45 anos Nº de admissões durante o período Nº de empregados desligados no período Nº de mulheres que trabalham % de cargos gerenciais ocupado por mulheres em relação ao nº total de mulheres... 8,00% 6,98% % de cargos gerenciais ocupado por mulheres em relação ao nº total de gerentes... 22,22% 17,60% Nº de negros que trabalham % de cargos gerenciais ocupado por negros em relação ao nº total de negros... 0% 0% % de cargos gerenciais ocupado por negros em relação ao nº total de gerentes... 0% 0% Nº de empregados portadores de defi ciência física Nº de dependentes Nº de estagiários Nº de empregados terceirizados/temporários Informações relevantes quanto ao exercício da cidadania empresarial (*) 2010 METAS 2011 Relação entre a maior e a menor remuneração 10,35 ND Número total de acidentes de trabalho 7 6 Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela empresa foram defi nidos por: Os padrões de segurança e salubridade no ambiente de trabalho foram defi nidos por: Quanto à liberdade sindical, ao direito de negociação coletiva e à representação interna dos(as) trabalhadores(as), a empresa: ( ) direção (X) direção ( ) direção ( ) não se envolve ( ) todos(as) (X) segue as normas da OIT A previdência privada contempla: ( ) direção ( ) direção A participação dos lucros ou resultados contempla: Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrões éticos e de responsabilidade social e ambiental adotados pela empresa: Quanto à participação de em programas de trabalho voluntário, a empresa: Número total de reclamações e críticas de consumidores(as): % de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas: ( ) direção ( ) direção ( ) não são ( ) são considerados sugeridos ( ) não se envolve % (X) apóia no Procon 13 no Procon 100% ( ) todos(as) + CIPA ( ) incentiva e segue a OIT (X) são exigidos ( ) organiza e incentiva na Justiça 24 na Justiça 2,33% ( ) direção (X) direção ( ) direção ( ) não se envolverá ( ) todos(as) (X) seguirá as normas da OIT ( ) direção ( ) direção ( ) direção ( ) direção ( ) não serão ( ) serão considerados sugeridos ( ) não se envolverá % (X) apoiará no Procon 14 no Procon 100% Valor adicionado total a distribuir: Em 2010: R$ Em 2009: R$ Distribuição do Valor Adicionado (DVA): 65,12 % governo 0,76 % acionistas 11,28 % colaboradores(as) 62,89 % governo 15,27 % terceiros 7,57 % retido 12,27% acionistas ( ) todos(as) + CIPA ( ) incentivará e seguirá a OIT (X) serão exigidos ( ) organizará e incentivará na Justiça 24 na Justiça 25% 10,90 % colaboradores(as) 13,78 % terceiros 0,16 % retido 7. Outras Informações a) Nos dados referentes a reclamações e críticas Na Empresa, foram considerados aqueles que entraram via ouvidoria e, no percentual de críticas atendidas ou solucionadas, considerou-se aquelas que foram atendidas e respondidas ao consumidor. b) Em virtude dos novos pronunciamentos contábeis, e visando aprimorar a qualidade das informações apresentadas, algumas informações adicionais foram incluídas, assim, quando aplicável, os valores e dados de 2009 foram reclassifi cados para melhor comparabilidade. c) Negros - inclui negros e pardos, homens e mulheres. d) Demonstração Complementar ao Relatório da Administração. BALANÇOS PATRIMONIAIS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 E EM 1º DE JANEIRO DE 2009 (Valores expressos em milhares de reais) ATIVO Nota 31/12/2010 1/1/2009 ATIVO CIRCULANTE Caixa e equivalentes de caixa Consumidores Títulos a receber (-) Perda no valor recuperável... 9 (1.647) (1.512) (1.194) Impostos e contribuições sociais a compensar Estoque Serviços em curso Redução de receita - baixa renda Outros Total do ativo circulante ATIVO NÃO CIRCULANTE Realizável a longo prazo Consumidores Títulos a receber (-) Perda no valor recuperável... 9 (2.871) (2.871) (2.871) Partes relacionadas Depósitos judiciais Impostos e contribuições sociais a compensar Impostos e contribuições sociais diferidos Ativo fi nanceiro - bens da concessão Outros Total do realizável a longo prazo Intangível Total do ativo não circulante TOTAL DO ATIVO DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 (Valores expressos em milhares de reais, exceto lucro líquido básico por ação) Nota 31/12/2010 RECEITA BRUTA Deduções da receita bruta... (86.925) (78.259) RECEITA LÍQUIDA DE VENDAS CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA Energia elétrica comprada para revenda (91.358) (77.297) Encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição... (42.703) (24.984) ( ) ( ) CUSTO DE OPERAÇÃO Pessoal... (5.947) (6.708) Material... (1.716) (1.182) Serviços de terceiros... (4.121) (4.955) Depreciação e amortização... (15.027) (14.916) Arrendamento e aluguéis... (668) (307) Custo de construção (7.774) (5.283) Outras despesas... (519) 133 (35.772) (33.218) Custo do serviço prestado a terceiros... (99) (52) LUCRO BRUTO DESPESAS OPERACIONAIS Despesas com vendas (5.017) (3.344) Despesas gerais e administrativas (19.483) (18.297) Outras despesas operacionais (795) (766) (25.295) (22.407) OUTROS RESULTADOS (104) (911) RESULTADO DO SERVIÇO RESULTADO FINANCEIRO Receitas fi nanceiras Despesas fi nanceiras (19.403) (17.589) (10.004) (2.450) LUCRO ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E DA CONTRIBUIÇÃO SOCIAL IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL Corrente (3.143) (500) Diferido (2.023) (2.523) LUCRO ANTES DAS PARTICIPAÇÕES Participações dos administradores... (278) (1.130) LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO Lucro líquido básico por ação ON - R$ ,10 0,14 As notas explicativas são parte integrante das demonstrações fi nanceiras. As notas explicativas são parte integrante das demonstrações fi nanceiras. PASSIVO Nota 31/12/2010 1/1/2009 PASSIVO CIRCULANTE Fornecedores Folha de pagamento Impostos, contribuições sociais e parcelamentos Consumidores - devolução tarifária Dividendos Juros sobre capital próprio Empréstimos, fi nanciamentos e encargos Taxas regulamentares Obrigações do programa efi ciência energética Obrigações estimadas Outros Total do passivo circulante PASSIVO NÃO CIRCULANTE Impostos, contribuições sociais e parcelamentos Impostos, contribuições sociais diferidos Consumidores - devolução tarifária Empréstimos, fi nanciamentos e encargos Obrigações do programa efi ciência energética Partes relacionadas Provisão para contingências Outros Total do passivo não circulante PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social Reservas de lucro Prejuízo acumulado (8.242) (7.596) Proposta de distribuição de dividendos adicionais Total do patrimônio líquido TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 (Valores expressos em milhares de reais) SALDOS EM 1º DE JANEIRO Proposta de distribuição Total do` Reservas de Prejuízo de dividendos patrimônio Capital social lucro acumulados adicionais líquido Nota DE 2009 () (7.596) Lucro líquido do exercício Destinação do lucro líquido proposta à AGO: Reserva legal (861) - - Dividendos intercalares conforme AGE de 5/5/ (1.000) - (1.000) Juros sobre o capital próprio (6.000) - (6.000) Dividendos propostos (9.364) SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 () (8.242) Aprovação de dividendos proposto (9.364) (9.364) Lucro líquido do exercício Destinação do lucro líquido proposta à AGO:... Reserva legal (139) - - Juros sobre o capital próprio (1.000) - (1.000) Reserva de investimentos (1.644) - - SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE As notas explicativas são parte integrante das demonstrações fi nanceiras.

3 PÁGINA 32 SÃO PAULO, TERÇA-FEIRA, 19 DE ABRIL DE 2011 DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 (Valores expressos em milhares de reais) Nota 31/12/2010 FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS Lucro líquido do exercício Ajustes ao lucro liquído do exercício: Perda no valor recuperável Depreciação e amortização Encargos de dívidas, juros, variações monetárias e cambiais - líquidas Imposto de renda e contribuição social diferidos (7.242) Ajustes ao valor presente Redução de encargos - Lei / (7.123) Outras (Aumento) redução nas contas do ativo Consumidores, concessionários e permissionários (3.322) Despesas pagas antecipadamente... (3.806) Serviços em curso... (230) (528) Cauções e depósitos vinculados a litígios (511) Créditos compensáveis em recolhimentos futuros... (3.933) 230 Outros Créditos (1.050) Serviços prestados, outros créditos, devedores diversos (2.408) (2.135) (6.042) Aumento (redução) nas contas do passivo Fornecedores (2.941) Pagamentos de encargos sobre empréstimos e fi nanciamentos (7.762) (9.058) Impostos, contribuições sociais e parcelamentos... (10.670) Taxas regulamentares (272) Obrigações do Programa de Efi ciência Energética Entidade previdência privada e outras obrigações (8) (5.544) (6.623) Caixa líquido gerado nas atividades operacionais FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO... Ativo Financeiro e Intangível dos contratos de concessão... (12.289) (9.842) Acréscimo de obrigações especiais Recebimento pela venda de bens do ativo intangível dos contratos de concessão Caixa líquido usado nas atividades de investimento... (10.660) (7.892) FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO Operações de mútuo com partes relacionadas - líquido Novos empréstimos e fi nanciamentos Pagamentos de empréstimos - principal (21.801) (18.741) Pagamentos de dividendos (5.478) (2.789) Pagamentos de juros sobre o capital próprio (150) (900) Caixa líquido usado nas atividades de financiamento... (18.757) (8.199) (Redução) / Aumento líquido de caixa e equivalentes de caixa... (6.947) Caixa e equivalentes de caixa no inicio do exercício Caixa e equivalentes de caixa no fi nal do exercício DEMONSTRAÇÕES DOS VALORES ADICIONADOS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 (Valores expressos em milhares de reais) 31/12/ RECEITAS Vendas de energia elétrica e serviços Perda no valor recuperável... (136) (318) Resultado na alienação/desativação de bens e direitos... (194) (10) Receitas relativas à construção de ativos próprios Outros resultados (578) Total INSUMOS ADQUIRIDOS DE TERCEIROS (Inclui os valores dos impostos ICMS, IPI, PIS e COFINS) Energia elétrica comprada para revenda... ( ) ( ) Serviços de terceiros... (15.312) (16.394) Materiais... (1.963) (1.780) Outros... (9.373) (4.454) Total... ( ) ( ) 3. VALOR ADICIONADO BRUTO (1-2) DEPRECIAÇÃO, AMORTIZAÇÃO E EXAUSTÃO Depreciação e amortização... (15.524) (15.473) 5. VALOR ADICIONADO LÍQUIDO PRODUZIDO PELA ENTIDADE (3-4) VALOR ADICIONADO RECEBIDO EM TRANSFERÊNCIA Receitas fi nanceiras Total VALOR ADICIONADO TOTAL A DISTRIBUIR (5+6) DISTRIBUIÇÃO DO VALOR ADICIONADO Pessoal Remunerações FGTS Outros encargos sociais (exceto INSS) Entidades de previdência privada Programa incentivo à aposentadoria e demissão voluntária Programa de Alimentação ao Trabalhador - PAT Convênios assistenciais e outros benefícios Diversos Transferências p/ ordens em curso (intangível)... - (191) Impostos, taxas e contribuições Governo Federal Governo Estadual Governo Municipal Remuneração de capitais de terceiros Encargos de dívidas e variações monetárias Aluguéis e arrendamentos Outras despesas fi nanceiras Remuneração de capitais próprios Dividendos Juros sobre o capital próprio Lucros retidos As notas explicativas são parte integrante das demonstrações fi nanceiras. NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS REFERENTES AOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2010 E 2009 E EM 1º DE JANEIRO DE 2009 (Valores expressos em milhares de reais, exceto quando indicado de outra forma) 1. CONTEXTO OPERACIONAL A ( Companhia ou EDE- VP ) é uma sociedade por ações de capital fechado, brasileira, com sede na cidade de São Paulo - SP, controlada pela Rede Energia S.A., cuja atividade operacional concentrase na distribuição de energia elétrica, nas áreas de sua concessão legal, que compreende a região da Alta Sorocabana no Estado de São Paulo (SP), com uma área de (*) Km², abrangendo 27 (*) municípios e com um número aproximado de (*) consumidores atendidos, sendo tal atividade regulamentada e fi scalizada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, vinculada ao Ministério de Minas e Energia - MME. A DENERGE Desenvolvimento Energético S.A. é a empresa controladora fi nal do grupo, constituída sob a forma de sociedade anônima de capital fechado, com sua sede na cidade de São Paulo - SP. A Companhia iniciou suas operações a partir de 1/11/2005, com a efetivação do processo de desverticalização, em atendimento à legislação pertinente Autorização de conclusão das demonstrações financeiras A autorização para emissão dessas demonstrações fi nanceiras ocorreu na reunião de Diretoria de 14/2/ DAS CONCESSÕES Conforme Contrato de Concessão de Distribuição de Energia Elétrica nº 14/1999, assinado em 8/3/1999, o prazo de duração da concessão de distribuição é de 20 anos, com vencimento em 7/7/2015, renovável por igual período. O contrato de concessão assinado com a União Federal confere ampla liberdade na direção de seus negócios, investimentos, pessoal e tecnologia. A Companhia obriga-se a adotar, na prestação do serviço, tecnologia adequada e a empregar equipamentos, instalações e métodos operativos que garantam níveis de regularidade, continuidade, efi ciência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na prestação dos serviços e a modicidade das tarifas. As obrigações inerentes à prestação do serviço público concedido são: fornecer energia elétrica a consumidores localizados em sua área de concessão, nos pontos de entrega defi nidos nas normas do serviço, pelas tarifas homologadas pela ANE- EL, nas condições estabelecidas nos respectivos contratos de fornecimento e nos níveis de qualidade e continuidade estipulados na legislação e nas normas específi cas; e dar atendimento abrangente ao mercado, sem exclusão das populações de baixa renda e das áreas de baixa densidade populacional, inclusive as rurais. A concessão para exploração do serviço de distribuição de energia elétrica se extingue: a) pelo advento do termo fi nal do contrato; b) pela encampação do serviço; c) pela caducidade; d) pela rescisão; e) pela anulação decorrente de vício ou irregularidade constatados no procedimento ou no ato de sua outorga; e f) em caso de falência ou extinção da concessionária. O contrato de concessão contém cláusulas específi cas que garantem o direito à indenização do valor residual dos bens vinculados ao serviço no fi nal da concessão. Para efeito da reversão, consideram-se bens vinculados aqueles efetivamente utilizados na prestação do serviço Mecanismo de atualização das tarifas de fornecimento de energia elétrica dos acordos de concessão A receita requerida anual, que representa a receita necessária para as distribuidoras manterem o equilíbrio econômico-fi nanceiro, é segregada em 2 parcelas para fi ns de sua determinação: Parcela A: Compreende os custos não-gerenciáveis das distribuidoras, ou seja, os custos cujo montante e variância estão fora do controle e infl uência da Companhia. Parcela B: Compreende os custos gerenciáveis, que são os custos inerentes as operações de distribuição de energia, estando assim sujeitos ao controle ou infl uência das práticas de gestão adotadas pela Companhia. Também inclui a remuneração do capital, e também um percentual regulatório de receitas irrecuperáveis. O contrato de concessão de distribuição de energia da Companhia estabelece a tarifa inicial e, prescreve os seguintes mecanismos de atualização tarifária: Reajuste tarifário anual: Objetiva restabelecer anualmente o poder de compra da receita obtida pela Companhia. Representa um ajuste referente as fl utuações dos custos da Parcela A e a infl ação (IGP-M) da Parcela B decrescido do Fator X (meta de efi ciência para o próximo período). Revisão tarifária extraordinária: Pode ocorrer a qualquer momento quando acontecer um desequilíbrio econômico-fi nanceiro no acordo de concessão. Revisão tarifária periódica: Objetiva analisar a cada 4 anos o equilíbrio fi nanceiro-econômico da concessão. O processo se dá através da revisão da receita necessária para cobertura dos custos operacionais efi cientes e a remuneração adequada sobre os investimentos realizados com prudência. A revisão tarifária periódica é aplicável sobre Parcela B, tendo seu mecanismo conduzido em 2 etapas. Na primeira etapa, o chamado reposicionamento tarifário, que se baseia na defi nição da parcela da receita necessária para coberta dos custos operacionais efi cientes, dado um nível de qualidade do serviço e uma remuneração sobre os investimentos realizados com prudência. A segunda etapa consiste no cálculo do Fator X, que estabelece metas de efi ciência para o próximo período. Segue abaixo o quadro ilustrativo com os componentes da receita requerida: Parcela A Parcela B Encargos setoriais Receita irrecuperável Reserva Global de Reversão - RGR (a) Conta de Consumo Combustível - CCC (b) Despesas de operação e manutenção (g) Taxa de fi scalização - TFSEE (c) Pessoal Programa de incentivo às fontes Material alternativas de energia - PROINFA (d) Serviços de terceiros Conta de Desenvolvimento Despesas gerais e outras Energéticos - CDE (e) Pesquisa e Desenvolvimento Despesas de capital e Efi ciência Energética (f) Cotas de depreciação (h) Operador Nacional do Sistema (ONS) Remuneração do capital (i) Encargos de transmissão Uso das instalações de transmissão Uso das instalações de conexão Uso das instalações de distribuição Transporte de energia proveniente de Itaipu Compra de energia elétrica para revenda Contratos bilaterais de longo prazo e leilões Energia de Itaipu Contratos iniciais (a) Encargo pago mensalmente, no montante anual equivalente a 2,5% dos investimentos efetuados pela Companhia em ativos vinculados à prestação do serviço de eletricidade, limitando-se a 3% da receita anual. Tem fi nalidade principal de prover recursos para reversão/encampação dos serviços de energia elétrica, não se limitando a esses objetivos. (b) Encargo que visa cobrir os custos anuais de geração termelétrica, cujo montante anual é fi xado para cada empresa em função do seu mercado e necessidade do uso das usinas termelétricas. (c) Encargo que tem a fi nalidade de constituir a receita da ANEEL para cobertura de suas despesas administrativas e operacionais. Este é fi xado anualmente e pago mensalmente. (d) Encargo para cobertura dos custos da energia elétrica produzida por empreendimentos de produtores independentes autônomos, concebidos com base em fontes eólicas, pequenas centrais elétricas e biomassa. Calculado anualmente pela ANEEL, e pago mensalmente pela Companhia. (e) Encargo com fi nalidade de prover recursos para o desenvolvimento e competitividade energética dos estados, bem como, a universalização do serviço de energia elétrica. Seu valor é fi xado anualmente pela ANEEL. (f) Referente à aplicação de 1,00% da receita operacional líquida anual, sendo no mínimo 0,75% em pesquisa e desenvolvimento e 0,25% em efi ciência energética no setor elétrico. (g) Refere-se à parcela da receita destinada à cobertura dos custos diretamente vinculados à prestação do serviço de distribuição de energia elétrica. (h) Representa à parcela da receita necessária à formação dos recursos fi nanceiros destinados à recomposição dos investimentos realizados. (i) É a parcela da receita necessária para promover rendimento do capital investido na prestação do serviço de distribuição de energia elétrica. A energia distribuída é substancialmente adquirida de Furnas Centrais Elétricas S.A. e Rede Lajeado Energia S.A., bem como a energia proveniente de leilões efetuados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE vinculada ao Ministério de Minas e Energia - MME. Para a prestação dos serviços, objeto das concessões acima mencionadas, a Companhia possui um quadro próprio de 291 (*) funcionários, 77 (*) prestadores de serviços e 10 (*) estagiários em 31/12/ ELABORAÇÃO E APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS 3.1. Bases de preparação e apresentação das demonstrações financeiras a. Declaração de conformidade (com relação as práticas contábeis adotadas no Brasil e as normas internacionais de relatório financeiro - IFRS) As demonstrações fi nanceiras foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB), as quais abrangem a legislação societária brasileira, as normas emitidas pela Comissão de Valores Mobiliários - CVM e normas aplicáveis às concessionárias de serviço público de energia elétrica, defi nidas pelo poder concedente, a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. Algumas informações adicionais estão sendo apresentadas em notas explicativas e quadros suplementares em atendimento às instruções contidas no Despacho nº 4.097, da SFEF/ANEEL, de 31/12/2010. Essas demonstrações fi nanceiras foram elaboradas de acordo com os Pronunciamentos, Interpretações e Orientações Técnicas (coletivamente CPCs ) emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) adotados no Brasil e aprovados pelo Conselho Federal de Contabilidade (CFC) e pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM). Os efeitos da adoção inicial dos CPCs estão detalhados na nota explicativa nº 5. b. Base de mensuração As demonstrações fi nanceiras foram preparadas com base no custo histórico, com exceção dos seguintes itens reconhecidos nos balanços patrimoniais: Os instrumentos fi nanceiros derivativos mensurados pelo valor justo; Os instrumentos fi nanceiros mensurados pelo valor justo por meio do resultado. c. Moeda funcional e moeda de apresentação Essas demonstrações fi nanceiras são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Companhia. Todas as informações fi nanceiras divulgadas nas demonstrações fi nanceiras apresentadas em Real foram arredondadas para o milhar mais próximo, exceto quando indicado de outra forma Uso de estimativas A preparação das demonstrações fi nanceiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil requer que a Administração realize estimativas para determinação e registro de certos ativos, passivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre suas demonstrações fi nanceiras. Tais estimativas são feitas com base no princípio da continuidade e suportadas pela melhor informação disponível na data da apresentação das demonstrações fi nanceiras, bem como na experiência da Administração. As estimativas são revisadas quando novas informações se tornam disponíveis ou as situações em que estavam baseadas se alterem. As estimativas podem vir a divergir para com o resultado real. As principais estimativas se referem: Perda no valor recuperável; Vida útil do ativo intangível Provisões; Passivos contingentes; Planos de pensão; Imposto de renda e contribuição social diferidos; Instrumentos fi nanceiros mensurados pelo valor justo; e Ativo Financeiro - Concessão Gestão do Capital A Companhia busca alternativas de capital com o objetivo de satisfazer as suas necessidades operacionais, objetivando uma estrutura de capital que leve em consideração parâmetros adequados para os custos fi nanceiros, os prazos de vencimento das captações e suas garantias. A Companhia acompanha seu grau de alavancagem fi nanceira, o qual corresponde a dívida líquida, incluindo empréstimos de curto e longo prazo, dividida pelo capital total. Informações pertinentes aos riscos inerentes a operação da Companhia e a utilização de instrumentos fi nanceiros para dirimir esses riscos, bem como as políticas e riscos relacionados aos instrumentos fi nanceiros, estão descritos na nota explicativa nº PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEIS ADOTADAS Ativos e passivos financeiros: a. Reconhecimento e Mensuração: A Companhia reconhece os instrumentos fi nanceiros nas suas demonstrações fi nanceiras quando, e apenas quando, ela se tornar parte das disposições contratuais do instrumento. Os ativos e passivos fi nanceiros são inicialmente mensurados pelo valor justo, e após o reconhecimento inicial, a Companhia mensura os ativos e passivos fi nanceiros ao valor justo por meio do resultado, somados aos custos de transação que sejam diretamente atribuídos à aquisição ou emissão do ativo ou passivo fi nanceiro, pelo custo ou pelo custo amortizado, quando esses instrumentos fi nanceiros são classifi cados de acordo com sua data de liquidação (mantidos até o vencimento e empréstimos e recebíveis). b. Classificação: A Companhia classifi ca os ativos e passivos fi nanceiros sob as seguintes categorias: (i) Mensurados ao valor justo por meio do resultado, (ii) Mantidos até o vencimento, (iii) Empréstimos e recebíveis, (iv) Disponível para a venda. i. Mensurados ao valor justo por meio do resultado: são instrumentos fi nanceiros mantidos para negociação. Um ativo fi nanceiro é classifi cado nessa categoria se foi adquirido, principalmente, para fi ns de venda a curto prazo. Os derivativos também são caracterizados com mantidos para negociação, a menos que tenha sido designado como instrumento de proteção (hedge); ii. Mantidos até o vencimento: são ativos fi nanceiros não derivativos com pagamentos fi xos ou determináveis com vencimentos defi nidos para os quais a Companhia tem a intenção positiva e a capacidade de manter até o vencimento. iii. Empréstimos e recebíveis: são ativos e passivos fi nanceiros não derivativos com pagamentos fi xos determináveis que não estão cotados em mercado ativo. iv. Disponível para Venda: são ativos e passivos fi nanceiros não derivativos, que são designados nessa categoria ou que não se classifi cam em nenhuma das categorias acima. c. Avaliação de recuperabilidade de ativos financeiros: Os ativos fi nanceiros são avaliados a cada data do balanço, identifi cando se são totalmente recuperáveis ou se há perda de impairment para esses instrumentos fi nanceiros. Caixa e Equivalentes de Caixa: Caixa compreende numerário em espécie e depósitos bancários disponíveis. Equivalentes de caixa são aplicações fi nanceiras de curto prazo, alta liquidez, que são prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa estando sujeitos a um insignifi cante risco de mudança de valor. A mesma defi nição é utilizada na Demonstração do Fluxo de Caixa. Consumidores: Incluem o fornecimento de energia elétrica faturado e a faturar a consumidores fi nais, uso da rede, serviços prestados, acréscimos moratórios e a outras concessionárias pelo suprimento de energia elétrica conforme montantes disponibilizados pela CCEE. Perda no valor recuperável (impairment): Constituída após avaliação sobre a existência de evidência objetiva acerca da possibilidade de perda no valor recuperável das contas a receber. Tal evidência é advinda de eventos ocorridos após o reconhecimento do ativo que afetem o fl uxo de caixa futuro estimado, tendo como base a experiência da Administração. A análise sobre a evidencia é feita individualmente para casos mais signifi cativos e coletivamente para os demais casos. Ajuste a Valor Presente: Os ativos e passivos de longo prazo, bem como, os de curto prazo caso relevantes, são ajustados a valor presente. Os principais efeitos apurados estão relacionados com as rubricas Consumidores e Impostos e Contribuições Sociais a Compensar. As taxas de descontos utilizadas refl etem as taxas utilizadas para riscos e prazos semelhantes as utilizadas pelo mercado, e a taxa WACC do setor elétrico para os casos referentes a assuntos regulatórios. Estoque (inclusive do ativo intangível em curso): Os materiais em estoque classifi cados no ativo circulante (almoxarifado de manutenção e administrativos) e aqueles destinados a investimento classifi cados no ativo intangível em curso (depósito de obra) estão registrados ao custo médio de aquisição. Intangível: Incluem o direito de uso dos bens integrantes dos contratos de concessão até o fi nal da concessão. A amortização refl ete o padrão de consumo dos bens em relação aos benefícios econômicos esperados dentro do prazo da concessão, e é reconhecida na rubrica de Custo de Operação e Despesas Operacionais. Contratos de concessão: Os contratos de concessão são reconhecidos como ativo intangível e ativo fi nanceiro. O valor do ativo intangível dos contratos de concessões representa o custo amortizado dos bens que compõem a concessão limitados ao fi nal da concessão. Tais ativos são mensurados pelo valor reavaliado em agosto de 2001, com revisão em maio de 2005, exceto para os grupos de automóveis, caminhões e móveis e utensílios. O custo compreende o preço de aquisição (acrescido de impostos não recuperáveis sobre a compra, depois de deduzidos os descontos comerciais e abatimentos) e quaisquer custos diretamente atribuíveis para colocar o ativo no local e condição necessárias para este ser capaz de funcionar da forma pretendida pela Administração. A amortização do ativo intangível dos contratos de concessão representa a depreciação regulatória dos bens individuais. Os ativos intangíveis dos contratos de concessões têm o seu valor testado para perda de recuperabilidade econômica, no mínimo, anualmente, caso haja indicadores de perda de valor. A amortização é reconhecida na rubrica de custo de operação e despesas operacionais. O ativo fi nanceiro refere-se aos investimentos realizados e previstos no contrato de concessão e não amortizados até o fi nal da concessão por ser um direito incondicional de receber caixa ou outro ativo fi nanceiro diretamente do poder concedente, decorrente da aplicação da Interpretação Técnica ICPC 01 - Contratos de Concessão e a Orientação Técnica OCPC 05 - Contratos de concessão. Ele é reconhecido pelo custo residual não amortizado e o valor somente é alterado por meio de atualizações, adições, baixas e transferências ao longo do prazo de concessão. Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica: Representam os valores da União, dos Estados, dos Municípios e dos consumidores, bem como as doações não condicionadas a qualquer retorno a favor do doador e as subvenções destinadas a investimento no serviço público de energia elétrica na atividade de distribuição, cuja quitação ocorrerá ao fi nal da concessão. Essas obrigações estão registradas em grupo específi co no passivo não circulante, e estão sendo apresentadas como dedução do Ativo Financeiro e Ativo Intangível da concessão, dadas suas características de aporte fi nanceiro com fi ns específi cos de fi nanciamentos para obras. Subvenção e assistência governamental: A partir de 1/1/2008, as subvenções governamentais, se recebidas, serão reconhecidas como receita ao longo do período, confrontadas com as despesas que pretende compensar em uma base sistemática. Os valores a serem apropriados no resultado serão destinados a Reserva de Incentivos Fiscais. Atualmente a Companhia não possui subvenções e assistências governamentais. Teste de recuperabilidade econômica (impairment): Todo fi nal de período a Companhia avalia se existem evidências objetivas de que os ativos da concessão (ativo fi nanceiro e intangível) estejam desvalorizados, levando em conta fatores internos e externos. Caso existam evidências, o teste de recuperabilidade econômica é realizado. Ativos intangíveis com vida útil indefi nida e, ainda os não disponíveis para uso são testados anualmente, sempre na mesma data, independente da existência de evidências. A Companhia utiliza o valor em uso como métrica de cálculo do valor recuperável, pois em sua maioria, os testes de recuperabilidade são realizados no nível de concessão, onde esta representa a menor unidade geradora de caixa. As projeções do fl uxo de caixa se baseiam nos orçamentos e planos de negócios aprovadas pela Companhia para um período de 5 anos, posteriormente são utilizadas taxas constantes. A taxa de desconto utilizada é 12,81%, que representa o WACC real setorial. Arrendamento mercantil: Os arrendamentos mercantis são segregados entre os operacionais e os fi nanceiros. Quando o arrendamento é classifi cado como fi nanceiro, ou seja, seus riscos e benefícios são transferidos, este é reconhecido como um ativo e mensurado inicialmente pelo seu valor justo ou pelo valor presente dos pagamentos mínimos, entre eles o menor, e depreciados normalmente. O passivo subjacente é amortizado utilizando a taxa efetiva de juros. Empréstimos, financiamentos e debêntures: Estão atualizados pela variação monetária e/ou cambial, juros e encargos fi nanceiros, determinados em cada contrato, incorridos até a data de encerramento do balanço. Os custos de transação estão deduzidos dos empréstimos/fi nanciamentos correspondentes. Esses ajustes são apropriados ao resultado pela taxa efetiva de juros do período em despesas fi nanceiras, exceto pela parte apropriada ao custo do ativo intangível em curso. Custo de empréstimos: Compreendem os juros e outros custos incorridos em conexão com empréstimos de recursos para aquisição, construção ou produção de um ativo, que leve um período substancial de tempo para fi car pronto para seu uso pretendido. Esses custos começam a ser capitalizados quando a Companhia incorre em gastos, custos de empréstimos e as atividades de construção estejam iniciadas, cessando quando substancialmente todas as atividades necessárias estiverem completas. Para empréstimos específi cos, o montante capitalizado é o efetivamente incorrido sobre tais empréstimos durante o período, deduzidos de qualquer receita fi nanceira decorrente do investimento temporário dos mesmos. Para empréstimos genéricos, aplica-se a taxa ponderada dos respectivos custos sobre o saldo vigente, aplicando esta taxa sobre o valor do ativo em construção, sendo esta capitalização limitada ao valor recuperável do ativo. Valor justo: É a quantia pela qual um ativo poderia ser trocado, ou um passivo liquidado, entre partes conhecedoras e dispostas a isso em transação sem favorecimento. Provisões para contingências: Provisões são reconhecidas quando a Companhia tem uma obrigação presente, legal ou não formalizada, como resultado de um evento passado, cujo valor possa ser estimado de maneira confi ável sendo provável uma saída de recursos. O montante da provisão reconhecida é a melhor estimativa da Administração e dos assessores legais, baseados em pareceres jurídicos sobre os processos existentes e do desembolso exigido para liquidar a obrigação presente na data do balanço. Quando a provisão envolve uma grande população, a obrigação é estimada ponderando todos os possíveis desfechos pelas suas probabilidades associadas. Para uma obrigação única a mensuração se baseia no desfecho mais provável. Outros direitos e obrigações: Demais ativos e passivos circulantes e não circulantes que estão sujeitos a variação monetária ou cambial por força de legislação ou cláusulas contratuais, estão atualizados com base nos índices previstos nos respectivos dispositivos, de forma a refl etir os valores na data das demonstrações fi nanceiras. Imposto de renda e contribuição social: a provisão para imposto de renda e contribuição social corrente é calculada com base no lucro tributável e na base de cálculo da contribuição social, de acordo com as alíquotas vigentes na data do balanço. Sobre as diferenças temporárias, prejuízo fi scal e base negativa de contribuição social são constituídos impostos diferidos. Os ativos e passivos diferidos são registrados nos ativos e passivos não circulantes. Os impostos diferidos serão realizados com base nas alíquotas que se espera serem aplicáveis no período que o ativo será realizado ou, o passivo liquidado. Tais ativos e passivos não são descontados a valor presente. Os prejuízos fi scais e bases negativas de contribuição social podem ser compensados anualmente, observando-se o limite de até 30% do lucro tributável para o exercício. De acordo com o art. 15 da Lei /2009, que institui o Regime Tributário de Transição ( RTT ) de apuração do Lucro Real, a Companhia considerou a opção pelo RTT aplicável ao biênio , por meio do envio da Declaração de Imposto de Renda da Pessoa Jurídica - DIPJ 2009, relativo ao ano- calendário de A partir do ano-calendário de

4 PÁGINA 33 SÃO PAULO, TERÇA-FEIRA, 19 DE ABRIL DE , a adoção ao RTT passou a ser obrigatória. Plano de aposentadoria e pensão: A Companhia possui plano de aposentadoria e pensão, sendo este contabilizado conforme sua classifi cação, contribuição defi nida ou benefício defi nido. O plano de contribuição defi nida é aquele que a Companhia paga contribuições fi xas a uma entidade separada, não tendo a obrigação legal ou não formalizada de pagar contribuições adicionais se o fundo não possuir ativos sufi cientes para pagar todos os benefícios devidos. Já o de benefício defi nido compreende todos os planos que não sejam classifi cados como contribuição defi nida. A contribuição da Companhia para o plano de contribuição defi nida é reconhecida na demonstração do resultado como Pessoal, sendo que nenhum ativo ou passivo é reconhecido. O plano de benefício defi nido tem sua contabilização baseada em avaliações atuarias sendo o valor presente das obrigações calculado pelo Método Unitário Projetado. A Companhia se utiliza de atuários qualifi cados independentes anualmente. Receita líquida de vendas: As receitas de fornecimento de energia elétrica são mensuradas com base no regime de competência, sendo reconhecida no momento em que os riscos e benefícios são transferidos, ou seja, no momento da entrega da energia. Assim, inclui a quantifi cação estimada do fornecimento de energia elétrica da última medição (emissão fatura) até o encerramento das demonstrações fi nanceiras. Registro das operações de compra e venda de energia na CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica: As compras (custo de energia comprada) e as vendas (receita de suprimento) são registradas pelo regime de competência de acordo com as informações divulgadas pela CCEE, entidade responsável pela apuração das operações de compra e venda de energia. Nos meses em que essas informações não são disponibilizadas em tempo hábil pela CCEE, os valores são estimados pela Administração da Companhia, utilizando-se de parâmetros disponíveis no mercado. Receita e custo de construção: O custo de construção das obras relativas a distribuição de energia elétrica, é baseado na percentagem completada da obra, sendo determinada com base nos custos incorridos até a data. Não existe margem de construção, assim a receita de construção é igual ao custo de construção. Informações sobre quantidade de ações e resultado por ação: O resultado básico por ação deve ser calculado dividindo-se o lucro ou prejuízo do exercício (o numerador) pelo número médio ponderado de ações em poder dos acionistas, menos as mantidas em tesouraria (denominador). Novas normas e interpretações ainda não adotadas: Diversas normas, emendas e interpretações IFRSs emitidas pelo IASB (International Accounting Standards Board) ainda não entraram em vigor para o exercício encerrado em 31/12/2010, sendo elas: Emenda da IAS 12 - Tributos sobre o lucro (CPC 32): Recuperação de ativos mensurados pelo valor justo. Aplicável a partir de 1/1/2012; Emenda da IAS 24 - Partes relacionadas (CPC 05): Divulgação de partes relacionadas com o Governo. Aplicável a partir de 1/1/2011; IFRS 9 - Instrumentos fi nanceiros: Classifi cação de ativos fi nanceiros e contabilização de passivos fi nanceiros designados como mensurados pelo valor justo por meio do resultado. Aplicável a partir de 1/1/2013; Emenda da IFRIC 14 - IAS 19 - Limite de um ativo de benefício defi nido, requisitos de fundamento mínimo e sua interação (CPC 33 - Interpretação A): Esclarecimento sobre pagamentos antecipados. Aplicável a partir de 1/1/2011. O CPC ainda não emitiu pronunciamentos equivalentes às IFRS acima citadas. A adoção antecipada destes pronunciamentos está condicionada a aprovação prévia em ato normativo da Comissão de Valores Mobiliários - CVM. A Companhia não estimou a extensão do impacto destas novas normas em suas demonstrações fi nanceiras. Reclassificações e correções: Algumas reclassifi cações e correções foram efetuadas para melhor apresentação das demonstrações fi nanceiras comparativas, conforme o CPC 23 - Políticas Contábeis, Mudança de Estimativa e Retifi cação de Erro. Demonstrações dos resultados abrangentes: As demonstrações dos resultados abrangentes não estão sendo divulgadas, uma vez que a Companhia não apurou transações que envolvam registros em outros resultados abrangentes que impactam o resultado do exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2010 e PRIMEIRA ADOÇÃO DOS CPCS - CONVERGENTES AS IFRS 5.1. ICPC 01 - Contratos de concessão (IFRIC 12) Em 22/12/2009 foi aprovada a Deliberação CVM nº 611/09, que delibera a ICPC Conciliação do balanço patrimonial de 1/1/2009 e Contratos de Concessão. O escopo da ICPC 01 abrange contratos de concessões de serviços públicos de entidades privadas, onde o poder concedente tem o controle sobre os ativos relacionados a concessão. O poder concedente controla os ativos quando esse: a) Controla ou regulamenta quais serviços o concessionário deve prestar com a infra estrutura, a quem os serviços devem ser prestados e o seu preço; e b) Controla qualquer participação residual signifi cativa na infra estrutura, no fi nal do prazo da concessão. Assim, segundo a ICPC 01, as concessionárias têm 2 atividades: a) Construção: o resultado é reconhecido proporcionalmente à execução da obra, de acordo com o CPC 17 - Contratos de Construção; e b) Operação e manutenção: A receita é reconhecida de acordo com o CPC 30 - Receitas, no momento em que os riscos e benefícios são transferidos. Os gastos com manutenção são reconhecidos como despesas e, com ampliação capitalizados. A ICPC 01 defi ne o modelo de contabilização, conforme quem remunera o concessionário: a) Usuário: Aplica o modelo do ativo intangível, onde os bens da concessão são reconhecidos como tal, representando o valor justo do direito de cobrar os usuários. Este ativo é amortizado durante o prazo de concessão, pela maneira que melhor represente o consumo dos benefícios econômicos; b) Poder concedente: Aplica o modelo do ativo fi nanceiro, onde os bens da concessão assim são reconhecidos. O ativo fi nanceiro representa um direito incondicional de receber pagamento do poder concedente, e mensurado de acordo com o CPC 38 - Instrumentos fi nanceiros: Reconhecimento e Mensuração; e c) Usuário e poder concedente: Utiliza o modelo misto, onde os bens da concessão são reconhecidos como um ativo intangível e um ativo fi nanceiro Adoção da ICPC 01 As concessionárias de distribuição de energia elétrica são remuneradas de 2 maneiras: a) Direito de cobrar os usuários pela energia consumida (fatura); e b) Indenização dos bens reversíveis ao fi nal do prazo da concessão. O direito de cobrar representa um ativo intangível e a indenização um ativo fi nanceiro. A ICPC 01 será aplicada a partir da data de transição 1/1/2009. O valor a ser bifurcado é o saldo do ativo imobilizado até a data da transição. O ativo fi nanceiro deve ser reconhecido inicialmente pela melhor estimativa do valor justo da indenização, e o valor residual (a diferença para o saldo total bifurcado) seria o ativo intangível. O ativo fi nanceiro representa a parcela estimada dos investimentos realizados e não amortizados ou depreciados até o fi nal da concessão. Existe uma indefi nição quanto a renovação das concessões. A inexistência de defi nição legal e constitucional, aliada a ausência de histórico de reversões, faz com que o ativo intangível tenha sua vida útil limitada ao prazo da concessão. Contudo, a Administração da Companhia entende que conseguirá renovar por igual período, conforme direito previsto no contrato de concessão, cuja renovação será requerida pela Companhia, para assegurar a continuidade e qualidade do serviço e cumprimento de regularidade junto ao órgão técnico de fi scalização do poder concedente e demais exigências previstas no contrato de concessão. Assim, na nota explicativa nº 15 também é apresentada a posição patrimonial considerando que a concessão será renovada por igual período, o que não implicaria em alteração no resultado do exercício. A despesa com depreciação incluída na tarifa é determinada com base na vida útil econômica estimada de cada bem, sendo utilizada como base de cálculo da amortização do ativo intangível. A ICPC 01 ainda determina o reconhecimento de receita e despesa de construção referente às obras em andamento. A Administração entende que a atividade de construção não gera lucro, assim não apresenta margem de lucro O Impactos da adoção dos CPCs A Companhia adotou a data de transição como 1/1/2009 (Balanço de Abertura), assim, as últimas demonstrações fi nanceiras pelas práticas contábeis anteriores foram as referentes ao exercício fi ndo em 31/12/2008. A seguir é apresentada uma reconciliação das demonstrações fi nanceiras e os ajustes requeridos pela primeira adoção dos CPCs, convergentes as IFRS, segundo o CPC 37 - R1 que trata da adoção inicial das normais internacionais de relatório fi nanceiro. 1/1/2009 Práticas contábeis Efeitos de Saldo Práticas contábeis Efeitos de Saldo ATIVO anteriores mudança de prática ajustado anteriores mudança de prática ajustado ATIVO CIRCULANTE Consumidores (877) (877) (-)Perda no valor recuperável (a)... (953) (241) (1.194) (1.138) (374) (1.512) Impostos e contribuições sociais diferidos (b) (121) - 16 (16) - Ativos regulatórios (c) (2.173) (5.045) - Total do ativo circulante (3.412) (6.312) ATIVO NÃO CIRCULANTE Realizável a longo prazo Consumidores (-)Perda no valor recuperável (a)... - (2.871) (2.871) - (2.871) (2.871) Impostos e contribuições sociais diferidos (b) (d) Ativos regulatórios (c) (40.717) (33.468) - Ativo fi nanceiro - concessões (e) Total do realizável a longo prazo Imobilizado - líquido (e) ( ) ( ) - Intangível - líquido (e) Total do ativo não circulante (7.295) (8.458) ATIVO TOTAL (10.707) (14.770) PASSIVO CIRCULANTE Impostos e contribuições sociais diferidos (b) (1.917) (4.090) - Dividendos (9.364) - Passivos regulatórios (c) (2.719) (2.043) - Total do passivo circulante (4.636) (15.497) PASSIVO NÃO CIRCULANTE Impostos e contribuições sociais diferidos (b) Consumidores - devolução tarifária (c) Passivos regulatórios (c) (33.145) (29.092) - Outros Total do passivo não circulante (395) PATRIMÔNIO LÍQUIDO Prejuízos acumulados... - (7.596) (7.596) - (8.242) (8.242) Proposta de distribuição de dividendos adicionais Total do patrimônio líquido (7.596) PASSIVO TOTAL (10.707) (14.770) Práticas Efeitos de contábeis mudança Saldos anteriores de prática ajustados LUCRO ANTES DO IMPOSTO DE RENDA E DA CONTRIBUIÇÃO SOCIAL IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL Diferido (e)... (2.356) 333 (2.023) (a) O CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração, altera os critérios de mensuração da antiga provisão de créditos de liquidação duvidosa (PCLD), agora denominada de perda no valor recuperável (impairment). O montante registrado no balanço de abertura foi incrementado em R$ 241 (R$ 374 em ) no circulante, e R$ (R$ em ) no não circulante de acordo com a nova metodologia de mensuração. Com a fi nalidade de compensação de impostos e contribuições administrados pela Secretaria da Receita Federal, a Companhia adquiriu em 2003, créditos de origem não tributária decorrentes da condenação da União Federal em ação indenizatória, reconhecidos por decisão judicial transitada em julgado. A realização do crédito depende do sucesso da ação atualmente em fase de execução, sendo considerado provável o êxito da ação pelos assessores jurídicos. Uma nova mensuração feita, por meio de uma análise criteriosa e à luz das alterações trazidas pelo CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração, levou a Administração a decidir pela constituição de perda no valor recuperável do valor integral desse instrumento fi nanceiro, sendo o ajuste reconhecido na data da transição. (b) Segundo o CPC 32 - Tributos sobre o lucro, o saldo de ativo diferido no montante de R$ 121 (R$ 16 em ) e passivo diferido no montante de R$ (R$ em ) devem ser classifi cados integralmente no balanço de abertura como não circulante. (c) Alguns ativos e passivos regulatórios não atendem a defi nição de ativo e passivo segundo a Estrutura Conceitual Básica (Framework). O saldo do ativo regulatório no balanço de abertura foi reduzido em R$ no circulante (R$ em ) e R$ no não circulante (R$ em ). Parte do saldo do passivo regulatório não circulante no balanço de abertura foi reclassifi cado para Consumidores - devolução tarifária no montante de R$ (R$ em ). O saldo restante do passivo regulatório no balanço de abertura foi reduzido em R$ (R$ em ) e no não circulante foi reduzido em R$ 413 (R$ em ). (d) O saldo do ativo fi scal diferido não circulante foi ajustado pelo reconhecimento dos efeitos fi scais dos ajustes. O ativo fi scal diferido foi incrementado no balanço de abertura em R$ (R$ em ). (e) Conforme mencionado no item 5.2, os ativos que representam os bens das concessões foram reclassifi cados do ativo imobilizado para o ativo intangível no balanço de abertura no montante de R$ (R$ em ) e para o ativo fi nanceiro - bens da concessão R$ (R$ em ) Reconciliação do patrimônio líquido em 1/1/2009 e 01/01/2009 Patrimônio líquido - originalmente divulgado Desreconhecimento de ativos e passivos regulatórios... (7.026) (7.873) Perda no valor recuperável (impairment)... (241) (374) Provisão de impairment de títulos a receber (ativo não circulante)... (2.871) (2.871) Imposto de renda e contribuição social diferidos sobre ajustes Proposta de distribuição de dividendos adicionais Outros... (1.370) (1.370) Patrimônio líquido após ajustes de mudança de prática contábil e correções Reconciliação da demonstração do resultado do exercício de 2009 Práticas Efeito da contábeis mudança Saldos anteriores de prática ajustados RECEITA OPERACIONAL (a) (b) (3.445) Deduções da receita operacional (b)... (76.648) (1.611) (78.259) RECEITA LÍQUIDA DE VENDAS (5.056) CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA Energia elétrica comprada para revenda (b)... (78.918) (77.297) Encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição (b)... (34.222) (24.984) ( ) ( ) CUSTO DE OPERAÇÃO Custo de construção (a)... - (5.283) (5.283) (27.935) (5.283) (33.218) LUCRO OPERACIONAL BRUTO DESPESAS OPERACIONAIS Despesas com vendas... (3.211) (133) (3.344) Despesas gerais e administrativas... (18.297) (1.130) (19.427) (22.274) (1.263) (23.537) RESULTADO DO SERVIÇO (743) RESULTADO FINANCEIRO Receitas fi nanceiras (d) (1.419) Despesas fi nanceiras (d) (f)... (23.642) (17.589) (7.084) (2.450) (2.856) 333 (2.523) Práticas Efeitos de contábeis mudança Saldos anteriores de prática ajustados LUCRO ANTES DAS PARTICIPAÇÕES E DA REVERSÃO DOS JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO Participação dos administradores... (1.130) LUCRO ANTES DA REVERSÃO DOS JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO Reversão dos juros sobre o capital próprio (f) (6.000) - LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO (646) (a) A receita teve um incremento de R$ devido a receita de construção dos ativos da concessão. O custo também teve um acréscimo de igual montante devido ao custo/ despesa de construção. Tais valores são de reconhecimento obrigatório pela ICPC 01 - Contratos de Concessão, não existindo margem de lucro. Vide item 5.1. (b) Os ativos e passivos regulatórios não atendem os critérios de reconhecimento segundo a Estrutura Conceitual Básica (Framework). Assim, o ajuste causou uma redução de R$ na receita operacional bruta, uma redução de R$ nas deduções da receita operacional bruta, uma redução de R$ no custo de energia elétrica comprada para revenda, uma redução de R$ no custo de encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição. (c) O CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração altera os critérios de reconhecimento da antiga PCLD, agora denominada de perda no valor recuperável. O efeito do ajuste foi um acréscimo de R$ 133 na despesa operacional. (d) Resultado fi nanceiro: O reconhecimento e mensuração de encargos sobre ativos e passivos regulatórios, impactou em um acréscimo de R$ 1.366, sendo o efeito na receita fi nanceira uma redução de R$ e na despesa fi nanceira uma redução de R$ 53. (e) Os impactos nos itens mencionados acima levaram a um acréscimo de R$ 333 no imposto de renda e contribuição social diferidos/corrente. (f) A Lei /2009 dispõe que deverá ser observado exclusivamente em livros ou registros auxiliares, as disposições da lei tributária, ou de legislação especial sobre a atividade que constitui seu objeto, que prescrevam, conduzam ou incentivem a utilização de métodos ou critérios contábeis diferentes ou determinem registros, lançamentos ou ajustes ou a elaboração de outras demonstrações fi nanceiras. Desta forma, os juros sobre o capital próprio registrado nas despesas fi nanceiras e sua reversão antes do lucro líquido do exercício perderam seu objeto, impactando em uma redução de R$ nas despesas fi nanceiras e a exclusão da reversão dos juros sobre o capital próprio Reconciliação da demonstração dos fluxos de caixa de Práticas Efeitos de contábeis mudança Saldos anteriores de prática ajustados FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS Lucro líquido do exercício (646) Ajustes ao lucro líquido do exercício:... Perda no valor recuperável Ativo / (passivo) regulatório... (2.690) Créditos tributários diferidos (2.432) - Imposto de renda e contribuição social diferidos Subtotal (Aumento) redução nas contas do ativo Consumidores, concessionárias e permissionárias... (3.816) 494 (3.322) Desp. antecipadas e ativos regulatórios (16.463) Subtotal (15.969) (6.042) Aumento (redução) nas contas do passivo Impostos, contribuições sociais e parcelamentos Taxas regulamentares... (270) (2) (272) Passivos regulatórios... (14.124) Obrigações do Programa de Efi ciência Energética Entidade previdência privada e outras obrigações (312) (9) Subtotal... (21.724) (6.623) Caixa líquido gerado nas atividades operacionais FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE INVESTIMENTO Caixa líquido usado nas atividades de investimento... (7.892) - (7.892) FLUXOS DE CAIXA DAS ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO Pagamento de Juros sobre o capital próprio... (2.789) - (2.789) Pagamento de dividendos... - (900) (900) Caixa líquido usado nas atividades de financiamento... (7.299) (900) (8.199) Aumento de caixa e equivalentes de caixa Caixa e equivalentes de caixa no inicio do exercício Caixa e equivalentes de caixa no fi nal do exercício CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXA 31/12/2010 1/1/2009 Caixa Equivalentes de caixa Total Equivalentes de caixa Instituição Tipo de Vencifinanceira aplicação mento Taxas % 31/12/2010 1/1/2009 Banco Bradesco CDB (*) 20,00 a ,00 CDI Banco Bradesco Título de (*) 6,00 a.a Capitalização + TR Banco Cacique. CDB (*) 106,00 CDI Banco Itaú... CDB (*) 100,00 CDI Banco Industrial Debêntures (*) 106,00 CDI Banco Safra... Poupança (*) 6,00 a.a TR Banco Safra... CDB (*) 10,00 CDI Total (*) As aplicações fi nanceiras são consideradas equivalentes caixa por permitirem o resgate a qualquer momento sem perda dos juros transcorrido. O valor contábil é próximo ao seu valor justo. 7. CONSUMIDORES 31/12/2010 1/1/2009 Consumidores: Faturados Não faturados Total Saldos vencidos Total Classe de consumidores Saldos vincendos até 90 dias de 91 até 360 dias mais de 361 dias Total 31/12/2010 1/1/2009 Residencial Industrial Comércio, serviços e outras atividades Rural Poder Público: Federal Estadual Municipal Iluminação pública Serviço público (-) Ajuste a valor presente - Lei /2007 (d)... (1) (1) (3) (1) Redução de Tarifa - Irrigação e aquicultura (b) Redução de uso do sistema de distribuição (c) Subtotal - Consumidores Participação fi nanceira do consumidor Comercialização na CCEE (a) Programa emergencial de redução do consumo Encargos de capacidade emergencial Energia Livre Concessionárias e permissionárias Encargos de uso da rede elétrica Outros (662) Total Consumidores Ajuste a valor presente - Lei /2007 (d)... (2) (2) (2) (1) Participação fi nanceira do consumidor Comercialização na CCEE (a) Redução de Tarifa - Irrigação e aquicultura (b) Redução de uso do sistema de distribuição (c) Outros Total Do valor total de contas a receber R$ em 2010 (R$ em 2009) se referem a renegociações. (a) Comercialização na CCEE O saldo da conta de consumidores inclui o registro dos valores provisórios a receber referentes à comercialização de energia de curto prazo, no montante de R$ 8.990, com base em cálculos preparados e divulgados pela CCEE até o mês de dezembro de De acordo com a Resolução ANEEL nº 552, de 14/10/2002, os valores das transações de energia de curto prazo não liquidados nas datas programadas deverão ser negociados bilateralmente entre os agentes de mercado. As operações de compra e venda de energia elétrica praticadas no período de setembro de 2000 a dezembro de 2002, após os ajustes divulgados pela CCEE, tiveram seu processo de liquidação concluído em julho de 2003, as demais operações de compra e venda de energia elétrica praticadas no exercício de 2010, estão sendo liquidadas mensalmente. Os valores de energia no curto prazo e da energia livre estão sujeitos à modifi cação dependendo de decisão dos processos judiciais em andamento, movido por determinadas empresas do setor, relativos à interpretação das regras do mercado em vigor. Essas empresas, não incluídas na área do racionamento, obtiveram liminar que torna sem efeito o Despacho nº 288 da ANEEL, de 16/5/2002, que teve como objetivo o esclarecimento às empresas do setor sobre o tratamento e a forma de aplicação de determinadas regras de contabilização da CCEE, incluídas no Acordo Geral do Setor Elétrico. O pleito dessas empresas envolve a comercialização da cota-parte de Itaipu no submercado Sudeste/Centro-Oeste durante o período de racionamento de 2001 a 2002, quando havia discrepância signifi cativa de preços na energia de curto prazo entre os submercados. (b) Subsídio a Irrigantes A Resolução Normativa nº 540, de 1/10/2002, implementou a Lei nº , de 26/4/2002, que estendeu os descontos especiais nas tarifas de energia elétrica de irrigantes ao consumo verifi cado no horário compreendido entre 21h30 e 6h do dia seguinte. Esse dispositivo legal ampliou o horário estabelecido na Portaria DNAEE nº 105, de 3/4/1992, das 23h às 5h do dia seguinte, em que eram concedidos descontos especiais para consumidores do Grupo A (alta tensão) e do Grupo B (baixa tensão). A Resolução Normativa nº 207, de 9/1/2006, que estabelece os procedimentos para aplicação de descontos especiais na tarifa de fornecimento relativa ao consumo de energia elétrica das atividades de irrigação e na aquicultura, dispôs no artigo 6 o que o valor fi nanceiro resultante dos descontos estabelecido nesta Resolução confi gura direito da concessionária ser compensada no primeiro reajuste ou revisão tarifária após a correspondente apuração. Saldo em 1/1/ Apropriado no exercício Atualizado no exercício Amortizado no exercício... (108) (20) Valor transferido do longo prazo (119) Saldo em Apropriado no exercício Atualizado no exercício Amortizado no exercício... (113) - Valor transferido do longo prazo (81) Saldo em 31/12/ (c) Redução de uso do sistema de distribuição - TUSD A Companhia tem o direito de receber da Duke Energy Internacional Geração Paranapanema S.A. ( DUKE ) a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição aplicável às centrais geradoras - TUSDg. A Resolução nº 497/2006 fi xa as tarifas de uso do sistema de distri-

5 PÁGINA 34 SÃO PAULO, TERÇA-FEIRA, 19 DE ABRIL DE 2011 buição aplicáveis às centrais geradoras. A DUKE impetrou mandado de segurança contra a ANEEL para que seja atribuído efeito suspensivo aos recursos administrativos para questionamento da TUSDg fi xada na referida resolução, que, para a DUKE, seria ilegal. Em referência ao Ofi cio 0204/2009-SDR/ANEEL, de 23/7/2009, foi proferida pelo MM. Juiz Federal da 20 a Vara de Brasília - Seção Judiciária do Distrito Federal, nos autos da AO , a ciência da decisão judicial e faturamento dos encargos de uso relativos aos geradores da DUKE. Tal decisão esclarece que...encontra-se efetivamente válida a Resolução Homologatória 497/2007, deve a Autora submeter-se a seus efeitos, dentre eles o pagamento da TUSDg diretamente às distribuidoras. Na mesma decisão é deferida... a liminar para reconhecer como assinado o referido contrato da DUKE ENERGY com a ELEKTRO e a EDEVP, dele afastando-se a cláusula impositiva do reconhecimento de dívida do passivo da TUSDg do período de 1/7/2004 a 30/6/2009, mas sem prejuízo de que o correspondente pagamento seja efetivamente observado, em consonância com o item I da decisão e com os 5 o e 6 o do art. 4 o da Resolução Homologatória - RHE nº 497/2007. Assim, em consonância com a liminar deferida, informamos que serão faturados pela EDEVP os encargos de uso das Usinas Canoas I, Canoas II e Salto Grande que serão pagos pela DUKE, considerando as tarifas homologadas, a partir de 1/7/2009, constantes no Anexo II da Resolução Homologatória - REH nº 845/2009. Assim em 25/6/2009 foi assinado junto a DUKE o contrato VPMI-EDEVP CUSD Nº 01/2009. (d) Ajuste a valor presente (AVP) Refere-se ao valor de ajuste para os contratos renegociados sem a inclusão de juros. Para o desconto a valor presente utilizou-se uma taxa de 12,81% a.a., que representa o custo médio ponderado de capital do setor (WACC), que a ANEEL considera como a taxa de retorno adequada para os serviços de distribuição de energia, cuja metodologia está defi nida na Resolução ANEEL nº 234 de 31/10/2006. Essa taxa é compatível com a natureza, o prazo e os riscos de transações similares em condições de mercado na situação atual. A Administração da Companhia entende que essa taxa de desconto representa adequadamente o custo de capital. Tendo em vista a natureza, complexidade e volume das renegociações a divulgação do fl uxo de caixa e sua temporalidade foi omitido, uma vez que o efeito líquido do AVP não é relevante. 8. TÍTULOS A RECEBER 31/12/2010 1/1/ /12/2010 1/1/2009 Créditos adquiridos de terceiros (a) (-) Deságio (a) (3.073) (3.073) (9.648) Outros títulos a receber Total (a) Com a fi nalidade de compensação de impostos e contribuições administrados pela Secretaria da Receita Federal, a Companhia adquiriu, em 2003, créditos de origem não tributária decorrentes da condenação da União Federal em ação indenizatória, reconhecidos por decisão judicial transitada em julgado. A Companhia ingressou na ação com pedido de assistência o que foi indeferido pelo Juiz. Contra a referida decisão, foi apresentado recurso, que aguarda apreciação pelo Tribunal Regional Federal da 1a Região. Com a adesão ao Parcelamento Excepcional - PAEX, nos termos da Medida Provisória nº 303/2006, em 15/12/2006, a Companhia desistiu da compensação tributária de referidos créditos e mantém a discussão judicial visando à sua satisfação. A realização do crédito depende do sucesso da ação atualmente em fase de execução, sendo considerado provável o êxito da ação pelos assessores jurídicos da Companhia. A Administração da Companhia reconheceu provisão para perda no valor recuperável desse ativo, conforme evidenciado na nota explicativa nº PERDA NO VALOR RECUPERÁVEL 31/12/2010 1/1/2009 Residencial Industrial Comércio, serviços e outras atividades Rural Poder Público Iluminação Pública Serviço Público Outras receitas Subtotal Créditos diversos Subtotal Créditos adquiridos de terceiros (a) Subtotal Total (a) Vide nota explicativa nº 8. Movimentação: 31/12/2010 1/1/2009 Saldo no início do exercício Perdas no exercício... (18) (25) (12) Recuperação no exercício Complemento da provisão Ajustes de mudança de prática contábil (a) Saldo no final do exercício (a) Vide nota explicativa nº 5. A perda no valor recuperável para créditos de liquidação duvidosa foi constituída considerando os critérios a seguir: Consumidores residenciais vencidos há mais de 90 dias. Consumidores comerciais vencidos há mais de 180 dias. Consumidores industriais, rurais, poderes públicos, iluminação pública e serviços públicos e outros, vencidos há mais de 360 dias. Após análise criteriosa efetuada pela Administração da Companhia, foram excluídas contas vencidas, cuja perda não é considerada como incorrida. Os créditos em atraso vencidos há mais de 360 dias com Prefeituras Municipais, Órgãos Públicos integrados às Administrações Públicas Municipais, Serviços Públicos, Órgãos Estaduais e Federais, possuem saldos reclassifi cados para o não circulante. A Companhia possui um grupo de profi ssionais com o propósito de avaliar a qualidade e a possibilidade de recuperação dos créditos em atraso referente ao fornecimento de energia para os diversos segmentos de clientes. 10. IMPOSTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS A COMPENSAR 31/12/2010 1/1/ /12/2010 1/1/2009 ICMS (a) (-) Ajuste a valor presente (a)... (38) (44) (104) (156) (133) (69) ICMS ajustado Imposto de renda (b) Contribuição social (b) ISS - Crédito Lei / Outros Total (a) ICMS a compensar apurado na aquisição de bens do ativo imobilizado será recuperado em até 48 meses. A Companhia procedeu o cálculo do AVP - Ajustes a Valor Presente utilizando a taxa de 12,81% a.a., que representa o custo médio ponderado de capital (WACC) que a ANEEL considera como a taxa de retorno adequada para os serviços de distribuição de energia, cuja metodologia está defi nida na Resolução ANEEL nº 234 de 31/10/2006. Essa taxa é compatível com a natureza, o prazo e os riscos de transações similares em condições de mercado. Tendo em vista a natureza, complexidade e volume da recuperação a divulgação do fl uxo de caixa e sua temporalidade foi omitida, uma vez que o efeito líquido do AVP não é relevante. (b) Saldos negativos de imposto de renda e contribuição social apurados na Declaração de Ajuste Anual de 2010 e Anos-Calendários anteriores, decorrentes de estimativas pagas à maior e parceladas, que serão utilizados para compensação de tributos administrados pela Receita Federal do Brasil - RFB e à medida que forem sendo pagas as prestações do parcelamento da Lei nº /2009 (vide nota explicativa nº 17), e desde que o montante já pago exceda o valor do imposto ou da contribuição, determinados com base no resultado apurado nos respectivos períodos. 11. IMPOSTO DE RENDA E CONTRIBUIÇÃO SOCIAL DIFERIDOS Composição das despesas com impostos O imposto de renda e a contribuição social correntes são calculados com base nas alíquotas vigentes nas datas dos balanços. Demonstramos a seguir a composição da base de cálculo e dos saldos desses impostos: Imposto Contribuição de renda Social 31/12/2010 Composição da receita (despesa) com impostos: Impostos correntes... (2.311) (832) (3.143) (500) Impostos diferidos - variação líquida (2.023) (2.523) Ativo fiscal diferido Os créditos fi scais a seguir detalhados, serão utilizados para redução de carga tributária futura, sendo reconhecidos com base em históricos de rentabilidade da Companhia e as expectativas de geração de lucros tributáveis. Ativo não circulante Imposto Contribuição de Renda Social Natureza 31/12/ /12/2010 Total 1/1/2009 Provisão para contingencias trabalhistas e cíveis (a) Provisão para devedores duvidosos (a) Prejuizos fi scais e base negativa (b) Ajustes da Lei /2007 (c) Base de cálculo dos impostos diferidos Alíquotas... 25% 9% Impostos diferidos não circulante Fundamentos para realização do imposto de renda e contribuição social diferida: (a) Efetivação da perda (b) Efetivação do resultado (c) Realização dos efeitos da Lei /2007 Realização do imposto de renda e da contribuição social diferidos Baseada no estudo técnico das projeções de resultados tributáveis computados de acordo com a Instrução CVM nº 371, a Companhia estima recuperar o crédito tributário até o ano de 2014 conforme demonstrado abaixo: Total Passivo diferido Passivo não circulante Imposto Contribuição de Renda Social Natureza 31/12/ /12/2010 Total 1/1/2009 Provisão para passivos regulatórios (a) Base de cálculo dos impostos diferidos Alíquotas... 25% 9% Impostos diferidos não circulante Fundamentos para realização do imposto de renda e contribuição social diferida: (a) Efetivação do faturamento Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro 31/12/2010 Imposto Contribuição de renda Social Total Lucro antes do imposto de renda e contribuição social Participação dos administradores Ajustes RTT Lucro tributável Alíquota IR/CS... 25% 9% 34% Imposto de renda e contribuição social Reconciliação para taxa efetiva Adições: Outras adições Total das adições (-) Exclusões: Reconhecimento de prejuízos fi scais anteriormente não reconhecidos Outras exclusões Total das exclusões Imposto de renda e contribuição social do exercício... (3.485) (614) (4.099) Imposto de renda e contribuição social corrente... (2.311) (832) (3.143) (500) Imposto de renda e contribuição social diferidos (2.023) Imposto de renda e contribuição social no resultado (2.523) 12. REDUÇÃO DE RECEITA - BAIXA RENDA Subvenção a baixa renda - tarifa social: o Governo Federal através da Lei nº , de 26/4/2002, determinou a aplicação da tarifa social de baixa renda, o que causou uma redução na receita operacional da Companhia e foi compensado através do Decreto Presidencial nº 4.538, de 23/12/2002, em que foram defi nidas as fontes para concessão e subvenção econômica com a fi nalidade de contribuir para a modicidade da tarifa de fornecimento de energia elétrica aos consumidores fi nais integrantes da subclasse residencial baixa renda, com consumo mensal inferior a 80 kwh ou com consumo entre 80 e 220 kwh, neste último caso desde que atendam a alguns critérios, conforme estabelecido no artigo 5 º da Lei nº , de 17/12/2002. Segue abaixo a movimentação no exercício: Saldo em 1/1/ Valor provisionado Valor homologado Valor recebido... (1.990) Saldo em Valor provisionado Valor homologado Valor recebido... (5.977) Saldo em 31/12/ OUTROS ATIVOS 31/12/2010 1/1/ /12/2010 1/1/2009 Valores a recuperar de funcionários Adiantamentos diversos Títulos e valores mobiliários Convênios de arrecadação Alienação em curso Alienação de bens e direitos Despesas antecipadas Outros... (51) Total PARTES RELACIONADAS A Companhia adota práticas de governança corporativa e aquelas recomendadas e/ ou exigidas por legislação e regulamentação. A aprovação das operações com partes relacionadas é também submetida à aprovação dos órgãos decisórios da Companhia, conforme regras previstas em nosso Estatuto Social. Ademais, em conformidade com a Lei das Sociedades por Ações, qualquer acionista ou membro do Conselho de Administração está proibido de votar em deliberação acerca de matéria em que tenha interesses confl itantes com os da Companhia. As operações celebradas pela Companhia com partes relacionadas seguem os padrões de mercado e são amparadas pelas devidas avaliações prévias de seus termos e condições e do estrito interesse da Companhia em sua realização. O Acordo de Acionistas fi rmado entre o Fundo de Investimento do Fundo de Garantia do Tempo de Serviço ( FI-FGTS ), representado pela Caixa econômica Federal (CEF), a DE- NERGE - Desenvolvimento Energético S.A. ( DENERGE ) e a Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. ( EEVP ), ambas controladoras indiretas da Companhia, prevê cláusulas que requerem a manutenção de determinados limites operacionais dentro de parâmetros pré-estabelecidos envolvendo a Companhia. A Administração da Companhia acompanha tempestivamente (mensal) esses limites operacionais, como forma de monitoramento e remediação com o FI-FGTS, quando necessário. Em 31/12/2010, os limites operacionais do acordo foram atendidos Transações e saldos com empresas relacionadas _ Relacionamento 31/12/2010 1/1/2009 Receitas fi nanceiras Despesas fi nanceiras... (215) (145) (12) Custo na compra de energia elétrica (a): Rede Lajeado Energia S.A SALDOS ATIVOS Não Valores a recuperar: Rede Energia S.A... Controladora direta Empresa Elétrica Bragantina S.A.... Coligada Cia Nacional de Energia Elétrica.. Coligada Cia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins - CELTINS.. Coligada Cia Força e Luz do Oeste... Coligada Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. - CEMAT... Coligada Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA... Coligada Caiuá Distribuição de Energia S.A.... Coligada Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. - ENERSUL.. Coligada Conta corrente 31/12/2006 (b):.. Rede Energia S.A... Controladora direta Conta corrente (c): Empresa Elétrica Bragantina S.A. Coligada Cia Nacional de Energia Elétrica.. Coligada Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA... Coligada Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. - CEMAT... Coligada Caiuá Distribuição de Energia S.A.... Coligada TOTAL _ Relacionamento 31/12/2010 1/1/2009 SALDOS PASSIVOS Dividendos: Rede Energia S.A.... Controladora direta Juros sobre capital próprio: Rede Energia S.A.... Controladora direta TOTAL Valores a reembolsar: Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. - CEMAT... Coligada Caiuá Distribuição de Energia S.A.... Coligada Companhia Nacional de Energia Elétrica... Coligada Empresa Elétrica Bragantina S.A. - EEB... Coligada Empresas de Eletricidade Vale Paranapanema S.A.... Coligada Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. - ENERSUL.. Coligada _ Relacionamento 31/12/2010 1/1/2009 Conta corrente (c): Empresas de Eletricidade Vale Paranapanema S.A.... Controladora indireta TOTAL (a) Contratos relacionados ao setor elétrico No curso normal de nossos negócios, nossas empresas compram e vendem energia entre si nos termos de CCVE - Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica e CCEAR - Contratos de Comercialização no Ambiente Regulado. Algumas de nossas geradoras também celebraram CCD - Contratos de Conexão ao Sistema de Distribuição e CUSD Contratos de Uso do Sistema de Distribuição para conexão e uso do sistema de distribuição de nossas distribuidoras. O controle acionário da empresa Rede Lajeado Energia S.A. foi permutado em agosto/2008, deixando assim de ser empresa relacionada. (b) Conta corrente 31/12/2006 Refere-se a consolidação e repactuação dos saldos dos contratos denominados Conta Corrente até 31/8/2004 que seriam pagos em 120 meses com carência de 18 meses e remunerados a taxa de 100% CDI e do contrato denominado Conta Corrente após 1/9/2004 que permitia a movimentação fi nanceira entre empresas do grupo com remuneração de CDI mais 2% de juros a.a., com prazo de vencimento de 24 meses, repactuados nas seguintes condições: Carência de 24 meses Prazo 86 meses Remuneração 100% CDI mais 2% Juros a.a. Esta repactuação foi aprovada pela ANEEL por meio do despacho nº 181 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira de 29/1/2007. Em fevereiro de 2008, através do 1 o aditamento ao Instrumento Particular de Contratos de Repactuação de Dívida de Mútuo, foi repactuado a remuneração do contrato passando a ser de 100% do CDI a partir do saldo devedor em 31/12/2007. Esta repactuação foi aprovada pela ANEEL por meio do despacho nº 709 da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira de 22/2/2008. (c) Conta corrente Contrato Multilateral de Mútuo entre as Geradoras e Não Concessionárias (Mutuantes) e as Distribuidoras (Mutuárias) As empresas Geradoras e Não Concessionárias (mutuantes) darão em empréstimos, recursos fi nanceiros dentro dos limites para o saldo credor estabelecidos no contrato, às Distribuidoras (mutuárias), na medida de suas necessidades de forma sucessiva e contínua, com remuneração sobre o saldo devedor calculado com base em 100% do CDI. Cada empresa tem um limite máximo para o saldo credor, as Distribuidoras, por sua vez, somente poderão realizar operações de conta-corrente na condição de tomadoras dos empréstimos perante as Geradoras e Não Concessionárias. As mutuantes podem realizar operações de empréstimos fi nanceiros entre si. A remuneração sobre o saldo devedor é calculada com base em 100% do CDI com prazo de 36 meses, vencendo em 31/8/2011, nos termos de contratos de mútuo na modalidade de conta corrente, podendo ser prorrogado por iguais e sucessivos períodos. Este contrato e seus respectivos aditamentos foram devidamente aprovados pela ANEEL por meio de despachos da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira. Contrato Multilateral de Mútuo entre as Distribuidoras Refere-se à movimentação fi nanceira efetuada entre as Distribuidoras que na medida de suas necessidades, tomarão ou darão em empréstimos, recursos fi nanceiros, de forma sucessiva e contínua, assumindo, respectivamente, a posição de devedora ou credora conforme o caso, dentro dos limites para o saldo credor estabelecidos no contrato. A Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA foi incluída no contrato na condição de mutuária, somente podendo receber recursos das demais distribuidoras. A remuneração sobre o saldo devedor é calculada com base em 100% do CDI com prazo de 36 meses vencendo em 31/8/2011, nos termos de contratos de mútuo na modalidade de conta corrente, podendo ser prorrogado por iguais e sucessivos períodos. Este contrato e seus respectivos aditamentos foram devidamente aprovados pela ANEEL por meio de despachos da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira Remuneração dos Administradores A remuneração total dos administradores para o exercício de 2010 foi de R$ (R$ em 2009) e o valor correspondente a benefícios pós-emprego foi de R$ 58 (R$ 33 em 2009) que corresponde em sua totalidade a benefícios de curto prazo. No exercício de 2010 não existem benefícios de longo prazo, de rescisão de contrato de trabalho nem remuneração baseada em ações Compartilhamento de Infraestrutura Atualmente as empresas do Grupo Rede Energia compartilham as atividades, equipamentos e instalações, de modo que as despesas são repassadas para as empresas através de contratos e aditamentos devidamente aprovados pela ANEEL por meio de despachos da Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira quando necessário. Compartilhamento de aeronave: Instrumento Particular de Contrato de Uso Compartilhado de Aeronaves e Outras Avenças fi rmado entre as empresas Caiuá Distribuição, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS, CEMAT, CELPA e ENERSUL, no qual todas as despesas incorridas na manutenção e operação são apuradas e suportadas na Caiuá Distribuição, detentora da aeronave, e repassadas mensalmente às demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é indeterminada e possui anuência da ANEEL através do Despacho nº 4.399/2008. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2010, foram de R$ 136. Compartilhamento de escritório comercial em Brasília: Contrato fi rmado entre as empresas Caiuá Distribuição, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS, CEMAT, CEL- PA e ENERSUL, no qual os custos referentes ao escritório são apurados e suportados pela EDEVP e repassados mensalmente para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 22/7/2013 e possui anuência da ANEEL através do Despacho nº 1.812/2010. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2010, foram de R$ 8. Compartilhamento de serviços e infraestrutura de telefonia e comunicação: Contrato fi rmado entre as empresas Caiuá Distribuição, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS, CEMAT, CELPA e ENERSUL, no qual os custos mensais estimados de R$ 39 referentes a infra-estrutura de telefonia e comunicação são suportados pela Caiuá Distribuição e repassados para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 29/8/2014 e foi dispensada a anuência da ANEEL através do Ofício nº 1.706/2007 e nº 994/2009. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2010, foram de R$ 16. Compartilhamento de link de dados: a. Contrato fi rmado entre as empresas Caiuá Distribuição, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS e CEMAT, no qual os custos mensais estimados de R$ 13 referentes ao link de dados são suportados pela CEMAT e repassados para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 17/4/2012 e foi dispensada a anuência da ANEEL através do Ofício nº 920/2008. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2010, foram de R$ 11. b. Contrato fi rmado entre as empresas Caiuá Distribuição, EDEVP, EEB, CNEE e CFLO, no qual os custos mensais estimados de R$ 46 referentes ao link de dados são suportados pela Caiuá Distribuição e repassados para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 28/8/2014 e foi dispensada a anuência da ANEEL através do Ofício nº 1.706/2007. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2010, foram de R$ 114. c. Contrato fi rmado entre as empresas Caiuá Distribuição, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS CEMAT e CELPA, no qual os custos mensais estimados de R$ 23, referentes ao link de dados, são suportados pelas Companhias Caiuá Distribuição, EDEVP e EEB e repassados para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 21/1/2011 e foi dispensada a anuência da ANEEL através do Ofício nº 342/2008. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2010, foram de R$ 28. Compartilhamento do atendimento 0800 a portadores de deficiência auditiva e/ ou de fala: Contrato fi rmado entre as empresas Caiuá Distribuição, EDEVP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS, CEMAT e CELPA, no qual os custos referentes ao atendimento 0800 a portadores de defi ciência auditiva e/ou de fala são apurados e suportados pela CELTINS e repassados mensalmente para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 7/12/2010 e possui anuência da ANEEL através do Despacho nº 1.945/2010. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2010, foram de R$ 4. Compartilhamento de centro integrado de atendimento e processos comerciais de Presidente Prudente: Contrato fi rmado entre empresas Caiuá Distribuidora, EEB, EDEVP, CNEE e CFLO para compartilhamento da estrutura de custos para os serviços de atendimento via call center e processos comerciais, relacionados à impressão de contas, controle de arrecadação, emissão de rol de leitura e análise comercial call center e emissão de relatórios de faturamento e arrecadação. Os custos são apurados e suportados pela Caiuá Distribuidora e repassados mensalmente para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 7/12/2010 e possui anuência da ANEEL através do Despacho nº 527/2010. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2010, foram de R$ 78. Compartilhamento da infraestrutura da área de contabilidade: Contrato fi rmado entre as empresas Caiuá Distribuição, EDEVP, EEB, CNEE e CFLO, no qual os custos referentes a infraestrutura da área de contabilidade são apurados e suportados pela EDEVP e repassados mensalmente para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 5/2/2011 e possui dispensa de anuência da ANEEL através do inciso IV, do artigo 3 o da Resolução nº 334/2008. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2010, foram de R$ 32. Compartilhamento de serviços e infraestrutura de videoconferência: Contrato fi r- mado entre as empresas Caiuá Distribuição, EDEVP, EEB, CNEE e CFLO, no qual os custos mensais estimados de R$ 2, referentes ao serviço e infraestrutura para videoconferência são apurados e suportados pela Caiuá Distribuição e repassados para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato foi até 28/8/2010 e foi dispensada a anuência da ANEEL através do Ofício nº 1.706/2007. A partir de setembro/2010 este contrato foi fi rmado individualmente com cada empresa, não mais existindo o compartilhamento dos custos. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2010, foram de R$ 1. Compartilhamento do atendimento 0800 a clientes grupo A (grandes clientes): Contrato fi rmado entre as empresas Caiuá Distribuição, EDEVP, EEB, CNEE e CFLO, no qual os custos mensais estimados de R$ 8, referentes ao serviço de atendimento 0800 a clientes grupo A são apurados e suportados pela Caiuá Distribuição e repassados para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 19/2/2014 e foi dispensada a anuência da ANEEL através do Ofício nº 976/2008. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2010, foram de R$ 1. Compartilhamento de infraestrutura para os processos de faturamento e arrecadação em Bragança Paulista: Contrato fi rmado entre as empresas Caiuá Distribuição, EDE- VP, EEB, CNEE, CFLO, CELTINS, CEMAT, CELPA e ENERSUL, no qual os custos referentes aos processos de faturamento e arrecadação são apurados e suportados pela EEB e repassados mensalmente para as demais empresas pelo critério de proporcionalidade estabelecido no referido contrato. A vigência do contrato é até 8/3/2011 e possui dispensa de anuência da ANEEL através do inciso IV, do artigo 3 o da Resolução nº 334/2008. Os gastos totais da Companhia relativos a este contrato, no exercício de 2010, foram de R$ ATIVO INTANGÍVEL E ATIVO FINANCEIRO DOS CONTRATOS DE CONCESSÃO Os bens relacionados ao contrato de concessão estão segregados entre ativo intangível líquido e ativo fi nanceiro e estão representados como segue: 31/12/2010 1/1/2009 Ativo intangível Ativo fi nanceiro Total A mutação dos bens da concessão, representados pelo ativo intangível e ativo fi nanceiro está demonstrada abaixo:

6 PÁGINA 35 SÃO PAULO, TERÇA-FEIRA, 19 DE ABRIL DE /1/2009 Adições Baixas Transferências Em serviço: Custo Distribuição (2.225) Comercialização (119) (141) Administração (27) Subtotal (2.371) (-) Obrigações vinc. à concessão... (25.354) (387) 158 (1.785) (27.368) Total do custo (387) (2.213) (-) Amortização Distribuição... ( ) (16.386) (249) ( ) Comercialização... (1.448) (170) (1.544) Administração... (5.199) (562) (5.530) Subtotal... ( ) (17.118) ( ) Obrigações vinc. à concessão (9) Total da amortização... ( ) (15.700) ( ) Total em serviço (16.087) (1.088) Em Curso: Distribuição (592) (9.742) Administração (1) (802) 698 Subtotal (593) (10.544) Obrigações vinc. à concessão... (1.987) (2.166) (1.821) Total em curso (46) (8.759) Total (6.791) (1.134) Adições Baixas Transferências 31/12/2010 Em serviço: Custo Distribuição (1.375) Comercialização Administração (63) Subtotal (1.438) (-) Obrigações vinc. à concessão... (27.368) (2) - (1.160) (28.530) Total do custo (2) (1.438) (-) Amortização Distribuição... ( ) (16.538) 651 (138) ( ) Comercialização... (1.544) (150) - 1 (1.693) Administração... (5.530) (533) (5.863) Subtotal... ( ) (17.221) ( ) Obrigações vinc. à concessão Total da amortização... ( ) (15.772) ( ) Total em serviço (15.774) (724) Em Curso: Distribuição (336) (9.351) Comercialização (1) (9) - Administração (117) Subtotal (337) (9.477) Obrigações vinc. à concessão... (1.821) (1.627) (1.750) Total em curso (8.317) Total (3.919) (523) Os bens referentes aos contratos de concessão estão constituídos em termos da natureza dos ativos que os compõe: 31/12/2010 1/1/2009 (-) Amortização Valor líquido Valor líquido Valor líquido Custo acumulada _ Ativo intangível _ Ativo financeiro _ Ativo intangível _ Ativo financeiro _ Ativo intangível _ Ativo financeiro Em serviço: Terrenos Edifi cações, obras civis e benfeitorias (3.879) Máquinas e equipamentos ( ) Veículos (1.430) Móveis e utensílios (1.531) Softwares (2.283) (-) Obrigações vinculadas à concessão. (19.111) _ (15.403) _ (9.533) _ (10.277) _ (14.832) _ (11.725) _ (12.779) Subtotal ( ) _ _ _ _ _ _ Em curso: Edifi cações, obras civis e benfeitorias Máquinas e equipamentos Veículos Móveis e utensílios Material em depósito Softwares Outros (-) Obrigações vinculadas à concessão. (1.636) - _ (1.636) _- _ (1.821) _- _ (1.987) _- Subtotal _ _- _ _- _ _- Total ( ) _ Faixas de servidões: são direitos de passagem para linhas de transmissão associadas à distribuição na área de concessão da Companhia, e em áreas urbanas e rurais particulares, constituídos por indenização em favor do proprietário do imóvel. Como estas têm vida útil indefi nida não são amortizados, apenas sujeitos a teste de recuperabilidade econômica anualmente. Software: são licenças de direito de propriedade intelectual, constituídos por gastos realizados com a aquisição das licenças e demais gastos com serviços complementares à utilização produtiva de softwares. Tais itens são amortizados linearmente. O intangível em curso de contratos de concessão refere-se substancialmente às obras de expansão em andamento do sistema de distribuição de energia elétrica. Incluem itens incorporados através de arrendamentos mercantis fi nanceiros, cujos valores são imateriais. O arrendamento fi nanceiro reconhecido na transição da Lei /2007 encontra-se totalmente depreciado. Por atividade, os bens que compõe o ativo intangível dos contratos de concessão são constituídos da seguinte forma: 31/12/2010 1/1/2009 Taxas médias de (-) Ativo (-) Amortização (-) Obrigações vinculadas Valor Valor Valor _ amortização (*) Custo financeiro líquido acumulada Subtotal à concessão líquido líquido líquido líquido Em serviço: Distribuição... 5,52% (94.069) ( ) (24.936) Comercialização... 4,90% (922) (1.693) Administração... 5,13% (3.014) (5.863) Subtotal (98.005) ( ) (24.936) Em curso: Distribuição (1.636) Administração Subtotal (1.636) Total (98.005) ( ) (26.572) (*) A taxa média é calculada considerando a despesa de amortização do exercício dividida pelo saldo médio anual do intangível. As taxas de amortização são determinadas com base nas principais taxas anuais de amortização por macroatividade, de acordo com a Resolução ANEEL nº 367/2009, sendo as seguintes: Taxas anuais Taxas anuais de depre- de depre- Distribuição ciação (%) Comercialização ciação (%) Banco de capacitores 5,00-6,70 Equipamento geral 10,00 Chave de distribuição 3,30-6,70 Edifi cações 4,00 Condutor do sistema 2,50-5,00 Estrutura do sistema 2,50-5,00 Administração central Regulador de tensão 3,50-4,80 Veículos 20,00 Transformador de distribuição 5,00 Equipamento geral 10,00 Dos bens vinculados à concessão De acordo com os artigos 63 e 64 do Decreto nº , de 26/2/1957, os bens e instalações utilizados na geração, transmissão, distribuição, inclusive comercialização, são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização do Órgão Regulador. A Resolução ANEEL nº 20/1999 regulamenta a desvinculação de bens das concessões do serviço público de energia elétrica, concedendo autorização prévia para desvinculação de bens inservíveis à concessão, quando destinados à alienação, determinando que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão. Obrigações vinculadas à concessão do serviço público de energia elétrica A partir de 1/1/2007, as Obrigações Vinculadas passaram a ser controladas conforme determina o Despacho ANEEL nº 3.073, de 28/12/2006, e Ofícios Circulares ANEEL nº 236, nº 296 e nº 1.314, de 8/2/2007, 15/2/2007 e 27/6/2007, respectivamente. Nessas legislações fi cou determinado que: As baixas do ativo intangível, de bens ou empreendimentos que tenham sido total ou parcialmente constituídos com recursos de terceiros, devem ser refl etidas nas Obrigações Vinculadas, de forma a anular os efeitos no resultado do exercício, quando do encerramento da Ordem de Desativação - ODD. Para fi ns de baixa dos recursos registrados nas Obrigações Vinculadas, deve ser identifi cado e utilizado o percentual que o bem ou empreendimento baixado representa em relação ao ativo intangível em serviço da respectiva atividade. Os valores registrados nas Obrigações Vinculadas passaram a ser objeto de cálculo de Reintegração - Depreciação e registrados contabilmente de forma que o efeito desta despesa seja anulado no resultado do exercício. O prazo de início da apuração da depreciação acumulada deve ser a partir do 2 o ciclo da revisão tarifária. Para a apuração do valor da reintegração, deve ser utilizada a taxa média de amortização do ativo intangível da respectiva atividade em que tiverem sido aplicados os recursos das Obrigações Vinculadas. A Resolução Normativa ANEEL nº 234, de 31/10/2006, estabeleceu os conceitos gerais, as metodologias e os procedimentos iniciais para a realização do 2 o ciclo de revisão tarifária periódica de suas controladas. Desde 1/1/1996, essas obrigações não estão sendo mais atualizadas pelos efeitos da infl ação, tendo a seguinte composição em 31/12/2010, e em 1/1/2009: Ativo intangível Ativo financeiro Total 31/12/2010 1/1/ /12/2010 1/1/ /12/2010 1/1/2009 Participação do consumidor... (8.260) (6.752) (7.852) (5.022) (7.819) (7.037) (13.282) (14.571) (14.889) Participação da União... (6) (6) (6) (6) (6) (6) Participação do Estado... (132) (92) (116) (83) (135) (126) (215) (227) (242) Participação dos Municípios... (1.239) (832) (1.029) (736) (1.079) (865) (1.975) (1.911) (1.894) Doações e subv. destinadas a invest. do serv. concedido... (5.549) (3.727) (4.148) (3.413) (5.346) (4.522) (8.962) (9.073) (8.670) Pesquisa e Desenvolvimento - P&D... (149) (143) (5) (133) (216) (7) (282) (359) (12) Universalização do serviço público de energia elétrica... (211) (148) (185) (133) (216) (202) (344) (364) (387) Outros... (1.493) (398) (371) (13) (21) (20) (1.506) (419) (391) Total... (17.039) (12.098) (13.712) (9.533) (14.832) (12.779) (26.572) (26.930) (26.491) Reavaliação Os valores da reavaliação que integram o ativo imobilizado referem-se à reavaliação efetuada em 2001 e revisada em 31/5/2005, conforme laudo de avaliação aprovado em Assembleia Geral Extraordinária realizada em 29/7/2005, quando ainda os bens pertenciam à Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A. - EEVP (controladora relativa). Com o processo de desverticalização em 1/11/2005, a tributação da realização da reavaliação por depreciação, alienação ou baixa na Companhia fi cou sendo de responsabilidade da EEVP, conforme artigo 439 do Regulamento do Imposto de Renda (RIR). Teste de recuperabilidade econômica A Companhia efetuou o teste de recuperabilidade econômica dos ativos: intangível e fi - nanceiro do contrato de concessão de acordo com o CPC 01 (R1) - Redução ao valor recuperável de ativos. O ativo intangível foi testado com base no seu valor em uso, utilizando o modelo de fl uxo de caixa para o período de vigência da concessão. O ativo fi nanceiro, resultante da adoção do OCPC 05 - Contratos de Concessão, teve como principal parâmetro a base de remuneração da última revisão tarifária ajustada. Para as projeções do modelo de caixa, utilizou-se as seguintes principais premissas: Relação histórica entre o crescimento da energia vendida (MWh) e o da economia, dado pelo PIB; Para o cenário econômico futuro e variáveis macroeconômicas, utilizou-se estudos desenvolvidos por meio de modelos econométricos e outros dados de mercado disponíveis; Os fl uxos de caixa foram trazidos a valor presente por meio de uma taxa média representativa do custo médio ponderado de capital Plano Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica A ANEEL, através da Resolução nº 223, de 29/4/2003, com as alterações contidas nas Resoluções nº 52 de 25/3/2004, nº 73 de 9/7/2004, nº 79 de 30/8/2004, nº 175 de 28/11/2005 alterada pela Resolução nº 365 de 19/5/2009, estabeleceu as condições gerais para a elaboração dos Planos de Universalização de Energia Elétrica visando ao atendimento de novas unidades consumidoras, regulamentando o disposto nos artigos 14 e 15 da Lei nº , de 26/4/2002, com as alterações contidas na Lei nº , de 11/11/2003 e fi xou as responsabilidades das concessionárias e permissionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica, no atendimento à parcela da população localizada nas áreas urbanas e rurais, que não tinham acesso a esse serviço público. Por força do Decreto Presidencial nº 4.873, de 11/11/2003, a área urbana já alcançou o ano limite para a universalização que foi A partir dessa data todas as solicitações para o atendimento de novas ligações na área urbana com a carga instalada até 50 Kw, em qualquer município da concessão, passaram a ser atendidas pela Concessionária sem custos para o consumidor. Para a área rural, o horizonte estabelecido para atingir a universalização é o ano de Através da Nota Técnica nº 058-SRC/ANEEL, de 28/6/2004, a ANEEL concluiu que o Plano de Universalização elaborado pela Vale Paranapanema indicava a viabilidade do pleno atendimento da Concessionária ao Programa de Universalização de Energia Elétrica em Programa Luz para Todos Ainda com o objetivo de promover a universalização do acesso à energia elétrica, o Governo Federal iniciou em 2003, através do Decreto Presidencial nº 4.873, de 11/11/2003, o Programa Luz para Todos, com o objetivo de levar energia elétrica para mais de 12 milhões de pessoas até Em função do crescimento das demandas em todo o Brasil, o Governo Federal prorrogou o programa até o ano de 2010 através do Decreto nº de 25/4/2008. Finalmente em 5/10/2010, através do Decreto nº foi prorrogado para 31/12/2011 o prazo de execução do Programa com o objetivo de garantir a fi nalização das ligações destinadas ao atendimento que tenham sido contratadas ou estejam em processo de contratação até 30/10/2010. Os recursos necessários para o custeio do Programa serão oriundos da Conta de Desenvolvimento Energético - CDE, instituída como subvenção econômica pela Lei nº , de 26/4/2002, da Reserva Global de Reversão - RGR, instituída pela Lei nº de 20/5/1971, de agentes do setor elétrico, da participação dos Estados, Municípios e outros destinados ao Programa. O Programa será coordenado pelo Ministério de Minas e Energia - MME e operacionalizado com a participação das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS e das empresas que compõem o sistema ELETROBRÁS. O Contrato ECFS nº 040/2004 assinado em 24/8/2004 com a ELETROBRÁS, tendo como valor total R$ 3.731, composto em 73,67% pela Reserva Global de Reversão (RGR) no valor de R$ 2.749; 11,33% pela Conta de Desenvolvimento Energético (CDE) no valor de R$ 423; e 15% por recursos próprios da Concessionária no valor de R$ 559, previa o atendimento até junho de 2006 a 970 ligações na sua área rural. As obras executadas durante os anos de 2005 e 2006 totalizaram 970 (*) ligações, a um custo global de R$ (*), tendo como média de custo R$ 6,0/cons(*). Foram instalados (*) postes, 736 (*) transformadores e acrescidos kva (*) ao seu sistema elétrico. Nos anos de 2007, 2008, 2009 e 2010 não houveram ligações realizadas pelo Programa Luz para Todos pela Companhia, sendo que a demanda existente nesse período foi atendida pelo Plano Nacional de Universalização Considerando a renovação do contrato de concessão - não registrado nas demonstrações financeiras (informação suplementar) Conforme mencionado na nota explicativa nº 5, considerando a renovação da concessão em 2015, a posição para o ativo intangível e o ativo fi nanceiro seria: Não auditado 31/12/2010 1/1/2009 Ativo intangível Ativo fi nanceiro Total Encargos financeiros e efeitos inflacionários Os juros, as variações monetárias, e os demais encargos fi nanceiros fi ndo em 31/12/2010, relativamente aos fi nanciamentos obtidos de terceiros para aplicação no imobilizado em curso, estão registrados como custo desse ativo, no montante de R$ 145. As obras receberão capitalização enquanto estiverem dentro do prazo de execução estabelecido pelo órgão regulador. 16. FORNECEDORES 31/12/2010 1/1/2009 Suprimento de energia elétrica: Duke Energy Intern. Ger. Paranap. S.A Vale Energética S.A Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS Furnas Centrais Elétricas S.A Companhia Hidroelétrica do São Francisco - CHESF Companhia Energética de Minas Gerais - CEMIG Rede Lajeado Energia S.A Centrais Elétricas do Norte do Brasil S.A. - ELETRONORTE Companhia Energética de São Paulo - CESP Copel Geração S.A Rosal Energia S.A Outras Subtotal Compra de energia elétrica: Energia de curto prazo - CCEE Energia livre - CCEE Subtotal Encargos de uso da rede elétrica Materiais e serviços Total IMPOSTOS, CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS E PARCELAMENTOS 31/12/2010 1/1/ /12/2010 1/1/2009 ICMS Previdência social FGTS PIS COFINS IRRF Outros Subtotal Parcelamento de impostos e contribuições: ICMS (a) PAEX (b) Parcelamento Lei nº /2009 (b) Subtotal Total (a) Parcelamento concedido pela Secretaria da Fazenda do Estado de São Paulo - SE- FAZ, a ser amortizado em 24 parcelas mensais e sucessivas, com vencimento da primeira parcela em junho de 2009 e a última parcela vencendo em maio de 2011, sendo o saldo corrigido pela UFESP. (b) Refere-se a saldos remanescentes do Parcelamento Excepcional - PAEX mantidos junto a Receita Federal do Brasil, Procuradoria Geral da Fazenda Nacional - PGFN e Previdência Social, em função da adesão, em setembro de 2009, ao novo parcelamento instituído pela Lei nº , de 27/5/2009, que dispõe sobre o pagamento e o parcelamento de débitos em até 180 meses (15 anos), com reduções que variam de 20% a 100% de multa de mora e ofício, multas isoladas, juros de mora e encargo legal de acordo com o prazo e modalidade de parcelamento vigente. Os valores de multa de mora ou de ofício, multas isoladas, juros de mora e encargo legal contabilizados como obrigação e baixados contra o resultado do período em decorrência das reduções concedidas, não são computados na base de cálculo do IRPJ, da CSLL, da Contribuição para o PIS/PASEP e da Contribuição para a COFINS. Utilizando o benefício de redução de encargos a Companhia liquidou valores correspondentes a multa, de mora ou de ofício, e a juros moratórios, inclusive relativos a débitos inscritos na Dívida Ativa da União - DAU, com utilização de créditos decorrentes de prejuízo fi scal e de base negativa da CSLL próprios em setembro de 2009, existindo o ganho oriundo deste benefício reconhecido no resultado do exercício de 2009 no montante de R$ A prestação mínina proveniente do Parcelamento Excepcional de que tratam os arts. 1º e 8º da MP nº 303/2006 será o equivalente a 85% do valor da prestação devida no mês de novembro de 2008 e de cem reais, no caso dos demais débitos da pessoa jurídica, que vencerão no último dia útil de cada mês. Computadas as prestações pagas durante a vigência do PAEX, os débitos que compõem os saldos remanescentes dos parcelamentos foram restabelecidos à data da solicitação do novo parcelamento, com os acréscimos legais devidos à época da ocorrência dos respectivos fatos geradores, computadas as reduções de juros, multas e do encargo legal assim como da liquidação de juros e multa com créditos decorrentes de prejuízo fi scal e base negativa de CSLL. O prazo do parcelamento fi cou reduzido, em média, de 79 para 50 parcelas vincendas. A primeira prestação foi paga no mês em que foi formalizado o pedido de adesão, produzindo efeitos nos requerimentos formulados com o correspondente pagamento da primeira prestação em valor não inferior ao estipulado na Lei. O valor de cada prestação será acrescido de juros correspondentes à variação da taxa SELIC. Ademais, a Portaria Conjunta nº 15 de 1º de setembro de 2010, reabriu o prazo para desistência de ações judiciais e impugnação ou recursos administrativos até 30 de setembro de 2010 de que tratam o caput e o 1 o do art. 13 da Portaria Conjunta PGFN/RFB nº 6, de 22 de julho de 2009, para os optantes pelos parcelamentos ou pagamento à vista previstos nos arts. 1 o a 3 o da Lei nº , de 2009, desde que tenham sido cumpridos os requisitos previstos na Portaria Conjunta PGFN/RFB nº 3, de 29 de abril de 2010, e, sendo o caso, na Portaria Conjunta PGFN/RFB nº 11, de 24 de junho de 2010, mediante a indicação dos respectivos débitos para parcelamento. A Companhia aguarda a homologação dos parcelamentos mantidos junto a Receita Federal do Brasil (RFB) e Procuradoria Geral da Fazenda Nacional (PGFN). Tributos RFB Saldo remanescente PAEX 30/9/ Redução de encargos... (7.426) Liquidação de encargos... (6.106) Primeira parcela... (273) Saldo consolidado em 30/9/ Encargos Amortizações... (820) Saldo consolidado em Encargos Amortizações... (3.281) Saldo consolidado em 31/12/ CONSUMIDORES - DEVOLUÇÃO TARIFÁRIA Por meio do memorando n 116/2009-SRT/ANEEL, de 8/4/2009, a Superintendência de Regulação dos serviços de Transmissão - SRT informou os valores dos encargos de uso da Rede Básica a serem considerados no cálculo do atual reajuste tarifário da Companhia, tendo por base o período de referência de maio de 2008 a abril de 2009 e as tarifas de uso das instalações de transmissão componentes da Rede Básica. Não foi considerado para este reajuste a parcela fi nanceira referente a amortização dos passivos da cobrança da TUSD-g, devidas pela Duke Energy, atualmente com montante acumulado de R$ , segundo o memorando 116/ SRT/ANEEL. O impacto que causaria para a EDEVP caso fosse descontado estes valores da parcela fi nanceira, caso não haja o pagamento da Duke, poderia causar serias conseqüências no equilíbrio econômico-fi nanceiro da Companhia. No entanto, quanto a parcela a ser cobrada da TUSD-g para os próximos 12 meses, no montante informado pela SRT de R$ 9.775, foi retirado da base de cálculo, considerando que foi realizado um acordo coletivo entre as transmissoras, e a liminar que impedia a EDE- VP cobrar a tarifa da geradora ter caída, normalizando a situação até então encontrada. Porém, para este reajuste será considerando somente 10 meses, visto que o pagamento desta parcela pela Duke deverá ocorrer a partir de julho, somando o montante de R$ Resolução Homologatória 816/2009 e Nota Técnica 156/2009, foram considerados no ciclo 2009/2010 o valor de R$ 8.146, na Resolução Homologatória 975/2010 Nota Técnica 134/2010 foram considerados no ciclo 2010/2011 o valor R$ O saldo da terceira parcela do ajuste fi nanceiro decorrente do recálculo da Revisão Tarifária de 2003, em 31/12/2010 é de R$ Saldo em 1/1/ Amortizado no exercício... (8.146) Transferido do longo Saldo em... - Amortizado no exercício... (9.492) Transferido para curto Saldo em 31/12/ Saldo em 1/1/ Amortizado no exercício... - Transferido do longo... (8.146) Saldo em Apropriado no exercício Transferido para curto... (15.592) Saldo em 31/12/

7 PÁGINA 36 SÃO PAULO, TERÇA-FEIRA, 19 DE ABRIL DE EMPRÉSTIMOS, FINANCIAMENTOS E ENCARGOS Composição 31/12/2010 1/1/2009 Não Não Não circulante circulante circulante Moeda nacional:... Eletrobrás Finame Capital de giro - CDI Arrendamento mercantil Subtotal (-) Custo de transação... (178) (178) (239) (356) (300) (595) Total Principal Encargos (178) 649 (356) 226 (595) Composição do saldo devedor por moeda/indexador Vencimento das parcelas do não circulante (principal e encargos) 31/12/2010 % % 1/1/2009 % Vencimento 31/12/2010 1/1/2009 UFIR , , , TJLP , , , CDI , , , Total , , , Os índices, base de atualização dos empréstimos e fi nanciamentos, apresentaram as seguintes variações durante o exercício: Variação % 31/12/2010 1/1/ Total TJLP (Taxa de Juros de Longo Prazo)... 6,00 6,12 6, Movimentação de empréstimos e financiamentos CDI (Certifi cado de Depósito Interbancário)... 9,76 9,88 12,38 Não Detalhamento dos empréstimos e financiamentos circulante Total a. Eletrobrás recursos tomados para execução do Programa Luz para Todos com as seguintes características: empréstimos tomados para a implementação do Programa Nacio- Ingressos Saldo em 1º de janeiro de nal de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica Luz para Todos, instituído Encargos pelo Decreto nº 4.873, de 11/11/2003, coordenado pelo Ministério de Minas e Energia - Variação monetária e cambial MME e operacionalizado pela Eletrobrás, com recursos originários da Reserva Global de Transferências (24.506) - Reversão - RGR.A amortização do contrato será em 120 parcelas mensais e sucessivas, Pagamentos de principal... (18.741) - (18.741) com carência de 24 meses, vencendo a primeira parcela em outubro/2006 e a última em Pagamentos de juros... (9.058) - (9.058) setembro/2016, com encargos de 6% a.a.. Transferência de custo de transação... (239) b. Finame: a Companhia, em setembro de 2007, contratou junto ao agente fi nanceiro Banco Apropriação de custo de transação ABC Brasil S.A. fi nanciamento no montante de R$ 503, destinado à aquisição de equipamentos, o custo da operação é de 4,55% a.a. acima da TJLP, a forma de amortização é mensal, Saldo em 31 de dezembro de com carência de 12 meses e vencimento da última parcela ocorrendo em junho de Ingressos c. Capital de giro: em moeda nacional, contratos com taxa média ponderada de 2,46% Encargos a.a. acrescido da variação do CDI, com amortização mensal e vencimento da última parcela ocorrendo em novembro de Transferências (19.893) - Variação monetária e cambial Dentre os contratos existe contrato com taxa de juros efetiva de 3,11% a.a. em função do Pagamentos de principal... (21.801) - (21.801) custo de transação, pagos antecipadamente e apropriados mensalmente ao resultado, Pagamentos de juros... (7.762) - (7.762) conforme deliberação CVM nº 556/2008. Durante o exercício de 2010 foram amortizados Transferência de custo de transação... (178) R$ 239 (R$ 300 em 2009). Apropriação de custo de transação Os custos de transação a serem amortizados são: Vencimento 31/12/2010 Saldo em 31 de dezembro de Arrendamentos mercantis operacionais Em 2010 a Companhia pagou um montante de R$ 966 referente a arrendamentos mercantis operacionais, reconhecidos como despesa do exercício na rubrica Outros Custos de Operações. Os valores de pagamentos futuros estão distribuídos da seguinte forma: Vencimento R$ Até 1 ano Total de 1 a 5 anos d. Arrendamento mercantil: contratos de arrendamento mercantil em moeda nacional, Total com taxa média ponderada de 4,21% a.a acrescido da variação do CDI, amortização mensal e vencimento da última parcela em dezembro/2013. A dívida total dos contratos 20. INSTRUMENTOS FINANCEIROS de arrendamento mercantil em 31/12/2010 é de R$ 717 (R$ 882 em 2009) e seu valor As características operacionais e a estrutura patrimonial colocam a Companhia em um corresponde ao valor presente nesta data. Os valores de pagamentos futuros estão distribuídos da seguinte forma: ambiente em que o risco de mercado é baixo. Em virtude dessas condições, a Administração entende ser desnecessária a utilização de instrumentos fi nanceiros derivativos. Vencimento 31/12/2010 Em 31/12/2010, o valor contábil dos ativos e passivos fi nanceiros representa aproximadamente os valores de mercado Gerenciamento dos instrumentos financeiros A Companhia mantém operações com instrumentos fi nanceiros, sendo que o risco referente a tais operações é monitorado através de estratégias de posições fi nanceiras, Total e. Custo de transação: refere-se a despesas incorridas na obtenção de empréstimos e fi nanciamentos, pagas antecipadamente e apropriadas mensalmente ao resultado pela taxa efetiva de juros, em atendimento a Deliberação CVM 556/ Garantias Os empréstimos e fi nanciamentos estão garantidos por notas promissórias, avais dos acionistas controladores e receitas futuras de fornecimento de energia elétrica. controles internos, limites e políticas de risco da Companhia. a. Valor de mercado Alguns instrumentos fi nanceiros têm seu custo amortizado substancialmente próximo ao valor de mercado, como contas a receber, empréstimos de capital de giro e operações específi cas sem liquidez, assim o valor de mercado é considerado o próprio custo amortizado. Para os instrumentos fi nanceiros cotados em mercado ativo, sua cotação representa o valor de mercado. 31/12/2010 1/1/2009 Valor de Valor de Valor de Nota _ Categoria Contábil mercado Contábil mercado Contábil mercado Caixa e equivalentes de caixa... 6 Recebíveis Consumidores... 7 Recebíveis Títulos a receber... 8 Recebíveis Partes relacionadas Recebíveis Ativo fi nanceiro - bens da concessão Recebíveis Passivos Financeiros Fornecedores Mensurado pelo custo amortizado Empréstimos e fi nanciamentos Mensurado pelo custo amortizado Partes relacionadas Mensurado pelo custo amortizado Gerenciamento de risco financeiro A Companhia possui procedimentos de controles preventivos e detectivos que monitoram sua exposição aos riscos de crédito, de mercado, liquidez. a. Gerenciamento dos riscos de crédito Risco da Companhia incorrer em perdas resultantes da difi culdade de recebimento de valores faturados a seus consumidores, concessionárias e permissionárias. A exposição máxima ao risco de crédito da Companhia é o valor das contas a receber mencionadas anteriormente como consumidores (nota explicativa nº 7). O valor do risco efetivo de eventuais perdas encontra-se apresentado como perda no valor recuperável (nota explicativa nº 9). A mitigação desse risco ocorre com a aplicação de procedimentos analíticos de monitoramento das contas a receber de consumidores, ações de cobrança e corte no fornecimento de energia. Outro fator que minimiza o risco de crédito é o perfi l da carteira de crédito, que é pulverizada em um número expressivo de consumidores. b. Gerenciamento de risco de mercado Risco de mercado é a eventual perda resultante de mudanças adversas nos preços de mercado. Esses riscos de mercado, que estão além de nosso controle, envolvem principalmente a possibilidade de que mudanças nas taxas de juros, taxas de câmbio e infl ação, que possam afetar negativamente o valor de nossos ativos fi nanceiros, fl uxos de caixa e rendimentos futuros. A mitigação destes riscos ocorre através da aplicação de procedimentos de avaliação da exposição dos ativos e passivos ao risco de mercado e, conseqüentemente, contratação de hedge junto à Instituições Financeiras de primeira linha. Os principais risco de mercado que podem afetar o resultado da Companhia é o risco de variação nos indexadores da dívida. A Companhia defi niu 3 cenários (provável, possível e remoto) a serem simulados. No provável são utilizadas as condições consideradas como prováveis pela Administração, as quais foram defi nidas com base nas taxas divulgadas pela BM&FBovespa, e o cenário possível e o remoto, uma deterioração de 25% e 50% respectivamente nas variáveis. Para os ativos e passivos fi nanceiros, exceto os instrumentos derivativos, foi fi xado um período de um ano para verifi cação do impacto nas despesas fi nanceiras, sendo desconsiderado os pagamentos do período. Risco de indexadores Cenário Cenário possível Cenário remoto provável (alta de 25%) (alta de 50%) Ativos Financeiros Recebíveis Passivos Financeiros Passivo fi nanceiro mensurado pelo custo amortizado... (1.228) (2.852) (4.476) Total.... (1.220) (2.833) (4.446) c. Gerenciamento de risco de liquidez O risco de liquidez representa o risco de a Companhia enfrentar difi culdades para cumprir suas obrigações relacionadas ao passivo fi nanceiro. A Companhia monitora o risco de liquidez mantendo caixa e investimentos prontamente conversíveis para atender suas obrigações e compromissos e, também se antecipando para futuras necessidades de caixa. As análises quanto aos passivos fi nanceiros, por faixas de vencimento, encontram-se em suas respectivas notas explicativas Gerenciamento de riscos relacionados à Companhia e suas operações: Nossas receitas operacionais podem ser positiva ou negativamente afetadas por decisões da ANEEL com relação às nossas tarifas. As tarifas que cobramos pela venda de energia aos consumidores são determinadas de acordo com os contratos de concessão celebrados com a ANEEL e estão sujeitas à discricionariedade regulatória da ANEEL. A mitigação desse risco ocorre pelo monitoramento e aplicação de todas as normas e procedimentos defi nidos pela ANEEL e um criterioso gerenciamento de custos operacionais. a. Gerenciamento de riscos de escassez de energia O Sistema Elétrico Brasileiro é abastecido predominantemente pela geração hidrelétrica. Um período prolongado de escassez de chuva, durante a estação úmida, reduzirá o volume de água nos reservatórios dessas usinas, trazendo como conseqüência o aumento no custo na aquisição de energia no mercado de curto prazo e na elevação dos valores de Encargos de Sistema em decorrência do despacho das usinas termelétricas. Numa situação extrema poderá ser adotado um programa de racionamento, que implicaria em redução de receita. No entanto, considerando os níveis atuais dos reservatórios e as últimas simulações efetuadas, o Operador Nacional de Sistema Elétrico - ONS não prevê para os próximos anos um novo programa de racionamento. 24. PROVISÃO PARA CONTINGÊNCIAS b. Risco de não renovação das concessões A Companhia possui concessões para exploração dos serviços de geração e distribuição de energia elétrica com a expectativa, pela Administração, de que sejam renovadas pela ANEEL e/ou Ministério das Minas e Energia. Caso as renovações das concessões não sejam deferidas pelos órgãos reguladores ou mesmo renovadas mediante a imposição de custos adicionais para a Companhia ( concessão onerosa ) ou estabelecimento de um preço teto, os atuais níveis de rentabilidade e atividade podem ser alterados TAXAS REGULAMENTARES 31/12/2010 1/1/2009 Quota de Reserva Global de Reversão - RGR Quota da Conta de Consumo de Combustível - CCC Conta de Desenvolvimento Energético - CDE Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica-PROINFA Taxa de fi scalização - ANEEL Total OBRIGAÇÕES DO PROGRAMA DE EFICIÊNCIA ENERGÉTICA O contrato de concessão da Companhia estabelece a obrigação de aplicar anualmente o montante de 1% da receita operacional líquida, em ações que tenham como objetivo o combate ao desperdício de energia elétrica e o desenvolvimento tecnológico do setor elétrico. Esse montante é destinado aos Programas de Efi ciência Energética (PEE) e Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), a ser recolhido ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científi co e Tecnológico (FNDCT) e ao Ministério de Minas e Energia (MME). A participação de cada um dos programas está defi nida pelas Leis nº e nº , de 15/3/2004 e 28/3/2007, respectivamente. 31/12/2010 1/1/ /12/2010 1/1/2009 Fundo Nacional de Desenv. Científi co e Tecnológico - FNDCT Ministério de Minas e Energia - MME Pesquisa e Desenvolvimento - P&D Programa de Efi ciência Energética - PEE Total A atualização das parcelas referentes aos PEE e P&D é efetuada pela taxa de juros SELIC, de acordo com as Resoluções Normativas ANEEL nº 176, de 28/11/2005, nº 219, de 11/4/2006, nº 300, de 12/2/2008 e nº 316, de 13/5/2008, e Ofício Circular nº 1644/2009-SFF/ANEEL, de 28/12/2009. Por meio da Resolução Normativa nº 233, de 24/10/2006, com validade a partir de 1/1/2007, a ANEEL estabeleceu novos critérios para cálculo, aplicação e recolhimento dos recursos do PEE. Entre esses novos critérios, foram defi nidos os itens que compõem a base de cálculo das obrigações, ou seja, a receita operacional líquida e o cronograma de recolhimento ao FNDCT e ao MME. A realização das obrigações com PEE e P&D, através da aquisição de ativos imobilizados, tem como contrapartida o saldo de obrigações especiais. 23. OBRIGAÇÕES ESTIMADAS 31/12/2010 1/1/2009 Provisões sobre folha de pagamento Provisão de encargos sociais sobre folha pagamento Total /12/2010 1/1/2009 Provisão Depósitos Provisão Depósitos Depósitos No exercício Saldo judiciais No exercício Saldo judiciais Provisão judiciais Cíveis - Consumidores (a) Trabalhistas (b) Fiscais e tributários: PIS Imposto de renda (c) ICMS (d) Contribuição social Subtotal Totais Cíveis Trabalhistas Fiscais Total Saldo em 1/1/ Constituição Baixas/reversão... - (4) - (4) Atualização Saldo em Constituição Baixas/reversão... (216) (42) - (258) Atualização Saldo em 31/12/ Contingências passivas possíveis de perda (e): 1/1/ /12/ (a) As ações judiciais de natureza cível referem-se, em sua grande maioria, a discussões sobre o valor de contas de energia elétrica, em que o consumidor requer a revisão ou o cancelamento da fatura; a cobrança de danos materiais e morais pelo consumidor, decorrentes da suspensão do fornecimento de energia elétrica por falta de pagamento, por irregularidades nos medidores de energia elétrica ou decorrentes de variações na tensão elétrica ou de falta momentânea de energia; bem como a ações em que consumidores pretendem a devolução de valores, em razão do aumento das tarifas de energia determinado pelas Portarias nº 38 e nº 45/1986, do extinto Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica - DNAEE, no período de congelamento de preços do Plano Cruzado. (b) As ações judiciais de natureza trabalhista referem-se, de maneira geral, a discussões de ex-empregados pretendendo recebimento de horas extras, adicional de periculosidade, horas de sobreaviso, indenizações por danos decorrentes de acidente no trabalho, bem como ações de ex-empregados de prestadores de serviços contratados pela Companhia reclamando responsabilidade solidária por verbas rescisórias. Foram provisionadas as contingências representadas pelas citadas ações judiciais cíveis e trabalhistas com chances prováveis de perda pela Companhia, conforme avaliação de seus advogados. De maneira geral, estimamos em cerca de 3 a 5 anos, em média, o prazo para que as referidas ações com chances prováveis de perda tenham julgamento fi nal e haja o efetivo desembolso pela Companhia dos valores provisionados, na hipótese de a Companhia ser vencida nas ações. (c) IRPJ e PIS sobre lucro infl acionário: a Companhia ajuizou Ação Anulatória de Débito Fiscal nº com o objetivo de afastar a cobrança de débitos de IRPJ e PIS provenientes de supostas divergências na apuração do lucro infl acionário. Foi efetuado o depósito integral dos valores em discussão. A ação foi julgada parcialmente procedente em primeira instância, impondo à União a obrigação de efetuar a revisão do lançamento fi scal. Atualmente, aguarda-se o julgamento das apelações interpostas tanto pela autora, como pela ré, no Tribunal Regional Federal da 3 a Região. (d) ICMS - Baixa Renda: o Mandado de Segurança Coletivo nº foi impetrado pelo SIESP (Sindicato da Indústria da Energia no Estado de São Paulo) com o objetivo de afastar a exigência indevida do ICMS incidente sobre as parcelas da Subvenção Econômica Baixa Renda, recebidas de acordo com a Lei nº /2002. Os valores em discussão estão sendo depositados em juízo, de acordo com o recebimento das respectivas parcelas. A segurança foi denegada em primeira instância. Atualmente, aguarda-se o julgamento pelo Tribunal de Justiça de São Paulo do recurso de apelação interposto pelo SIESP. (e) A Companhia também apresenta os valores de suas contingências passivas, cujas chances de êxito são possíveis. Por entendermos razoáveis as chances de êxito, não houve provisionamento dos referidos valores e, caso as referidas contingências venham a representar perda, estimamos em cerca de 3 a 5 anos, em média, o prazo para que haja o desembolso pela Companhia. A natureza dos principais processos judiciais é similar aos itens (a) e (b) mencionados anteriormente. 25. OUTROS PASSIVOS 31/12/2010 1/1/ /12/2010 1/1/2009 Participações em lucros Convênios de arrecadação Taxa de iluminação pública Conta paga em duplicidade Entidades seguradoras Adiantamentos Empréstimo compulsório - ELETROBRÁS Encargos de capacidade emergencial Benefício pós-emprego Energia no curto prazo - CCEE - SubJudice Reversão/ amortização Encargos ex-isolados Outros... credores Total PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social O capital social da Companhia, em 31/12/2010 e é de R$ , composto por ações ordinárias nominativas. Número de ações Acionistas Ordinárias % Rede Energia S.A ,00 Outros ,00 Total ,00 O estatuto prevê a distribuição de um dividendo mínimo obrigatório de 25% sobre o lucro líquido do exercício, ajustado nos termos do artigo 202 da Lei nº 6.404/ Reservas Reservas de lucros 31/12/2010 1/1/2009 Reserva legal Reserva de investimentos Total DIVIDENDOS E JUROS SOBRE CAPITAL PRÓPRIO Demonstramos a seguir o cálculo dos dividendos relativo ao exercício fi ndo em 31/12/2010 e, a ser submetido a Assembléia Geral dos Acionistas para deliberações: 31/12/2010 Lucro líquido no exercício Prejuízo acumulado decorrente das mudanças de prática contábil... (8.242) Reserva legal (5%) (139) (861) Base de cálculo para dividendos mínimos Percentual sobre o lucro... 25% 25% Dividendo mínimo obrigatório Dividendos e juros sobre o capital próprio propostos: Juros sobre o capital prório (RD 22/12/2010) Impostos de renda retido na fonte relativo ao juros sobre o capital próprio... (150) (900) Dividendos intercalares (RCA 5/5/2009) Dividendos adicionais propostos Total Dividendos: 31/12/2010 Saldo no início do exercício Dividendos conforme RCA 5/5/ Dividendos propostos adicionais aprovados Dividendos pagos... (5.478) (2.789) Saldo no final do exercício Juros sobre capital próprio (JCP): Saldo no início do exercício JCP propostos IRRF... (150) (900) Saldo no final do exercício Dividendos e Juros sobre Capital Próprio propostos: Juros sobre Capital Próprio Número de Valor ações (milhares) por ação Total Ações ordinárias , Os Juros sobre Capital Próprio foram creditados contabilmente em 31/12/2010 e serão imputados integralmente aos dividendos do exercício de 2010, a serem deliberados na AGO pelo valor líquido de R$ 0, para as Ações Ordinárias, já deduzido o imposto de renda na fonte em 15%, exceto aos acionistas pessoas jurídicas que estejam dispensados da referida tributação. O pagamento dos dividendos e os juros sobre o capital próprio serão realizados em data a ser defi nida pela Assembléia Geral Ordinária. 28. RECEITA LÍQUIDA DE VENDAS A receita líquida de vendas possui a seguinte composição: 31/12/2010 RECEITA BRUTA DE VENDAS Fornecimento de energia elétrica Disponibilização do sistema de distribuição Suprimento de energia elétrica Receita de construção (a) Outras receitas Total da receita bruta de vendas DEDUÇÕES DA RECEITA BRUTA Impostos diretos: ICMS... (41.319) (39.768) PIS - Corrente... (4.534) (4.209) COFINS - Corrente... (20.885) (19.385) Subtotal... (66.738) (63.362)

8 PÁGINA 37 SÃO PAULO, TERÇA-FEIRA, 19 DE ABRIL DE /12/2010 Encargos do consumidor: Quota - Reserva Global de Reversão - RGR... (530) (735) Quota - Conta de Consumo de Combustível - CCC... (9.137) (5.710) Quota - Conta de Desenvolvimento Energético - CDE... (7.188) (6.632) Pesquisa e Desenvolvimento - P&D... (393) (363) Fundo Nacional de Desenvolvimento Científi co e Tecnológico - FNDCT... (391) (366) Estudo de Pesquisa Energética - EPE... (195) (183) Programa de Efi ciência Energética - PEE... (984) (908) Reconciliação da alíquota efetiva de PIS e COFINS 31/12/2010 PIS COFINS PIS COFINS Fornecimento e suprimento de Energia Elétrica Alíquota... 1,65% 7,60% 1,65% 7,60% Subtotal Despesa de exercício anterior... (32) (148) (24) (112) Valor da contribuição (-) Créditos a descontar Energia elétrica comprada para revenda (a)... (1.511) (6.963) (1.288) (5.931) Encargo de uso do sistema de transmissão e distribuição... (421) (1.937) (454) (2.092) Materiais e serviços utilizados como insumos... (41) (189) (48) (220) Depreciação e amortização... (44) (203) (40) (186) Outros... (4) (19) (10) (46) Subtotal... (2.021) (9.311) (1.840) (8.475) Valor da Contribuição liquida Alíquota efetiva anual (b)... 0,91% 4,18% 0,92% 4,25% (a) Vide nota explicativa nº 29. (b) Com a alteração na sistemática de cobrança pelo órgão regulador que excluiu o PIS e da COFINS da tarifa, a alíquota efetiva representa o valor médio a integrar o preço fi nal a ser pago pelo consumidor pelo serviço público de distribuição de energia elétrica. O PIS/PASEP e a COFINS são cobrados de acordo com as Leis nº /02, /03 e /04, e a alteração na forma de cobrança trouxe a possibilidade de que seus valores sejam fi scalizados não apenas pela ANEEL, mas por cada um dos consumidores de energia elétrica,visto que passaram a ser cobrados de forma destacada nas suas faturas, a exemplo do que ocorre com o ICMS. 30. DESPESAS OPERACIONAIS 31/12/2010 Encargos de Capacidade Emergêncial... (785) - Ressarcimento de perdas de ICMS ex-sin... (584) - Subtotal... (20.187) (14.897) Total das deduções da receita bruta... (86.925) (78.259) RECEITA LÍQUIDA DE VENDAS (a) A receita de construção está representada pelo mesmo montante em custo de construção. Tais valores são de reconhecimento obrigatório pela ICPC 01 - Contratos de Concessão e correspondem a custo de construção de obras de ativos da concessão de distribuição de energia elétrica, não existindo margem de lucro, assim a receita de construção é igual a custo de construção Fornecimento e suprimento de energia elétrica Nº de consumidores (*) MWh (*) R$ 31/12/ /12/ /12/2010 Residencial Industrial Comercial, serviços e outras atividades Rural Poder público Iluminação pública Serviço público Consumo próprio Fornecimento não faturado Receita de uso da rede elétrica Redução da receita - Baixa Renda Fornecimento não faturado - Reposição tarifária (1.968) Provisão redução da tarifa - Irrigação e aquicultura (6) (38) Subtotal Suprimento Receita de construção Outras receitas Total ENERGIA ELÉTRICA COMPRADA PARA REVENDA 31/12/ /12/2010 Wh (*) MWh (*) R$ R$ CEMIG Geração e Transmissão S.A Centrais Elétrica Norte Brasil S.A. - Eletronorte Centrais Elétricas Brasileiras S/A - Eletrobrás Cia Estadual de Geração e Transmissão de Energia Elétrica Companhia Energética de São Paulo - CESP Companhia Hidro Elétrica do São Francisco - CHESF COPEL Geração S.A Duke Energy Internacional Geração Paranapanema S.A Furnas Centrais Elétricas S.A Light Energia S.A Rede Lajeado Energia S.A Rosal Energia S.A Vale Energética Outros Programa de incentivo às fontes alternativas de energia (-)Parcela a compensar crédito PIS não cumulativo (1.511) (1.288) (-)Parcela a compensar crédito COFINS não cumulativo (6.963) (5.931) Total de energia comprada para revenda Despesas Outras Despesas com vendas gerais e administrativas despesas operacionais 31/12/ /12/ /12/2010 Pessoal Administradores Material Serviço de terceiros Depreciação e amortização Arrendamentos e aluguéis Seguros Tributos Outros (1.230) Total Despesas Despesas gerais com vendas e administrativas 31/12/ /12/2010 Despesas com pessoal: Remuneração Encargos sociais - INSS Encargos sociais - FGTS Encargos sociais - Outros Programa de Alimentação do Trabalhador - PAT Assistência médica - Plano de saúde Indenização sobre o saldo do FGTS Contribuição como mantenedor da fundação ( - ) Transferências para ordens em curso (153) Total OUTROS RESULTADOS 31/12/2010 Outras receitas: Ganhos na alienação de bens e direitos Outras receitas Subtotal Outras despesas: Perdas na desativação de bens e direitos... (194) (70) Perdas na alienação de bens e direitos... (270) (41) Reversão de créditos adquiridos de terceiros... - (925) Outras despesas... (3) (305) Subtotal... (467) (1.341) Total... (104) (911) 32. receitas e despesas financeiras 31/12/2010 Receitas financeiras Receita de juros Renda de aplicações financeiras Juros ativos Variação monetária Variação cambial Ajuste a valor presente Consumidores ICMS Acréscimos moratórios - energia vendida Redução de encargos financeiros - parcelamento Lei nº / Outras receitas financeiras Total receitas financeiras Despesas financeiras Encargos de dívidas... (8.099) (9.727) Variação monetária... (373) (867) Ajuste a valor presente Consumidores... (30) (4) ICMS... (302) (92) (332) (96) Juros e multas... (6.501) (5.426) Acréscimos moratórios - energia comprada... (15) - Encargos financeiros - parcelamento Lei nº / (775) (303) Outras despesas financeiras... (3.308) (1.170) Total despesas financeiras... (19.403) (17.589) Resultado financeiro... (10.004) (2.450) lucro por ação Cálculo de lucros por ação (em milhares, exceto valor por ação). Exercícos findos em Resultado básico por ação 31/12/2010 Numerador Lucro (prejuízo) liquido do exercício Para acionistas ordinários Denominador (em milhares de ações) Média ponderada de número de ações ordinárias Resultado básico por ação Ações ordinárias... 0,10 0, PARTICIPAÇÕES NOS RESULTADOS A Companhia implantou o programa de participação dos empregados nos lucros ou resultados, baseado em acordo de metas operacionais e financeiras previamente estabelecidas. O montante dessa participação registrada como custo operacional e paga no exercício de 2010 pela Companhia foi de R$ 567 (R$351 em 2009). 35. REVISÃO TARIFÁRIA Através da Resolução Homologatória nº 975, de 4/5/2010 e da Nota Técnica nº 134/2010- SRE/ANEEL, de 28/4/2010, a ANEEL homologou o resultado do IRT Índice de Reajuste Tarifário Anual de 2010 da EDEVP fixando o reajuste médio em -3,49% (três vírgula quarenta e nove por cento negativos), sendo 1,32% (um vírgula trinta e dois por cento) relativos ao reajuste tarifário anual econômico e -4,81% (quatro vírgula oitenta e um por cento negativos) relativos aos componentes financeiros pertinentes, correspondendo a um efeito médio de -5,23% (cinco vírgula vinte e três por cento negativos) a ser percebido pelos consumidores cativos. As tarifas que contemplam o respectivo reajuste tarifário anual e os componentes financeiros externos ao reajuste estarão em vigor no período de 10/5/2010 a 9/5/ INVESTIMENTO REMUNERÁVEL (*) O Investimento Remunerável, também denominado de Base de Remuneração, constituído pelo Ativo Imobilizado em Serviço - AIS e Almoxarifado de Operação, deduzido do saldo das Obrigações Vinculadas ao Serviço Público de Energia Elétrica (Obrigação Especial), sobre o qual foi calculada a remuneração, bem como o AIS que gerou a cota de depreciação, que fazem parte da Parcela B da Receita Requerida - RR da Concessionária, homologada pela Resolução Homologatória ANEEL nº 803 de 7/4/2009 e Nota Técnica nº 121/ SRE/ANEEL de 31/3/2009. Revisão Reajuste Reajuste Item Descrição 5/2008 5/2009 5/ Ativo Imobilizado em Serviço - AIS (Valor novo de reposição) Índice de Aproveitamento Integral Obrigações especiais Bens totalmente depreciados Base de Remuneração Bruta = (1) - (2) - (3) - (4) Depreciação acumulada AIS líquido (Valor de mercado em uso) = (1) - (6) Índice de Aproveitamento Depreciado Valor da Base de Remuneração (VBR) = (7) - (8) Almoxarifado em operação Ativo diferido Terrenos e servidões Base de Remuneração Líquida Total = (1) - (6) - (8) - (3) + (10) + (11) + (12) Base de Remuneração Bruta (RGR / PLPT) Depreciação acumulada (RGR / PLPT) Base de Remuneração Líquida (RGR / PLPT) = (14) - (15) Taxa de depreciação... 4,68% 4,68% 4,68% 18 Quota de Reintegração Regulatória = (17) * (5) Variação IGPM (RH ANEEL nº 816/2009 e nº 975/2010) ,38% 2,88% 37. PLANO DE APOSENTADORIA E PENSÃO Contexto Os planos do grupo Rede Energia são patrocinados pelas seguintes empresas: Rede Energia S.A., Caiuá Distribuição de Energia S.A., Companhia de Energia Elétrica do Estado do Tocantins - CELTINS, Companhia Força e Luz do Oeste, Companhia Nacional de Energia Elétrica,, Empresa de Eletricidade Vale Paranapanema S.A., Empresa Elétrica Bragantina S.A., Rede Comercializadora de Energia S.A., Elucid Solutions S.A., Denerge - Desenvolvimento Energético S.A., Rede Power do Brasil S.A. e BBPM - Participações S.A Sumário dos planos de benefícios O grupo Rede Energia tem como veículo financeiro dos seus planos de benefícios previdenciários a REDEPREV - Fundação Rede de Previdência, pessoa jurídica de direito privado, com funcionamento autorizado pela Portaria nº 47, de 24/10/2003, do Ministério da Previdência Social - Secretaria de Previdência Complementar. É resultado do processo de fusão das seguintes fundações: a) FUNREDE - Fundação Rede de Seguridade; b) FUNGRAPA - Fundação Grão Pará de Previdência e c) PREVIMAT - Fundação de Previdência e Assistência Social dos Empregados da CEMAT. Os planos de benefícios previdenciários patrocinados pelo grupo Rede Energia são descritos a seguir: a) Plano de Benefícios Elétricas BD-I: Instituído em 1/8/1986, encontra-se em extinção desde 31/12/1998, quando foi bloqueada a adesão de novos participantes. Assegura benefícios suplementares à aposentadoria por tempo de serviço/velhice, aposentadoria por invalidez, auxílio-doença, pensão por morte e pecúlio por morte. O plano está estruturado na forma de Benefício Definido e é custeado pelos Participantes, pelos Assistidos e pelas Patrocinadoras. b) Plano de Benefícios Elétricas-R: Obteve autorização e aprovação para a aplicação do seu regulamento através da Portaria nº 880, de 12/1/2007, emitida pelo Departamento de Análise Técnica da Secretaria de Previdência Complementar do MPS. Assegura os seguintes benefícios: Suplementação da aposentadoria por invalidez; Suplementação do auxílio-doença; Suplementação da pensão por morte; e Pecúlio por morte. O plano está estruturado na forma de Benefício Definido. Os benefícios são custeados exclusivamente pelas empresas da Rede Energia e de forma solidária com as demais Patrocinadoras, Centrais Elétricas do Pará S.A. - CELPA e a Centrais Elétricas Matogrossenses S.A. - CEMAT. Antes da fusão, os planos eram contabilizados em separado, e a partir de então as contas são prestadas de forma comum, em um único balancete, por conta da legislação que regulamenta as entidades de previdência complementar. Todavia, especificamente para efeitos desta Avaliação e para o cumprimento do CPC 33 - Benefício a empregados, impõe-se a aferição compartimentada dos compromissos atuariais, das despesas com contribuições, dos custos e do ativo do Plano de Benefícios-R, por empresa patrocinadora. c) Plano de Benefícios Elétricas-OP: Instituído em 1/1/1999 e assegura o benefício de Renda Mensal Vitalícia, após o prazo de diferimento. Durante o prazo de diferimento do benefício, este plano está estruturado na modalidade de Contribuição Definida e o valor da Renda Mensal Vitalícia está sempre vinculado ao montante financeiro das contribuições acumuladas a favor do participante. A Renda Mensal Vitalícia, uma vez iniciada, é atualizada monetariamente a cada ano, e nessa fase é considerada Benefício Definido. O custeio do plano é feito pelos participantes ativos e pelas patrocinadoras. Os participantes contribuem, a sua escolha, com um percentual de 2% a 20% do salário contribuição e as patrocinadoras, por sua vez, contribuem com um adicional de 10% sobre o valor contribuído pelos participantes. A contribuição da patrocinadora EDEVP durante o exercício foi de R$ 47 (R$ 43 em 2009) Situação Financeira dos Planos de Benefícios - Avaliação Atuarial - data base 31/12/2010 Com base na avaliação atuarial elaborada por atuários independentes da Companhia em 31/12/2010, os planos de benefícios definidos, seguindo os critérios requeridos pelo CPC 33 - Benefício a empregados, são conforme segue: a. Número de participantes/beneficiários: Planos de Benefícios Elétricas BD-I R Elétricas-OP Total Número Participantes Número Assistidos Número Beneficiários Pensionistas b. Premissas utilizadas nesta avaliação atuarial: Taxa Avaliação Avaliação Atuarial 2010 Atuarial Taxa de desconto para o cálculo... 6,00% líquido - 6,00% líquido - do valor presente... plano de risco plano de risco 5,50% líquido - 5,50% líquido - demais planos demais planos 2. Taxa de rendimento esperada sobre... 6,00% líquido - 6,00% líquido - os ativos dos planos... plano de risco plano de risco 5,50% líquido - 5,50% líquido - demais planos demais planos 3. Taxa de crescimento salarial futuro... 4,08% (2% líquido) 4,30% (2% líquido) 4. Taxa de crescimento real dos benefícios: Da Previdência Social Do Plano Taxa de inflação... 2,08% 2,30% Fator de capacidade: Dos Salários... 1,00 1,00 Dos Benefícios... 1,00 1,00 6. Tábua de mortalidade geral... AT Male AT Male 7. Tábua de mortalidade de inválidos... IBGE 2009, IBGE 2008, ambos os sexos. ambos os sexos. 8. Tábua de entrada em invalidez... Nula Álvaro Vindas 9. Tábua de rotatividade... Nula Nula As premissas atuariais adotadas são imparciais e mutuamente compatíveis. A taxa de desconto é baseada em taxas de mercado de títulos corporativos de alta qualidade com prazos e moeda semelhante às obrigações. A taxa de rendimento esperado sobre os ativos do plano reflete as expectativas do mercado no início do período, relativas a rendimentos ao longo da vida da obrigação. A taxa de crescimento salarial é baseada na experiência histórica da Companhia. c. Síntese da Avaliação Atuarial: Planos de Benefícios Elétricas BD-I R Elétricas-OP Total 1. Exigível atuárial Benefícios concedidos Aposentadoria Invalidez Pensão Benefícios a conceder Benefício definido Contribuição definida d. Conciliação da posição dos fundos de benefício definido: _ Elétricas - BD-I _ Elétricas - R _ Total Valor presente da obrigação de benefício definido Saldo no início do exercício Custo do serviço corrente... (949) (122) 791 (1.071) Custo dos juros Benefícios pagos... (4.574) (4.099) (766) (696) (5.340) (4.795) (Ganhos)/Perdas atuariais Saldo no final do exercício Valor justo dos ativos do plano Saldo no início do exercício Retorno esperado Contrib. recebidas do empregador Contrib. recebidas dos paritcipantes Benefícios pagos... (4.574) (4.099) (766) (696) (5.340) (4.795) Ganho/(Perda) atuarial (1.411) Saldo no final do exercício Posição líquida Não reconhecida Reconhecida e. Composição dos ativos dos planos: ELÉTRICAS - BD-I ELÉTRICAS - R Total 31/12/2010 % 31/12/2010 % 31/12/2010 % Disponível, gestão previdencial e administrativa % 211 3% 405 1% Investimentos... Títulos públicos % % % Créditos privados e depósitos % % % Ações % 169 2% % Fundos de investimento % % % Imobiliários % - 0% % Empréstimos e financiamentos % 46 1% 266 0% Outros realizáveis % - 0% 13 0% Total % % % 38. SEGUROS (*) A Companhia mantém apólices de seguros, por montantes considerados suficientes, para cobrir prejuízos causados por eventuais sinistros em seu patrimônio, bem como por reparações em que seja civilmente responsável por danos involuntários, materiais e/ou corporais causados a terceiros decorrentes de suas operações, considerando a natureza de sua atividade. As principais coberturas são:

9 PÁGINA 38 SÃO PAULO, TERÇA-FEIRA, 19 DE ABRIL DE 2011 Ramo de Seguro Vencimento Importância Segurada Prêmio RO Distribuição 30/11/2011 R$ R$ 27 RCG 31/10/2011 R$ R$ 29 D&O 30/9/2011 R$ R$ 2 Vida em grupo diretores 22/12/2013 R$ 80 por colaborador R$ 37 Vida em grupo diretores 22/3/2014 R$ 100 por colaborador R$ 46 Transportes 1/8/2011 Até R$ Locados elegíveis 1º risco 30/10/2011 Casco = Valor de Mercado / RCF R$ 300 / Danos Morais R$ 100 R$ 1 Próprios elegíveis 1º risco 30/10/2011 Casco = Valor de Mercado / RCF R$ 300 / Danos Morais R$ 100 R$ 12 Locados elegíveis 2º risco 30/10/2011 RCF R$ Próprios elegíveis 2º risco 30/10/2011 RCF R$ 700 R$ 1 Próprios RCF - s/ elegíveis 1º risco 30/10/2011 RCF R$ 300 / Danos Morais R$ 100 R$ 9 Próprios RCF - s/ elegíveis 2º risco 30/10/2011 RCF R$ 700 R$ 6 Locados RCF - s/ elegíveis 1º risco 30/10/2011 RCF R$ 300 / Danos Morais R$ 100 R$ 9 Locados RCF - s/ elegíveis 2º risco 30/10/2011 RCF R$ 700 R$ 6 Vida em grupo (fatura novembro) 30/11/2011 Capital básico R$ 27 R$ 3 Vida em grupo (fatura novembro) 30/11/2011 Até R$ 50 R$ 1 Descrição dos riscos Riscos operacionais: a apólice garante as avarias, perdas e danos materiais de origem súbita, imprevista e acidental a edifícios, equipamentos, maquinismos, ferramentas, móveis e utensílios, e demais instalações que constituem o estabelecimento segurado descrito na apólice. Trata-se de apólice corporativa com cláusula adicional de reintegração automática. Responsabilidade civil geral: cobertura dos danos materiais e corporais causados a terceiros em decorrência das operações comerciais e industriais. Trata-se de apólice corporativa. Seguro de D&O: o objetivo do seguro é o pagamento a título de perdas, devido a terceiros pelo segurado decorrente de reclamação, resultante da prática de qualquer ato danoso praticado pelo segurado durante o período de vigência da apólice, em decorrência de sua condição de conselheiro ou diretor da sociedade. Trata-se de apólice corporativa. MEMBROS DA DIRETORIA Automóveis: cobertura de colisão, incêndio e roubo (casco) e de danos materiais, corporais e morais causados a terceiros (RCF) em decorrência de acidentes automobilísticos. Transportes: cobertura garantindo os reparos e/ou reposição dos bens de sua propriedade em decorrência de sinistros ocorridos durante os transportes terrestres, aéreos e lacustres. Vida em grupo: cobertura de morte de qualquer tipo, invalidez permanente total ou parcial, por acidente e invalidez permanente ou total por doença ocorrida com empregados. 39. QUESTÕES AMBIENTAIS (*) A Companhia tem como compromisso promover a preservação do meio ambiente, a prevenção da poluição e o consumo consciente. A empresa, através de diversas ações estimula a educação ambiental dos colaboradores, fornecedores e da comunidade, além de apoiar entidades de pesquisas, inovação tecnológica e do setor elétrico associadas ao meio-ambiente, à saúde e à segurança do trabalho. Consciente da necessidade de preservação do meio ambiente a empresa tem buscado alternativas técnicas em substituição aos postes e cruzetas de madeira. Além de utilizar postes de concreto como substituto para os postes de madeira, a empresa vem substituindo cruzetas de madeira e concreto por cruzetas ecológicas, feitas de polietileno e bagaço de cana-de-açúcar, ecologicamente corretas e mais duráveis. Sempre que há uma melhoria na rede a empresa realiza a substituição da cruzeta de madeira, pela cruzeta de polietileno. Em 2010, foram utilizados cruzetas ecológicas na Companhia, o que representa um investimento na ordem de R$ 137. A Companhia utiliza cabos multiplexados nas suas redes de distribuição, que por serem mais protegidos que cabos comuns, têm a vantagem de reduzir a periodicidade e a área a ser podada, sendo menos agressiva para as árvores, que podem conviver em harmonia com a rede elétrica. Em 2010, foram construídos 17,76 km de rede protegida, com um investimento na ordem de R$ 756. Dentre os serviços de manutenção das Linhas de Distribuição, destaque no ano de 2010 à poda realizada com mão-de-obra terceirizada. A Companhia ministrou em parceria com a empresa Plant Care, treinamento teórico e prático para as equipes de poda urbana, poda rural e linha viva, sendo possível notar uma mudança considerável nas técnicas utilizadas nos cortes durante as podas. Desta forma, respeitando o meio ambiente e harmonizando o convívio rede de energia-árvore, obteve-se melhores resultados no que tange à repercussão desta atividade na sociedade e também aos índices de desligamentos que diminuíram comparados àqueles do ano de Há 16 anos, a Companhia apóia o programa de Educação Ambiental Broto Verde em Assis, que proporciona formação técnico-profissional de meninos carentes em situação de vulnerabilidade social, através de várias frentes: educação ambiental, profissionalização, geração de renda, assistência social e psicológica e fortalecimento de vínculos familiares. Atualmente, o Broto Verde conta com a participação de 100 adolescentes com idade entre 14 e 16 anos. Para ingressar, um dos principais requisitos é estar matriculado na escola e demonstrar interesse pela natureza. Os meninos aprendem técnicas de viveiro, cultivo e plantio de hortaliças e mudas. CARMEM CAMPOS PEREIRA Diretora Presidente JORGE QUEIROZ DE MORAES JUNIOR Diretor Vice-Presidente Executivo VALDIR JONAS WOLF Diretor ARLINDO ANTONIO NAPOLITANO Diretor JOSÉ ALBERTO ARTIGAS GIORGI Diretor Reinaldo Teixeira do Amaral Mota Contador - CRC - 1SP151271/O-2 RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS Aos Acionistas e Administradores da São Paulo - SP Examinamos as demonstrações fi nanceiras da Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. ( Companhia ) que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2010 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fl uxos de caixa para o exercício fi ndo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas. Responsabilidade da Administração sobre as Demonstrações Financeiras A Administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações fi nanceiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as normas internacionais de relatório fi nanceiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB), assim como pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações fi nanceiras livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Responsabilidade dos Auditores Independentes Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações fi - nanceiras com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos auditores e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações fi nanceiras estão livres de distorção relevante. Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações fi nanceiras. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações fi nanceiras, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações fi nanceiras da Companhia para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fi ns de expressar uma opinião sobre a efi cácia desses controles internos da Companhia. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela Administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações fi nanceiras tomadas em conjunto. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é sufi ciente e apropriada para fundamentar nossa opinião. Opinião sobre as Demonstrações Financeiras Em nossa opinião, as demonstrações fi nanceiras acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e fi nanceira da Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S.A. em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de suas operações e os seus fl uxos de caixa para o exercício fi ndo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e as normas internacionais de relatório fi nanceiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB). OUTROS ASSUNTOS Demonstração do valor adicionado (DVA) Examinamos, também, a demonstração do valor adicionado (DVA), referente ao exercício fi ndo em 31 de dezembro de 2010, cuja apresentação é como informação suplementar pela legislação societária brasileira para companhias fechadas e pelas IFRS, que não requerem a apresentação da DVA. Essa demonstração foi submetida aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, está adequadamente apresentada, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações fi nanceiras tomadas em conjunto. BDO Auditores Independentes CRC 2SP013439/O-5 S MT São Paulo, 2 de março de 2011 Luiz Carlos de Carvalho Sócio-contador CRC 1SP197193/O-6 S MT Efeito sazonal continua em fevereiro no mercado de imóveis novos Vendas cresceram na Capital em relação a janeiro, mas apresentaram queda em comparação com igual período de 2010 O segundo mês de 2011 confirmou a sazonalidade tradicionalmente observada no início do ano no mercado de imóveis novos residenciais da cidade de São Paulo e região. A Capital apresentou resultados melhores em relação a janeiro, mas muito aquém dos números registrados em fevereiro de A venda de imóveis novos atingiu unidades, um crescimento de 125,2% em comparação ao mês anterior, quando foram comercializadas 830 unidades. Em relação a fevereiro de 2010 (com unidades), houve queda de 34,6%. De acordo com o Departamento de Economia e Estatística, responsável pela Pesquisa do Mercado Imobiliário, o indicador de desempenho de comercialização VSO (Venda Sobre Oferta) acompanhou em fevereiro a evolução das vendas em unidades. O VSO médio da cidade de São Paulo foi de 13,2%, diante dos 6,7% de janeiro e dos 21,1% de fevereiro de Período de Lançamento No mês, 86,4% (1.614 unidades) das vendas ocorreram na fase de Lançamento, período de maior esforço para promoção e comercialização do produto. Os primeiros seis meses a partir do lançamento caracterizam-se por campanhas em jornais, divulgação em mídia eletrônica (TV e rádio) e nos estandes de vendas. O período de Pós- Lançamento, ou seja, unidades em oferta há mais de seis meses e com limite de tempo de permanência de três anos conforme critério da pesquisa, teve participação de 13,6% (255 unidades) do total de imóveis negociados em fevereiro. Segmentação por número de dormitórios O nicho de 2 dormitórios ocupou novamente a liderança em termos de comercialização, com escoamento de 777 unidades, equivalente a 41,6% do total. Imóveis de 3 dormitórios aparecem em seguida, com 603 unidades e 32,3% de vendas do mês. Os maiores sucessos na venda de 2 dormitórios ocorreram em bairros das zonas Sul (Morumbi, Cupecê) e Leste (Brás, Cangaíba) e na região central da cidade, com valores médios de até R$ 180 mil ou na faixa entre R$ 240 mil a R$ 370 mil. No segmento de 3 dormitórios, a região Sul prevaleceu. Os valores médios das unidades com melhores resultados atingiram uma faixa ampla, desde R$ 250 mil até R$ 500 mil. Segmentação por área útil Das unidades negociadas em fevereiro, 89,1% possuíam área útil de até 130m2 ou seja, imóveis em relação ao total de comercializados. Unidades novas com área entre 45m2 e 65m2 mereceram destaque, com 38,8% (725 imóveis) do total negociado. Região Metropolitana de São Paulo A Região Metropolitana (RMSP) também sofreu efeito da sazonalidade. Em fevereiro, a venda de unidades significou alta de 47,1% sobre o total escoado no primeiro mês do ano (2.535 imóveis). Houve, porém, redução de 31,7% em relação ao volume percebido em igual período do ano passado, quando foram vendidas unidades. Em termos de relevância nas vendas, exatamente a metade (50,1%) do volume de unidades comercializado na RMSP se concentrou na cidade de São Paulo. O comportamento reflete a nova condição do município, que chegou a representar mais de 70% das vendas até 2005, mas perdeu espaço para cidades vizinhas, devido à escassez de terrenos que viabilizem empreendimentos dentro dos padrões urbanísticos impostos pela prefeitura. Desempenho acumulado no ano: Diante da inexpressiva participação dos números de janeiro, e considerando que fevereiro não repetiu a performance mensal do ano anterior, fica evidente a queda nos resultados acumulados no bimestre em comparação a igual período de Moagem da cana-de-açúcar em 90 usinas vai aumentar oferta de etanol no Brasil A moagem de cana-de-açúcar começou hoje (14) em 90 usinas. Isso deve ampliar a oferta de etanol, cujo preço subiu muito nas últimas semanas. A cerimônia de abertura oficial da safra de cana da Região Centro-Sul ocorreu na Usina Santa Luzia, da ETH Bioenergia, no município de Nova Alvorada do Sul, em Mato Grosso do Sul. Segundo a União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica), metade das 90 usinas que entraram em atividade hoje está no estado de São Paulo, que produz 50% da cana brasileira. Além delas, mais 195 começarão a moagem na segunda quinzena de abril e 50, na primeira metade de maio. O que assistimos até aqui foi um esforço enorme de todo o setor, contribuindo para a estabilização da oferta e do abastecimento, tanto do etanol anidro quando do hidratado, neste período crítico de final da entressafra e início da nova safra, afirmou o presidente da Unica, Marcos Jank, durante a cerimônia, de acordo com nota divulgada pela entidade. De acordo com Jank, o setor sucroenergético brasileiro precisa da criação de condições para retomar seu crescimento. A expansão do setor era de 10% ao ano antes do início da crise financeira mundial, no final de 2008, e depois caiu para 3% ao ano. Ele disse que a evolução atual é insuficiente para atender à demanda, que se ampliou principalmente com o aquecimento das vendas de carros bicombustíveis. Há uma semana, o ministro da Agricultura, Wagner Rossi, disse que deve ser publicada nas próximas semanas uma medida provisória com uma nova política para o setor sucroalcooleiro, separando etanol de açúcar, apesar de terem a mesma origem a cana. Ele afirmou ainda que o governo apoiará o setor na retomada de investimentos, mas cobrará contrapartidas, como garantia de suprimento. A estimativa da Unica é que na safra 2011/2012 sejam moídas 568,5 milhões de toneladas de cana-de-açúcar no Centro-Sul, um aumento de 2,11% em relação aos 556,7 milhões de toneladas processadas na safra anterior. O último levantamento da atual safra brasileira de cana (2010/2011), divulgado pela Companhia Nacional de Abastecimento (Conab) em janeiro, prevê que do total da cana moída 46,2% serão destinadas à produção de açúcar e 53,8%, transformados em etanol, o que representa um volume de 27,6 bilhões de litros. Curso sobre Microscopia Eletrônica da UFSCar recebe inscrições até dia 26 Atividades têm início em maio e serão realizadas em Laboratório do Departamento de Engenharia de Materiais da Universidade Até o dia 26 de abril, interessados em participar do curso Introdução à Microscopia Eletrônica de Transmissão e Microanálise podem efetuar inscrição pela Internet. A atividade é voltada para as pessoas que utilizam microscópio eletrônico de transmissão e microanálise em laboratórios industriais, acadêmicos e governamentais e será realizada entre os dias 4 e 6 de maio. As aulas serão ministradas no Laboratório de Caracterização Estrutural (LCE) do Departamento de Engenharia de Materiais (DEMa) da na Universidade Federal de São Carlos (UFSCar), situado na área Norte do campus São Carlos. A ficha de inscrição e demais informações estão disponíveis na Internet, em www. lce.dema.ufscar.br/cursos. O curso será ministrado pelos professores Walter José Botta Pacificação abre caminho para a formalização no Rio Agência Sebrae de Notícias começa a publicar nesta segunda-feira uma série de reportagens com depoimentos de moradores que conseguiram se formalizar na esteira das Unidades de Polícia Pacificadora (UPP) Rio de Janeiro - A instalação de Unidades de Polícia Pacificadora (UPP) no Rio de Janeiro, que substituiu o confronto direto com os bandidos pela ocupação permanente da polícia, alcançou resultados antes considerados inatingíveis. Em fevereiro deste ano, a cidade registrou o menor número de homicídios para o mês dos últimos 20 anos. Segundo pesquisa do Instituto de Segurança Pública (ISP), a redução foi de 22,1% em relação ao mesmo período de Já as mortes enquadradas como Letalidade Violen ta (homicídios dolosos, latrocínios, autos de resistência e lesões seguidas de morte) caíram 23,5%. Já foram instaladas 16 UPP em locais que eram completamente dominados pelo crime organizado. Mais de 1,1 milhão de pessoas foram libertadas da ameaça dos traficantes e das milícias. Na Santa Marta, primeira comunidade a receber uma UPP, o rosto da lei é feminino. A major Pricila de Oliveira Azevedo está no comando desde dezembro de Simpática, risonha, receptiva, mas firme, ela personifica este novo modelo que combina respeito com confiança. Neste morro da zona sul carioca, os moradores perderam o medo da polícia e recorrem a ela para tudo: de brigas de casais a convite para ser madrinha de bebês. Esta aproximação também representa muito para mim. Como muita gente, tinha uma visão muito distorcida destas comunidades, diz a major, refletindo o sentimento experimentado em outras comunidades pacificadas. Para consolidar resultados, o poder público tem ocupado espaços rapidamente, o que tem provocado reações espantosas, difíceis de acreditar para quem nunca viveu do outro lado: o choro de uma mulher ao ver uma conta de luz ser entregue em sua casa; pessoas que param seus afazeres no meio da tarde para acompanhar a instalação de um caixa eletrônico; a emoção de abrir uma conta corrente e a conquista do direito de trabalhar sem pedágio para os criminosos e sem medo da fiscalização. O projeto Empresa Bacana, parceria da prefeitura com o Sebrae do Rio de Janeiro, é um destes exemplos emblemáticos. A integração dos serviços permite que o empreendedor consiga de imediato o número do Cadastro Nacional de Pessoa Jurídica (CNPJ). Filho e Alberto Moreira Jorge Júnior, docentes do DEMa e do Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Materiais (PPGCEM) da UFSCar. Por meio de uma série integrada de aulas teóricas e práticas será transmitido um conhecimento prático dos princípios das técnicas de Transmissão e Microanálise de materiais. A atividade é direcionada a engenheiros, técnicos, físicos, biólogos, médicos, dentistas, cientistas forenses e gerentes técnicos. Outra oportunidade oferecida pelo DEMa é o curso de Introdução à Microscopia Eletrônica de Varredura e Microanálise, que ocorre nos dias 1º, 2 e 3 de junho, no LCE da UFSCar. Neste caso as inscrições podem ser feitas até dia 24 de maio, também pela Internet. Ambos os cursos integram a programação da Escola de Microscopia e Microanálise da UFSCar. Mais informações também podem ser obtidas pelo lce@dema.ufscar.br ou pelos telefones (16) e O que representa este documento afinal? Faturamento maior, legalidade, prosperidade? Sem dúvida! Mas talvez o ganho maior seja impalpável: a certeza que de que o comerciante passa a ser reconhecido como cidadão. Para mostrar um pouco do impacto destas mudanças, a Agência Sebrae de Notícias começa a publicar nesta segundafeira uma série de reportagens com depoimentos de moradores da Santa Marta, primeira comunidade pacificada; e de outros dois lugares, antes considerados símbolos maiores da violência: a Cidade de Deus e o Complexo do Alemão. Ainda há muito o que fazer para suprir carências imensas, resultado de décadas de abandono. Mas, por enquanto, os moradores festejam a conquista mais preciosa: o direito de viver a vida em paz.