Companhia Jaguari de Energia CNPJ nº 53.859.112/0001-69

Senhores Acionistas, Atendendo às disposições legais e estatutárias, a Administração da Companhia Jaguari de Energia (CPFL Jaguari) submete à apreciação dos Senhores o Relatório da Administração e as Demonstrações Financeiras da Companhia, com os pareceres dos Auditores Independentes e do Conselho Fiscal, referentes ao exercício social findo em 31 de dezembro de 2009. Todas as comparações realizadas neste Relatório levam em consideração dados da Companhia em relação ao mesmo período de 2008, exceto quando especificado em contrário. 1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS Em 2009, a CPFL Jaguari cumpriu todos os pontos de sua agenda estratégica, atendendo plenamente as demandas de seu mercado consumidor, composto por 32 mil clientes, com padrões reconhecidos de qualidade e eficiência operacional. No campo econômico-financeiro, a Receita Bruta total encerrou o período em R$ 120,1 milhões, resultando num Lucro Líquido de R$ 9,5 milhões. As vendas de energia totalizaram 415 GWh em 2009. Foram adicionados 893 novos consumidores, com acréscimo de 2,9% à carteira de clientes da empresa. A concessionária obteve resultados positivos no combate às perdas de energia, com a recuperação de 5,6 GWh correspondentes a R$ 1,7 milhão. Os investimentos totalizaram R$ 4 milhões, aplicados, principalmente, na expansão do sistema para atendimento ao crescimento do mercado e em melhorias e fortalecimento do sistema elétrico e na melhoria dos serviços de atendimento aos clientes, entre outros. A qualidade dos serviços prestados foi reconhecida pelos consumidores da distribuidora. A pesquisa de satisfação realizada pela Agência Nacional de Energia Elétrica - IASC/Aneel registrou índice de satisfação de 74,51%. Esse resultado reforça as estratégias empresariais adotadas pela CPFL Jaguari, fundamentadas na prestação de serviços públicos de qualidade para os seus clientes e no apoio ao desenvolvimento econômico e social dos dois municípios de sua área de concessão no Estado de São Paulo. 2. COMENTÁRIO SOBRE A CONJUNTURA Ambiente Macroeconômico: O ano de 2009 se iniciou em meio a incertezas com relação aos rumos da economia global. Mas, ao longo do primeiro semestre, as preocupações foram se dissipando gradativamente, à medida que os pacotes de estímulos monetário e fiscal foram colocados em prática pelas autoridades econômicas em vários países e seus efeitos começaram a ser verificados na economia propriamente dita. O grande tema que deve concentrar as atenções no primeiro trimestre de 2010 é a estratégia de retirada desses estímulos, sem provocar desequilíbrios futuros para as economias nacionais. No ambiente interno, teremos o natural clima de disputa provocado pelas eleições presidenciais que, contudo, não deverá produzir mudanças no arcabouço básico da política econômica vigente desde 1999. Projetado para crescer entre 5% e 6%, o PIB brasileiro deverá voltar a refletir o ciclo de expansão interna observada entre 2004 e 2008, ficando o ano de 2009 e sua retração como apenas um marco da pausa temporária do vigor dos investimentos no Brasil recente. Ambiente Regulatório: O ano de 2009 foi marcado pela conclusão do processo de Revisão Tarifária Periódica, iniciado em 2007. Ao mesmo tempo, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) desenvolveu outras frentes visando ao aperfeiçoamento do arcabouço regulatório vigente, destacando-se: Conclusão da Audiência Pública nº 001/2009 que resultou na publicação da Resolução Normativa nº 359/2009, que aprimora o processo de Incorporação de Redes Particulares; Instauração da Audiência Pública nº 002/2009, resultando na publicação da Resolução Normativa n 367/2009, por meio da qual foi implantado o novo Manual de Controle Patrimonial do Setor Elétrico (MCSPEE), peça fundamental para o terceiro ciclo de Revisões Tarifárias. A revisão tarifária da CPFL Jaguari acontecerá em 2012; Conclusão da primeira revisão dos Procedimentos de Distribuição (PRODIST), discutido no âmbito da Audiência Pública nº 033/2009, resultando na Resolução Normativa nº 395/2009, que modifica o tratamento dado aos indicadores de continuidade do fornecimento de energia, aumentando a importância dos indicadores individuais; Aprovação da Resolução Aneel nº 387/2009, que estabelece a metodologia de cálculo do repasse final da Energia Livre aos Geradores. Outro tema relevante em 2009 foi a discussão em torno da proposta da Aneel de adequação da metodologia de cálculo do índice de Reajuste Tarifário Anual, mediante o estabelecimento de Aditivo ao Contrato de Concessão, conforme a Audiência Pública nº 043/2009, com a proposta de neutralidade dos Encargos Setoriais. É importante, contudo, destacar que eventuais alterações aos contratos de concessão deverão ser objeto de negociação bilateral, envolvendo todos os agentes que atuam no segmento de Distribuição de Energia Elétrica. Tarifas de Energia Elétrica: Segunda Revisão Tarifária Periódica: Em fevereiro de 2009, a Aneel estabeleceu o resultado definitivo da segunda Revisão Tarifária Periódica da CPFL Jaguari (iniciada em fevereiro de 2008), alterando o reposicionamento tarifário de -0,35% para -3,79%, com vigência a partir de 03 fevereiro de 2009. O reposicionamento tarifário total (incluindo componentes financeiros) passou de -1,58% para -5,17%. Reajuste Tarifário Anual de 2009: Em fevereiro de 2009, a Aneel reajustou as tarifas de energia elétrica da CPFL Jaguari em 11,36%, sendo 11,01% relativos ao Reajuste Tarifário e 0,35% referentes aos componentes financeiros externos ao Reajuste Tarifário Anual, correspondendo a um efeito médio de 9,38% a ser percebido pelos consumidores cativos. As novas tarifas entraram em vigor em 03 de fevereiro de 2009. Reajuste Tarifário Anual de 2010: Em fevereiro de 2010, a Aneel aprovou o Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) para a CPFL Jaguari, de 5,16%, sendo 5,81% relativos ao reajuste tarifário e -0,65% referentes aos componentes financeiros externos ao reajuste tarifário anual. As novas tarifas entraram em vigor em 03 de fevereiro de 2010, já considerando a neutralidade dos Encargos Setoriais, de forma provisória, objeto de proposta da Aneel. Para mais detalhes referentes às tarifas de energia elétrica, ver Notas Explicativas nºs 3b e 31 das RELATÓRIO DA ADMINISTRAÇÃO Demonstrações Financeiras. 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, faz parte da Parcela B da Receita Requerida - RR da Concessionária, e foi homologado em caráter definitivo pela Resolução Homologatória Aneel nº 763, de 27/01/2009, assim constituído: Descrição Preços (R$ Mil) jan/08 jan/09 (1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição) 76.314 82.534 5. INVESTIMENTOS (2) Índice de Aproveitamento Integral (3) Obrigações Especiais 4.776 5.165 (4) Bens Totalmente Depreciados 7.076 7.653 (5) Base de Remuneração Bruta Total = (1)-(2)-(3)-(4) 64.462 69.715 (6) Depreciação Acumulada 38.520 41.659 (7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) 37.794 40.875 6. SUSTENTABILIDADE E RESPONSABILIDADE CORPORATIVA (8) Índice de Aproveitamento Depreciado 1.948 2.107 (9) Valor da Base de Remuneração (VBR) 35.846 38.768 (10) Almoxarifado em Operação 23 25 (11) Ativo Diferido (12) Terrenos e Servidões 1.278 1.382 (13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12) 32.371 35.010 (14) Base de Remuneração Bruta - RGR/PLPT 137 148 (15) Depreciação Acumulada - RGR/PLPT 5 5 (16) Base de Remuneração Líquida - RGR/PLPT 132 142 (17) Taxa de Depreciação 3,99% 3,99% (18) Quota de Reintegração Regulatória = (17)*(5) 2.569 2.779 Variação do IGP-M do período fev/2008 a jan/2009 8,15% 3. DESEMPENHO OPERACIONAL Clientes: A CPFL Jaguari encerrou o ano com 32 mil clientes (acréscimo de 0,9 mil consumidores) o que representa um crescimento de 2,9%. Vendas de Energia: As vendas de energia para o mercado cativo totalizaram 415 GWh em 2009, com redução de 15,3%, devido, principalmente, à saída do mercado da distribuidora, da Cooperativa Cemirim, que passou a ser atendida pela CPFL Paulista. Para mais detalhes referentes à energia elétrica faturada (venda em R$, em GWh e por classe de consumo), ver Nota Explicativa nº 21 das Demonstrações Financeiras. Perdas Comerciais: A CPFL Jaguari, no contínuo processo de combate às perdas comerciais, realizou 21 inspeções de unidades consumidoras, o que proporcionou a recuperação de 5,6 GWh correspondentes a R$ 1,7 milhão em receita. Qualidade dos Serviços Prestados. Atendimento ao Cliente: A CPFL Jaguari disponibiliza canais ágeis e confiáveis de atendimento, para assegurar facilidade de acesso e conforto aos clientes. Para isso, mantém uma estrutura diversificada de atendimento, adequada a cada classe de cliente, composta por Call Centers, Agências de Atendimento, Agências Virtuais e Gerentes de Contas. No total, esses canais foram responsáveis por cerca de 111 mil atendimentos em 2009. Fornecimento de Energia: A CPFL Jaguari busca, permanentemente, fornecer energia elétrica com elevado padrão de qualidade e eficiência a seus clientes. O esforço desenvolvido pela empresa se traduz nos resultados dos indicadores de qualidade do fornecimento de energia, posicionados entre os melhores do País. Em 2009, o FEC, que mede a frequência equivalente de interrupção por cliente, no ano, foi de 5,07 vezes, e o DEC, que mede a duração equivalente de interrupção por cliente, no ano, ficou em 6,07 horas. É importante ressaltar que, no dia 10 de novembro, o Brasil sofreu um blecaute de grandes proporções, que atingiu a área de concessão da CPFL Jaguari, impactando os indicadores DEC e FEC. Considerando o blecaute, o FEC foi de 6,06 vezes, enquanto o DEC foi de 10,61 horas. Qualidade do Faturamento: Em 2009, o índice de contas refaturadas (número de contas refaturadas a cada 10 mil emitidas) foi de 2,7. Satisfação dos Clientes: Como resultado dessas ações, no início de 2008, a CPFL Jaguari conquistou o Prêmio IASC Brasil, registrando o melhor Índice de Satisfação de Clientes entre todas as distribuidoras brasileiras na pesquisa realizada pela 7. AUDITORES INDEPENDENTES Agência Nacional de Energia Elétrica - IASC/Aneel referente a 2007. Na pesquisa referente a 2008, o IASC/Aneel da CPFL Jaguari registrou índice de 74,51%. 4. DESEMPENHO ECONÔMICO-FINANCEIRO Os comentários da administração sobre o desempenho econômico-financeiro e o resultado das operações devem ser lidos em conjunto com as Demonstrações Financeiras e Notas Explicativas Auditadas. Receita Operacional: A Receita Bruta alcançou R$ 120 milhões, o que representou um aumento de 7,7% (R$ 9 milhões), 8. AGRADECIMENTOS refletindo, principalmente: (i) o efeito do Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT) de 11,36%, com vigência a partir de fevereiro de 2009; (ii) o aumento na receita de suprimento de energia comercializada no âmbito da CCEE (R$ 4 milhões); e (iii) o efeito positivo dos ativos regulatórios (R$ 1 milhão). Geração Operacional de Caixa (EBITDA): A Geração Operacional de Caixa, medida pelo EBITDA, foi de R$ 16,2 milhões, o que representou um crescimento de 15,6% (R$ 2,2 milhões) refletindo, BALANÇO SOCIAL ANUAL - 2009 (*) principalmente, o aumento de 9,1% na receita líquida (R$ 6,5 milhões) e a redução de 12,4% nos Custos e Despesas Operacionais (R$ 1,5 milhões), dos quais se excluem os gastos com Previdência Privada, Depreciação e Amortização. Esse resultado foi parcialmente compensado pelo aumento de 12,1% no Custo com Energia Elétrica (R$ 5,8 milhões). O EBITDA é uma medição não contábil calculada pela Administração a partir da soma de lucro, impostos, resultado financeiro e depreciação/amortização. Lucro Líquido do Exercício: O Lucro Líquido alcançou R$ 9,5 milhões, o que representou um aumento de 5,8% (R$ 0,5 milhão), refletindo, principalmente, os aumentos de 15,6% no EBITDA (R$ 2,2 milhões) e o efeito positivo do Imposto sobre a Renda e da Contribuição Social (R$ 0,7 milhão), parcialmente compensados pelo aumento das despesas financeiras líquidas (R$ 2,3 milhões). No ano foram investidos R$ 4 milhões, dos quais R$ 2 milhões destinados à expansão do sistema elétrico, para atender ao crescimento do mercado, e R$ 2 milhões aplicados em obras de melhorias e manutenção do sistema elétrico, serviços de atendimento aos clientes, infraestrutura operacional, sistemas de suporte à operação e em programas de pesquisa e desenvolvimento. A CPFL Jaguari mantém programa permanente de gerenciamento dos impactos de suas operações nas comunidades em que atua, por meio da gestão dos riscos econômicos, ambientais e sociais associados aos negócios que desenvolve. Sistema de Gestão e Desenvolvimento da Ética: O Sistema de Gestão e Desenvolvimento da Ética é um conjunto de dispositivos gerenciais que tem o objetivo de diagnosticar, prevenir, monitorar, avaliar, reformular e aprimorar as ações individuais e institucionais, promovendo o desenvolvimento da qualidade ética em todas as ações da empresa com seus públicos. Durante 2009, foi lançado e implantado o Código de Ética na distribuidora, e realizados três seminários de disseminação do Código para os colaboradores da empresa. Gestão da Excelência Empresarial: A empresa mantém um Sistema de Gestão da Qualidade (SGQ) certificado segundo a norma internacional ISO 9001 nos escopos de Distribuição e Comercialização de Energia Elétrica, e também um Sistema de Coleta, Consolidação e Envio de Indicadores Técnicos de Qualidade do Fornecimento de Energia Elétrica estabelecidos pela Agência Nacional de Energia Elétrica - Aneel. A aderência do sistema é monitorada permanentemente por meio de auditorias periódicas realizadas por instituições independentes. Programas de Eficiência Energética e P&D: No exercício, foram investidos R$ 1,1 milhão em programas de eficiência energética, principalmente na substituição de geladeiras, reforma de padrões de entrada, apresentações teatrais educativas e instalação de aquecedores solares. A CPFL Jaguari investiu R$ 98 mil em 19 projetos de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), desenvolvidos em cooperação com outras distribuidoras do Grupo. As linhas prioritárias foram Fontes Alternativas, Meio Ambiente, Operação do Sistema Elétrico e Eficiência Energética. Gestão dos Recursos Humanos: A CPFL Jaguari encerrou o exercício com 58 colaboradores (42 em 2008) e rotatividade de 8,8%. O tempo médio de atividade de cada profissional na empresa é de 13 anos e a idade média do quadro, de 41 anos. Em 2009, o número médio de horas de treinamento por colaborador alcançou 153,7 horas, 122,81% maior do que o benchmarking da Pesquisa Sextante 2009 que é 69,0 horas por colaborador. Vale destacar, ainda, que a CPFL Jaguari não registrou, em 2009, acidentes com afastamento, resultado de trabalho conjunto entre as áreas da empresa. Relacionamento com as Comunidades: Entre as ações realizadas em 2009, que visaram contribuir para o desenvolvimento das comunidades em que a CPFL Jaguari atua, destacam-se: Programa de Apoio aos Conselhos Municipais dos Direitos da Criança e do Adolescente (CMDCA) - a CPFL Jaguari destinou R$ 9 mil a entidades sociais que atendem crianças e adolescentes, beneficiando dois projetos de município de sua área de atuação. Teatro: Apresentação da Peça Teatral do grupo da CPFL Energia no mês de dezembro na cidade de Jaguariúna, proporcionando entretenimento e lazer para a comunidade. Relacionamento com Fornecedores: A CPFL Jaguari desenvolve um programa permanente de desenvolvimento de fornecedores com o objetivo de disseminar os critérios da excelência e diretrizes de responsabilidade e sustentabilidade corporativa em sua cadeia de valor. Gestão Ambiental: Em 2009, A CPFL Jaguari iniciou a implantação do Sistema de Gestão Ambiental. As ações previstas para a melhoria da gestão dos aspectos ambientais da empresa visam o alinhamento dos processos de trabalho aos das outras empresas de distribuição de energia do Grupo. A CPFL Jaguari, por meio do Programa de Arborização Urbana, entregou 250 mudas nos municípios de sua área de atuação. Para mais detalhes referentes ao Programa de Gestão Ambiental, ver Nota Explicativa nº 30. A KPMG Auditores Independentes foi contratada pela CPFL Jaguari para a prestação de serviços de auditoria externa relacionados aos exames das demonstrações financeiras da Companhia. Em atendimento à Instrução CVM nº 381/03, informamos que essa empresa de auditoria não prestou, em 2009, serviços não-relacionados à auditoria externa cujos honorários fossem superiores a 5% do total de honorários recebidos por esse serviço. A Administração da CPFL Jaguari agradece aos seus acionistas, clientes, fornecedores e comunidades de sua área de atuação, pela confiança depositada na Companhia no ano de 2009. Agradece, ainda, de forma especial, aos seus colaboradores pela competência, empenho e dedicação para o cumprimento dos objetivos e metas estabelecidos. A Administração Para mais informações sobre o desempenho desta e de outras empresas do Grupo CPFL, acesse o endereço /ri 1 - Base de Cálculo 2009 Valor (Mil Reais) 2008 Valor (Mil Reais) Receita líquida (RL) 77.514 71.208 Resultado operacional (RO) 11.393 13.534 Folha de pagamento bruta (FPB) 3.323 3.274 2 - Indicadores Sociais Internos Valor (mil) % sobre FPB % sobre RL Valor (mil) % sobre FPB % sobre RL Alimentação 182 5,48% 0,23% 60 1,83% 0,08% Encargos sociais compulsórios 820 24,68% 1,06% 714 21,81% 1,00% Previdência privada 34 1,02% 0,04% 26 0,79% 0,04% Saúde 106 3,19% 0,14% 130 3,97% 0,18% Segurança e saúde no trabalho 0 0,00% 0,00% 12 0,37% 0,02% Educação 6 0,18% 0,01% 12 0,37% 0,02% Cultura 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00% Capacitação e desenvolvimento profissional 39 1,17% 0,05% 12 0,37% 0,02% Creches ou auxílio-creche 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00% Participação nos lucros ou resultados 275 8,28% 0,35% 115 3,51% 0,16% Outros -20-0,60% -0,03% 13 0,40% 0,02% Total - Indicadores sociais internos 1.442 43,40% 1,85% 1.094 33,42% 1,54% 3 - Indicadores Sociais Externos Valor (mil) % sobre RO % sobre RL Valor (mil) % sobre RO % sobre RL Educação 6 0,05% 0,01% 0 0,00% 0,00% Cultura 6 0,05% 0,01% 0 0,00% 0,00% Saúde e saneamento 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00% Esporte 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00% Combate à fome e segurança alimentar 0 0,00% 0,00% 0 0,00% 0,00% Outros 0 0,00% 0,00% 30 0,22% 0,04% Total das contribuições para a sociedade 12 0,10% 0,02% 30 0,22% 0,04% Tributos (excluídos encargos sociais) 40.149 352,40% 51,80% 0 0,00% 0,00% Total - Indicadores sociais externos 40.161 352,50% 51,82% 30 0,22% 0,04% 4 - Indicadores Ambientais Valor (mil) % sobre RO % sobre RL Valor (mil) % sobre RO % sobre RL Investimentos relacionados com a produção/operação da empresa 13 0,11% 0,02% 39 0,29% 0,05% Investimentos em programas e/ou projetos externos 1.105 9,70% 1,43% 349 2,58% 0,49% Total dos investimentos em meio ambiente 1.118 9,81% 1,45% 388 2,87% 0,54% Quanto ao estabelecimento de metas anuais para minimizar resíduos, o consumo em ( ) não possui ( ) cumpre de ( ) não possui ( ) cumpre de geral na produção/operação e aumentar a metas 51 a 75% metas 51 a 75% eficácia na utilização de recursos ( ) cumpre de (X) cumpre de ( ) cumpre de (X) cumpre de naturais, a empresa 0 a 50% 76 a 100% 0 a 50% 76 a 100% 5 - Indicadores do Corpo Funcional Nº de empregados(as) ao final do período 58 42 Nº de admissões durante o período 8 4 Nº de empregados(as) terceirizados(as) 37 34 Nº de estagiários(as) 3 0 Nº de empregados(as) acima de 45 anos 22 10 Nº de mulheres que trabalham na empresa 9 3 % de cargos de chefia ocupados por mulheres 0,00% 0,00% Nº de negros(as) que trabalham na empresa 5 2 % de cargos de chefia ocupados por negros(as) 0,00% 0,00% Nº de portadores(as) de deficiência ou necessidades especiais 0 0 6 - Informações relevantes quanto ao exercício da cidadania empresarial Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa 9,35 10,02 Número total de acidentes de trabalho 0 0 Os projetos sociais e ambientais ( ) todos(as) ( ) todos(as) desenvolvidos pela empresa ( ) direção (X) direção empre- ( ) direção (X) direção empreforam definidos por: e gerências gados(as) e gerências gados(as) Os padrões de segurança e salubridade no ambiente ( ) todos(as) ( ) todos(as) de trabalho foram ( ) direção empre- (X) todos(as) ( ) direção empre- (X) todos(as) definidos por: e gerências gados(as) + Cipa e gerências gados(as) + Cipa Quanto à liberdade sindical, ao direito de negociação coletiva e ( ) segue (X) incentiva ( ) segue (X) incentiva à representação interna dos(as) ( ) não se as normas e segue ( ) não se as normas e segue trabalhadores(as), a empresa: envolve da OIT a OIT envolve da OIT a OIT A previdência privada contempla: ( ) direção ( ) direção (X) todos(as) ( ) direção ( ) direção e (X) todos(as) e gerências empre- gerências empregados(as) gados(as) A participação dos lucros ou (X) todos(as) (X) todos(as) resultados contempla: ( ) direção ( ) direção empre- ( ) direção ( ) direção empree gerências gados(as) e gerências gados(as) Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrões éticos e de responsabilidade social e ambiental ( ) não são (X) são ( ) são ( ) não são (X) são ( ) são adotados pela empresa: considerados sugeridos exigidos considerados sugeridos exigidos Quanto à participação de empregados(as) em programas de ( ) não se ( ) apóia (X) organiza ( ) não se ( ) apóia (X) organiza trabalho voluntário, a empresa: envolve e incentiva envolve e incentiva Número total de reclamações na empresa no Procon na Justiça na empresa no Procon na Justiça e críticas de consumidores(as): 827 27 2 8.040 23 45 % de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas: na empresa no Procon na Justiça na empresa no Procon na Justiça 100% 100% 100% 100% 100% 53,33% Valor adicionado total a distribuir (em mil R$): Em 2009: 55.501 Em 2008: 53.711 Distribuição do Valor Adicionado (DVA): 73,37% governo 5,50% colaboradores(as) 73,12% governo 5,65% colaboradores(as) 17,03% acionistas 4,10% terceiros 16,84% acionistas 4,60% terceiros 0% retido 0,21% retido 7 - Outras Informações Responsável pelo Preenchimento: Antônio Carlos Bassalo. Fone: (19) - 3756-8018, bassalo@cpfl.com.br:

ção ATIVO CIRCULANTE Disponibilidades (nota 4) 12.177 16.802 Consumidores, Concessionárias e Permissionárias (nota 5) 13.360 16.775 Tributos a Compensar (nota 6) 1.870 1.905 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa (nota 7) (1.519) (1.484) Estoques 145 19 Créditos Fiscais Diferidos (nota 9) 2.605 2.275 Diferimento de Custos Tarifários (nota 3) 2.612 3.323 Despesas Pagas Antecipadamente (nota 8) 134 181 Outros Créditos (nota 10) 2.212 1.320 TOTAL DO CIRCULANTE 33.596 41.116 NÃO CIRCULANTE Realizável a Longo Prazo Consumidores, Concessionárias e Permissionárias (nota 5) 14 2 Depósitos Judiciais (nota 18) 1.105 587 Tributos a Compensar (nota 6) 300 346 Créditos Fiscais Diferidos (nota 9) 10.966 7.647 Outros Créditos (nota 10) 543 553 12.928 9.135 Imobilizado (nota 11) 25.989 25.984 Intangível (nota 12) 898 1.580 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 39.815 36.699 (1) CONTEXTO OPERACIONAL A ( CPFL Jaguari ou Sociedade ) é uma sociedade por ações de capital fechado, que tem por objeto social a prestação de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, em qualquer de suas formas, sendo tais atividades regulamentadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica ( ANEEL ), vinculada ao Ministério de Minas e Energia. Adicionalmente, a Sociedade está autorizada a participar de empreendimentos que visem outras formas de energia, de tecnologias e de serviços, inclusive exploração de atividades derivadas, direta ou indiretamente, da utilização dos bens, direitos e tecnologias de que é detentora. A Sociedade detém a concessão por prazo determinado de 15 anos, até 07 de julho de 2015. A área de concessão da Sociedade contempla os municípios de Jaguariúna e Pedreira, localizados no interior do Estado de São Paulo, atendendo a aproximadamente 32 mil consumidores (informações não examinadas pelos auditores independentes). (2) APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS As demonstrações financeiras da Sociedade foram elaboradas (i) de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, tendo atendido de forma integral todos os conceitos introduzidos pela Lei nº 11.638/07 e Lei nº 11.941/09 (conversão da Medida Provisória nº 449/08), (ii) segundo o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico, (iii) em conformidade com as normas definidas pela ANEEL, (iv) tendo como base as orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis ( CPC ) e aprovadas pela Comissão de Valores Mobiliários ( CVM ) e vigentes em 31 de dezembro de 2009. A Sociedade analisou todas as orientações emitidas pelo CPC, vigentes e aprovadas pela CVM, tendo atendido de forma integral a todos os conceitos estabelecidos. A autorização para a conclusão destas demonstrações financeiras foi dada pela administração em 08 de fevereiro de 2010. 2.1 - Sumá - rio das Principais Práticas Contábeis: a) Disponibilidades - Incluem os saldos de caixa, depósitos em bancos, certificados de depósitos bancários e as aplicações financeiras de curto prazo, que estão registradas aos respectivos valores de mercado. b) Consumidores, Concessionárias e Permissionárias - Incluem o fornecimento de energia elétrica faturado e a faturar, a consumidores finais, a outras concessionárias pelo suprimento de energia elétrica conforme montantes disponibilizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica ( CCEE ) e saldos relacionados a ativos regulatórios de diversas naturezas. c) Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa - Constituída com base em análise dos valores a receber dos clientes da classe residencial vencidos há mais de 90 dias, da classe comercial vencidos há mais de 180 dias e das demais classes para os valores vencidos há mais de 360 dias, inclusive clientes da classe poder público. Considera também uma análise individual do saldo dos maiores clientes, incluindo parcelamentos de débitos, objetivando a formação de um julgamento dos créditos considerados de difícil recebimento, de acordo com a experiência da Administra - ção em relação às perdas efetivas. d) Imobilizado - Registrados ao custo de aquisição, construção ou formação, incluindo, quando aplicáveis, juros, encargos financeiros e gastos administrativos. Os ativos imobilizados foram corrigidos monetariamente até 31 de dezembro de 1995, e estão deduzidos da depreciação calculada pelo método linear, a taxas anuais variáveis de 2% a 20%, levando em consideração a vida útil estimada dos bens conforme definição do órgão regulador. e) Intangível - Inclui os direitos que tenham por objeto bens incorpóreos destinados à manutenção da entidade ou exercidos com essa finalidade, inclusive, direito de exploração de concessões, softwares e servidão de passagem. Os ativos intangíveis somente são amortizados caso sua vida útil possa ser razoavelmente determinada. f) Redução ao Valor Recuperável - Os ativos imobilizados e intangíveis têm o seu valor recuperável testado, no mínimo, anualmente, caso haja indicadores de perda de valor. g) Atualizações de Direitos e Obrigações - Os direitos e obrigações sujeitos a reajustes pelos efeitos da inflação ou variação cambial, por força contratual ou dispositivos legais, estão atualizados até as datas dos balanços e ajustados a valor presente, quando aplicável, em situações em que as referidas taxas contratuais forem inferiores às condições de mercado. h) Imposto de Renda e Contribuição Social - Calculados e registrados conforme legislação vigente nas datas dos balanços. A Socie - dade registrou em suas demonstrações financeiras os efeitos dos créditos de imposto de renda e contribuição social sobre diferenças temporariamente indedutíveis, suportados por previsão de geração futura de bases tributáveis de imposto de renda e contribuição social. Registrou, também, créditos fiscais referentes ao benefício de ágio incorporado, os quais estão sendo amortizados proporcionalmente aos lucros líquidos projetados para o período remanescente do contrato de concessão. Em conformidade com as disposições previstas na Lei n 11.941/09, que institui o Regime Tributário de Transição - RTT de apuração do Lucro Real, a Sociedade optou por adotar o Regime de Transição para o exercício findo em 31 de dezembro de 2008, sendo que esta opção aplicou-se ao biênio 2008-2009, de forma irretratável, através do envio da Declaração de Informações Econômico-Fiscais da Pessoa Jurídica 2009. i) Planos de Aposentado ria e Pensão - Incluem os benefícios pós-emprego e os planos de pensão, reconhecidos pelo regime de competência e em conformidade com a Deliberação CVM nº 371/00. j) Provisão para BALANÇOS PATRIMONIAIS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 E DE 2008 TOTAL DO ATIVO 73.411 77.815 PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO CIRCULANTE Encargos de Dívidas (nota 14) 26 26 Encargos de Debêntures (nota 15) 480 Empréstimos e Financiamentos (nota 14) 50 4 Fornecedores (nota 13) 9.129 16.452 Tributos e Contribuições Sociais (nota 17) 2.370 3.021 Taxas Regulamentares (nota 16) 522 983 Dividendos e Juros sobre Capital Próprio (nota 20) 6.609 9.051 Coligadas, Controladas e Controladora (nota 26) 114 Obrigações Estimadas 242 294 Diferimento de Ganhos Tarifários (nota 3) 3.640 884 Outras Contas a Pagar (nota 19) 4.072 9.916 TOTAL DO CIRCULANTE 27.254 40.631 NÃO CIRCULANTE Empréstimos e Financiamentos (nota 14) 2.453 2.500 Debêntures (nota 15) 9.948 Tributos e Contribuições Sociais (nota 17) 56 Débitos Fiscais Diferidos 149 243 Provisão para Contingências (nota 18) 310 452 Outras Contas a Pagar (nota 19) 2.307 193 TOTAL DO NÃO CIRCULANTE 15.167 3.444 PATRIMÔNIO LÍQUIDO (nota 20) Capital Social 5.716 15.716 Reservas de Capital 18.055 10.805 Reservas de Lucros 7.274 7.274 () Ações em Tesouraria (55) (55) 30.990 33.740 TOTAL DO PASSIVO E PATRIMÔNIO LÍQUIDO 73.411 77.815 DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO PARA OS PERÍODOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 E DE 2008 Capital Reservas Reservas Lucros Ações em Social de Capital de Lucros Acumulados Tesouraria Total SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2007 15.716 10.920 7.274 (55) 33.855 Realização da Correção Monetária Especial - Lei nº 8.200/91 (115) 115 Lucro Líquido do Período 8.931 8.931 Destinação do Lucro: Dividendo Proposto (9.046) (9.046) SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2008 15.716 10.805 7.274 (55) 33.740 Redução do Capital Social - Incorporação CPFL Jaguariúna (10.000) (10.000) Reserva de Capital - Benefício Fiscal do Ágio da Incorporação CPFL Jaguariúna 7.432 7.432 Dividendo Prescrito (1) (1) Realização da Correção Monetária Especial - Lei nº 8.200/91 (182) 182 Lucro Líquido do Período 9.451 9.451 Destinação do Lucro: Dividendo Intermediário (1.864) (1.864) Juros sobre Capital Próprio (1.960) (1.960) Dividendo Proposto (5.808) (5.808) SALDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 5.716 18.055 7.274 (55) 30.990 Contingências - As provisões para contingências conhecidas nas datas dos balanços são constituídas mediante avaliação e quantificação dos riscos relacionados a assuntos tributários, trabalhistas ou cíveis, cuja probabilidade de perda em processos que envolvam discussão judicial é considerada provável, na opinião da administração e de seus assessores legais. São apresentadas nesta rubrica as provisões para contingências líquidas dos depósitos e/ou bloqueios judiciais a elas relacionadas. k) Empréstimos, Financiamentos e Debêntures - Atualizados com base nas variações monetárias e cambiais e acrescidos dos respectivos encargos, quando classificados como passivos financeiros amortizados pelo custo e registrados ao respectivo valor de mercado, quando classificados como passivos financeiros mensurados ao valor justo contra resultado. l) Resultado - As receitas e despesas são reconhecidas pelo regime de competência. A receita de distribuição de energia elétrica é reconhecida no momento em que a energia é faturada. A receita não faturada, relativa ao ciclo de faturamento mensal, é provisionada considerando-se como base a carga real de energia disponibilizada no mês e o índice de perda anualizado. Historicamente, a diferença entre a receita não faturada estimada e o consumo real, a qual é reconhecida no mês subseqüente, não tem sido relevante. Não existe consumidor que represente 10% ou mais do total do faturamento. Os créditos sobre custos e despesas operacionais compensados na apuração do PIS e COFINS, são apresentados líquidos, nas respectivas contas de custos e despesas. m) Estimativas - A preparação de demonstrações financeiras de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil requer que a Administração da Sociedade se baseie em julgamento para a determinação e o registro de certas estimativas que afetam seus ativos, passivos, receitas e despesas, bem como a divulgação de informações sobre dados das suas demonstrações financeiras. Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodos subseqüentes, podem diferir dessas estimativas. A Sociedade revisa as estimativas e as premissas pelo menos anualmente. n) Lucro Líquido por Ação - É determinado considerando-se a quantidade total de ações nas datas dos balanços. 2.2 - Comitê de Pronunciamentos Contábeis ( CPC ): Em consonância com as Leis 11.638/07 e 11.941/09 e com a Deliberação CVM 457/07, durante o exercício de 2009, o CPC emitiu e a CVM aprovou uma série de Pronunciamentos e Interpretações contábeis que têm por objetivo a convergência das práticas contábeis brasileiras às práticas internacionais de contabilidade ( IFRS ). Estes novos Pronunciamen - tos aplicam-se aos exercícios encerrados a partir de dezembro de 2010 e às demonstrações financeiras de 2009 a serem divulgadas em conjunto com as demonstrações de 2010 para fins de comparação. Até 31 de dezembro de 2008, a CVM havia aprovado os Pronunciamentos CPCs 01 a 14 e Orientações OCPCs 01 e 02, os quais foram integralmente analisados e contemplados pela Sociedade. Os demais Pronunciamentos, Interpretações e Orientações aprovados pela CVM em 2009 estão, atualmente, em fase de análise pela Sociedade. O resultado preliminar de tal análise indica que as normas que impactariam as Demonstrações Financeiras com maior relevância são: i. ICPC 01 - Contratos de Concessão: Esta Interpretação define a forma de contabilização dos ativos de concessões quando atendidas determinadas condições. O entendimento preliminar da Sociedade é que esta Interpretação é aplicável às concessões do serviço de distribuição de energia elétrica. O impacto mais provável nas Demonstrações Financeiras será a transferência dos saldos do Ativo Imobilizado e de Obrigações Especiais para (a) o Ativo Intangível referente ao direito da cobrança de tarifa dos consumidores (direito de exploração da concessão), e/ou (b) eventual registro de um Ativo Financeiro, representando o direito incondicional da Sociedade de recebimento de caixa. Devido à complexidade destas mudanças, a Sociedade está avaliando os impactos da aplicação da Interpretação em suas Demonstrações Financeiras; além disso, têm participando de discussões e debates com outros agentes do setor elétrico, órgãos reguladores e associações de classes. Desta forma, a Sociedade avalia que não é possível, no cenário atual, quantificar com segurança os impactos da adoção da Interpretação ICPC 01. ii. CPC 26 - Apresentação das Demonstrações Contábeis: Este Pronunciamento define diretrizes e requisitos mínimos para estrutura, conteúdo e apresentação das demonstrações contábeis. A Socie - dade está realizando análises sobre eventuais impactos deste pronunciamento, principalmente quanto à alteração de peças contábeis, como por exemplo a inclusão de Outros Resultados Abrangentes nas Demonstrações do Resultado e da Mutação do Patrimônio Líquido e a segregação da parcela de acionistas controladores e não-controladores nestas peças. iii. CPC 27 - Imobilizado: Este Pronunciamento estabelece os principais pontos a serem considerados na contabilização de um ativo imobilizado, incluindo a composição dos custos e métodos permitidos para o cálculo da depreciação. A Sociedade analisa também a Interpretação ICPC 10 Entendimento sobre os Pronuncia mentos Técnicos CPC 27 e CPC 28 e os possíveis impactos sobre o saldo de Ativo Imobilizado na data de transição. (3) ATIVOS E PASSIVOS REGULATÓRIOS Circulante Total Total Ativos Consumidores, Concessionárias e Permissionárias (nota 5) Energia Livre (a) 428 428 428 428 Diferimento de Custos Tarifários Parcela A 400 400 CVA (**) 2.612 2.612 2.923 2.923 2.612 2.612 3.323 3.323 Despesas Pagas Antecipadamente (nota 8) Outros Componentes Financeiros 47 47 72 72 Subvenção Baixa Renda Perdas 87 87 100 100 134 134 172 172 Passivos Fornecedores (nota 13) Energia Livre (420) (420) (1.023) (1.023) Diferimento de Ganhos Tarifários CVA (**) (3.640) (3.640) (884) (884) (3.640) (3.640) (884) (884) Outras Contas a Pagar (nota 20) Majoração de PIS e COFINS (1.080) (1.080) (1.080) (1.080) Revisão Tarifária Base Remuneração e Empresa de Referência (123) (123) (1.194) (81) (1.275) Outros Componentes Financeiros (186) (186) Subvenção Baixa Renda Ganhos (370) (370) (595) (595) (1.759) (1.759) (2.869) (81) (2.950) Total Líquido (2.645) (2.645) (1.281) (81) (1.362) (*) Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (**) Conta de Compensação de Valores de Itens da Parcela A a) Racionamento (RTE, Energia Livre e Parcela A ): No final de 2001, em decorrência do Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia Elétrica que vigorou entre junho de 2001 e fevereiro de 2002, foi celebrado acordo entre os geradores, distribuidores de energia elétrica e o Governo Federal, denominado Acordo Geral do Setor Elétrico. Este acordo instituiu como mecanismo de reposição de perdas incorridas pelas empresas do setor elétrico, um reajuste tarifário extraordinário de 2,9% nas tarifas de fornecimento de energia elétrica a consumidores residenciais (exceto aqueles considerados como de baixa renda ), rurais e iluminação pública, e de 7,9% para todos os demais consumidores. O referido reajuste foi utilizado para compensação dos seguintes ativos regulatórios registrados pela Sociedade: a.1) Recomposição Tarifária Extraordinária ( RTE ) - Corresponde à perda de receita apurada a partir da comparação da receita de venda de energia efetivamente verificada no período de racionamento e a receita projetada para esse período desconsiderando a ocorrência do Programa de Racionamento de Energia. Este ativo foi realizado através da receita oriunda do reajuste tarifário extraordinário, de janeiro de 2002 a maio de 2005, deduzido da parcela de Energia Livre repassada aos geradores. A Sociedade também reconheceu contabilmente a atualização monetária da RTE conforme orientações da ANEEL. a.2) Energia Livre - Corresponde à energia produzida e disponibilizada ao mercado consumidor, pelos produtores independentes e autoprodutores de energia, durante o período de racionamento. As concessionárias de distribuição arrecadaram os recursos obtidos do consumidor através do reajuste tarifário extraordinário e os repassaram aos geradores, motivo pelo qual, foram constituídos um ativo e um passivo. Em 15 de dezembro de 2009 a ANEEL emitiu a Resolução Normativa nº 387/2009 que trata da nova metodologia de cálculo do saldo final da Perda de Receita e da Energia Livre, após o encerramento da cobrança da tarifa extraordinária, visando destinar de forma isonômica os valores cobrados de RTE do consumidor final, equalizando assim as perdas incorridas entre geradores e DEMONSTRAÇÕES DOS RESULTADOS PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 E DE 2008 (Em milhares de Reais, exceto lucro líquido por lote de mil ações) RECEITA OPERACIONAL (nota 21) Fornecimento de Energia Elétrica 61.257 50.952 Suprimento de Energia Elétrica 591 (3.438) Outras Receitas Operacionais 58.268 63.986 120.116 111.500 DEDUÇÕES DA RECEITA OPERACIONAL ICMS (21.447) (19.632) PIS (1.956) (1.899) COFINS (9.011) (8.646) Reserva Global de Reversão - RGR (282) 287 Conta de Consumo de Combustível - CCC (4.213) (4.984) Conta de Desenvolvimento Energético - CDE (4.600) (4.541) P&D e Eficiência Energética (778) (877) Proinfa (315) (161) (42.602) (40.453) RECEITA OPERACIONAL LÍQUIDA 77.514 71.047 CUSTO DO SERVIÇO DE ENERGIA ELÉTRICA (nota 22) Custo com Energia Elétrica Energia Elétrica Comprada para Revenda (39.666) (37.384) Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição (13.817) (10.326) (53.483) (47.710) Custo de Operação Pessoal (1.715) (1.689) Material (289) (277) Serviços de Terceiros (1.119) (1.907) Depreciação e Amortização (1.536) (1.164) Outros Custos de Operação (110) (48) (4.769) (5.085) LUCRO OPERACIONAL BRUTO 19.262 18.252 DESPESAS OPERACIONAIS (nota 23) Despesas com Vendas (1.220) (1.436) Despesas Gerais e Administrativas (4.810) (5.243) Outras Despesas Operacionais 519 28 (5.511) (6.651) RESULTADO DO SERVIÇO 13.751 11.601 RESULTADO FINANCEIRO (nota 24) Receitas 1.771 4.333 Despesas (2.169) (2.400) Juros sobre o Capital Próprio (1.960) (2.358) 1.933 LUCRO ANTES DOS TRIBUTOS 11.393 13.534 Contribuição Social (nota 9) (50) (1.225) Contribuição Social Diferida (nota 9) (985) Imposto de Renda (nota 9) (164) (3.378) Imposto de Renda Diferido (nota 9) (2.703) (3.902) (4.603) LUCRO ANTES DA REVERSÃO DOS JUROS SOBRE O CAPITAL PRÓPRIO 7.491 8.931 Reversão dos Juros sobre o Capital Próprio 1.960 LUCRO LÍQUIDO DO EXERCÍCIO 9.451 8.931 LUCRO LÍQUIDO POR LOTE DE MIL AÇÕES - R$ 44,61 42,16 DEMONSTRAÇÕES DO VALOR ADICIONADO FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 E DE 2008 1 - Receitas 121.393 111.683 1.1 Receita de Venda de Energia e Serviços 120.116 111.500 1.2 Receitas relativas à Construção de Ativos Próprios 1.312 382 1.3 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa (35) (199) 2 - ( - ) Insumos Adquiridos de Terceiros (65.213) (59.893) 2.1 Custo com Energia Elétrica (58.537) (53.155) 2.2 Material (1.293) (544) 2.3 Serviços de Terceiros (4.149) (5.035) 2.4 Outros (1.234) (1.159) 3 - Valor Adicionado Bruto (1 + 2) 56.180 51.790 4 - Retenções (2.450) (2.457) 4.1 Depreciação e Amortização (2.450) (2.457) 5 - Valor Adicionado Líquido Gerado (3 + 4) 53.730 49.333 6 - Valor Adicionado Recebido em Transferência 1.771 4.333 6.1 Receitas Financeiras 1.771 4.333 7 - Valor Adicionado a Distribuir (5 + 6) 55.501 53.666 8 - Distribuição do Valor Adicionado 8.1 Pessoal e Encargos 3.055 3.037 8.1.1 Remuneração Direta 2.265 2.273 8.1.2 Benefícios 544 381 8.1.3 F.G.T.S. 246 383 8.2 Impostos, Taxas e Contribuições 40.723 39.226 8.2.1 Federais 19.245 19.594 8.2.2 Estaduais 21.457 19.632 8.2.3 Municipais 21 8.3 Remuneração de Capitais de Terceiros 2.272 2.472 8.3.1 Juros 2.157 2.400 8.3.2 Aluguéis 115 72 8.4 Remuneração de Capitais Próprios 9.451 8.931 8.4.1 Juros sobre o Capital Próprio 1.960 8.4.2 Dividendos 7.491 9.046 8.4.3 Realização da Reserva de Capital (115) 55.501 53.666 DEMONSTRAÇÕES DOS FLUXOS DE CAIXA PARA OS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2009 FLUXO DE CAIXA OPERACIONAL Lucro Líquido incluindo CSLL e IRPJ 13.353 13.534 AJUSTES PARA CONCILIAR O LUCRO AO CAIXA ORIUNDO DAS ATIVIDADES OPERACIONAIS Depreciação e Amortização 2.398 2.457 Provisão para Contingências (331) (794) Atualizações Monetárias 1.224 11 Ganhos na Baixa de Não Circulante 524 707 REDUÇÃO (AUMENTO) NOS ATIVOS OPERACIONAIS Consumidores, Concessionárias e Permissionárias 3.438 (2.360) Tributos a Compensar 81 (688) Estoques (126) 5 Diferimento de Custos Tarifários 711 (2.746) Depósitos Judiciais (277) (85) Outros Ativos Operacionais (835) (820) AUMENTO (REDUÇÃO) NOS PASSIVOS OPERACIONAIS Fornecedores (7.323) 7.144 Imposto de Renda e Contribuição Social Pagos (1.145) (3.665) Outros Tributos e Contribuições Sociais (16) (1.470) Diferimento de Ganhos Tarifários 2.756 46 Encargos de Dívidas - Pagos (554) (31) Taxas Regulamentares (461) 277 Outros Passivos Regulatórios - Revisão Tarifária (1.152) Outros Passivos Operacionais (2.755) 3.767 CAIXA ORIUNDO DE ATIVIDADES OPERACIONAIS 9.510 15.289 ATIVIDADES DE INVESTIMENTO Aquisições de Imobilizado (3.345) (3.329) Aumento (Redução) de Capital (10.000) Acréscimos de Obrigações Especiais 46 103 Venda de Ativo Não Circulante 1.001 UTILIZAÇÃO DE CAIXA EM ATIVIDADES DE INVESTIMENTO (12.298) (3.226) ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO Captação de Empréstimos, Financiamentos e Debêntures 19.948 2.465 Amortização de de Empréstimos e Financiamentos (10.004) 26 Dividendo e Juros sobre Capital Próprio Pagos (11.781) (11.776) UTILIZAÇÃO DE CAIXA EM ATIVIDADES DE FINANCIAMENTO (1.837) (9.285) REDUÇÃO NAS DISPONIBILIDADES (4.625) 2.778 SALDO INICIAL DAS DISPONIBILIDADES 16.802 14.024 SALDO FINAL DAS DISPONIBILIDADES 12.177 16.802 distribuidores de energia. Com base nesse novo cálculo, a Sociedade registrou o montante de R$ 1.144, sendo R$ 1.240, na conta Recuperação de Despesa - Tributos s/ Energia Livre, referente ao valor principal e R$ 96 na conta Despesa Financeira referente à atualização monetária, em contrapartida ao Ativo e Passivo Circulante. Dessa forma, a Sociedade passou a ter um saldo de energia livre a receber aos geradores em 31 de dezembro de 2009 de R$ 427 (R$ 0 em 31 de dezembro de 2008) e o passivo de energia livre a repassar passou a ser de R$ 420 (R$ 1.023 em 31 de dezembro de 2008). As informações do novo cálculo serão encaminhadas pela Sociedade a ANEEL que efetuará a validação e editará um despacho com o valor final, para posterior liquidação financeira junto aos geradores. a.3) Parcela A - Corresponde à variação dos custos não gerenciáveis representativos da Parcela A dos contratos de concessão, ocorrida entre 1º de janeiro a 25 de outubro de 2001. Estes valores foram atualizados com base na variação da taxa SELIC. A partir de maio de 2005, a Parcela A começou a ser compensada mediante a utilização de mecanismo análogo ao da RTE, pelo prazo necessário para atingir o montante contabilizado, o que ocorreu em agosto de 2005. Dada a necessidade de se efetuar o faturamento pelo ciclo mensal completo, ocorreu cobrança superior ao saldo existente, gerando ao final de 31 dezembro de 2009 um passivo junto ao consumidor der$ 186, o qual será devolvido através do mecanismo de reajuste tarifário. b) Revisão e Reajuste Tarifário: b.1) 2º Ciclo de Revisão Tarifária: A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 611, de 29 de janeiro de 2008, estabeleceu, em caráter provisório, que as tarifas da Sociedade fica reajustada em um percentual de - 1,58%, sendo -0,35% relativos ao reposicionamento tarifário e -1,23% relativos aos componentes financeiros externos à revisão tarifária periódica. Em decorrência da retirada da base tarifária de componentes financeiros que haviam sido adicionados no reajuste anual de 2007, o efeito médio a ser percebido pelos consumidores foi de -3,56%.

ção O reajuste autorizado pela ANEEL é composto pelos seguintes itens: Receita Verificada 87.989 Encargos Setoriais 12.294 Compra de Energia Elétrica 46.524 Transporte de Energia 9.767 Parcela A 68.585 Remuneração Bruta de Capital 4.880 Quota Depreciação 2.492 Empresa de Referência 11.794 Inadimplência 220 Parcela B 19.386 Receita Requerida (Parc. A + B) 87.971 () Outras Receitas (291) Receita Requerida Líquida 87.680 Componentes Financeiros (1.079) CVA (1.201) Subsídio Baixa Renda (176) Encargos de Conexão e Fronteira 34 Programa Luz para Todos 9 Outros componentes 255 Reposicionamento Econômico -0,35% Componentes Financeiros -1,23% Reposicionamento Total -1,58% Fator Xe 2,10% Resolução Homologatória - ANEEL 611/2008 Data da Revisão Tarifária 03/02/2008 A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 763, de 27 de janeiro de 2009, homologou o resultado final do 2º ciclo de revisão tarifária da Sociedade, considerando os índices definitivos de Reposicionamento Econômico em -3,79% (o provisório era de -0,35%) e do Fator Xe em 1,69% (o provisório era de 2,10%). b.2) Reajuste Tarifário 2009: A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 767, de 27 de janeiro de 2009, estabeleceu o Reajuste Tarifário Anual da Sociedade em um percentual médio de 11,64%, composto como segue: 11,80% relativo ao reajuste tarifário anual e-0,15% relativo a componentes financeiros externos ao reajuste anual. O percentual médio de reajuste percebido pelos consumidores cativos em decorrência da retirada da base tarifária de componentes financeiros que haviam sido adicionados no reajuste tarifário anterior foi de 10,23%. O reajuste autorizado pela ANEEL foi composto dos seguintes itens: Receita Verificada 77.004 Encargos Setoriais 13.993 Compra de Energia Elétrica 41.213 Transporte de Energia 9.647 Parcela A 64.853 Parcela B 20.626 Receita Requerida (Parc. A + B) 85.479 Componentes Financeiros 300 CVA 1.735 Adiantamentos 126 Encargos de Conexão e Fronteira (199) Recálculo Revisão Tarifária 2008 (1.058) Outros componentes (304) Receita Total 85.779 Reajuste Tarifário Econômico 11,01% Componentes Financeiros 0,35% Reajuste Tarifário Total 11,36% Fator X 2,81% Resolução Homologatória - ANEEL 767/2009 Os principais efeitos dos componentes financeiros registrados no exercício de 2008, em função da homologação tarifária, foram: constituição de passivo regulatório de R$ 1.275 referente ao recálculo da Revisão Tarifária de 2008; e constituição de outros ativos regulatórios de R$ 81 referente basicamente aos itens da CVA de energia comprada, encargos de uso da rede, CCC e ESS. c) Componentes Financeiros: c.1) CVA: Refere-se ao mecanismo de compensação das variações ocorridas nos custos não gerenciáveis incorridos pelas concessionárias de distribuição de energia elétrica. Estas variações são apuradas por meio da diferença entre os gastos efetivamente incorridos e os gastos estimados no momento da constituição da tarifa nos reajustes tarifários anuais. Os valores considerados na CVA são atualizados monetariamente com base na taxa SELIC. Os saldos líquidos entre ativos e passivos de CVA, segregados por natureza e respectiva competência, estão assim demonstrados: Não Não Homo- Homolo- Homo- Homolologados gados Total logados gados Total Repasse de 2008 Itaipu 28 171 199 Custos Energia Elétrica (103) (582) (685) (113) (371) (484) Proinfa (1.058) (1.058) 2 3 5 Conta de Consumo de Combustíveis - CCC (58) 4 (737) (791) (27) (372) (399) Transporte de Itaipu 3 14 17 30 30 Rede Básica 24 1.717 1.741 63 307 370 Encargos do Serviço do Sistema - ESS 302 (759) (457) (2) 2.493 2.491 Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 3 (1) 4 6 1 25 26 Total 199 3 (1.230) (1.028) (76) 2.115 2.039 c.2) Majoração de PIS e COFINS: Refere-se à diferença entre os custos relacionados ao PIS e COFINS apurados através da aplicação da legislação atual e aqueles incorporados à tarifa até abril de 2005. Considerando as discussões que envolvem a natureza do referido crédito, conservadoramente, optou-se por constituir passivos no mesmo montante dos ativos, registrado na conta Outras Contas a Pagar (nota 19). c.3) Subvenção - Baixa Renda: A Lei nº 10.438 de 26 de abril de 2002 e o Decreto nº 4.336 de 15 de agosto de 2002 estabeleceram novas diretrizes e critérios para o enquadramento de unidades consumidoras na subclasse residencial baixa renda. De acordo com a legislação, enquadram-se neste novo critério as unidades consumidoras atendidas por circuito monofásico e com consumo mensal médio nos últimos 12 meses inferior a 80kWh, e as unidades consumidoras com consumo mensal médio nos últimos 12 meses entre 80 e 220kWh, desde que atendidos alguns requisitos específicos, tais como o registro em Programas Sociais do Governo Federal. Considerando que os subsídios concedidos aos consumidores deveriam ser compensados, a partir da Revisão Tarifária de 2008 definiu-se que parte deste subsídio seria reembolsada via tarifa no âmbito da própria concessionária (enquadramento por conta da Portaria DNAEE) e o restante (enquadramento por conta da Lei nº 10.438) via recebimento de recursos da CDE. Esses procedimentos foram consolidados com a publicação da REN nº 325/08, entretanto, face à impossibilidade de ressarcimento via recursos da CDE, dada a inexistência de recursos para tal fim, os valores a receber registrados foram considerados no reajuste tarifário anual de 2009, como componente financeiro. A ANEEL estabeleceu uma nova sistemática concedendo adiantamentos tarifários para cobertura integral dos subsídios concedidos aos consumidores. Assim, a diferença entre o subsídio efetivamente realizado e o adiantamento recebido será apurada mensalmente para fins de inclusão no próximo reajuste tarifário. Os quadros abaixo demonstram as movimentações dos ativos e passivos regulatórios ocorridas durante o exercício de 2009. Receita Custo de Operacional Energia Deduções Despesa Resultado Saldo em (nota 21) (Nota 22) da Receita Operacional Financ. Saldo em 31/12/2008 Difer. Amort. Difer. Amort. Difer. Amort. Difer. Amort. Atualiz. 31/12/2009 Energia Livre 1.023 1.240 (209) 8 Parcela A 400 (250) (150) Revisão Tarifária - Base Remuneração e Empresa da Referência (1.275) (88) 1.240 (123) Majoração de PIS e COFINS (1.080) (1.080) CVA 2.039 (862) (1.811) (800) 403 3 (1.028) Subvençãlo - Baixa Renda (495) 407 (163) (32) (283) Outros Componentes Financeiros 72 (121) (244) 700 (486) (60) (139) Total Líquido (1.362) (52) 833 (862) (1.111) (800) 403 1.240 (486) (448) (2.645) (10) OUTROS CRÉDITOS Cauções, Fundos e Depósitos Vinculados 211 4 Serviços Prestados a Terceiros 1.620 Outros 381 1.320 539 553 Total 2.212 1.320 543 553 Cauções, Fundos e Depósitos Vinculados - São garantias oferecidas para operação na CCEE. Serviços Prestados a Terceiros - Compreendem basicamente contas a receber referentes a serviços prestados a consumidores relacionados a distribuição de energia elétrica. (11) IMOBILIZADO Custo Depreciação Valor Valor Em Serviço Histórico Acumulada Líquido Líquido - Geração 6.198 (5.034) 1.164 415 Terrenos 15 15 15 Reservatórios, Barragens e Adutoras 803 (708) 95 106 e Benfeitorias 646 (585) 61 55 Máquinas e Equipamentos 4.734 (3.741) 993 239 - Distribuição 41.754 (16.636) 25.118 20.712 Terrenos 510 510 510 e Benfeitorias 4.105 (1.354) 2.751 2.639 Máquinas e Equipamentos 33.672 (12.996) 20.676 17.506 Veículos 534 (350) 184 35 Móveis e Utensílios 2.933 (1.936) 997 22 - Comercialização 117 (112) 5 883 e Benfeitorias 11 Máquinas e Equipamentos 1 1 829 Veículos 112 (112) 14 Móveis e Utensílios 4 4 29 - Administração 227 227 1.448 e Benfeitorias 158 Máquinas e Equipamentos 988 Veículos 10 Móveis e Utensílios 227 227 292 48.296 (21.782) 26.514 23.458 Em Curso - Geração 10 - Distribuição 1.760 1.760 3.957 - Comercialização 335 - Administração 83 83 661 1.843 1.843 4.963 Subtotal 50.139 (21.782) 28.357 28.421 Outros Ativos não Vinculados à Concessão (a) Total do Imobilizado 50.139 (21.782) 28.357 28.421 Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão (2.368) (2.437) Imobilizado Líquido 25.989 25.984 Os bens e instalações utilizados na distribuição e comercialização são vinculados a esses serviços, não podendo ser retirados, alienados, cedidos ou dados em garantia hipotecária sem a prévia e expressa autorização da ANEEL. A ANEEL 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 e determina que o produto da alienação seja depositado em conta bancária vinculada para aplicação na concessão. A taxa de depreciação média dos ativos é de 5,82% a.a. Obrigações Especiais Vinculadas à Concessão - Representam os valores recebidos dos consumidores, doações não condicionadas a qualquer retorno e subvenções destinadas ao custeio de investimentos para atendimento a pedidos de fornecimento de energia elétrica na atividade de distribuição. A partir do Segundo Ciclo de Revisão Tarifária as quotas de reintegração dos valores dos bens constituídos com recursos das Obrigações Especiais, independentemente da sua data de formação, têm seus efeitos anulados no resultado contábil, através da amortização das referidas obrigações. Análise do Valor de Recuperação: De acordo com o CPC 01 Redução ao Valor Recuperável dos Ativos, a Sociedade avaliou, ao final do exercício de 2009, eventuais indicativos de desvalorização de seus ativos que pudessem gerar a necessidade de testes sobre seu valor de recuperação. Tal avaliação foi baseada em fontes externas e internas de informação, levando-se em consideração variações em taxas de juros, mudanças em condições de mercado, dentre outros. O resultado de tal avaliação não apontou indicativos de redução no valor recuperável destes ativos, não havendo, portanto, perdas por desvalorização a serem reconhecidas. (12) INTANGÍVEL O saldo é composto basicamente por softwares, de vida útil definida e cuja amortização é de 20% ao ano, e por direito de servidão de passagem, cuja vida útil é indefinida e tem sua recuperação analisada de acordo com o CPC 01 Redução ao Valor Recuperável dos Ativos. Custo Depreciação Valor Valor Histórico Acumulada Líquido Líquido Intangíveis 1.941 (1.043) 898 1.580 A movimentação do intangível para o exercício de 2009 está demonstrada a seguir: 2008 Adição Amortização Baixa 2009 Intangíveis Custo Histórico 3.709 439 (2.207) 1.941 Amortização Acumulada (2.129) (650) 1.736 (1.043) Total 1.580 439 (650) (471) 898 Análise da Redução ao Valor Recuperável de Ativos: Em 31 de dezembro de 2009, a Sociedade realizou análise de recuperação dos seus ativos imobilizados, conforme descrito na nota 11. (13) FORNECEDORES Circulante Encargos de Serviço do Sistema 3.288 2.937 Suprimento de Energia Elétrica 4.576 3.883 Materiais e Serviços 845 724 Passivo Regulatório (nota 3) 420 1.023 Outros 7.885 Total 9.129 16.452 (4) DISPONIBILIDADES incorporado, está baseada nas projeções de resultados futuros, aprovada pela Administração e apreciadas pelo Conselho Fiscal, e sua composição é como segue: Saldos Bancários 1.005 411 2011 2.815 Aplicações Financeiras 11.172 16.391 2012 2.102 Total 12.177 16.802 As aplicações financeiras correspondem a operações de curto prazo realizadas com instituições que operam no mercado financeiro nacional, tendo como características liqui- 2014 2.383 2013 2.226 dez diária, baixo risco de crédito e remuneração equivalente, na média, a 100% do A partir de 2015 1.440 Certificado de Depósito Interbancário (CDI). Total 10.966 (5) CONSUMIDORES, CONCESSIONÁRIAS E PERMISSIONÁRIAS 9.2 - Saldos acumulados sobre diferenças temporariamente indedutíveis: Saldos Vencidos Total Circulante Vincendos até 90 dias > 90 dias CSLL IRPJ CSLL IRPJ Classes de Consumidores Residencial 914 905 256 2.075 1.822 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa 19 53 19 52 Industrial 3.774 675 944 5.393 4.993 Perdas em Aplicações Financeiras 262 729 262 729 Comercial 545 263 187 995 827 Provisão para Contingências 172 585 174 589 Rural 55 22 10 87 3.385 Outros 87 226 553 1.489 Poder Público 171 40 7 218 180 Total 540 1.593 1.008 2.859 Iluminação Pública 53 43 96 82 9.3 - Reconciliação dos montantes de Contribuição Social e Imposto de Renda Serviço Público 183 71 254 252 registrados nos resultados dos exercícios de 2009 e de 2008: Faturado 5.695 2.019 1.404 9.118 11.541 Não Faturado 3.073 3.073 2.395 Parcelamento de Débito CSLL IRPJ CSLL IRPJ de Consumidores 245 245 720 Lucro antes dos tributos 11.393 11.393 13.534 13.534 Ativo Regulatório (nota 3) 428 428 Ajustes Para Refletir a Aliquota Efetiva: Operações Realizadas - Outras Adições/Exclusões na CCEE 309 309 2.109 Permanentes Líquidas 108 76 80 (18) Concessionárias e Base de Cálculo 11.501 11.469 13.614 13.516 Permissionárias 5 5 Outros 182 182 10 Aliquota Aplicável 9% 25% 9% 25% Total 9.937 2.019 1.404 13.360 16.775 TOTAL (1.035) (2.867) (1.225) (3.379) Não circulante Parcelamento de Débito (14) ENCARGOS DE DÍVIDAS, EMPRÉSTIMOS E FINANCIAMENTOS de Consumidores 14 14 2 Total 14 14 2 Parcelamento de Débito de Consumidores - Refere-se à negociação de créditos vencidos junto a consumidores, principalmente órgãos públicos. Parte destes créditos dis- de Não Não Condições põe de garantia de pagamento pelos devedores principalmente através de repasse de Remuneração Amortização Garantias Encargos Circulante Circulante Encargos Circulante Circulante arrecadação de ICMS com interveniência bancária. Com base na melhor estimativa da BNDES - Investimento TJLP + 2,9% a.a. 54 parcelas mensais a partir Aval da CPFL Administração, para os montantes sem garantia ou sem expectativa de recebimento, de dezembro de 2010 Energia e foram constituídas provisões para créditos de liquidação duvidosa (nota 7). Recebíveis 26 46 2.426 26 2.469 Concessionárias e Permissionárias - Refere-se, basicamente, a saldos a receber ELETROBRÁS RGR + 6% a.a. 120 parcelas mensais Recebíveis e decorrentes do suprimento de energia elétrica a outras Concessionárias e a partir de fevereiro Notas Permissionárias, efetuado, basicamente, na Câmara de Comercialização de Energia de 2008 Promissórias 4 27 4 31 Elétrica - CCEE. Total 26 50 2.453 26 4 2.500 (6) TRIBUTOS A COMPENSAR Circulante BNDES - Investimento - A Sociedade obteve a aprovação de financiamento junto ao Os principais índices utilizados para atualização dos empréstimos e financiamentos Antecipações de Contribuição Social - CSLL 579 116 BNDES em 2008, no montante de R$ 10.000, que faz parte de uma linha de crédito do Antecipações de Imposto de Renda - IRPJ 408 1 FINEM, a ser aplicado na expansão e modernização do Sistema Elétrico. A Sociedade e a composição do perfil de endividamento em moeda nacional estão abaixo Imposto de Renda Retido na Fonte - IRRF 203 451 recebeu em 2008 o montante de R$ 2.466 e o saldo remanescente estimado de ICMS a Compensar 281 246 R$ 7.534 está previsto para ser liberado até novembro de 2010. Os juros foram pagos demonstrados: Programa de Integração Social - PIS 1 90 trimestralmente e a partir de 15 de janeiro de 2010 as amortizações serão efetuadas Contribuição para Financiamento da Seguridade mensalmente. Os saldos de principal dos empréstimos e financiamentos de longo prazo Variação acumulada em % % da dívida Social - COFINS 6 566 considerando somente os respectivos valores registrados ao custo, têm vencimentos Outros 392 435 assim programados: Total 1.870 1.905 Vencimento Indexador Não Circulante 2011 554 ICMS a Compensar 300 346 2012 553 TJLP 6,13 6,25 98,77 98,62 Total 300 346 2013 554 (7) PROVISÃO PARA CRÉDITOS DE LIQUIDAÇÃO DUVIDOSA 2014 554 Outros 1,23 1,38 A partir de 2015 238 Saldo inicial (1.484) (1.285) Total 2.453 100,00 100,00 Provisão constituída (48) (338) (15) DEBÊNTURES Recuperação de Receita 13 138 2009 Baixa de Contas a Receber Provisionadas 1 Saldo final (1.519) (1.484) Quantidade em Taxa Condições de Não (8) DESPESAS PAGAS ANTECIPADAMENTE Circulação Remuneração Efetiva Amortização Garantias Encargos Circulante Circulante Total 1ª Emissão Ativo Regulatório (nota 3) 134 172 Série Única 1.000 111,90% 111,9% DI + 01 de julho de Fiança da Outros 9 do CDI a.a. 0,79% 2011 CPFL Energia 480 9.948 10.428 Total 134 181 Total 480 9.948 10.428 (9) CRÉDITOS FISCAIS DIFERIDOS 9.1 - Composição dos Créditos Fiscais: Em 01 de julho de 2009 foram subscritas e integralizadas 1.000 debêntures não conversíveis em ações, nominativas e escriturais, em série única, da espécie subordinada. O (16) TAXAS REGULAMENTARES Crédito de Contribuição Social valor nominal unitário na data da emissão foi de R$ 10, que gerou uma captação total de Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos 17 Benefício Fiscal do Ágio Incorporado 3.027 1.603 R$ 10.000 (R$ 9.802 líquida dos gastos de emissão). A remuneração será paga semestralmente, com o primeiro vencimento em janeiro de 2010. Os recursos obtidos com a Taxa de Fiscalização da ANEEL 16 Reserva Global de Reversão - RGR 28 27 Diferenças Temporariamente Indedutíveis 540 1.008 Subtotal 3.567 2.611 emissão das debêntures foram destinados ao alongamento de dívidas de curto prazo. Conta de Consumo de Combustível - CCC 96 560 Crédito de Imposto de Renda O saldo de Debêntures de longo prazo tem seus vencimentos assim programados: Conta de Desenvolvimento Energético - CDE 382 379 Benefício Fiscal do Ágio Incorporado 8.411 4.452 Vencimento Total 522 983 Diferenças Temporariamente Indedutíveis 1.593 2.859 2011 9.948 (17) TRIBUTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS Subtotal 10.004 7.311 Total 9.948 Total 13.571 9.922 Circulante 2.605 2.275 CONDIÇÕES RESTRITIVAS: As debêntures estão sujeitas a certas condições restritivas, contemplando cláusulas que requerem a Sociedade a manutenção de determina- Imposto sobre Circulação de 2008 Não Circulante 10.966 7.647 Total 13.571 9.922 dos índices financeiros em parâmetros pré-estabelecidos. Os índices exigidos são os Mercadorias e Serviços - ICMS 1.824 1.335 O benefício fiscal do ágio incorporado é oriundo da incorporação da antiga controladora seguintes: Endividamento líquido dividido pelo EBITDA, menor ou igual a 3,0; EBIT- Programa de Integração Social - PIS 25 101 CMS Participações Ltda. e da Perácio Participações S.A., e está sendo realizado de DA dividido pelo Resultado Financeiro maior ou igual a 2,25. Diversas debêntures estão Contribuição para Financiamento forma proporcional à amortização do ágio incorporado que o originou, de acordo com o lucro líquido projetado da Sociedade durante o prazo remanescente da concessão. No exercício de 2009, a taxa anual de amortização aplicada foi de 8,861% para reestruturação de 2004 e 16,337% para reestruturação de 2009. Previsão de Recuperação: A previsão de recuperação dos créditos fiscais diferidos registrados no ativo não circulante, decorrentes de diferenças temporariamente indedutíveis e benefício fiscal do ágio sujeitas à antecipação de seus vencimentos no caso de alterações na estrutura societária da Sociedade que impliquem na perda, por parte dos atuais acionistas, do controle acionário ou do controle sobre a gestão da Sociedade. No entendimento da Administração da Sociedade tais condições restritivas e cláusulas vêm sendo adequadamente atendidas. O não cumprimento das restrições mencionadas acima pode ocasionar a inadimplência em relação a outras obrigações contratuais. da Seguridade Social - COFINS Imposto de Renda Pessoa Jurídica - IRPJ Contribuição Social sobre o Lucro Líquido - CSLL Outros Total 182 152 50 137 2.370 463 944 178 3.021 56 56

ção (18) PROVISÕES PARA CONTINGÊNCIAS Provisão Depósitos Outros para Depósitos Judiciais Provisão para Outros Depósitos Provisão para Judiciais Provisão para Depósitos Contingência - Relacionados a Contingência - e Bloqueios Contingência - Relacionados a Contingência - Bloqueios Bruta Contingência (1) Líquida Judiciais (2) Bruta Contingência (1) Líquida Judiciais (2) Trabalhistas 17 17 12 12 Cíveis 216 27 189 402 446 34 412 Fiscais PIS e COFINS - Ampliação de Base 795 721 74 725 709 16 Outras 1.310 1.280 30 691 1.185 1.161 24 575 2.105 2.001 104 691 1.910 1.870 40 575 Total 2.338 2.028 310 1.105 2.356 1.904 452 587 A movimentação das provisões para contingências e dos depósitos judiciais está demonstrada a seguir: 2008 Adições Reversões Pagamentos e Baixas Atualização Monetária 2009 Trabalhistas 17 17 Cíveis 446 122 (225) (127) 216 Fiscais 1.910 6 189 2.105 Provisão para Contingências - Bruta 2.356 145 (225) (127) 189 2.338 () Depósitos Judiciais (1) + (2) 2.491 401 241 3.133 As provisões para contingências foram constituídas com base em avaliação dos riscos de perdas em processos em que a Sociedade é parte, cuja probabilidade de perda é provável na opinião dos assessores legais e da Administração da Sociedade. O sumário dos principais assuntos pendentes relacionados a litígios, processos judiciais e autos de infração é como segue: a) Trabalhistas: As principais causas trabalhistas relacionam-se às reivindicações de ex-funcionários e sindicatos para o pagamento de ajustes salariais (horas extras, equiparação salarial, verbas rescisórias e outras reivindicações). b) Danos Pessoais: Referem-se, principalmente, a pleitos de indenizações. Tais processos incluem questionamentos relacionados a acidentes ocorridos na rede elétrica da Sociedade, danos a consumidores, acidentes com veículos, entre outros. c) Fiscais: As principais causas referem-se respectivamente ao questionamento da Contribuição sobre Movimentação Financeira ( CPMF ) objetivando a suspensão da cobrança iniciada em 17 de junho de 1999 e Contribuição Social onde a Sociedade questiona a exigibilidade do adicional de 4% incidente sobre a Contribuição Social sobre o Lucro Líquido, instituída nos termos da Medida Provisória nº 1.807/98 que alterou a Lei nº 7.689/88. d) Perdas possíveis: A Sociedade é parte em outros processos e riscos, nos quais a Administração, suportada por seus consultores jurídicos, acredita que as chances de êxito são possíveis, devido a uma base sólida de defesa para os mesmos. Estas questões não apresentam, ainda, tendência nas decisões por parte dos tribunais ou qualquer outra decisão de processos similares consideradas como prováveis ou remotas, e por este motivo, nenhuma provisão sobre as mesmas foi constituída. As reclamações relacionadas a perdas possíveis em 31 de dezembro de 2009 estavam assim representadas: (i) trabalhistas de R$ 589 (R$ 583 em 31 de dezembro de 2008); (ii) cíveis, de R$ 13.424 (R$ 13.357 em 31 de dezembro de 2008), representado principalmente pelo montante de R$ 12.270 (R$ 12.177 em 31 de dezembro de 2008) relacionado à contingência junto ao Banco Santos; e (iii) fiscais, principalmente referente a Imposto de Renda, FINSOCIAL, PIS e COFINS de R$ 78 (R$ 70 em 31 de dezembro de 2008); (iv) regulatórios, de R$ 165 (R$ 0 em 31 de dezembro de 2008). A Administração da Sociedade baseada na opinião de seus assessores legais entende não haver riscos contingentes significativos que não estejam cobertos por provisões suficientes nos balanços ou que possam resultar em impacto relevante sobre os resultados futuros. (19) OUTRAS CONTAS A PAGAR Consumidores e Concessionárias 2.371 Passivo Regulatório (nota 3) 1.759 2.869 81 Programa de Eficiência Energética - PEE 863 2.008 1.691 Pesquisa e Desenvolvimento - P&D 600 893 532 Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - FNDCT (6) 184 Empresa de Pesquisa Energética - EPE (6) Adiantamentos 3 84 112 Folha de Pagamento 44 44 Participação nos Lucros 275 107 Outros 540 1.440 Total 4.072 9.916 2.307 193 Programas de Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética - A Sociedade vem reconhecendo passivos relacionados aos programas de Pesquisa & Desenvolvimento e Eficiência Energética, programas estes definidos por meio do Contrato de Concessão, tendo a finalidade de garantir a otimização da malha de distribuição da Concessionária de energia elétrica, tornando-a mais eficiente. Estes programas prevêem a constituição de obrigações equivalentes a 1% da Receita Operacional Líquida, sendo ainda, mensalmente atualizadas com base na Taxa SELIC, até o momento de sua efetiva realização. (20) PATRIMÔNIO LÍQUIDO A participação dos acionistas no Patrimônio da Sociedade em 31 de dezembro de 2009 e de 2008, está assim distribuída: 2009 - Quantidades de Ações Acionistas Ordinárias Preferenciais Total % CPFL Energia S.A. 174.637.375 10.237.747 184.875.122 87,27% Ações em Tesouraria 265.762 15.578 281.340 0,00% Outros Minoritários 25.475.701 1.493.464 26.969.165 12,73% Total 200.378.838 11.746.789 212.125.627 100,00% Em consonância com o Despacho nº 4.722, de 18 de dezembro de 2009, da ANEEL, que trata dos procedimentos básicos para a elaboração das demonstrações financeiras, as controladas efetuaram a reclassificação de parte dos valores relacionados às receitas da rubrica Fornecimento de Energia Elétrica - atividade de Comercialização para Outras Receitas Operacionais - atividade de Distribuição, sob o título de Receita pela disponibilidade da Rede Elétrica - Consumidor Cativo. (22) CUSTO COM ENERGIA ELÉTRICA GWh (*) R$ Mil Energia Comprada para Revenda Itaipu Binacional 54 27 5.378 2.533 CESP - Cia. Energética de São Paulo 300 405 25.810 30.561 CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica 325 59 Outros 95 93 11.823 9.264 449 525 43.336 42.417 Ativos e Passivos Regulatórios (nota 3) 836 (1.034) Crédito de PIS e COFINS (4.038) (3.999) Outros (468) Subtotal 449 525 39.666 37.384 Encargos de Uso do Sistema de Transmissão e Distribuição Encargos da Rede Básica 11.850 10.577 Encargos de Transporte de Itaipu 372 192 Encargos de Conexão 701 746 Encargos de Serviço do Sistema - ESS 734 2.299 Encargos de Energia de Reserva 39 13.696 13.814 Ativos e Passivos Regulatórios (nota 3) 1.137 (2.220) Crédito de PIS e COFINS (1.016) (1.268) Subtotal 13.817 10.326 Total 449 525 53.483 47.710 Em conformidade com o Despacho nº 4.722/2009 da ANEEL, as controladas efetuaram a reclassificação dos valores relacionados à quota do PROINFA, referentes aos valores faturados aos consumidores livres e autoprodutores, da rubrica Custo do Serviço de Energia Elétrica, Energia Comprada para Revenda para Deduções da Receita Operacional, Encargos do Consumidor - Outros - PROINFA, sendo R$ 315 e R$ 160, relativos aos exercícios de 2009 e 2008, respectivamente. 2008 - Quantidades de Ações Acionistas Ordinárias Preferenciais Total % CPFL Energia S.A. 0,00% CPFL Jaguariúna S.A. 180.401.938 10.575.687 190.977.625 90,15% Ações em Tesouraria 265.762 15.578 281.340 0,00% Outros Minoritários 19.711.138 1.155.524 20.866.662 9,85% Total 200.378.838 11.746.789 212.125.627 100,00% 20.1 - Reserva de Capital: Refere-se ao Benefício Fiscal do Ágio Incorporado oriundo da incorporação da antiga controladora CMS Participações Ltda. e da Perácio Participações S.A., conforme mencionado na nota 9.1. 20.2 - Reserva de Lucros: Compreende o saldo da Reserva Legal no montante de R$ 1.704 e o saldo remanescente da reserva de retenção de lucros de R$ 5.570 constituída em dezembro de 2006. 20.3-Aumento de Capital Social: Em 2010 deverá ser objeto de deliberação em AGO/E a capitalização do benefício fiscal do ágio apurado em 2009, no montante de R$ 6.309. 20.4 - Redução de Capital Social: Na AGE de 25 de março de 2009, houve a aprovação da redução de capital da Sociedade. Esta redução, gerou um reembolso financeiro para os acionistas de R$ 10.000 e visou adequar a estrutura de capital da Sociedade. Esta operação não resultou em cancelamento de ações. 20.5 - Transferência de Ações - Ações em Custódia: Em RCA realizada em 28 de outubro de 2009, foi aprovada a transferência da totalidade das ações em custódia da CPFL Energia S.A., de emissão da Sociedade, que estavam contabilizadas como Investimento desde o descruzamento societário das empresas do grupo CMS Energy Brasil, ocorrido em 2004. Estas ações pertencem a proprietários identificados, porém não localizados. O montante total da transferência de ações foi de R$ 447. 20.6 - Dividendo e Juros sobre o Capital Próprio: O Conselho de Administração da Sociedade aprovou, em junho de 2009 a declaração: i) juros sobre capital próprio, no montante de R$ 1.025 (R$ 871 líquido do IRRF) sendo atribuído para cada ação o valor de R$ 0,004811658 (R$ 0,0040899093 líquido de IRRF) para ações ordinárias e R$ 0,005292824 (R$ 0,0044989004 líquido de IRRF) para ações preferenciais; e ii) dividendo intermediário no montante de R$ 1.864, sendo atribuído para cada ação o valor de R$ 0,00875168 para ações ordinárias e R$ 0,009626848 para ações preferenciais, referente aos resultados do primeiro semestre de 2009. Adicionalmente, em novembro de 2009, ocorreu nova aprovação por parte do mesmo Conselho sobre a declaração de juros sobre capital próprio no montante de R$ 935 (R$ 795 líquido de IRRF) sendo atribuído para cada ação o valor de R$ 0,004389951 (R$ 0,00373145835 líquido de IRRF) para ações ordinárias e R$ 0,004828946 (R$ 0,0041046041 líquido de IRRF) para ações preferenciais referente aos resultados do segundo semestre de 2009. A Sociedade efetuou em 2009 pagamentos nos montantes de R$ 10.909 e R$ 872 referentes basicamente a dividendo e juros sobre capital próprio (líquido de IRRF), declarados em 31 de dezembro de 2008 e de 30 de junho de 2009 respectivamente. O Saldo do contas a pagar em 31 de dezembro de 2009 é de: Juros sobre o Capital Próprio a Pagar 796 1 Dividendo a Pagar CPFL Energia S.A. 5.070 8.155 Demais Acionistas 743 895 Subtotal 5.813 9.050 Total 6.609 9.051 20.7 - Destinação do Lucro Líquido do Exercício: O Estatuto Social da Sociedade determina o pagamento de dividendo mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido ajustado na forma da lei aos titulares de suas ações. Para este exercício a Administração da Sociedade está propondo a distribuição do saldo do lucro líquido, através da declaração e provisionamento de R$ 5.808 na forma de dividendo, sendo atribuído para cada ação o valor de R$ 0,0272707892 para ações ordinárias e R$ 0,0299978679 para ações preferenciais, conforme demonstrado a seguir: Lucro Líquido do Exercício 9.451 Dividendo Prescrito (1) Realização (Reversão) CME 182 Dividendo - base junho/2009 (1.864) Juros sobre Capital Próprio (1.960) Dividendo Proposto (5.808) Em conformidade com a legislação societária, a Sociedade optou por não constituir a Reserva Legal, uma vez que essa reserva, acrescida do montante das Reservas de Capital excedeu a 30% do Capital Social. (21) RECEITA OPERACIONAL Consumidores (*) MWh (*) R$ Mil Receita de Operações com Energia Elétrica Classe de Consumidores Residencial 27.295 26.435 67.052 63.770 24.177 21.461 Industrial 827 829 267.937 273.415 67.135 62.912 Comercial 2.758 2.671 35.359 33.188 11.361 10.018 Rural 460 525 15.632 91.862 1.768 8.791 Poderes Públicos 292 279 6.362 5.710 2.229 1.824 Iluminação Pública 18 19 12.085 11.786 2.180 1.996 Serviço Público 72 71 9.327 8.802 2.446 2.388 Fornecimento Faturado 31.722 30.829 413.754 488.533 111.296 109.390 Consumo Próprio 11 756 734 Fornecimento Não Faturado (Líquido) 686 (77) Ativos e Passivos Regulatórios (nota 3) 537 (574) Reclassificação para a Atividade de Distribuição (51.262) (57.787) Fornecimento de Energia Elétrica 31.733 30.829 414.510 489.267 61.257 50.952 Energia Elétrica de Curto Prazo 721 591 (3.438) Suprimento de Energia Elétrica 721 591 (3.438) Receita pela disponibilidade da Rede Elétrica - Consumidor Cativo 51.262 57.787 Receita pela disponibilidade da Rede Elétrica - TUSD 5.794 Ativos e Passivos Regulatórios (nota 3 - Baixa Renda) 244 33 Outras Receitas e Rendas 968 6.166 Outras Receitas Operacionais 58.268 63.986 Total 414.510 489.988 120.116 111.500 (23) DESPESAS OPERACIONAIS Despesas com Vendas Pessoal 371 325 Material 13 24 Serviços de Terceiros 333 740 Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa 35 200 Depreciação e Amortização 195 255 Taxa de Arrecadação 298 280 Outros (25) (388) Total 1.220 1.436 Despesas Gerais e Administrativas Pessoal 1.237 1.264 Material 328 216 Serviços de Terceiros 2.264 2.174 Arrendamento e Aluguéis 115 72 Depreciação e Amortização 667 947 Publicidade e Propaganda 6 13 Legais, Judiciais e Indenizações (78) 329 Doações, Contribuições e Subvenções 101 96 Outros 170 132 Total 4.810 5.243 Outras Despesas Operacionais Taxa de Fiscalização da ANEEL 197 199 Perda (Ganho) na Alienação e Desativação de Ativo Não Circulante 524 (227) Perda (Ganho) na Realização da RTE e Energia Livre (nota 3 a) (1.240) Total (519) (28) Total Despesas Operacionais 5.511 6.651 (24) RESULTADO FINANCEIRO Receitas Renda de Aplicações Financeiras 687 2.003 Acréscimos e Multas Moratórias 1.118 1.006 Atualização de Depósitos Judiciais 241 Atualizações Monetárias e Cambiais 101 492 Remuneração CVA e Parcela A (nota 3) (147) 253 Remuneração Recomposição Tarifária Extraordinária (nota 3) (209) Remuneração da Revisão e Reajustes Tarifários (nota 3) (92) Outros 72 579 Total 1.771 4.333 Despesas Encargos de Dívidas (914) (116) Despesas Bancárias (201) (29) Atualizações Monetárias e Cambiais (277) (292) Atualização Monetária de P&D e Eficiência Energética (239) Outros (538) (1.963) Subtotal (2.169) (2.400) Juros Sobre o Capital Próprio (1.960) Total (4.129) (2.400) Resultado Financeiro (2.358) 1.933 (25) PARTICIPAÇÃO NOS LUCROS E RESULTADOS Em conformidade com o Acordo Coletivo de Trabalho, a Sociedade implantou programa de participação dos empregados nos lucros e resultados, baseado em acordo de metas operacionais e financeiras previamente estabelecidas com os mesmos. O montante dessa participação para o exercício de 2009 foi de R$ 275 e em 2008 foi de R$ 107. (26) TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS A Sociedade é controlada diretamente pela CPFL Energia S.A., empresa controlada em conjunto pela VBC Energia S.A., Fundo BB Carteira Livre I - Fundo de Investimento em Ações e Bonaire Participações S.A.. Foram considerados como partes relacionadas os acionistas controladores, controladas e coligadas, entidades com controle conjunto, entidades sob o controle comum e que de alguma forma exerçam influências significativas sobre a Sociedade. Foram consideradas como tendo influência significativa, aquelas entidades em que os acionistas controladores possuem participação nos respectivos conselhos de administração, mesmo que não seja exercido o controle. Os saldos e transações envolvendo partes relacionadas estão demonstrados nos quadros 26.1 e 26.2. As principais naturezas e transações estão descritas como segue: a) Saldo Bancário e Aplicação Financeira - Refere-se basicamente a saldos bancários e aplicações financeiras, conforme descrito na nota 4. b) Outras Operações Financeiras - Os valores relacionados ao Banco do Brasil referem-se a custos bancários e despesas associadas ao processo de arrecadação. O saldo registrado no passivo compreende basicamente os direitos sobre o processamento da folha de pagamento que foram negociados com o Banco do Brasil, que estão sendo apropriados como receita ao resultado pelo prazo do contrato. c) Materiais e Prestação de Serviços - Refere-se à aquisição de equipamentos, cabos e outros materiais para aplicação nas atividades de distribuição e contratação de serviços como construção civil, consultoria em informática e arrecadação. Estas operações foram contratadas em condições normais de mercado. d) Arrendamento e Aluguel - Correspondem a compartilhamento da infraestrutura. As concessionárias do serviço público de distribuição, cobram tarifas pelo uso da rede de distribuição (TUSD) e realizam vendas de energia a partes relacionadas, presentes em suas respectivas áreas de concessão (consumidores cativos). Os valores cobrados são definidos através de preços regulados pelo órgão regulador. Estas distribuidoras também adquirem energia de partes relacionadas, envolvendo principalmente contratos de longo prazo, em consonância com as regras estabelecidas pelo setor (principalmente através de leilão), sendo também seus preços regulados e aprovados pela ANEEL. Para zelar que as operações comerciais com partes relacionadas sejam realizadas em condições usuais de mercado, a Sociedade possui um Comitê de Partes Relacionadas, formado por representantes dos acionistas controladores, que analisa as principais transações comerciais efetuadas com partes relacionadas. 26.1 - Transações entre partes relacionadas envolvendo acionistas controladores da CPFL Energia, entidades sob o controle comum ou influência significativa: Ativo Passivo Receita Despesa Empresas 2009 Saldo Bancário e Aplicação Financeira Banco do Brasil S.A. 49 35 Banco Nossa Caixa S.A. 2 Outras Operações Financeiras Banco do Brasil S.A. 112 48 30 48 48 Banco Nossa Caixa S.A. 8 26.2 - Transações entre partes relacionadas envolvendo controladas e controladas em conjunto da CPFL Energia S.A.: Ativo Passivo Receita Despesa Empresas Materiais e Prestação de Serviços CPFL Serv. Equip. Ind. e Com. S.A. 234 119 1.048 1.120 Companhia Paulista de Força e Luz 70 284 Companhia Piratininga de Força e Luz 28 15 CPFL Comercialização Brasil S.A. 33 CPFL Atende Centro de Contatos e Atendimento Ltda. 20 171 Dividendo/Juros sobre o Capital Própria CPFL Jaguariúna S.A. 8.155 CPFL Energia S.A. 5.764 Arrendamento e Aluguel Companhia Leste Paulista de Energia 20 5 61 55 Companhia Sul Paulista de Energia 20 5 61 55 Companhia Luz e Força de Mococa 20 5 61 55 Paulista Lajeado Energia S.A. 4 1 12 10 Companhia Luz e Força Santa Cruz 5 7 A CPFL Energia é garantidora da Sociedade em vários Empréstimos e Financiamentos conforme descrito na nota 14 - Encargos de Dívidas, Empréstimos e Financiamentos, e 15 - Debêntures. A remuneração total do pessoal-chave da administração, conforme re querido pela Deliberação CVM nº 560/2008 foi de R$ 193. Este valor é composto por R$ 182 referentes a benefícios de curto prazo e R$ 10 referente a outros benefícios pós-emprego. (27) SEGUROS A Sociedade mantém contratos de seguros com cobertura determinada por orientação de especialistas, levando em conta a natureza e o grau de risco por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais perdas significativas sobre seus ativos e/ou responsabilidades. As principais coberturas de seguros são: Descrição Ramo da Apólice Ativo Imobilizado Incêndio, Raio, Explosão, Quebra de Máquinas, Danos Elétricos e Risco de Engenharia 28.581 19.196 Transporte Transporte Nacional 199 Responsabilidade Civil Distribuição de Energia Elétrica 181 364 Pessoas Vida em Grupo e Acidentes Pessoais 825 Outros Outros 243 TOTAL 29.830 19.759 Informações não examinadas pelos auditores independentes (28) INSTRUMENTOS FINANCEIROS E RISCOS OPERACIONAIS a) Classificação dos instrumentos financeiros: Os instrumentos financeiros são classificados como: Ativos financeiros, tendo como categorias: (i) empréstimos e recebíveis, (ii) mensurados ao valor justo contra resultado, (iii) mantidos até o vencimento e, (iv) disponíveis para venda. A classificação é realizada com base nos seguintes critérios: i. Empréstimos e recebíveis: São ativos financeiros com pagamentos fixos ou determináveis que não são cotados em mercado ativo. Tais ativos financeiros são registrados ao custo histórico pelo método do custo amortizado. A Sociedade tem como principais ativos financeiros classificados nesta categoria: (i) consumidores, concessionárias e permissionárias (nota 5), e (ii) outros créditos (nota 10). ii. Mensurados ao valor justo contra resultado: São os ativos financeiros que sejam: (i) mantidos para negociação no curto prazo, (ii) designados ao valor justo com o objetivo de confrontar os efeitos do reconhecimento de receitas e despesas a fim de se obter informação contábil mais relevante e consistente ou, (iii) derivativos. Estes ativos são registrados pelos respectivos valores justos e, para qualquer alteração na mensuração subseqüente dos valores justos, a contrapartida é o resultado da Sociedade. Os principais ativos financeiros que a Sociedade têm classificados nesta categoria são saldos bancários e aplicações financeiras (nota 4). iii. Mantidos até o vencimento: Correspondem aos ativos financeiros não derivativos com pagamentos fixos ou determináveis com vencimentos definidos e para os quais a Sociedade têm a intenção de manter até o vencimento. Os ativos financeiros referentes a esta classificação são registrados ao custo histórico pelo método do custo amortizado. A Sociedade não possui ativos financeiros classificados nesta categoria. iv. Disponíveis para venda: Referem-se aos ativos financeiros que não se enquadram em quaisquer classificações acima ou que sejam designados como disponíveis para venda. O registro destes ativos financeiros é realizado aos respectivos valores justos e, para qualquer alteração na mensuração subsequente dos valores justos, a contrapartida é o patrimônio líquido da Sociedade. A Sociedade não possui ativos financeiros classificados nesta categoria. Passivos financeiros, tendo como categorias: (i) mensurados ao valor justo contra resultado e, (ii) não mensurados ao valor justo contra resultado. A classificação é realizada conforme os seguintes critérios: i. Mensurados ao valor justo contra resultado: São os passivos financeiros que sejam: (i) mantidos para negociação no curto prazo, (ii) designados ao valor justo com o objetivo de confrontar os efeitos do reconhecimento de receitas e despesas a fim de se obter informação contábil mais relevante e consistente ou, (iii) derivativos. Estes passivos são registrados pelos respectivos valores justos e, para qualquer alteração na mensuração subsequente dos valores justos, a contrapartida é o resultado da Sociedade. A Socieda de não possui ativos financeiros classificados nesta categoria. ii. Não mensurados ao valor justo contra resultado: São os demais passivos financeiros que não se enquadram na classificação acima. Os passivos financeiros referentes a esta classificação são reconhecidos e amortizados seguindo essencialmente ao método do custo amortizado. Os principais passivos financeiros classificados nesta categoria são: (i) fornecedores (nota 13), (ii) empréstimos e financiamentos (nota 14), (iii) encargos de dívidas (nota 14), (iv) encargos de debêntures (nota 15), (v) debêntures (nota 15) e (vi) outras contas a pagar (nota 19). b) Considerações sobre Riscos: Os negócios da Sociedade compreendem, principalmente distribuição de energia elétrica. Como concessionárias de serviços públicos, as atividades e/ou tarifas da Sociedade são reguladas pela ANEEL. Os principais fatores de risco de mercado que afetam os negócios são como segue: Risco de Taxa de Câmbio: Esse risco decorre da possibilidade da Sociedade vir a incorrer em perdas e em restrições de caixa por conta de flutuações nas taxas de câmbio, aumentando os saldos de passivo denominados em moeda estrangeira. Em 31 de dezembro de 2009, a Sociedade não possuía dívida em moeda estrangeira. A Sociedade está exposta em suas atividades operacionais, à variação cambial na compra de energia elétrica de Itaipu. O mecanismo de compensação - CVA protege as empresas de eventuais perdas. Risco de Taxa de Juros: Esse risco é oriundo da possibilidade da Sociedade vir a incorrer em perdas por conta de flutuações nas taxas de juros que aumentem as despesas financeiras relativas a empréstimos, financiamentos e debêntures. A Sociedade tem buscado aumentar a participação de empréstimos atrelados à variação da TJLP, índice menos volátil às oscilações do mercado financeiro. Risco de Crédito: O risco surge da possibilidade da Sociedade vir a incorrer em perdas resultantes da dificuldade de recebimento de valores faturados a seus clientes. Este risco é avaliado pela Sociedade como baixo, tendo em vista a pulverização do número de clientes e da política de cobrança e de corte de fornecimento para consumidores inadimplentes. Risco quanto à Escassez de Energia: A energia vendida pela Sociedade basicamente é gerada por usinas hidrelétricas. Um período prolongado de escassez de chuva, aliado a um crescimento de demanda acima do planejado, pode resultar na

ção redução do volume de água dos reservatórios das usinas, comprometendo a recuperação do volume dos mesmos, podendo acarretar em perdas em função do aumento de custos na aquisição de energia ou redução de receitas com adoção de um novo programa de racionamento, como o verificado em 2001. Segundo o Plano Anual da Operação Energé tica - PEN 2009, elaborado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico, os riscos de qualquer déficit de energia para o ano de 2011 são baixos, tornando remota a possibilidade de um novo programa de racionamento de energia. Risco de Aceleração de Dívidas: A Sociedade possui contratos de empréstimos, financiamentos e debêntures, com cláusulas restritivas (covenants) normalmente aplicáveis a esses tipos de operação, relacionadas ao atendimento de índices econômico-financeiros, geração de caixa e outros. Essas cláusulas restritivas são monitoradas adequadamente e não limitam a capacidade de condução do curso normal das operações. Gerenciamento de Riscos dos Instrumentos Financeiros: A Sociedade mantem políticas e estratégias operacionais e financeiras visando liquidez, segurança e rentabilidade de seus ativos. Desta forma possuem procedimentos de controle e acompanhamento das transações e saldos dos instrumentos financeiros, com o objetivo de monitorar os riscos e taxas vigentes em relação às praticadas no mercado. Controles para gerenciamento dos riscos: Para o gerenciamento dos riscos inerentes aos instrumentos financeiros e de modo a monitorar os procedimentos estabelecidos pela administração, a Sociedade utiliza-se de sistema de software (MAPS), tendo condições de calcular o VaR - Value at Risk, Mark to Market, Stress Testing e Duration dos instrumentos, e avaliar os riscos aos quais a Sociedade está exposta. Historicamente, os instrumentos financeiros contratados pela Sociedade suportada, por estas ferramentas, têm apresentado resultados adequados para mitigação dos riscos. Além disso, em função da controladora CPFL Energia estar sujeita aos requisitos da lei Sarbanes-Oxley, a Sociedade possui políticas internas de controles que primam por um ambiente rígido de controle para a minimização da exposição dos riscos. c) Valorização dos Instrumentos Financeiros: A estimativa do valor de mercado dos instrumentos financeiros foi elaborada através de modelo de precificação, aplicadas individualmente para cada transação, levando em consideração os fluxos futuros de pagamento, com base nas condições contratuais, descontados a valor presente por taxas obtidas através da curva de juros de mercado, tendo como base informações obtidas (29) UNIVERSALIZAÇÃO DO SERVIÇO PÚBLICO DE ENERGIA ELÉTRICA Conforme Decreto n 4.873, de 11 de novembro de 2003, foi instituído o Programa Nacional de Universalização do Acesso e Uso da Energia Elétrica destinado ao atendimento de novas ligações ao meio rural - Programa Luz para Todos, sem ônus aos clientes. Desde o início do programa em 2005, foram ligados 49 novos consumidores com o custo total estimado em R$ 298. Mesmo após o cumprimento das metas de universalização apresentadas para a ANEEL, a Sociedade efetuando ligações a consumidores, cujas características enquadram-se no Programa de Universalização. Dos montantes previstos pela Eletrobrás no valor de R$ 479, foram liberados até o final do exercício de 2009, o montante de R$ 48. A participação da Concessionária foi de R$ 84. Informações não examinadas pelos auditores independentes. (30) MEIO AMBIENTE A Sociedade atendendo ao contrato de concessão e à Lei 9.991/2000, iniciou em 2009 pesquisas para o desenvolvimento de tecnologia de geração de energia a partir pelo site da BM&F, Bovespa e Andima. Desta forma, o valor de mercado de um título corresponde ao seu valor de vencimento (valor de resgate) trazido a valor presente pelo fator de desconto (referente à data de vencimento do título) obtido da curva de juros de mercado em reais. Para operações específicas do setor elétrico, sem similar no mercado e com pouca liquidez, principalmente relacionadas com o programa emergencial de racionamento de energia elétrica e aspectos regulatórios, a Sociedade assumiu que o valor de mercado é representado pelo respectivo valor contábil. Isto ocorre em função das incertezas existentes presentes nas variáveis que deveriam ser consideradas na criação de um modelo de precificação. Além dos ativos e passivos financeiros mensurados ao valor justo contra resultado, a Sociedade possui outros passivos financeiros não mensurados ao valor justo. Em 31 de dezembro de 2009 e de 2008, os valores de mercado de tais instrumentos financeiros obtidos através da metodologia acima, são como segue: Saldo Valor de Saldo Valor de Contábil Mercado Contábil Mercado Empréstimos e Financiamentos (nota 14) 2.529 2.337 2.530 2.278 Debêntures (nota 15) 10.428 10.610 Total 12.957 12.947 2.530 2.278 A Sociedade não possui Instrumentos Financeiros Derivativos. Análise de Sensibilidade: Em consonância com a Instrução CVM 475/08, a Sociedade realizou análise de sensibilidade dos principais riscos aos quais seus instrumentos financeiros estão expostos, essencialmente representados por variação das taxas de juros. Supondo: (i) que o cenário de exposição dos instrumentos financeiros indexados a taxas de juros variáveis em 31 de dezembro de 2009 seja mantido, e (ii) que os respectivos indexadores anuais acumulados para esta data-base permaneçam estáveis (CDI 9,88% a.a; IGP-M -1,72% a.a.; TJLP 6,13% a.a.), os efeitos que seriam registrados nas demonstrações financeiras para o próximo exercício social seria uma despesa financeira líquida de R$ 160. Caso ocorram oscilações nos índices de acordo com os três cenários definidos, o valor da despesa financeira líquida seria impactado em: Instrumentos Exposição (R$ mil) Risco Cenário I* Elevação de índice em 25%** Elevação de índice em 50%** Instrumentos financeiros ativos 13.999 variação CDI 67 346 692 Instrumentos financeiros passivos (14.068) variação CDI (68) (347) (695) (69) (1) (1) (3) Instrumentos financeiros passivos (2.498) variação TJLP 3 (38) (77) Total de redução (aumento) (2.567) 2 (39) (80) (*) Os índices de CDI e TJLP considerados de: 10,36% e 6,00%, respectivamente, foram obtidos através de informações disponibilizadas pelo mercado. (**) Conforme requerimento da Instrução CVM 475/08. de resíduos urbanos e tecnologias para construções sustentáveis com previsão de finalização em três anos. Dos recursos aplicados em 2009 nos programas de eficiência energética os principais projetos implementados foram de eficientização em instalações de prédios públicos (paços municipais, hospitais, centros de saúde, APAE, Corpo de Bombeiros, penitenciária, universidades, escolas municipais, etc.) e em serviços de abastecimento de água e tratamento de esgotos. Também foram iniciadas as ações no âmbito do Convênio celebrado com a Secretaria de Educação do Estado de São Paulo com a eficientização dos sistemas de iluminação de 200 escolas. Junto aos consumidores de baixo poder aquisitivo foram implementadas ações de distribuição de lâmpadas eficientes, substituição de refrigeradores, regularização de consumidores clandestinos, reforma de instalações elétricas, instalação de trocadores de calor em chuveiros, instalação de aquecedores solares e atividades para conscientização sobre o uso eficiente da energia elétrica. Para o exercício de 2010 a Sociedade prevê realização com os programas de Eficiência Energética no montante de R$ 864, os quais, em sua grande maioria, deverão ser apropriados à despesa operacional. Na medida em que é contratado um serviço ou adquirido um material a ser utilizado nos programas acima mencionados, ocorre o registro contábil da respectiva obrigação, ou seja, adota-se o regime de competência para o reconhecimento dos gastos. A Sociedade capitaliza os gastos relacionados a pesquisas para desenvolvimentos de novas tecnologias para geração de energia elétrica. Os demais gastos são apropriados como despesas. Informações não examinadas pelos auditores independentes (31) EVENTOS SUBSEQUENTES 31.1 - Reajuste Anual Tarifário 2010: A ANEEL, através da Resolução Homologatória nº 937, de 02 de fevereiro de 2010, fixou o reajuste das tarifas da Companhia Jaguari de Energia, em média, em 5,16%, sendo 5,81% relativos ao reajuste tarifário anual e - 0,65% relativos aos componentes financeiros adicionais, que correspondem a um efeito médio de 3,67% a ser percebido pelos consumidores. O reajuste autorizado pela ANEEL foi composto pelos seguintes itens: Receita Verificada 88.633 Encargos Setoriais 18.405 Compra de Energia Elétrica 41.422 Transporte de Energia 12.919 Parcela A 72.746 Parcela B 21.036 Receita Requerida (Parc. A + B) 93.782 Componentes Financeiros (608) CVA (299) Sobrecontratação (419) Adiantamentos 124 Subsídio de Baixa Renda 91 Encargos de Conexão e Fronteira 122 Recálculo Reajustes Anteriores (247) Outros Componentes 20 Receita Total 93.174 Reajuste Tarifário - Econômico 5,81% Componentes Financeiros -0,65% Reajuste Tarifário Total 5,16% Fator X -0,34% Percepção do Consumidor (*) 3,67% Resolução Homologatória - ANEEL 937/2010 (*) Representa o efeito médio percebido pelo consumidor, em decorrência da retirada da base tarifária de componentes financeiros que haviam sido adicionados no reajuste tarifário anterior. 31.2 - Aditivo ao Contrato de Concessão: Em 02 de fevereiro de 2010, em Reunião Pública Ordinária, a ANEEL aprovou proposta para o termo aditivo aos contratos de concessão das distribuidoras de energia elétrica. Este termo aditivo altera a metodologia de cálculo do reajuste tarifário anual, retirando de sua base de cálculo o efeito da variação de mercado sobre Encargos Setoriais. Atualmente, a administração da Sociedade está analisando o referido termo aditivo. Apesar do termo aditivo ainda não ter sido aprovado, a nova metodologia que retira o efeito de mercado sobre os Encargos Setoriais quando do cálculo do Índice de Reajuste Tarifário Anual - IRT foi aplicada em caráter preliminar no reajuste corrido em fevereiro de 2010, permanecendo assim até que ocorra a assinatura do aditivo contratual das distribuidoras. PARECER DO CONSELHO FISCAL O Conselho Fiscal da, no desempenho de suas atribuições legais, tendo examinado o Relatório Anual da Administração, as demonstrações financeiras do Exercício Social de 2009, ante os esclarecimentos prestados pela Diretoria da Companhia, pelo representante da Auditoria Externa e, ainda, com base no parecer da KPMG Auditores Independentes, datado de 08 de fevereiro de 2010, é de opinião que os referidos documentos estão em condições de serem apreciados e votados pela Assembléia Geral Ordinária de Acionistas. Campinas, 24 de fevereiro de 2010 Isabel Galvão Bueno Cintra Franco Maria Lúcia de Almeida Prado e Silva Fábio Plantulli DIRETORIA DIRETORIA DE CONTABILIDADE WILSON P. FERREIRA JUNIOR Diretor Presidente JOSÉ ANTONIO DE ALMEIDA FILIPPO Diretor Financeiro PAULO CEZAR COELHO TAVARES Diretor de Gestão de Energia HÉLIO VIANA PEREIRA Diretor de Distribuição JOSÉ MARCOS CHAVES DE MELO Diretor Administrativo HÉLIO PUTTINI JUNIOR Diretor de Assuntos Regulatórios ANTÔNIO CARLOS BASSALO Diretor de Contabilidade CRC 1SP085131/O-8 CARLOS EDUARDO DE OLIVEIRA Contador CRC 1SP203099/O-6 Aos Acionistas e Administradores da Jaguariúna - SP Examinamos os balanços patrimoniais da ( Companhia ) em 31 de dezembro de 2009 e de 2008, e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa e do valor adicionado, correspondentes aos exercícios findos naquelas datas, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações financeiras. Nossos exames foram conduzidos de PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil e compreenderam: a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles internos da Companhia; b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Companhia, bem como da apresentação das demonstrações financeiras tomadas em conjunto. Em nossa opinião, as demonstrações financeiras acima referidas representam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da em 31 de dezembro de 2009 e de 2008, os resultados de suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido, os seus fluxos de caixa e os valores adicionados nas operações, referentes aos exercícios findos naquelas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. 08 de fevereiro de 2010 KPMG Auditores Independentes CRC 2SP014428/O-6 Jarib Brisola Duarte Fogaça Contador CRC 1SP125991/O-0