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BANDEIRANTE ENERGIA S.A.

Companhia Aberta

CNPJ/MF nº. 02.302.100/0001-06

FORMULÁRIO DE REFERÊNCIA

Data base: 31/12/2009

Conforme Anexo 24 da Instrução CVM n.º 480, de 7 de dezembro de 2009

Identificação

BANDEIRANTE ENERGIA S.A., inscrita no CNPJ/MF sob o n.º 02.302.100/0001-06, registrada

como companhia aberta na CVM sob o n.º 01698-5 (“Companhia” ou “Bandeirante”).

Sede

Rua Bandeira Paulista, n.º 530, CEP 04532-001- São Paulo, SP.

Diretor de Relações

com os Investidores

Sr. Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas

com endereço comercial na Rua Bandeira Paulista, n.º 530, Cidade de São Paulo,

Estado de São Paulo, telefone (11) 2185-5001 e fax (11) 2185-5914 e o seu endereço

eletrônico é [email protected]

Auditores

Independentes

KPMG Auditores Independentes (“KPMG”).

Banco Escriturador

Banco Bradesco S.A.

Jornais nos quais a

Companhia divulga

suas informações

A Companhia divulga informações no Diário Oficial do Estado de São Paulo e no jornal

Brasil Econômico.

Site na Internet

www.bandeirante.com.br. As informações constantes do website da Companhia não

integram o presente Formulário de Referência e não devem ser a ele incorporadas por

referência.

Atendimento aos

Acionistas

O atendimento aos acionistas da Companhia é efetuado pelo departamento de

Relações com Investidores localizado na sede da Companhia. Quaisquer outras

informações ou esclarecimentos sobre a Companhia poderão ser obtidos com a

Companhia, em sua sede social ou no site (www.bandeirante.com.br).

Data da última

atualização deste

Formulário de

Referência

01/06/2010

http://www.bandeirante.com.br/


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ÍNDICE

1. IDENTIFICAÇÃO DAS PESSOAS RESPONSÁVEIS PELO CONTEÚDO DO FORMULÁRIO ........................................................ 11

1.1. Declaração do Presidente e do Diretor de Relações com Investidores da Companhia .................. 11

2. AUDITORES ........................................................................................................................................................................................... 11

2.1. Informações sobre os auditores independentes: .......................................................................................... 11

2.2. Informar montante total de remuneração dos auditores independentes no último exercício social, discriminando os honorários relativos a serviços de auditoria e os relativos a quaisquer outros serviços prestados: ........................................................................................... 12

2.3. Outras informações relevantes: ......................................................................................................................... 12

3. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS ........................................................................................................................... 12

3.1. Informações financeiras selecionadas:............................................................................................................ 12

3.2. Divulgação de medições não contábeis: ...................................................................................................... 12

3.3. Eventos subsequentes às últimas demonstrações financeiras de encerramento de exercício social que as altere substancialmente: ........................................................................................... 13

3.4. Política de destinação dos resultados dos 3 últimos exercícios sociais: ................................................... 14

3.5. Sumário das distribuições de dividendos e retenções de lucro ocorridas: ............................................. 15

3.6. Dividendos declarados à conta de lucros retidos ou reservas constituídas em exercícios sociais anteriores: ................................................................................................................................ 15

3.7. Nível de endividamento da Companhia: ....................................................................................................... 15

3.8. Obrigações da Companhia de acordo com natureza e prazo de vencimento: ............................... 16

3.9. Outras informações relevantes: ......................................................................................................................... 16

4. FATORES DE RISCO ............................................................................................................................................................................. 16

4.1. Fatores de risco que podem influenciar a decisão de investimento em valores mobiliários de emissão da Companhia: ................................................................................................... 16

a) Com relação à Companhia: ...................................................................................................... 16

b) Com relação à sua controladora, direta ou indireta, ou grupo de controle ............................. 20

c) Com relação aos seus acionistas ................................................................................................ 20

d) Com relação às suas controladas ou coligadas ........................................................................ 21

e) Com relação aos seus fornecedores .......................................................................................... 21

f) Com relação aos seus clientes ..................................................................................................... 21

g) Com relação aos setores da economia nos quais a Companhia atua .................................... 21

h) Com relação à regulação dos setores em que a Companhia atua ......................................... 21

i) Com relação aos países estrangeiros onde a Companhia atua ................................................. 24

4.2. Expectativas de redução ou aumento na exposição a riscos relevantes: ............................................ 24

4.3. Processos judiciais, administrativos e arbitrais em que a Companhia é parte, que não estejam sob sigilo e que sejam relevantes para seus negócios:...................................................... 24

4.4. Processos judiciais, administrativos e arbitrais em que a Companhia é parte, não estão sob sigilo e cujas partes contrárias são administradores ou ex-administradores, controladores ou ex-controladores ou investidores da Companhia:.............................................................. 35

4.5. Impactos em caso de perda e valores envolvidos em processos sigilosos relevantes em que a Companhia é parte: ............................................................................................................ 35

4.6. Processos judiciais, administrativos e arbitrais repetitivos ou conexos, baseados em fatos e causas jurídicas semelhantes, em que a Companhia é parte, não estão sob sigilo e em conjunto são relevantes para seus negócios: ............................................................................................ 35

4.7. Outras contingências relevantes não abrangidas pelos itens anteriores. .............................................. 36

4.8. Restrições impostas a emissores estrangeiros. ................................................................................................ 36


5. RISCOS DE MERCADO ....................................................................................................................................................................... 36

5.1. Riscos de mercado a que a Companhia está exposta, inclusive em relação

a riscos cambiais e a taxa de juros: .......................................................................................................................... 36

5.2. Política de gerenciamento de riscos de mercado da Companhia,

objetivos, estratégias e instrumentos: ....................................................................................................................... 39

5.3. Alterações significativas nos principais riscos de mercado ou na política

de gerenciamento de risco em relação ao último exercício social: ............................................................. 44

5.4. Outras informações que a Companhia julga relevantes:........................................................................... 44

6. HISTÓRICO DA COMPANHIA .......................................................................................................................................................... 45

6.1. Constituição da Companhia: ............................................................................................................................ 45

6.2. Prazo de duração:................................................................................................................................................. 45

6.3. Breve histórico da Companhia: ......................................................................................................................... 45

6.4. Data do registro na CVM: .................................................................................................................................... 46

6.5. Principais eventos societários (evento; principais condições do negócio,

sociedades envolvidas, efeitos resultantes da operação no quadro acionário

e quadro societário antes e depois da operação): ............................................................................................ 46

6.6. Pedidos de falência fundados em valor relevante e pedidos

de recuperação judicial ou extrajudicial: ............................................................................................................... 46

6.7. Outras informações que a Companhia julga relevantes:........................................................................... 46

7. ATIVIDADES DA COMPANHIA ......................................................................................................................................................... 46

7.1. Descrição sumária das atividades desenvolvidas pela Companhia e por suas controladas: ......... 46

7.2. Informações sobre cada segmento operacional que tenha sido divulgado

nas últimas demonstrações financeiras de encerramento de exercício social ou,

quando houver, nas demonstrações financeiras consolidadas: ..................................................................... 47

7.3. Informações sobre os produtos e serviços que correspondam aos segmentos

operacionais divulgados no item 7.2: ...................................................................................................................... 47

7.4. Clientes relevantes (responsáveis por mais de 10% da receita líquida total da Companhia) .......... 55

7.5. Efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades da Companhia: ..................................... 56

7.6. Informações acerca dos países em que a Companhia obtém receitas relevantes. ......................... 63

7.7. Em relação aos países dos quais a Companhia obtém receitas relevantes, identificar:

a) produtos e serviços comercializados; b) receita proveniente dos clientes atribuídos

a cada país estrangeiro e sua participação na receita líquida total da Companhia;

e c) receita proveniente dos clientes atribuídos a cada país estrangeiro

e sua participação na receita líquida total da Companhia. ............................................................................ 63

7.8. Outras relações de longo prazo relevantes da Companhia. .................................................................... 63

7.9. Outras informações relevantes. ......................................................................................................................... 63

8. GRUPO ECONÔMICO ....................................................................................................................................................................... 84

8.1. Descrição do grupo econômico em que se insere a Companhia. ......................................................... 84

(a) Controladores diretos e indiretos e (d) participações de sociedades

do grupo na Companhia ........................................................................................................ 84

(b) controladas e coligadas ......................................................................................................... 84

(c) participações da Companhia em sociedades do grupo .................................................. 85

(e) sociedades sob controle comum .......................................................................................... 85

8.2. Organograma do grupo econômico da Companhia. .............................................................................. 86

8.3. Operações de reestruturação, fusões, cisões, incorporações de ações, alienações

e aquisições de controle societário e aquisições e alienações de ativos importantes. ............................. 86

8.4. Outras informações que a Companhia julga relevantes............................................................................ 87


9. ATIVOS RELEVANTES .......................................................................................................................................................................... 88

9.1. Descrição dos bens do ativo não-circulante relevantes para o desenvolvimento

das atividades da Companhia:. ....................................................................................................................................... 88

a. Ativos imobilizados (inclusive aqueles objeto de aluguel ou arrendamento,

identificando a sua localização: ............................................................................................................................... 88

b. patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência

de tecnologia, informando: (i) duração; (ii) território atingido; (iii) eventos que

podem causar a perda dos direitos relativos a tais ativos; (iv) possíveis

consequências da perda de tais direitos para a Companhia. ....................................................... 89

c. As sociedades em que a Companhia tenha participação ........................................................ 90 9.2. Outras informações que a Companhia julga relevantes. .................................................................................. 90

10. COMENTÁRIOS DOS DIRETORES. .................................................................................................................................................. 91

10.1. Comentários dos Diretores da EDP – Energias do Brasil S.A. sobre; ................................................................. 91

a. condições financeiras e patrimoniais gerais:............................................................................... 91

b. estrutura de capital e possibilidade de resgate de ações ou quotas...................................... 91

c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos:............92

d. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-

circulantes utilizadas..............................................................................................................................93

e. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-

circulantes que pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez.............................93

f. níveis de endividamento e as características de tais dívidas, descrevendo ainda:

(i) contratos de empréstimo e financiamento relevantes; (ii) outras relações de longo

prazo com instituições financeiras; (iii) grau de subordinação entre as dívidas;

(iv) eventuais restrições impostas à Companhia, em especial, em relação a limites de

endividamento e contratação de novas dívidas, à distribuição de dividendos,

à alienação de ativos, à emissão de novos valores mobiliários e à alienação de controle

societário................................................................................................................................................ 93

g. limites de utilização dos financiamentos já contratados.......................................................... 102

h. alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras..............................................102

10.2. Comentários dos Diretores da Companhia sobre: a. resultados das operações

da Companhia, em especial (i) descrição de quaisquer componentes importantes

da receita e (ii) fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais;

b. variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio,

inflação, alterações de volumes e introdução de novos produtos e serviços;

e c. impacto da inflação, da variação de preços dos principais insumos

e produtos, do câmbio e da taxa de juros no resultado operacional e

no resultado financeiro da Companhia. ...................................................................................................................... 132

10.3. Comentários dos Diretores da Companhia sobre os efeitos relevantes que os eventos

abaixo tenham causado ou se espera que venham a causar nas demonstrações

financeiras da Companhia e em seus resultados: a. introdução ou alienação

de segmento operacional; b. constituição, aquisição ou alienação

de participação societária; c. eventos ou operações não usuais. ....................................................................... 132

10.4. Comentários dos Diretores da Companhia sobre: (a) mudanças significativas

nas práticas contábeis; (b) efeitos significativos das alterações em práticas

contábeis referentes aos 3 últimos exercícios sociais. ................................................................................................ 132


10.5. Os diretores devem indicar e comentar políticas contábeis críticas adotadas pela Companhia,

explorando, em especial, estimativas contábeis feitas pela administração

sobre questões incertas e relevantes para a descrição da situação financeira

e dos resultados, que exijam julgamentos subjetivos ou complexos, tais como:

provisões, contingências, reconhecimentos de receita, créditos fiscais, ativos

de longa duração, vida útil de ativos não circulantes, planos de pensão, ajustes

de conversão em moeda estrangeira, custos de recuperação ambiental,

critérios para teste de recuperação de ativos e instrumentos financeiros. ......................................................... 136

10.6. Comentários sobre os controles internos adotados para assegurar

a elaboração de demonstrações financeiras confiáveis: ....................................................................................... 139

10.7. Comentários sobre ofertas públicas de distribuição de valores mobiliários

nos 3 últimos exercícios sociais: ........................................................................................................................................ 139

10.8. Itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras da Companhia. ........................... 140

10.9. Comentários sobre itens não evidenciados nas demonstrações financeiras

indicados no item 10.8. ...................................................................................................................................................... 140

10.10. Comentários sobre os principais elementos do plano de negócios da Companhia. .......................... 140

10.11. Comentários sobre outros fatores que influenciaram de maneira relevante

o desempenho operacional e que não tenham sido identificados ou comentados

nos demais itens desta seção. ......................................................................................................................................... 142

11. PROJEÇÕES ..................................................................................................................................................................................... 142

12. ASSEMBLÉIA GERAL E ADMINISTRAÇÃO ................................................................................................................................... 142

12.1. Estrutura administrativa da Companhia, conforme estabelecido

no seu estatuto social e regimento interno: ......................................................................................................... 142

12.2. Regras, políticas e práticas relativas às assembléias gerais: ................................................................... 146

12.3. Datas e jornais de publicação: ...................................................................................................................... 147

12.4. Descrição das regras, políticas e práticas relativas ao conselho de administração: ...................... 148

12.5. Cláusula compromissória do estatuto para a resolução dos conflitos

entre acionistas e entre estes e a Companhia por meio de arbitragem: .................................................... 149

12.6. Informações gerais dos administradores e membros do conselho fiscal: .......................................... 150

12.7. Membros dos comitês estatutários da Companhia, bem como dos comitês

de auditoria, de risco, financeiro e de remuneração, ainda que tais comitês

ou estruturas não sejam estatutários: ..................................................................................................................... 151

12.8. Em relação a cada um dos administradores e membros do conselho fiscal: .................................. 151

a) Currículos dos administradores e membros do conselho fiscal: .............................................. 151

b) Condenações judiciais e administrativas (inclusive criminais) envolvendo

os administradores e membros do conselho fiscal: ........................................................................................... 155

12.9. Relações conjugais, uniões estáveis ou parentesco até o segundo grau existentes entre: .......... 156

a) Administradores da Companhia .................................................................................................. 156

b) Administradores da Companhia e administradores de controladas

diretas ou indiretas da Companhia ............................................................................................. 156

c) Administradores da Companhia ou de suas controladas diretas ou indiretas

e controladores diretos ou indiretos da Companhia ................................................................. 156

d) Administradores da Companhia e administradores das sociedades

controladoras diretas e indiretas da Companhia. ..................................................................... 156

12.10. Relações de subordinação, prestação de serviço ou controle mantidas,

nos 3 últimos exercícios sociais, entre administradores da Companhia e: ................................................... 156


a) Sociedade controlada, direta ou indiretamente, pela Companhia ....................................... 156

b) Controlador direto ou indireto da Companhia .......................................................................... 156

c) Fornecedor, cliente, devedor ou credor da Companhia, de sua controlada

ou controladoras, ou controladas de alguma dessas pessoas, caso relevantes ................... 156

12.11. Acordos (inclusive apólices de seguro) estabelecendo o pagamento ou o

reembolso de despesas suportadas pelos administradores, decorrentes da

reparação de danos causados a terceiros ou à Companhia, de penalidades

impostas por agentes estatais, ou de acordos com o objetivo de encerrar

processos administrativos ou judiciais, em virtude do exercício de suas funções: ..................................... 156

12.12. Outras informações que a Companhia julga relevantes. .................................................................... 156

13. REMUNERAÇÃO DOS ADMINISTRADORES ............................................................................................................................... 156

13.1. Política ou prática de remuneração do Conselho de Administração,

Diretoria, Conselho Fiscal e Comitês ...................................................................................................................... 156

13.2. Remuneração reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais

e prevista para o exercício social corrente .......................................................................................................... 157

13.3. Remuneração variável do Conselho de Administração, Diretoria e Conselho Fiscal

nos últimos três exercícios sociais da Companhia e remuneração prevista

para o exercício social de 2010 ............................................................................................................................... 158

13.4. Plano de Opção de Ações ............................................................................................................................ 158

13.5. Ações detidas pelos membros da Administração da Companhia ..................................................... 158

13.6. Remuneração baseada em Ações reconhecida nos três últimos exercícios sociais ..................... 158

13.7. Opções de Ações em aberto ........................................................................................................................ 158

13.8. Opções exercidas ............................................................................................................................................. 158

13.9. Informações relevantes sobre Plano de Opção de Compra de Ações ............................................ 158

13.10. Planos de previdência dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria ................. 158

13.11. Remuneração Média do Conselho de Administração, da Diretoria

e do Conselho Fiscal relativa aos últimos três exercícios sociais ..................................................................... 158

13.12. Descrição dos arranjos contratuais, apólices de seguros ou outros instrumentos

que estruturem mecanismos de remuneração ou indenização para os administradores

em caso de destituição do cargo ou de aposentadoria, indicando quais

as consequências financeiras para a Companhia ........................................................................................... 158

13.13. Em relação aos três últimos exercícios sociais, indicar o percentual da remuneração

total de cada órgão reconhecida no resultado da Companhia referente a membros

do Conselho de Administração, da Diretoria ou do Conselho Fiscal que sejam partes

relacionadas aos controladores, diretos ou indiretos, conforme definido pelas regras

contábeis que tratam desse assunto ..................................................................................................................... 158

13.14. Em relação aos três últimos exercícios sociais, indicar os valores reconhecidos

no resultado da Companhia como remuneração de membros do conselho

de administração, da diretoria estatutária ou do conselho fiscal, agrupados

por órgão, por qualquer razão que não a função que ocupam, como por exemplo,

comissões e serviços de consultoria ou assessoria prestados .......................................................................... 159

13.15. Em relação aos três últimos exercícios sociais, indicar os valores reconhecidos

no resultado de controladores, diretos ou indiretos, de sociedades sob controle

comum e de controladas da Companhia, como remuneração de membros

do Conselho de Administração, da Diretoria ou do Conselho Fiscal da Companhia,

agrupados por órgão, especificando a que título tais valores foram

atribuídos a tais indivíduos ......................................................................................................................................... 159

13.16. Outras Informações Relevantes ................................................................................................................... 159

14. RECURSOS HUMANOS .................................................................................................................................................................. 159


15. CONTROLE ....................................................................................................................................................................................... 159

15.1. Identificação da acionista ou grupo de acionistas controladores ...................................................... 159

15.2. Informações sobre os acionistas, ou grupos de acionistas que agem em conjunto ou que representam o mesmo interesse, com participação igual ou superior a 5% de uma mesma classe ou espécie de ações e que não estejam listados no item 15.1. .......................................................................................................................... 161

15.3. Distribuição do capital, conforme apurado na última assembléia geral de acionistas, realizada em 08/04/2010 ...................................................................................................................... 161

15.4. Organograma dos acionistas da Companhia .......................................................................................... 161

15.5. Informações sobre qualquer acordo de acionistas arquivado na sede da Companhia ou do qual o controlador seja parte. ...................................................................................... 161

15.6. Indicar alterações relevantes nas participações dos membros do grupo de controle e administradores da Companhia. .............................................................................. 161

15.7. Outras informações que a Companhia julga relevantes. ...................................................................... 161

16. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS .......................................................................................................................... 162

16.1. Regras, políticas e práticas da Companhia quanto à realização de transações

com partes relacionadas (conforme definidas pelas regras contábeis

que tratam desse assunto): ...................................................................................................................................... 162

16.2. Em relação às transações com partes relacionadas que, de acordo com as normas contábeis,

devem ser divulgadas nas demonstrações financeiras individuais

ou consolidadas da Companhia e que (i) tenham sido celebradas nos

3 últimos exercícios sociais ou estejam em vigor no exercício social corrente:........................................... 162

16.3. Em relação a cada uma das transações ou conjunto de transações mencionados

no item 16.2 acima ocorridas no último exercício social: a) identificar as medidas

tomadas para tratar de conflitos de interesses; e b) demonstrar o caráter estritamente

comutativo das condições pactuadas ou o pagamento compensatório adequado. ......................... 167

17. CAPITAL SOCIAL............................................................................................................................................................................. 167

17.1. Informações gerais sobre o capital social. .................................................................................................. 167

17.2. Aumentos de capital da Companhia. ........................................................................................................ 168

17.3. Desdobramentos, grupamentos e bonificações. ..................................................................................... 168

17.4. Reduções de capital da Companhia. ........................................................................................................ 168


18. VALORES MOBILIÁRIOS. ............................................................................................................................................................... 168

18.1. Direitos de cada classe e espécie de ação emitida: .............................................................................. 168

18.2. Regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas

significativos ou que os obriguem a realizar oferta pública: ............................................................................ 170

18.3. Exceções e cláusulas suspensivas relativas a direitos patrimoniais

ou políticos previstos no estatuto: ........................................................................................................................... 170

18.4. Volume de negociações, maiores e menores cotações dos valores mobiliários

negociados em bolsa de valores ou mercado de balcão organizado,

em cada um dos trimestres dos 3 últimos exercícios sociais: ........................................................................... 170

18.5. Outros valores mobiliários emitidos (que não sejam ações): ................................................................. 170

18.6. Mercados brasileiros nos quais valores mobiliários da Companhia

são admitidos à negociação: ................................................................................................................................. 180

18.7. Valores mobiliários admitidos à negociação em mercados estrangeiros: ........................................ 180


18.8. Ofertas públicas de distribuição efetuadas pela Companhia ou por terceiros,

incluindo controladores e sociedades coligadas e controladas, relativas

a valores mobiliários da Companhia: .................................................................................................................... 180

18.9. Ofertas públicas de aquisição feitas pela Companhia relativas a ações

de emissão de terceiro: ............................................................................................................................................. 180

18.10. Outras informações que a Companhia julga relevantes. .................................................................... 181

19. PLANOS DE RECOMPRA E VALORES MOBILIÁRIOS EM TESOURARIA .................................................................................. 181

19.1. Planos de recompra de ações da Companhia relativos aos 3 últimos exercícios sociais: ............ 181

19.2. Movimentação dos valores mobiliários mantidos em tesouraria, segregada por tipo,

classe e espécie, indicar a quantidade, valor total e preço médio ponderado

de aquisição relativa aos 3 últimos exercícios sociais: ....................................................................................... 181

19.3. Valores mobiliários mantidos em tesouraria na data de encerramento

do último exercício social, segregada por tipo, classe e espécie:................................................................. 181


20. POLÍTICA DE NEGOCIAÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS ...................................................................................................... 181

20.1. Política de negociação de valores mobiliários de emissão da Companhia

pelos acionistas controladores, diretos ou indiretos, diretores, membros

do conselho de administração, do conselho fiscal e de qualquer órgão

com funções técnicas ou consultivas, criado por disposição estatutária,

informando (a) data de aprovação, (b) pessoas a ela vinculadas,

(c) principais características e (d) previsão de períodos de vedação

de negociações e descrição dos procedimentos adotados

para fiscalizar a negociação em tais períodos: .................................................................................................. 181

20.2. Fornecer outras informações que o emissor julgue relevantes .............................................................. 181

21. POLÍTICA DE DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES...................................................................................................................... 181

21.1. Descrição de normas, regimentos ou procedimentos internos adotados pela Companhia para

assegurar que as informações a serem divulgadas publicamente sejam recolhidas, processadas e

relatadas de maneira precisa e tempestiva. ...................................................................................................... 181

21.2. Descrição da política de divulgação de ato ou fato relevante adotada pela

Companhia (inclusive os procedimentos relativos à manutenção de sigilo acerca

de informações relevantes não divulgadas) ....................................................................................................... 182

21.3. Administradores responsáveis pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da

política de divulgação de informações: .............................................................................................................. 187


22. NEGÓCIOS EXTRAORDINÁRIOS ................................................................................................................................................. 187

22.1. Aquisição ou alienação de qualquer ativo relevante que não se enquadre como

operação normal nos negócios da Companhia referente aos 3 últimos exercícios sociais ................... 187

22.2. Alterações significativas na forma de condução dos negócios da Companhia

referentes aos 3 últimos exercícios sociais ............................................................................................................. 187

22.3. Contratos relevantes celebrados pela Companhia e suas controladas não diretamente

relacionados com suas atividades operacionais referentes aos 3 últimos exercícios sociais ................. 187

22.4. Outras informações relevantes ...................................................................................................................... 187

de 188

1. IDENTIFICAÇÃO DAS PESSOAS RESPONSÁVEIS PELO CONTEÚDO DO FORMULÁRIO

1.1. DECLARAÇÃO DO PRESIDENTE E DO DIRETOR DE RELAÇÕES COM INVESTIDORES DA COMPANHIA

Miguel Nuno Simões Nunes Ferreira Setas, Diretor Presidente e Diretor de Relações com Investidores da Bandeirante Energia S.A, declara que reviu este Formulário de Referência, que todas as informações contidas neste formulário atendem ao disposto na Instrução CVM n.º 480, em especial aos artigos 14 a 19 e que, o conjunto de informações nele contido é um retrato verdadeiro, preciso e completo da situação econômico-financeira da Bandeirante Energia S.A. e dos riscos inerentes às suas atividades e dos valores mobiliários por ela emitidos.

2. AUDITORES

2.1. INFORMAÇÕES SOBRE OS AUDITORES INDEPENDENTES:

31/03/2010 31/12/2009 31/12/2008 31/12/2007 a) Nome Empresarial KPMG Auditores

Independentes KPMG Auditores Independentes KPMG Auditores

Independentes KPMG Auditores Independentes

b) Nome das pessoas responsáveis, CPF e dados para contato (telefone e-mail)

Carlos Augusto Pires CPF: 085.026.878-83 Telefone: (11) 2183-3000 Fax: (11) 2183-3001 Correio Eletrônico: [email protected]

José Luiz Ribeiro de Carvalho CPF: 007.769.948-32 Telefone: (11) 2183-3000 Fax: (11) 2183-3001 Correio Eletrônico: [email protected]



c) Data da contratação dos serviços; e d) Descrição dos serviços contratados;

11/02/2010 Revisão das Informações Trimestrais da Bandeirante Energia S.A. para o trimestre encerrado em 31 de março de 2010, efetuada de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, que incluem as disposições da CVM - Comissão de Valores Mobiliários, com as normas estabelecidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL e com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON - Instituto dos Auditores Independentes do Brasil (NPA nº 6), e com o Conselho Federal de Contabilidade (CFC). Não houve a contratação de outros serviços além dos relacionados à auditoria externa.

27/02/2009 Serviços de auditoria com a finalidade de emitir um parecer contemplando o balanço patrimonial da Bandeirante Energia S.A. em 31 de dezembro de 2009, e as respectivas demonstrações de resultado, das mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa e dos valores adicionados, correspondentes ao exercício encerrado naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, que incluem as disposições da CVM - Comissão de Valores Mobiliários e as normas estabelecidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. Revisão das Informações Trimestrais da Bandeirante Energia S.A. para os trimestres encerrados em 31 de março, 30 de junho e 30 de setembro de 2009, efetuada de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON - Instituto dos Auditores Independentes do Brasil (NPA nº 6), e com o Conselho Federal de Contabilidade (CFC). Não houve a contratação de outros serviços além dos relacionados à auditoria externa.

29/04/2008 Serviços de auditoria com a finalidade de emitir um parecer contemplando o balanço patrimonial da Bandeirante Energia S.A. em 31 de dezembro de 2008, e as respectivas demonstrações de resultado, das mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa e dos valores adicionados, correspondentes ao exercício encerrado naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, que incluem as disposições da CVM - Comissão de Valores Mobiliários e as normas estabelecidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. Revisão das Informações Trimestrais da Bandeirante Energia S.A. para os trimestres encerrados em 31 de março, 30 de junho e 30 de setembro de 2008, efetuada de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON - Instituto dos Auditores Independentes do Brasil (NPA nº 6), e com o Conselho Federal de Contabilidade (CFC). 09/06/2008 Revisão da declaração de imposto de renda e contribuição social referente ao ano fiscal de 2007 04/07/2008 Serviços referentes ao Programa Luz para Todos - Fase 1

02/04/2007 Serviços de auditoria com a finalidade de emitir um parecer contemplando o balanço patrimonial da Bandeirante Energia S.A. em 31 de dezembro de 2007, e as respectivas demonstrações de resultado, das mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa e dos valores adicionados, correspondentes ao exercício encerrado naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, que incluem as disposições da CVM - Comissão de Valores Mobiliários e as normas estabelecidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. Revisão das Informações Trimestrais da Bandeirante Energia S.A. para os trimestres encerrados em 31 de março, 30 de junho e 30 de setembro de 2007, efetuada de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON - Instituto dos Auditores Independentes do Brasil (NPA nº 6), e com o Conselho Federal de Contabilidade (CFC).

07/05/2007 Revisão da declaração de imposto de renda e contribuição social referente ao ano fiscal de 2006

18/07/2007 Assessoria na implementação de sistemas de controles internos da Companhia

e) Eventual substituição do auditor, informando: i. justificativa da substituição ii. eventuais razões apresentadas pelo auditor em discordância da justificativa da Companhia para sua substituição, conforme regulamentação da CVM específica a respeito da matéria

Não aplicável, pois o auditor não foi substituído




mailto:[email protected]




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2.2. INFORMAR MONTANTE TOTAL DE REMUNERAÇÃO DOS AUDITORES INDEPENDENTES NO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL, DISCRIMINANDO OS

HONORÁRIOS RELATIVOS A SERVIÇOS DE AUDITORIA E OS RELATIVOS A QUAISQUER OUTROS SERVIÇOS PRESTADOS:

A remuneração dos auditores independentes relativa ao último exercício social, findo em 31 de dezembro de 2009, corresponde ao montante de R$ 379.030,76, referente aos serviços de auditoria prestados. A contratação dos auditores independentes realizada no último exercício social, findo em 31 de dezembro de 2009, envolveu tão somente os serviços de auditoria externa. Portanto, não há remuneração de quaisquer outros serviços que não estejam relacionados com tais serviços contratados.

2.3. OUTRAS INFORMAÇÕES RELEVANTES:

A Companhia entende não haver informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 02 do Formulário de Referência.

3. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS

3.1. INFORMAÇÕES FINANCEIRAS SELECIONADAS:

Exercícios sociais encerrados em

31.03.2010 31.03.2009 31.12.2009 31.12.2008 31.12.2007

a) Patrimônio Líquido (em R$ mil) 697.864 725.160 636.126 680.031 749.766

b) Ativo Total (em R$ mil) 2.519.541 2.177.080 2.535.244 2.250.691 2.325.451

c) Receita Líquida (em R$ mil) 552.766 503.528 2.099.349 1.953.818 1.993.086

d) Resultado Bruto (em R$ mil) 121.718 119.677 550.037 470.628 514.046

e) Resultado Líquido (em R$ mil) 61.738 45.129 241.906 205.716 240.918

f) Número de Ações, ex-tesouraria 39.091.735.037 39.091.735.037 39.091.735.037 39.091.735.037 39.091.735.037

g) Valor patrimonial da ação (em reais – R$)(*) 0,01785 0,01855 0,01627 0,01740 0,01918

h) Resultado líquido da ação (em reais - R$) (**) 0,00158 0,00115 0,00619 0,00526 0,00616

(*) A base de cálculo é o patrimônio líquido do período (item a) dividido pelo número de ações (item f)

(**) A base de cálculo é o resultado líquido do período (item e) dividido pelo número de ações (item f)

i) Outras informações contábeis selecionadas: Todas as informações relevantes e pertinentes a este tópico foram divulgadas nos itens acima.

3.2. DIVULGAÇÃO DE MEDIÇÕES NÃO CONTÁBEIS:

a) Valor das medições não contábeis e b) conciliações entre os valores divulgados e os valores das demonstrações financeiras auditadas. Cálculo do EBITDA ajustado com o lucro líquido1 Exercícios sociais encerrados em Período de três meses findo em

Em milhões de reais

31/12/2007 31/12/2008 31/12/2009 31/03/2009 31/03/2010

Lucro (Prejuízo) Líquido do exercício/período 240,9 205,7 241,9 45,1 61,7

(+) Outras receitas/despesas2 6,0 2,8 6,6 1,3 1,8

(+) Contribuição Social e Impostos de Renda 69,1 89,5 92,7 23,5 33,0

(+) Reversão Juros sobre Capital Próprio (48,6) (46,5) (40,1) 0,0 0,0

(+) Resultado financeiro 60,1 62,1 59,8 2,3 (11,4)

(+) Depreciação e amortização3 87,7 87,6 84,1 22,0 20,9

EBITDA 415,3 401,2 445,0 94,2 106,0

Margem EBITDA (*) 20,8% 19,4% 21,2% 18,7% 19,2%

Margem líquida (**) 12,1% 9,9% 11,5% 9,0% 11,2%

(*)EBITDA do período dividido pela receita líquida do período

(**) Lucro líquido do período dividido pela receita líquida do período

1 A composição dos saldos apresentados tem como base as Demonstrações Financeiras dos exercícios sociais encerrados em 31 de

dezembro de 2009, 2008 e 2007 e as Informações Trimestrais do período encerrado em 31 de março de 2010.

2 Para obter o número da rubrica” Outras Receitas/Despesas” deve ser considerada a linha 3.08 de Resultado Não Operacional das

Demonstrações Financeiras da Companhia 3 Os valores de “Depreciações e Amortizações” estão sendo apresentados com base nas Demonstrações Financeiras dos exercícios

sociais encerrados em 31 de dezembro de 2009, 2008 e 2007 nas Informações Trimestrais do período encerrado em 31 de março de 2010

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c) motivo da escolha de tal indicador como mais apropriado para a correta compreensão da sua condição financeira e do resultado de suas operações: O EBITDA (earnings before interest, taxes, depreciation and amortization, ou lucro antes de juros e despesas financeiras líquidas, impostos, depreciação e amortização) é um indicador financeiro utilizado para avaliar o resultado de empresas sem a influência de sua estrutura de capital, de efeitos tributários e outros impactos contábeis sem reflexo direto no fluxo de caixa da empresa. O EBITDA é uma informação adicional às demonstrações financeiras da Companhia e não deve ser utilizado em substituição às informações das demonstrações financeiras auditadas. A Companhia entende que a utilização do EBITDA como medida de desempenho pode ser mais apropriada para a correta compreensão de sua condição financeira e do resultado de suas operações, além de permitir uma comparação com outras companhias do mesmo segmento, ainda que outras empresas possam calculá-lo de maneira distinta. A Companhia acredita que o EBITDA retrata seu desempenho sem a influência de fatores ligados, dentre outras coisas, (i) à sua estrutura de capital, como despesas com juros de seu endividamento, flutuações de taxas de juros e outros resultados financeiros, (ii) à sua estrutura tributária, como seu imposto de renda e contribuição social, e (iii) à suas despesas com depreciações e amortizações, especialmente as advindas de operações de fusões e aquisições. Estas características, no entendimento da Companhia, tornam o EBITDA uma medida mais prática e mais apropriada de seu desempenho, pois afere de forma mais precisa o resultado das suas operações. O EBITDA não é uma medida de desempenho financeiro segundo as Práticas Contábeis Adotadas no Brasil e tampouco deve ser considerado isoladamente, ou como alternativa a outros indicadores financeiros, como seus fluxos de caixa operacionais, ou como medida de liquidez. A Companhia entende, no entanto, que o EBITDA apresenta limitações que prejudicam a sua utilização como medida de lucratividade da Companhia, em razão de não considerar determinados fatores, que poderiam afetar, de maneira significativa, o Lucro líquido da Companhia.

3.3. EVENTOS SUBSEQUENTES ÀS ÚLTIMAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DE ENCERRAMENTO DE EXERCÍCIO SOCIAL QUE AS ALTERE

SUBSTANCIALMENTE:

Não ocorreram eventos subsequentes que possam alterar substancialmente as demonstrações contábeis de 31.03.2010.

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3.4. POLÍTICA DE DESTINAÇÃO DOS RESULTADOS DOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS:


31.12.2009 31.12.2008 31.12.2007

a) Regras sobre

retenção de lucros

O lucro líquido apurado no exercício teve a

seguinte destinação: (a) a parcela de 5%

(cinco por cento) será deduzida para a

constituição da reserva legal, que não

excederá 20% (vinte por cento) do capital

social; (b) a parcela correspondente a, no

mínimo, 25% (vinte e cinco por cento) do

lucro líquido, calculado sobre o saldo

obtido com as deduções e acréscimos

previstos no Artigo 202, I, II e III da Lei das

Sociedades por Ações, será distribuída aos

acionistas como dividendo anual mínimo

obrigatório; (c) o saldo remanescente, após

atendidas as disposições contidas nos itens

anteriores deste Artigo, terá a destinação

determinada pela Assembléia Geral de

acionistas com base na proposta da

administração, conforme o disposto nos

Artigo 176, parágrafo 3º e 196 da Lei das

Sociedades por Ações, observadas as

disposições contidas no Artigo 134,

parágrafo 4º da referida Lei. Caso o saldo

das reservas de lucros ultrapasse o capital

social, a Assembléia Geral deliberará sobre

a aplicação do excesso na integralização

ou no aumento do capital social ou, ainda,

na distribuição de dividendos adicionais aos

acionistas.


seguinte destinação: (a) a parcela de 5% (cinco

por cento) será deduzida para a constituição da

reserva legal, que não excederá 20% (vinte por

cento) do capital social; (b) a parcela

correspondente a, no mínimo, 25% (vinte e cinco

por cento) do lucro líquido, calculado sobre o

saldo obtido com as deduções e acréscimos







determinada pela Assembléia Geral de acionistas

com base na proposta da administração,

conforme o disposto nos Artigo 176, parágrafo 3º e

196 da Lei das Sociedades por Ações, observadas

as disposições contidas no Artigo 134, parágrafo 4º

da referida Lei. Caso o saldo das reservas de lucros

ultrapasse o capital social, a Assembléia Geral

deliberará sobre a aplicação do excesso na

integralização ou no aumento do capital social ou,

ainda, na distribuição de dividendos adicionais aos

acionistas.


seguinte destinação: (a) a parcela de 5% (cinco

por cento) será deduzida para a constituição da

reserva legal, que não excederá 20% (vinte por

cento) do capital social; (b) a parcela

correspondente a, no mínimo, 25% (vinte e cinco

por cento) do lucro líquido, calculado sobre o

saldo obtido com as deduções e acréscimos







determinada pela Assembléia Geral de acionistas

com base na proposta da administração,

conforme o disposto nos Artigo 176, parágrafo 3º e

196 da Lei das Sociedades por Ações, observadas

as disposições contidas no Artigo 134, parágrafo 4º

da referida Lei. Caso o saldo das reservas de lucros

ultrapasse o capital social, a Assembléia Geral

deliberará sobre a aplicação do excesso na

integralização ou no aumento do capital social ou,

ainda, na distribuição de dividendos adicionais aos

acionistas.

b) Regras sobre

distribuição de

dividendos

A Companhia poderá levantar balanços

semestrais e/ou trimestrais, podendo com

base neles declarar, por deliberação do

Conselho de Administração, dividendos

intermediários e intercalares. Os dividendos

intermediários e intercalares poderão ser

imputados ao dividendo mínimo

obrigatório.

A Companhia poderá pagar ao seu

acionista juros sobre o capital próprio, os

quais poderão ser imputados ao dividendo

mínimo obrigatório.


semestrais e/ou trimestrais, podendo com base

neles declarar, por deliberação do Conselho de

Administração, dividendos intermediários e

intercalares. Os dividendos intermediários e

intercalares poderão ser imputados ao dividendo


A Companhia poderá pagar ao seu acionista juros

sobre o capital próprio, os quais poderão ser

imputados ao dividendo mínimo obrigatório.


semestrais e/ou trimestrais, podendo com base

neles declarar, por deliberação do Conselho de

Administração, dividendos intermediários e

intercalares. Os dividendos intermediários e

intercalares poderão ser imputados ao dividendo


A Companhia poderá pagar ao seu acionista juros

sobre o capital próprio, os quais poderão ser

imputados ao dividendo mínimo obrigatório.

c) Periodicidade das

distribuições de

dividendos

Anual Anual Anual

d) Restrições à

distribuição de

dividendos

A Lei das Sociedades por Ações

permite que a Companhia suspenda a

distribuição do dividendo obrigatório

caso o Conselho de Administração

informe à Assembléia Geral que a

distribuição é incompatível com a sua

condição financeira. O Conselho Fiscal,

se instalado, deve emitir seu parecer

sobre a recomendação do Conselho

de Administração. Ademais, o

Conselho de Administração deverá

apresentar justificativa para a

suspensão à CVM dentro de cinco dias

da realização da Assembléia Geral. Os

lucros não distribuídos, em razão da

suspensão na forma acima

mencionada, serão destinados a uma

reserva especial e, caso não sejam

absorvidos por prejuízos subsequentes,

deverão ser pagos, a título de

dividendos, tão logo a condição

financeira da companhia o permita.

Adicionalmente, a Companhia possui

restrições com distribuição de

dividendos em alguns de seus

contratos financeiros. Para maiores

informações sobre restrições à

distribuição de dividendos, vide item

10,1 (f) deste Formulário de Referência.

A Lei das Sociedades por Ações permite que

suspendamos a distribuição do dividendo

obrigatório caso o Conselho de

Administração informe à Assembléia Geral

que a distribuição é incompatível com a

nossa condição financeira. O Conselho Fiscal,

se instalado, deve emitir seu parecer sobre a

recomendação do Conselho de

Administração. Ademais, o Conselho de

Administração deverá apresentar justificativa

para a suspensão à CVM dentro de cinco

dias da realização da Assembléia Geral. Os


suspensão na forma acima mencionada,

serão destinados a uma reserva especial e,

caso não sejam absorvidos por prejuízos

subsequentes, deverão ser pagos, a título de

dividendos, tão logo a condição financeira

da companhia o permita. Adicionalmente, a

Companhia possui restrições com distribuição

de dividendos em alguns de seus contratos

financeiros. Para maiores informações sobre

restrições à distribuição de dividendos, vide

item 10,1 (f) deste Formulário de Referência.

A Lei das Sociedades por Ações permite que

suspendamos a distribuição do dividendo

obrigatório caso o Conselho de

Administração informe à Assembléia Geral

que a distribuição é incompatível com a

nossa condição financeira. O Conselho Fiscal,

se instalado, deve emitir seu parecer sobre a

recomendação do Conselho de

Administração. Ademais, o Conselho de

Administração deverá apresentar justificativa

para a suspensão à CVM dentro de cinco

dias da realização da Assembléia Geral. Os


suspensão na forma acima mencionada,

serão destinados a uma reserva especial e,

caso não sejam absorvidos por prejuízos

subsequentes, deverão ser pagos, a título de

dividendos, tão logo a condição financeira

da companhia o permita. Adicionalmente, a

Companhia possui restrições com distribuição

de dividendos em alguns de seus contratos

financeiros. Para maiores informações sobre

restrições à distribuição de dividendos, vide

item 10,1 (f) deste Formulário de Referência.

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3.5. SUMÁRIO DAS DISTRIBUIÇÕES DE DIVIDENDOS E RETENÇÕES DE LUCRO OCORRIDAS:


31.12.2009 31.12.2008 31.12.2007

a) Lucro líquido ajustado para fins de dividendos(*) (em

R$ mil)

229.811 191.227 231.333

b) Dividendo distribuído, destacando juros sobre capital

próprio, dividendo obrigatório e dividendo prioritário, fixo

e mínimo(**) (em R$ mil)

Dividendos JSCP Dividendos JSCP Dividendos JSCP

189.721 40.090 144.747 46.480 182.754 48.579

c) Percentual de dividendo por lucro líquido ajustado 100% 100% 100%

d) Dividendo distribuído por classe e espécie de ações

(em R$)

A Companhia possui apenas

ações ordinárias

A Companhia possui

apenas ações ordinárias

A Companhia possui apenas

ações ordinárias

e) Data de pagamento do dividendo A serem pagos no último

semestre de 2010

05.06.2009 18.02.2008 (JSCP)

12.05.2008 (R$ 75.000 mil)

26.06.2008 (R$ 107.754 mil)

f) Taxa de retorno em relação ao patrimônio líquido (***) 36,8% 28,8% 31,8%

g) Lucro líquido retido (em R$ mil) 0,00 0,00 0,00

h) Data da aprovação da retenção Não aplicável, pois não

houve retenção

Não aplicável, pois não

houve retenção

Não aplicável, pois não houve

retenção

(*) O valor apresentado se refere ao lucro líquido ajustado e após constituição da reserva legal.

(**) O valor do dividendo mínimo nos 3 exercícios sociais era de R$ 57.453 em 2009, R$ 47.807 em 2008 e R$ 57.833 em 2007.

(***) O percentual é obtido da divisão do lucro líquido do exercício e patrimônio líquido médio do exercício.

3.6. DIVIDENDOS DECLARADOS À CONTA DE LUCROS RETIDOS OU RESERVAS CONSTITUÍDAS EM EXERCÍCIOS SOCIAIS ANTERIORES:

Foram declarados os seguintes dividendos à conta de lucros retidos de R$56.000 mil em 31 de dezembro de 2009 e R$85.000 mil em 31 de dezembro de 2008.

3.7. NÍVEL DE ENDIVIDAMENTO DA COMPANHIA:

As informações prestadas neste item referem-se a informações financeiras da Companhia. Exercício social encerrado em Período de três meses findo em

31.12.2009 31.03.2010

a) Montante da dívida de qualquer natureza (Passivo Circulante mais o não-

circulante) 4 (em R$ mil)

1.899.118 1.821.677

b) Índice de endividamento (Passivo Circulante mais o não-circulante, dividido pelo

patrimônio líquido)

2,99x 2,61x

c) Outro índice de endividamento Além do índice de endividamento calculado no item 3.7 “b” acima, a Companhia calcula o índice de “Dívida Total”/EBITDA, o qual entende ser mais apropriado como medida de sua alavancagem financeira, por considerar apenas os financiamentos da empresa (composto por empréstimos e financiamentos, encargos e debêntures) sobre seu EBITDA (resultado sem a influência de sua estrutura de capital, de efeitos tributários e outros impactos contábeis sem reflexo direto no fluxo de caixa da empresa, conforme explicado no item 3.2 “c”). Além disso, este índice é usual de mercado e comumente calculado por investidores e credores. A tabela abaixo indica o índice “Dívida Total”/EBITDA apresentado pela Companhia em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de março de 2010. Exercício social encerrado em Período de três meses findo em

31.12.2009 31.03.2010

Índice de endividamento (Dívida Total/EBITDA) 1,56x 1,34x

Para mais informações sobre o endividamento da Companhia, ver item 10.1 deste Formulário de Referência.

4 Os valores apresentados estão baseados nas Demonstrações Financeiras do exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2009 e

nas Informações Trimestrais do período encerrado em 31 de março de 2010.

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3.8. OBRIGAÇÕES DA COMPANHIA DE ACORDO COM NATUREZA E PRAZO DE VENCIMENTO:

As informações prestadas neste item referem-se a informações financeiras da Companhia5. Em 31 de dezembro de 2009 – em R$:

Prazo de vencimento: a) inferior a 1 ano b) superior a 1 ano e

inferior a 3 anos

c) superior a 3 anos e

inferior a 5 anos d) superior a 5 anos Total

Dívidas com Garantia Real - - - - -

Dívidas com Garantia Flutuante 36.532 74.796 79.257 7.048 197.633

Dívidas Quirografárias 351.692 124.501 22.529 - 498.722

Subtotal 388.224 199.297 101.786 7.048 696.355

Outros 909.562 293.201 1.202.763

Total 1.297.786 601.332 1.899.118

Em 31 de março de 2010 – em R$:

Prazo de vencimento: a) inferior a 1 ano

b) superior a 1 ano e

inferior a 3 anos

c) superior a 3 anos e

inferior a 5 anos d) superior a 5 anos Total

Dívidas com Garantia Real - - - - -

Dívidas com Garantia Flutuante 36.955 67.618 67.255 22.434 194.262

Dívidas Quirografárias 354.989 40.800 20.400 - 416.189

Subtotal 391.944 108.418 87.655 22.434 610.451

Outros 887.971 323.255 1.211.226

Total 1.279.915 541.762 1.821.677

3.9. OUTRAS INFORMAÇÕES RELEVANTES:

Além das informações indicadas no item 10.1 deste Formulário de Referência, a Companhia entende não haver informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 03 do Formulário de Referência.

4. FATORES DE RISCO6

4.1. FATORES DE RISCO QUE PODEM INFLUENCIAR A DECISÃO DE INVESTIMENTO EM VALORES MOBILIÁRIOS DE EMISSÃO DA COMPANHIA:

a) Com relação à Companhia:

A Companhia não pode assegurar a renovação de seu contrato de concessão. A ANEEL pode penalizá-la por descumprimento de cláusulas de seu contrato de concessão e o valor total investido pode não ser recuperado caso sua concessão seja extinta. A Companhia realiza suas atividades de distribuição segundo o Contrato de Concessão. A concessão da Companhia iniciou-se em 23 de outubro de 1998, vencendo-se em 23 de outubro de 2028, renovável por igual período, mediante requerimento da Companhia, desde que determinadas condições sejam satisfeitas a critério da ANEEL. Adicionalmente, a ANEEL pode impor penalidades que incluem multas significativas (de até 2% do faturamento, correspondente aos últimos doze meses anteriores à lavratura do Auto de Infração) e restrições em suas operações caso seja descumprida qualquer das obrigações estabelecidas no Contrato de Concessão. A ANEEL também pode extinguir a concessão antes do término de seu prazo se for descumprida qualquer das condições estabelecidas no Contrato de Concessão, no caso de decretação de falência ou dissolução ou por meio de expropriação, se for de interesse público. Caso a ANEEL extinga a concessão antes

5 Os valores de dívidas a serem classificados nas categorias apresentadas se referem ao endividamento da Companhia, o qual advém

das rubricas “Empréstimos e Financiamentos”, “Debêntures” e “Encargos de Dívidas” do Balanço Patrimonial “Passivo” das

Demonstrações Financeiras do exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2009 e das Informações Trimestrais do período

encerrado em 31 de março de 2010. As demais obrigações da Companhia foram classificadas como “Outros” e se referem a todas as

demais rubricas do Balanço Patrimonial “Passivo”, circulante e não circulante, das Demonstrações Financeiras do exercício soc ial

encerrado em 31 de dezembro de 2009 e das Informações Trimestrais do período encerrado em 31 de março de 2010, respectivamente. 6 Para informações acerca das terminologias técnicas do setor energético, consulte o glossário disponibilizado no sítio eletrônico da

ANEEL: http://www.aneel.gov.br/biblioteca/glossario.cfm

http://www.aneel.gov.br/biblioteca/glossario.cfm

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do término do prazo, a indenização que será devida pela parte não amortizada do investimento pode não ser suficiente para que seja recuperado o valor total do investimento feito. A extinção antecipada ou a não renovação da concessão ou a imposição de multas ou penalidades severas pela ANEEL pode ter um efeito negativo relevante sobre a situação financeira e os resultados operacionais da Companhia. Para maiores informações sobre o Contrato de Concessão da Companhia, vide item 7.5 (a) deste Formulário de Referência. Previsões incorretas das necessidades de energia podem afetar adversamente os resultados operacionais da Companhia. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a Companhia corre o risco de ser impedida de repassar integralmente aos seus clientes os custos das compras de energia se errar na previsão da demanda de energia. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um distribuidor de energia deve contratar com antecedência, por meio de licitações públicas, 100% das necessidades de energia previstas para as suas áreas de concessão nos cinco anos seguintes. Se errar na previsão de demanda e comprar mais ou menos eletricidade do que necessita, e os ajustes permitidos pela legislação não forem suficientes para compensar esses erros de previsão, a Companhia pode ser impedida de repassar integralmente aos seus clientes os custos das suas compras. A Companhia não pode garantir que a sua previsão de demanda de eletricidade será correta. A Companhia está sujeita a numerosas leis e regulamentações de segurança, saúde e meio ambiente que podem ficar mais rigorosas no futuro e resultar em mais responsabilidades e mais dispêndios de capital. As atividades da Companhia estão sujeitas a uma rigorosa legislação de segurança, saúde e meio ambiente nas esferas Federal, Estadual e Municipal, como também à fiscalização das agências governamentais responsáveis pela implementação desta legislação e políticas correlatas. Esta legislação requer que a Companhia, entre outras coisas, obtenha licenças ambientais para a construção de novos empreendimentos ou para a instalação e operação de novos equipamentos necessários para suas atividades. As regras são complexas e podem mudar com o tempo, dificultando ou até mesmo impossibilitando a sua capacidade de cumprir as exigências aplicáveis, o que impediria as operações atuais ou futuras de distribuição. Pessoas físicas, organizações não governamentais e o público em geral têm o direito de comentar e, de outra forma, acompanhar o processo de licenciamento, podendo inclusive propor medidas judiciais para suspendê-lo ou cancelá-lo, ou incitar as autoridades públicas para que o façam. Além disso, agências governamentais podem aplicar sanções contra a Companhia, caso não sejam cumpridas a legislação de segurança, saúde e meio ambiente. Estas sanções podem incluir, entre outras, a imposição de multas, o cancelamento de licenças e até mesmo a paralisação de obras e atividades. Além disso, o não cumprimento desta legislação pode também acarretar sanções criminais contra os acionistas e os administradores da Companhia, independentemente da obrigação de reparar ou indenizar os eventuais danos causados. O cumprimento da legislação de segurança, saúde e meio ambiente pode forçar a Companhia a incorrer dispêndios de capital e, por conseguinte, desviar recursos dos investimentos planejados, o que poderá ter efeito negativo em sua situação financeira e resultados operacionais. A Companhia é objetivamente responsável por quaisquer danos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de energia e as apólices de seguro podem não cobrir estes e outros danos integralmente. De acordo com a lei brasileira, a Companhia é objetivamente responsável por danos diretos e indiretos resultantes da prestação inadequada de serviços de distribuição de eletricidade, como interrupções abruptas ou distúrbios oriundos dos sistemas de distribuição. Isso significa que a Companhia pode ser considerada responsável por quaisquer danos, independentemente de culpa ou dolo. As responsabilidades oriundas dessas interrupções ou distúrbios que não são cobertas por apólices de seguro ou que excedam os limites de cobertura podem resultar em custos adicionais significativos e prejudicar os resultados operacionais da Companhia. A cobertura de seguro da Companhia pode não ser suficiente para cobrir eventuais perdas. A Companhia mantém seguro para perdas resultantes de incêndio, inundações, quebra de máquinas e falta e interrupção de energia em suas subestações, edifícios e instalações e para danos materiais incorridos como resultado de acidentes de transporte. Também conta com seguro de responsabilidade civil que cobre danos

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materiais e lesões corporais e danos morais sofridos por terceiros. As apólices de seguro podem não ser suficientes para cobrir totalmente todas as responsabilidades em que a Companhia pode incorrer no curso habitual dos negócios da Companhia. Além disso, pode ser que não seja capaz de obter, no futuro, seguro nos mesmos termos que os atuais. Os resultados das operações da Companhia podem ser prejudicados pela ocorrência de acidentes que resultem em danos aos quais a Companhia não esteja totalmente coberta nos termos das apólices de seguro em vigor. A Companhia está exposta a riscos decorrentes de aumentos nas taxas de juros e flutuações na taxa de câmbio. Parte significativa dos financiamentos da Companhia são denominados em reais e indexados às taxas do mercado financeiro brasileiro, a taxas de inflação ou a taxas de juros flutuantes. Consequentemente, se esses índices e taxas de juros subirem, as despesas financeiras da Companhia aumentarão. Em 31 de março de 2010, parte da dívida da Companhia estava denominada em dólares e, dessa quantia, 100%, ou R$ 20.482 milhões estavam protegidos contra a variação cambial e, como resultado de tal proteção, estavam sujeitos às variações nos índices de inflação no Brasil. Se as despesas financeiras aumentarem significativamente como resultado de quaisquer desses fatores, a situação financeira da Companhia e os seus resultados operacionais serão prejudicados. Para mais informações, ver item 5.1. deste Formulário de Referência. Se a Companhia não conseguir controlar as suas perdas de energia, os resultados operacionais e a sua situação financeira poderão ser prejudicados. A Companhia está sujeita a dois tipos de perda de energia: perdas técnicas e perdas comerciais. As perdas técnicas acontecem no curso normal da distribuição de eletricidade, já que parte da eletricidade que distribui inevitavelmente se dissipa no curso da distribuição. As perdas comerciais são o resultado de conexões ilegais, fraudes, erro na medição de consumo e de faturamento. O total das perdas (técnicas e comerciais) da Companhia como porcentagem da energia total requerida em 2009 e 2008 representou, respectivamente, 11,18% e 10,71%. Além disso, medidas governamentais futuras em reposta a eventual escassez de energia, tais como a imposição de limites ao consumo de energia implementada por meio do programa de racionamento em 2001, podem resultar em aumentos nas perdas de energia, uma vez que alguns consumidores tentam burlar tais limites por meio de conexões ilegais, roubo e fraude, como ocorrido em 2001. Como a Companhia não pode repassar aos seus clientes a totalidade dos custos com perdas por meio de aumentos de tarifa, aumentos nas perdas podem afetar negativamente a situação financeira da Companhia e os seus resultados operacionais. Decisões adversas em processos judiciais podem afetar negativamente os resultados das operações da Companhia. A Companhia é parte em vários processos administrativos, judiciais e arbitrais envolvendo questões cíveis, trabalhistas, fiscais, ambientais, regulatórias e de responsabilidade civil, dentre outros no curso habitual dos seus negócios. Para uma descrição dos principais processos judiciais civis, trabalhistas e fiscais, veja os itens 4.3 a 4.7 deste Formulário de Referência. Se a Companhia for condenada a efetuar pagamentos em montante superior ao de suas provisões, os resultados das suas operações serão afetados negativamente. Uma vez que parte significativa dos bens da Companhia está vinculada à prestação de serviços públicos, esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência nem poderão ser objeto de penhora para garantir a execução de decisões judiciais. Os bens que não estejam vinculados diretamente à operação da concessão podem assegurar eventual discussão extrajudicial ou judicial na forma da legislação em vigor, contudo uma parte significativa dos bens da Companhia especialmente a sua rede de distribuição de energia está vinculada à prestação de serviços públicos. Esses bens não estarão disponíveis para liquidação em caso de falência ou penhora para garantir a execução de decisões judiciais, uma vez que devem ser revertidos ao Poder Concedente, de acordo com os termos da concessão da Companhia e da legislação. O valor a que a Companhia tem direito a título de indenização do Poder Concedente em caso de extinção antecipada da sua concessão pode ser menor do que o valor de mercado dos bens revertidos. Essas limitações podem reduzir significativamente os valores disponíveis aos acionistas da Companhia em caso de liquidação, além de poderem ter um efeito negativo na capacidade da Companhia de obter financiamentos. Os contratos financeiros da Companhia possuem obrigações específicas, sendo que qualquer inadimplemento em decorrência da inobservância dessas obrigações pode afetar adversamente e de forma relevante a condição financeira e a capacidade da Companhia de conduzir os seus negócios. A Companhia é parte em diversos contratos financeiros, vários dos quais exigem que a Companhia mantenha certos índices financeiros ou cumpra outras obrigações específicas. Qualquer inadimplemento aos termos dos

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contratos financeiros da Companhia que não seja sanado ou renunciado pelos respectivos credores poderá resultar na decisão dos credores em declarar o vencimento antecipado do saldo devedor da respectiva dívida, bem como pode resultar no vencimento antecipado de dívidas de outros contratos financeiros. Os ativos e fluxo de caixa podem não ser suficientes para pagar integralmente o saldo devedor dos contratos de financiamento da Companhia, tanto na hipótese de vencimento normal quanto de vencimento antecipado decorrente de inadimplemento. As obrigações da Companhia relativas a fundos de pensão podem ser maiores do que estimado atualmente e, como resultado, pode ser que a Companhia seja obrigada a fazer contribuições adicionais aos planos de pensão dos seus funcionários. Em 31 de março de 2010, as obrigações da Companhia decorrentes de seus planos de pensão de benefícios definidos excederam os ativos de seus respectivos planos em R$ 81.487 mil. Se os pressupostos atuariais que a Companhia adota mostrarem-se incorretos, ou em caso de reduções nas taxas de juros por longos períodos de tempo, reduções dos valores de mercado dos títulos mantidos pelos planos ou de outras adversidades, o déficit atuarial dos planos pode aumentar substancialmente, afetando, com isso, as previsões de tempo e aumentando o nível das contribuições em dinheiro que a Companhia precisará fazer aos planos dos seus funcionários.

Restrições contratuais à capacidade de endividamento da Companhia e vencimento antecipado das dívidas existentes. A Companhia tem endividamento e obrigações de pagamento de principal e juros relativas a financiamentos que em 31 de março de 2010 correspondia a R$610.451 mil. Seus diversos contratos de financiamento estabelecem diversas obrigações de manutenção de índices de endividamento, capitalização e cobertura da dívida. Não há como garantir que a Companhia atingirá todos os índices contratados no futuro, o que poderá gerar o vencimento antecipado de suas dívidas e, igualmente, afetar, de forma substancial e negativa, a condição financeira da Companhia. Para maiores informações sobre o endividamento da Companhia, vide item 10.1 (f) deste Formulário de Referência. Consumidores usuários da rede da Companhia podem deixar de utilizá-la. Parte significativa da receita operacional líquida da Companhia é proveniente do pagamento da TUSD pela utilização de sua rede por consumidores livres na área de concessão. Se tais consumidores livres conectarem-se diretamente à Rede Básica, a Companhia sofrerá uma perda de arrecadação. A Companhia não pode assegurar que seus maiores clientes consumidores livres não estejam avaliando atualmente a possibilidade de conectarem-se diretamente à Rede Básica ou de implantar projetos de autogeração, o que, em qualquer caso, poderá afetar substancial e adversamente os resultados operacionais da Companhia. Adicionalmente, a TUSD é uma tarifa estabelecida pela ANEEL com base na inflação e nos investimentos de expansão, manutenção e operação da rede verificados no ano anterior, de modo que os resultados operacionais da Companhia poderão ser adversamente afetados na medida em que a TUSD não seja adequadamente reajustada pela ANEEL.

Em R$ milhões

Em 31 de dezembro Em 31 de março

Receita por Consumidores Livres e concessionárias (TUSD) 2007 2008 2009 2009 2010 387,3 342,2 422,4 90,7 162,7

Receita operacional bruta 3.045,6 2.976,0 3.319,4 783,1 891,8 % Receita de TUSD na Receita operacional bruta 12,7% 11,5% 12,7% 11,6% 18,2%

Modificações nas práticas contábeis adotadas no Brasil em função de sua convergência às práticas contábeis

internacionais (IFRS) podem afetar adversamente os resultados da Companhia.

Em 28 de dezembro de 2007, foi aprovada a Lei nº 11.638/07, complementada pela Lei nº 11.941/09 (conversão, em lei, da Medida Provisória n.º 449/08), que alterou, revogou e introduziu novos dispositivos à Lei das Sociedades por Ações, notadamente em relação ao capítulo XV, sobre matérias contábeis, em vigência desde 1º de janeiro de 2008. Essa Lei tem, principalmente, o objetivo de atualizar a legislação societária brasileira para possibilitar o processo de convergência das Práticas Contábeis Adotadas no Brasil com aquelas constantes no IFRS e permitir que novas normas e procedimentos contábeis, emitidos por entidade que tenha por objeto o estudo e a divulgação de princípios, normas e padrões de contabilidade e de auditoria, sejam adotadas, no todo ou em parte, pela CVM. Parte desta regulamentação ou legislação já foi aprovada. As mudanças que entraram em vigor em 2008 foram refletidas nas demonstrações financeiras dos exercícios de 2007 a 2009, bem como nas informações contábeis trimestrais de 31 de março de 2008 e 2009, e estão descritas na nota explicativa nº 3.1 das demonstrações financeiras da Companhia relacionadas aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2007 e 2008. Outros pronunciamentos foram emitidos no final de 2009 os quais tem aplicação mandatória para o exercício de

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2010 e para as demonstrações financeiras de 2009 a serem divulgadas em conjunto com as demonstrações de 2010 para fins de comparação. Dessa forma, as Informações Trimestrais – ITR de março de 2009 e 2010, assim como as demonstrações financeiras relacionadas ao exercício de 2009 serão reapresentadas considerando os impactos dos novos pronunciamentos. Além disso, a entrada em vigor desses novos pronunciamentos novas práticas contábeis pode produzir impactos relevantes nas demonstrações financeiras da Companhia, com possível efeito em seu resultado contábil, incluindo possíveis impactos nas bases de distribuição de dividendos e podem ainda afetar adversamente o cumprimento de índices financeiros relativos a contratos de financiamento. Especificamente com relação às Informações Trimestrais – ITR de março de 2010, estas foram apresentadas conforme as normas contábeis vigentes até 31 de dezembro de 2009. A adoção dos novos pronunciamentos, interpretações e orientações está em análise, e a apresentação de uma estimativa dos seus possíveis efeitos no patrimônio líquido e no resultado da Companhia carece: (i) de definições existentes no mercado sobre os pressupostos de aplicação do ICPC01, tema amplamente discutido entre CVM, IBRACON e empresas concessionárias; (ii) no caso do CPC 27, da conclusão do levantamento da vida útil estimada do ativos não abrangidos pelo ICPC01, e dos respectivos valores residuais e custo atribuído; e (iii) de concluir os cálculos dos demais CPCs publicados em 2009. Como a adoção deve ser feita de todo o conjunto de CPCs simultaneamente e não por partes, a Companhia optou por apresentar as Informações Trimestrais – ITR de março de 2010 conforme as normas contábeis vigentes até 31 de dezembro de 2009.

b) Com relação à sua controladora, direta ou indireta, ou grupo de controle

A EDP Energias do Brasil S.A. pode não conseguir implementar integralmente a sua estratégia de negócios. A capacidade de implementar a estratégia de negócios da EDP Energias do Brasil S.A. depende de vários fatores. A implementação da estratégia de ampliar a atuação no segmento de geração depende da sua capacidade de (i) obter o direito de construir novos projetos de geração por meio de licitações conduzidas de acordo com Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico; (ii) completar a construção de novos projetos de geração e evitar atrasos na construção, custos imprevistos que excedam o orçamento da Companhia, problemas de engenharia e ambientais, resolver questões relacionadas à propriedade subjacente, manifestações trabalhistas e outros fatores, especialmente com relação à Pecém, que se encontra atualmente em fase de construção e com previsão para entrar em operação até janeiro de 2012; e (iii) adquirir ativos de energia hidrelétrica já existentes ou aumentar a participação em ativos nos quais a EDP Energias do Brasil S.A. seja acionista. A implementação da estratégia da EDP Energias do Brasil S.A. para desenvolver as atividades de comercialização de energia depende da sua capacidade de (i) operar em um mercado altamente competitivo e (ii) gerenciar os riscos de mercado inerentes ao comércio de energia. Com relação à distribuição, a estratégia depende da capacidade da EDP Energias do Brasil S.A. em manter investimentos na eficiência operacional. Os preços pelos quais a EDP Energias do Brasil S.A. compra e vende energia variam consideravelmente, dependendo, entre outras coisas, de flutuações na demanda devido a fatores econômicos ou outros fatores; condições hidrológicas e seus efeitos no abastecimento de energia; e da disponibilidade de energia das novas usinas de geração. Os sistemas de gerenciamento de risco podem não conseguir identificar e minimizar riscos relevantes, o que pode prejudicar os resultados operacionais da atividade de comercialização da EDP Energias do Brasil S.A. Quaisquer desses fatores podem prejudicar a capacidade da EDP Energias do Brasil S.A. de executar a sua estratégia de negócios. O crescimento da EDP Energias do Brasil S.A. por meio de licitações pode ser adversamente afetado por futuras ações governamentais ou políticas relacionadas a concessões de usinas de geração de energia no Brasil. Em seus editais, o Poder Concedente impõe certos requisitos a todos os participantes de licitações para novas concessões, incluindo indicadores da estabilidade financeira do participante e/ou de seus acionistas. A EDP Energias do Brasil S.A. não pode assegurar que será capaz de satisfazer todos os requisitos necessários para adquirir novas concessões ou participar de novos processos licitatórios. As regras para a licitação de concessões de usinas de geração estão sujeitas à alteração, tanto no âmbito federal quanto estadual. A EDP Energias do Brasil S.A. não pode assegurar que os processos licitatórios relativos a novas usinas de geração de energia irão de fato ocorrer. Caso referidos processos licitatórios não venham a ocorrer, venham a ser insignificantes ou venham a ocorrer em termos que não sejam economicamente viáveis ou atrativos para a EDP Energias do Brasil S.A. e o acionista controlador, a expansão e diversificação do atual parque gerador poderão ser comprometidos de maneira adversa.

c) Com relação aos seus acionistas

Para uma descrição dos riscos relacionados aos acionistas da Companhia, veja o subitem “b” do item 4.1 deste Formulário de Referência.

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d) Com relação às suas controladas ou coligadas

Não aplicável, uma vez que a Companhia não possui controladas e o seu desempenho não é influenciado pelo desempenho de suas coligadas.

e) Com relação aos seus fornecedores

Não aplicável, uma vez que o fornecimento de energia elétrico é fortemente regulamentado pela ANEEL. Os fatores de risco referentes à regulação do setor de atuação da Companhia estão indicados no subitem “h” abaixo.

f) Com relação aos seus clientes

O recebimento de pagamentos devidos à Companhia poderá ser prejudicado caso a capacidade de pagamento dos clientes se deteriore. O recebimento de pagamentos pela distribuição de energia depende da contínua capacidade creditícia dos clientes da Companhia e da capacidade da Companhia cobrar as quantias por eles devidas. Em 31 de março de 2010, as contas a receber vencidas de clientes por energia distribuída da Companhia totalizaram R$ 182 milhões, representando 8,2% das receitas anualizadas de distribuição de energia da Companhia. Dessa quantia, R$ 83 milhões estavam vencidos há mais de 90 dias, e a inadimplência de entidades do setor público representou 3,7% do total. Se a capacidade de pagamento dos clientes da Companhia diminuir, o negócio, a situação financeira e os resultados operacionais da Companhia poderão ser afetados negativamente.

g) Com relação aos setores da economia nos quais a Companhia atua

Tendo em vista que as atividades da Companhia são reguladas, os fatores de risco referentes ao seu segmento de atuação estão indicados no subitem “h” abaixo, relacionado a risco de regulação.

h) Com relação à regulação dos setores em que a Companhia atua

Eventuais alterações na regulamentação do setor elétrico podem afetar de maneira adversa as empresas do setor de energia elétrica, inclusive os negócios e os resultados da Companhia. A atividade da Companhia é regulamentada e supervisionada pela ANEEL e pelo MME. A ANEEL, o MME e outros órgãos fiscalizadores têm, historicamente, exercido um grau substancial de influência sobre os negócios da Companhia, inclusive a influência sobre as modalidades e os termos e condições dos contratos de venda de energia que a Companhia está autorizada a celebrar. Nos últimos anos, o Governo Federal implantou novas políticas para o setor de energia. Por exemplo, em 15 de março de 2004, foi aprovada a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, que alterou substancialmente as diretrizes até então vigentes e as regras aplicáveis à venda de energia elétrica no Brasil. A constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi contestada perante o Supremo Tribunal Federal, por meio de ações diretas de inconstitucionalidade. Em 11 de outubro de 2006, o Supremo Tribunal Federal indeferiu as medidas cautelares das ações diretas de inconstitucionalidade, por 7 votos a 4, declarando que, em princípio, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico não viola a Constituição Federal. O Supremo Tribunal Federal brasileiro ainda não emitiu decisão final nesse caso, muito embora recentemente tenha concordado em negar solicitação para suspender a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico enquanto a contestação ainda está pendente. Caso considere a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico inconstitucional, pode ocorrer grande incerteza no Brasil a respeito do modelo regulador adequado ao setor elétrico, afetando de maneira adversa a condução dos negócios da Companhia. Além disso, não há como prever quais seriam os termos de um modelo alternativo para regulamentação do setor elétrico no Brasil. Provavelmente haveria custos de realinhamento dos negócios para atender às exigências de tal modelo, afetando de maneira adversa a situação financeira e resultados operacionais da Companhia. As principais atividades comerciais, a implementação da estratégia de crescimento e a condução das atividades da Companhia podem ser afetadas de forma adversa por ações governamentais, dentre as quais: (a) alteração na legislação aplicável aos negócios da Companhia; (b) descontinuidade e/ou mudanças nos programas de concessão federal e estaduais; e (c) imposição de critérios mais rigorosos para a qualificação em licitações futuras.

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A Companhia não pode assegurar as políticas que serão adotadas pelo Governo Federal no futuro e em que medida tais definições poderão afetar os resultados operacionais da Companhia. Caso a Companhia seja obrigada a proceder de maneira substancialmente diferente daquela estabelecida em seu plano de negócio, os resultados financeiros e operacionais da Companhia poderão ser adversamente afetados. As receitas operacionais da Companhia podem ser negativamente afetadas por decisões desfavoráveis da ANEEL com relação às suas tarifas. As tarifas da Companhia são determinadas pela ANEEL com base no Contrato de Concessão. O Contrato de Concessão e a lei brasileira estabelecem um mecanismo de limite de preço que permite três tipos de ajustes de tarifa: (i) o reajuste anual, projetado para compensar alguns efeitos da inflação sobre as tarifas e transferir aos clientes certas mudanças na estrutura de custo que estão fora do controle da Companhia; (ii) a revisão periódica, que ocorre em períodos que variam de três a cinco anos e é projetada para identificar outras variações nos custos e eficiência; e (iii) a revisão extraordinária, que pode ser solicitada se custos imprevisíveis alterarem significativamente a estrutura de custo da Companhia. Tentando alcançar um equilíbrio apropriado entre, de um lado, o interesse dos clientes por um serviço de eletricidade com custo razoável e, de outro lado, a necessidade de outros participantes do setor elétrico de gerar lucro adequado, o regulador pode propor ajustes tarifários desfavoráveis à Companhia que impactem negativamente sua rentabilidade. Um exemplo ocorreu no reajuste anual aplicado pela ANEEL à tarifa da Companhia para o ano de 2004, quando o regulador reduziu provisoriamente a Base de Remuneração Regulatória estabelecida em 2003 em 34,5% do valor anterior, reservando-se o direito de reavaliar esta decisão em 2005. O poder discricionário da ANEEL de reajustar as tarifas da Companhia cria uma grande incerteza na condução dos seus negócios. Se reajustes de tarifa favoráveis não forem concedidos pela ANEEL tempestivamente, a situação financeira e os resultados operacionais da Companhia podem ser negativamente afetados. As tarifas de distribuição, ainda que determinadas pela ANEEL, podem ser questionadas judicialmente, o que pode interferir na receita da Companhia. Não obstante as revisões e reajustes tarifários da Companhia estarem sujeitos à aprovação da ANEEL, bem como aos limites estabelecidos em seu Contrato de Concessão e na legislação brasileira, as decisões da ANEEL acerca das tarifas da Companhia podem ser objeto de contestação judicial, inclusive pelo Ministério Público na defesa dos interesses difusos dos consumidores da área de concessão da Companhia, dada a natureza de serviço público da atividade de distribuição de energia elétrica. Neste sentido, eventuais questionamentos de aumentos tarifários concedidos pela ANEEL podem afetar a capacidade financeira da Companhia. Alterações nas leis e regulamentos ambientais podem afetar de maneira adversa os negócios das empresas do setor de energia elétrica, inclusive a Companhia. As empresas do setor elétrico estão sujeitas a uma rigorosa legislação ambiental nas esferas federal, estadual e municipal no tocante, dentre outros, ao licenciamento ambiental de usinas e linhas de transmissão, à supressão de vegetação e intervenções em áreas especialmente protegidas e fauna, à geração de resíduos, à realocação de população, poluição sonora e, mais recentemente, às radiações eletromagnéticas. As emissões atmosféricas ainda são objeto de estudos em virtude de compromissos que vem sendo assumidos pelas empresas e Governos quanto ao inventário e a programas de gerenciamento e redução, exceção à geração termoelétrica que já está sujeita a limites rigorosos e à compensação de emissões. Tais empresas necessitam de licenças e autorizações de agências governamentais para a condução de suas atividades. Na hipótese de violação ou não cumprimento de tais leis, regulamentos, licenças e autorizações, as empresas podem sofrer sanções administrativas, tais como multas, interdição de atividades, cancelamento de licenças e revogação de autorizações, e/ou estarem sujeitas a sanções criminais (inclusive seus administradores). O Ministério Público poderá instaurar inquérito civil e/ou desde logo promover ação civil pública visando o ressarcimento de eventuais danos ao meio ambiente e terceiros e a paralização das operações. As agências governamentais ou outras autoridades podem também editar novas regras mais rigorosas ou buscar interpretações mais restritivas das leis e regulamentos existentes, que podem obrigar as empresas do setor de energia elétrica, incluindo a Companhia, a gastar recursos adicionais na adequação ambiental, inclusive a obtenção de licenças ambientais para instalações e equipamentos

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que não necessitavam anteriormente dessas licenças ambientais. As agências governamentais ou outras autoridades podem, ainda, atrasar de maneira significativa a emissão das licenças e autorizações necessárias para o desenvolvimento dos negócios de empresas do setor elétrico, inclusive da Companhia, causando atrasos em cronogramas de implantação de projetos e gerando, consequentemente, efeitos adversos nos negócios e resultados da Companhia. Qualquer ação neste sentido por parte das agências governamentais poderá afetar de maneira negativa os negócios do setor de energia elétrica e ter um efeito adverso para os negócios e resultados da Companhia. No caso das distribuidoras de energia elétrica convém ressaltar que apenas as linhas de transmissão e respectivas subestações com tensão de operação acima de 69 kV estão sujeitas a licenciamento ambiental. Projeto de reforma das agências reguladoras. Há projeto de lei em tramitação no Congresso Nacional que dispõe sobre a gestão, a organização e o controle social das Agências Reguladoras. Esse projeto de lei visa alterar a estrutura de tais agências, mediante, dentre outros pontos, a criação (i) de contratos de gestão, que deverão ser firmados entre as Agências e os Ministérios a que estiverem vinculadas, e, também, (ii) de ouvidoria nas Agências, com o objetivo de zelar pela qualidade dos serviços prestados e acompanhar o processo interno de apuração das denúncias e reclamações dos usuários, seja contra a atuação da Agência, seja contra entes regulados, sendo que o ouvidor, responsável pela respectiva ouvidoria, será indicado pelo Presidente da República. Caso a mencionada lei entre em vigor, o Poder Concedente, sobretudo o MME, poderá ter maior atuação e influência no setor elétrico brasileiro. Não há como garantir que as alterações a serem aprovadas não afetarão negativamente, de alguma forma as empresas distribuidoras de energia elétrica, incluindo a Companhia. Perda de consumidores livres. A Companhia é titular de concessão para distribuição de energia elétrica e, dentro de sua área de concessão, não enfrenta concorrência na distribuição de energia elétrica de baixa tensão a consumidores residenciais, comerciais e industriais. No entanto, outros fornecedores de energia elétrica podem competir com a Companhia na oferta de energia elétrica a certos consumidores qualificados como “consumidores potencialmente livres”, aos quais as distribuidoras podem fornecer energia elétrica apenas de acordo com tarifas reguladas. De forma geral, os consumidores potencialmente livres são aqueles cuja demanda excede 3.000 kW atendidos em tensão igual ou superior a 69 kV, ou em qualquer outra tensão desde que o início de fornecimento tenha ocorrido a partir de 1995, que podem optar por sair do ambiente regulado de distribuição de energia elétrica depois que expirarem seus contratos em vigor ou, ainda, na hipótese de contrato com prazo indeterminado, a partir do ano subseqüente ao ano da declaração formal desta opção. Adicionalmente, consumidores com demanda contratada entre 500 kW e 3.000 kW, bem como aqueles com demanda igual ou superior a 3.000 kW atendidos em tensão inferior a 69 kV e com início de fornecimento anterior a 1995, podem tornar-se livres se passarem a ser atendidos por fontes renováveis de energia, como pequenas usinas hidrelétricas ou biomassa. A decisão dos consumidores potencialmente livres da Companhia de se tornarem consumidores livres e comprarem energia elétrica de outros fornecedores pode afetar de maneira adversa a participação da Companhia no mercado e o resultado de suas operações. A ocorrência de danos ambientais envolvendo as atividades da Companhia pode sujeitá-la ao pagamento de substanciais custos de recuperação ambiental e indenizações, que podem afetar negativamente os negócios da Companhia. As atividades do setor de energia podem causar significativos impactos negativos e danos ao meio ambiente. A legislação federal impõe àquele que direta ou indiretamente causar degradação ambiental o dever de reparar ou indenizar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados, independentemente da existência de culpa. A legislação federal também prevê a desconsideração da personalidade jurídica da empresa poluidora, bem como responsabilidade pessoal dos administradores, para viabilizar o ressarcimento de prejuízos causados à qualidade do meio ambiente. Como consequência, os sócios e administradores da empresa poluidora poderão ser obrigados a arcar com o custo da reparação ambiental. O pagamento de substanciais custos de recuperação do meio ambiente e indenizações ambientais pode ter um efeito adverso para os negócios e resultados operacionais da Companhia.

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A concentração da matriz energética do setor elétrico brasileiro, o impacto de uma potencial falta de eletricidade e o consequente racionamento de energia elétrica poderão ter um efeito adverso sobre os negócios e resultados operacionais da Companhia. O setor elétrico brasileiro, cuja matriz energética ainda é concentrada na geração hidrelétrica de energia, que representa 72,6% da capacidade instalada, enfrenta uma restrição natural à expansão de sua capacidade de geração, posto que não é possível adicionar UHEs ao sistema além do potencial disponível para aproveitamento. Para a geração existente, o controle do nível dos reservatórios efetuado pelo ONS busca otimizar o nível de água disponível para geração hidrelétrica em cada uma das usinas associadas aos respectivos reservatórios, além de manter certa quantidade de água em reserva, para situações de redução significativa nas vazões afluentes. O setor elétrico brasileiro é, portanto, vulnerável a fatores naturais, como enchentes e escassez de chuvas, que afetam a capacidade geradora de energia, e às restrições do sistema interligado de transmissão de energia no País, que eventualmente podem impedir o total aproveitamento do potencial de geração de energia brasileiro. A baixa média pluviométrica nos anos imediatamente anteriores a 2001, aliada à falta de expansão da capacidade instalada do SIN, não compatíveis com os aumentos na demanda que se verificavam, resultaram na redução acentuada dos níveis dos reservatórios nas regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do País. Diante dessa condição adversa, em 15 de maio de 2001, o Governo Federal implantou um programa de redução do consumo de energia, que ficou conhecido como Programa de Racionamento. O Programa de Racionamento estabeleceu índices de redução de consumo de energia para Consumidores Livres, comerciais e residenciais, que variavam de 15,0% a 25,0%, e durou de junho de 2001 a fevereiro de 2002. Após este período, o Brasil enfrentou uma baixa pluviométrica, a qual afetou o preço da energia vendida. Não é possível assegurar que períodos com médias pluviométricas baixas ou extremamente baixas não afetarão adversamente o resultado operacional da Companhia no futuro. Ressalta-se que Procedimentos de Segurança Energética adotados pelo ONS determinam o despacho antecipado de usinas termoelétricas, evitando o deplecionamento dos reservatórios, ou seja, a redução dos seus níveis de água armazenada em determinado período de tempo, e diminuindo sensivelmente o risco de um novo racionamento de Energia. Caso o Brasil passe por mais um período de potencial ou efetiva escassez de energia elétrica, o Governo Federal poderá implementar políticas e medidas que poderão ter efeito substancial e adverso na condução dos negócios, nos resultados operacionais e na condição financeira da Companhia. Para mais informações, ver item 5 deste Formulário de Referência.

i) Com relação aos países estrangeiros onde a Companhia atua

Não aplicável, pois a área de concessão da Companhia se situa somente em território nacional.

4.2. EXPECTATIVAS DE REDUÇÃO OU AUMENTO NA EXPOSIÇÃO A RISCOS RELEVANTES:

A Companhia monitora constantemente os riscos do seu negócio e que possam impactar de forma adversa suas operações e seus resultados, inclusive mudanças no cenário macroeconômico e setorial que possam influenciar suas atividades. Atualmente, a Companhia não identifica cenário de aumento ou redução de riscos mencionados acima.

4.3. PROCESSOS JUDICIAIS, ADMINISTRATIVOS E ARBITRAIS EM QUE A COMPANHIA É PARTE, QUE NÃO ESTEJAM SOB SIGILO E QUE SEJAM RELEVANTES

PARA SEUS NEGÓCIOS:

A Companhia é parte em diversos processos administrativos, judiciais e envolvendo tributos, obrigações trabalhistas, responsabilidade civil, ambiental e regulatória dentre outros. Em 31 de março de 2010, o valor consolidado dos processos em que a Companhia figurava como parte representava uma contingência relacionada a ações cuja probabilidade de perda é possível e provável de, aproximadamente, R$ 160,56 milhões, dos quais R$78,54 milhões encontravam-se provisionados.

de 188

A classificação da probabilidade de perda relacionada aos processos que envolvem a Companhia leva em conta o prognóstico de perda “provável”, “possível” ou “remoto”, com base na análise dos fatos alegados na peça processual inicial e os argumentos de defesa, do pleito deduzido em face da situação fática e de direito, da posição jurisprudencial dominante em casos análogos, além da opinião dos advogados internos e externos responsáveis pela condução de cada processo. Os valores a serem provisionados são determinados com base nos valores efetivamente envolvidos no parecer dos advogados externos e internos responsáveis pela condução dos processos, sendo que somente são provisionados os valores relativos aos processos considerados como sendo de perda provável. Tendo em vista o método de provisionamento descrito acima o valor provisionado pela Companhia em relação a cada processo pode não corresponder ao valor das despesas ou perdas que a Companhia venha a efetivamente incorrer. A Companhia possui diversos processos de natureza cível, tributária e trabalhista, os quais entende serem de expectativa de perda remota, em função de tal expectativa não possuem seus valores inseridos no valor total das contingências demonstrado a seguir, em função da natureza subjetiva dos pedidos a eles relativos, e que a Companhia estima não representar contingência relevante. Os litígios mais relevantes para os negócios da Companhia estão descritos abaixo: Processos de natureza Cível e Regulatória A Companhia figura como parte em diversos processos judiciais que versam sobre matéria cível, os quais, em 31 de março de 2010, representavam contingências relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é possível e provável de aproximadamente R$62,53 milhões, dos quais R$ 55,32 milhões encontravam-se provisionados. De uma maneira geral, os processos de natureza cível referem-se a pedidos de restituição dos valores pagos a título de majoração tarifária, efetuados pelos consumidores industriais em decorrência da aplicação das Portarias DNAEE nº 38, de 27 de fevereiro de 1986 e nº 45, de 4 de março de 1986 - Plano Cruzado, que vigoraram de março a novembro daquele ano. Os valores originais estão atualizados de acordo com a sistemática praticada no âmbito do Poder Judiciário. O saldo em 31 de março de 2010 é de R$43,1 milhões (R$41,8 milhões em 31 de dezembro de 2009).

Processos Cíveis e Regulatórios

Processo: nº: 551/2008

a) Juízo Fórum de São José dos Campos - 3ª VARA CÍVEL, comarca de São José dos Campos

b) Instância 1ª Instância

c) Data de instauração

31.03.2008

d) Partes do processo

Autora: Yasmim Aparecida de Almeida Dias (representada por Zoanite Ap. de Sá da Silva) Ré: Bandeirante Energia S.A.

e) Valores, bens ou direitos envolvidos

O contingenciamento desta ação é feito da seguinte forma: danos morais equivalente a 500 salários mínimos, conforme orientação do STJ; os danos materiais e estéticos ainda não são passíveis de quantificação porque ainda não se tem noção da extensão dos danos sofridos pela vítima e do tratamento necessário, perfazendo o montante de R$ 229.805,04, não obstante tenha sido atribuído à causa o valor de R$ 25.000.000,00

f) Principais fatos

A Autora pretende se ver indenizado por ato culposo da Bandeirante. Alega que, no dia 01/03/08 sua filha Yasmim pisou em um cabo de energia elétrico caído no chão o que resultou em sérios danos a menina. Pretende: (i) danos materiais no montante de R$ 2.500.000,00; (ii) danos estéticos no valor de R$ 2.500.000,00, (iii) danos morais no montante de R$ 20.000.000,00, (iv) a concessão de liminar para que a Ré seja obrigada a pagar a Autora o valor de R$ 1.000,00 descontados do pedido formulado em relação aos danos materiais, a fim de contemplar os gastos da Autora.

g) Chance de perda

Possível

h) Análise do impacto em caso de perda do processo

Pagamento de Indenização

de 188

Processo: nº: 551/2008

i) Valor provisionado,

se houver Não Há

Processo nº 403/2008

a) Juízo Fórum de São José dos Campos - 3ª VARA CÍVEL, comarca de São José dos Campos


c) Data de

instauração 28.03.2008

d) Partes do

processo

Autor: Zoanite Aparecida de Sá da Silva

Réu: Bandeirante Energia S.A. e outros

e) Valores, bens ou

direitos envolvidos

O contingenciamento desta ação é feito da seguinte forma: danos morais equivalente a 500

salários mínimos, conforme orientação do STJ e o pensionamento perfazendo o montante de

R$ 456.508,18, não obstante tenha sido atribuído à causa o valor de R$ 32.143.007,05.

f) Principais fatos

Trata-se de demanda pela qual a Autora pretende se ver indenizado por ato culposo da

Bandeirante. Para tanto alega que, no dia 01/03/08sua filha Marina morreu por asfixia por

eletroplessão. Afirma ainda que o trágico acidente ocorreu por negligência da Ré, pelo fato

de haverem cabos de ligação elétrica rompidos, onde permaneceram no solo soltando

faíscas.

g) Chance de perda Possível

h) Análise do

impacto em caso de

perda do processo

Pagamento de Indenização


se houver Não há

Processo nº 2007187728-0

a) Juízo Fórum CENTRAL DE SÃO PAULO - JOÃO MENDES JUNIOR - 34ª VARA CÍVEL da comarca de

SÃO PAULO


c) Data de


d) Partes do

processo

Autor: Bandeirante Energia S.A.

Ré: RTR Serviços Financeiros Ltda., Fernando Luiz Villar Cabral Silva, Hélcio Pinto de Lima, IBP

Inc., Flic Participações Ltda., Bergel Enterprises Ltd. e Lemon Bank Banco Múltiplo S.A

e) Valores, bens ou

direitos envolvidos R$ 13.088.742,84 - Mar/2010

f) Principais fatos

Visa: (i) a condenação da RTR a restituir os R$ 11.260.396,85 que foram arrecadados dos

clientes da Bandeirante, até 31.05.2007, e não repassados; (ii) a desconsideração da

personalidade jurídica da RTR para condenar seus sócios e seus administradores.


h) Análise do

impacto em caso de

perda do processo

Restituição de valores pela RTR

i) Valor

provisionado, se

houver

Não há

de 188

Processo nº: 99.948.835-0

a) Juízo Fórum CENTRAL DE SÃO PAULO - JOÃO MENDES JUNIOR - 22ª VARA CÍVEL da Comarca de

SÃO PAULO


c) Data de


d) Partes do

processo

Autora: CIA SUZANO DE PAPEL E CELULOSE;

Ré: Bandeirante Energia S/A

e) Valores, bens ou

direitos envolvidos R$ 16.947.369,11

f) Principais fatos

Questionamento da validade das portarias 38/86 e 45/86 do DNAEE (Departamento

Nacional de Águas e Energia Elétrica), onde se majorava as tarifas de energia elétrica, pois

nesse mesmo período o governo federal determinou o congelamento de todos os preços,

como tentativa de combater a inflação da época.

g) Chance de perda Provável

h) Análise do

impacto em caso de

perda do processo

Ressarcimento dos valores questionado no período.


se houver R$ 10.537.663,86

Processo nº: 583.00.2006.120969-2

a) Juízo Fórum CENTRAL DE SÃO PAULO - JOÃO MENDES JUNIOR - 1ª VARA CÍVEL da Comarca de

SÃO PAULO


c) Data de


d) Partes do

processo

Autora: ASSOBRAEE - Associação Bras. Cons. de Água e EE;

Ré: Bandeirante Energia S.A.

e) Valores, bens ou

direitos envolvidos Não estimável

f) Principais fatos

A Bandeirante Energia S.A. figura como Ré em Ação Civil Pública com pedido liminar,

proposta pela ASSOBRAEE – Associação Brasileira de Consumidores de Água e Energia

Elétrica, a qual pugna pela declaração de nulidade das portarias 38/86 e 45/86 editadas

pelo DNAEE, as quais foram alegadamente utilizadas pela Bandeirante Energia S.A. no

período compreendido entre março/86 e novembro/86, culminando em um aumento de

20% na cobrança das tarifas de energia elétrica. Nada obstante, a ASSOBRAEE requer a

restituição de 20% dos valores recebidos pela Bandeirante Energia S.A. durante março/86 e

novembro/86. A ação foi julgada procedente, em sede de primeira instância, e a Apelação

da Companhia ainda resta pendente de julgamento.

g) Chance de perda Remoto

h) Análise do

impacto em caso de

perda do processo

Ressarcimento dos valores questionados no período


se houver

Não há.

Processo nº: 2006.209.009405-0

a) Juízo Fórum Regional da Barra da Tijuca - 7ª Vara Cível da Comarca d o Rio de Janeiro


c) Data de


de 188

Processo nº: 2006.209.009405-0


Autora: WHITE MARTINS S/A Ré: Bandeirante Energia S.A.


Não estimável

f) Principais fatos Reflexos decorrentes do Plano Cruzado de 1986 a 2000. O processo em fase pericial e sem sentença.




i) Valor provisionado se houver

Não há

Processo nº: 583.002.000577510-1

a) Juízo Fórum CENTRAL DE SÃO PAULO - JOÃO MENDES JUNIOR - 32ª VARA CÍVEL da Comarca de SÃO PAULO



17.08.2000


Autora: WHITE MARTINS S/A. Ré: Bandeirante Energia S.A.


R$ 17.262.509,91

f) Principais fatos

A Companhia figura como Ré na Ação Ordinária proposta em 28.07.2000 pela S.A. WHITE MARTINS, alegando a ilegalidade da cobrança efetuada pela Companhia, no período compreendido entre fevereiro/86 e novembro/86, pugnando pela declaração de nulidade das portarias 38/86 e 45/86 editadas pelo DNAEE, as quais foram alegadamente utilizadas para a majoração das tarifas de consumo de energia elétrica. A demanda foi julgada procedente e confirmada em segundo grau, mediante Acórdão proferido em 30.01.2006. A Companhia interpôs Recursos Extraordinário e Especial, a fim de atacar a decisão desfavorável, porém, ainda não analisados.

g) Chance de perda Provável



i) Valor provisionado se houver

R$ 10.455.025,37

Processo nº: 2000.001.127615-0 10

a) Juízo Fórum Central do Rio de Janeiro - 10ª Vara Cível da Comarca de Rio de Janeiro



20.09.2000


Autor: White Martins S.A. Ré: Bandeirante Energia S.A.


R$ 59.847.149,58

f) Principais fatos

A Bandeirante Energia S.A. figura como Ré na Ação Ordinária proposta pela S.A. WHITE MARTINS e pela WHITE MARTINS GASES INDUSTRIAIS S.A., alegando a ilegalidade da cobrança efetuada pela Bandeirante Energia S.A., no período compreendido entre março/86 e novembro/86, referente a uma tarifa majorada dos consumidores industriais, sustentada pela Portaria 45 do DNAEE e pleiteando a redução de 16,6% sobre o valor cobrado em razão do consumo de energia. A demanda foi julgada parcialmente procedente para declarar a ilegalidade dos aumentos, e, posteriormente, homologado o laudo pericial, em sede de liquidação de sentença, para arbitrar em 16,6% a redução do valor a ser cobrado pelo consumo de energia das Autoras. A lide encontra-se em sede de Recurso Especial, interposto pela Bandeirante Energia S.A. em 10.05.2010.

g) Chance de perda Remoto


Ressarcimento dos valores questionados.

i) Valor provisionado, se houver

Não há

de 188

Processo: 2006.013460-9 ordem: 1791/06

Em virtude de sua competência processo foi migrado para a Justiça Federal nº 2008.61.19.007886-8

a) Juízo Justiça Federal de Guarulhos - 6ª Vara Cível da Comarca de Guarulhos



01.08.2006


Autor: Defensoria Pública do E. de São Paulo e MPE de São Paulo Ré: Bandeirante Energia S/A


Não Estimado

f) Principais fatos

Discute a possibilidade de interrupção do fornecimento de energia elétrica e de cobrança dos valores tidos como devidos pela Bandeirante, nas situações em que for constatada fraude. Os autores pretendem impedir que essas 2 medidas sejam adotadas pela distribuidora caso ela não tenha certeza da autoria e da materialidade das irregularidades.

g) Chance de perda

Possível


Pagamento de multa


Não há

Processo nº 22002005193-2

a) Juízo Fórum de GUARATINGUETÁ - 1ª VARA CÍVEL da Comarca de GUARATINGUETÁ



01.02.2002


Autor: Maria Nazareth de Carvalho + 8 Ré: Bandeirante Energia S.A.


R$ 13.392.199,84

f) Principais fatos

Trata-se de demanda pela qual o(a) Autor(a) pretende se ver indenizado(a) por suposto ato culposo da Bandeirante. Para tanto, alega que aos 06/01/2.001 os autores estavam trafegando na citada estrada a bordo de um veículo quando se depararam com uma Porteira. No intuito de continuarem sua viagem, ao pararem o veículo o Sr. EDERSON MARCELO DOS SANTOS - pai de um dos Autores, desceu do mesmo a fim de abrir aquela cancela. Assim, com a via desimpedida, o condutor Sr. JOÃO PAULO DE ALMEIDA - filho de dois Autores, deu início a movimentação do automóvel. Neste momento, a Autora Sra. MARIA ANGÊLICA DE CARVALHO DOS SANTOS verificou que havia um fio de distribuição de energia elétrico rompido sob uma árvore na iminência de cair sobre o Sr. EDERSON. Ato contínuo, a mesma gritou alertando-o do perigo. Porém, aquele fio veio a atingir o veículo, energizando-o e criando um arco voltaico ao seu redor, vindo a vitimar naquele momento, de forma letal, o Sr. EDERSON, uma vez que o mesmo encontrava-se na parte traseira do veículo tentando esquivar-se do ocorrido. Em virtude do acidente e ante a gravidade das lesões, posteriormente vieram a falecer o Sr. JOÃO PAULO DE ALMEIDA - condutor do veículo, e o garoto ANDREW LUIS DA SILVA DOS SANTOS. E pelas seqüelas dos ferimentos, sofreram amputações de parte de seus membros inferiores as Sras. MARIA ANGÊLICA DE CARVALHO DOS SANTOS, ZULEIDE APARECIDA DOS SANTOS E SILVA e a garota MARIA NAZARETH DE CARVALHO.

g) Chance de perda

Remoto


Pagamento de Indenização.


Não há

de 188

Processo nº: 583.53.1998.422314-9

a) Juízo 09ª Vara da Fazenda Pública da Comarca de São Paulo


c) Data de


d) Partes do

processo

Autor: Maria da Conceição Alves Dias, Rogério da Silva, Manoel Viegas Neto, José Bitelli Neto

e Antonio Carlos Baltazar

Ré: ENERCORP – Serviços Corporativos Ltda. (atual denominação da EDP Brasil Serviços

Corporativos Ltda.)

e) Valores, bens ou

direitos envolvidos Não estimado

f) Principais fatos

Ação popular visando sanar supostas irregularidades na desestatização da empresa EBE

Empresa Bandeirante de Energia S.A. (EBE), a qual se deu por meio de leilão de venda na

Bolsa de Valores de São Paulo, das ações do capital social da empresa representativas do

seu controle acionário. Os Autores alegam, em síntese, (i) a inobservância de

recomendações de consultores na fixação do preço mínimo, (ii) a falta de representação

dos empregados no Conselho Diretor, (iii) a ofensa ao princípio da liberdade econômica

diante da limitação da quantidade de ações oferecidas aos empregados, (iv) a restrição à

oferta de cotas para os empregados, (v) a lesão aos princípios federativo e da isonomia,

ante a vedação da participação de empresas estatais brasileiras no processo de alienação,

(vi) falta de publicidade dos atos administrativos e (vii) outorga irregular de concessão. A

ENERCORP – Serviços Corporativos Ltda. foi chamada a lide, tendo em vista a aquisição de

parte das ações da EBE - Empresa Bandeirante de Energia S.A. (atual Bandeirante Energia

S.A.). O processo está sem evolução, ainda em fase anterior à dilação probatória. Há

discussão de aspectos preliminares ainda não apreciados pelo juízo e apesar do pedido, no

mérito, remeter à anulação do processo de licitação por suposto prejuízo, em última análise,

se este for constatado, o que não se acredita, caberá à controladora atual o

suporte/indenização desses valores, atualmente, indeterminados. A perda da concessão é

hipótese limite que não se espera.


h) Análise do

impacto em caso de

perda do processo

Anulação do procedimento licitatório relativo ao edital nº EBE – 001/98, bem como a

anulação de todos os atos decorrentes do leilão, inclusive os contratos relativos à venda das

ações representativas do controle acionário da EBE e o contrato de concessão de serviços

públicos. Ainda, requerem a condenação pessoal dos responsáveis pelo procedimento

licitatório


se houver Não há

Processos de natureza Trabalhista A Companhia figura como parte em diversos processos judiciais que versam sobre matéria trabalhista, os quais em 31 de março de 2010, representavam contingências relacionadas a ações cuja probabilidade de perda é possível e provável de, aproximadamente, R$ 29,75 milhões, dos quais R$ 18,22 milhões encontravam-se provisionados. De maneira geral, os processos trabalhistas em que a Companhia é parte, contemplam ações ajuizadas correspondentes aos períodos posteriores a 1º de janeiro de 1998, conforme protocolo de cisão parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. subseqüentemente, nos termos do Protocolo de Cisão Parcial da Companhia ocorrida em 1º de outubro de 2001, cada concessionária (Companhia e Piratininga) é responsável pelas obrigações correspondentes aos empregados alocados nas respectivas regiões assumidas por cada companhia, enquanto que as ações corporativas serão assumidas na proporção percentual dos controladores (Companhia e Piratininga) determinada no respectivo protocolo de cisão. Incluem também diversas ações que questionam, entre outros, pagamentos de horas extras, adicionais de periculosidade e reintegração.

de 188

Processos de natureza Tributária

Em 31 de março de 2010, o valor consolidado dos processos em que a Companhia figurava como parte

representava uma contingência relacionada a ações cuja probabilidade de perda é possível e provável de,

aproximadamente, R$ 68,27 milhões, dos quais R$ 4,99 milhões encontravam-se provisionados.

De maneira geral, os processos fiscais em que a Companhia é parte, contemplam os tributos PIS/PASEP/COFINS e

Imposto de Renda Pessoa Jurídica (“IRPJ”).

Processos Judiciais Tributários

Processo: 1999.61.00.0044512-2

a) Juízo Tribunal Regional Federal da 3ª Região

b) Instância Segunda

c) Data de

instauração

09/09/1999

d) Partes do

processo

Autoras: Bandeirante e Empresa Metropolitana – Eletricidade de São Paulo – Eletropaulo

Ré: União Federal

e) Valores, bens ou

direitos envolvidos

R$ 367.981.471,96 em 31/03/2010 (valores aproximados)

f) Principais fatos Garantia do direito de quitar os débitos das execuções fiscais 98.0518346-7 e 98.0522026-5 com

o benefício da anistia concedida pelas Medidas Provisórias nºs 1858-6 e 1858-8.

No curso do Mandado de Segurança nº 92.0054247-6 (impetrado pela Bandeirante e Empresa

Metropolitana – Eletricidade de São Paulo – Eletropaulo para discutir a constitucionalidade da

COFINS), o fisco federal ajuizou as execuções fiscais nºs 98.0518346-7 e 98.0522026-5, exigindo os

valores da COFINS de 1993 a 1995.

Antes de ocorrer o julgamento do referido mandado de segurança, o Pleno do Supremo

Tribunal Federal fixou entendimento de que a imunidade não abrange a COFINS; assim, o

mandado de segurança impetrado pela Bandeirante e pela Empresa Metropolitana –

Eletricidade de São Paulo – Eletropaulo perdeu seu objeto.

Neste cenário, a União Federal concedeu anistia (por meio das Medidas Provisórias nºs 1858-6 e

1858-8) aos contribuintes que tivessem deixado de recolher tributos por entendê-los indevidos.

Por discordar do entendimento da Procuradoria da Fazenda Nacional de que não faziam jus à

referida anistia, a Bandeirante e a Empresa Metropolitana – Eletricidade de São Paulo –

Eletropaulo efetuaram o depósito judicial dos valores questionados nas execuções fiscais com

o benefício da anistia e em seguida ajuizaram a Ação de Consignação em Pagamento nº

1999.61.00044512-2 com o objetivo de ter reconhecida a quitação das execuções fiscais nº

98.0518346-7 e 980522026-5.

Referida Ação de Consignação em Pagamento foi julgada procedente e as execuções fiscais

nº 98.0518346-7 e 980522026-5 foram declaradas extintas.

A União Federal interpôs recurso de apelação, recebido no duplo efeito, contra a decisão que

declarou extintas as execuções fiscais mencionadas. Este recurso aguarda julgamento pelo

Tribunal Regional Federal da 3ª Região, motivo pelo qual as execuções fiscais ainda não foram

extintas.

g) Chance de perda Remota

h) Análise do

impacto em caso de

perda do processo

Pagamento da diferença entre o valor total exigido nas execuções fiscais e o valor

depositado e convertido em renda da União nos autos da Ação de Consignação em

Pagamento.

i) Valor

provisionado, se

houver

Não há.

de 188

Processo: 361.01.2000.004095-0

a) Juízo Tribunal de Justiça de São Paulo


c) Data de

instauração

24/04/2000

d) Partes do

processo

Autora: Bandeirante Energia S.A.

Ré: Prefeitura Municipal de Mogi das Cruzes

e) Valores, bens ou

direitos envolvidos

R$10.877.955,87 em 31/03/2010 (valores aproximados)

f) Principais fatos Trata-se de demanda judicial pelo qual a Bandeirante requer a concessão de liminar para que:

(i) não seja compelida a efetuar o recolhimento da taxa de uso de terreno municipal pelos

postes de distribuição de energia elétrica, cobrada pelo Município de Mogi das Cruzes; e (ii)

sejam declarados nulos os carnês que geraram referidas cobranças.

O município de Mogi das Cruzes apresentou recurso extraordinário contra o Acórdão que

reconheceu a impossibilidade de se cobrar tributo em razão do uso do passeio público onde

estão instalados os postes e equipamentos de transmissão de energia, que ainda aguarda

julgamento. Como o Recurso Extraordinário interposto pelo Município de Mogi das Cruzes não

possui efeito suspensivo. Aguarda-se a execução do referido acórdão.


h) Análise do

impacto em caso

de perda do

processo

Pagamento dos carnês emitidos pelo Município de Mogi das Cruzes referente à cobrança da

taxa de uso de terreno municipal pelos postes de distribuição de energia elétrica.

i) Valor

provisionado, se

houver

Não há.

Processo: 101.01.2004.001566-6

a) Juízo Tribunal de Justiça de São Paulo


c) Data de

instauração

31/05/2004

d) Partes do

processo


Ré: Prefeitura Municipal de Caçapava

e) Valores, bens ou

direitos envolvidos

R$15.825.654,00 em 31/03/2010 (valores aproximados)

f) Principais fatos Trata-se de demanda judicial onde a Bandeirante requer o reconhecimento da inexigibilidade

da contribuição pecuniária trimestral instituída pelo Município de Caçapava sobre o uso do

solo público e espaço aéreo para implantação de postes e passagem de cabos.

No momento, aguarda-se julgamento pelo Tribunal de Justiça da apelação interposta pela

Municipalidade de Caçapava contra decisão que concedeu parcialmente a segurança

pleiteada pela Bandeirante.


h) Análise do

impacto em caso de

perda do processo

Pagamento da contribuição pecuniária trimestral instituída pelo Município de Caçapava

sobre o uso do solo público e espaço aéreo para implantação de postes e passagem de

cabos no valor de R$ 15.825.654,00.


se houver

Não há

de 188

Processos Administrativos Tributários

Processo: AIIM 3084237-2

a) Juízo Tribunal de Impostos e Taxas


c) Data de

instauração

13/12/2007

d) Partes do

processo

Autora: Fazenda do Estado de São Paulo


e) Valores, bens ou

direitos envolvidos

R$ 75.950.644,00 (valor do AIIM excluído o montante pago no PPI, atualizado até março de 2010

- valores aproximados)

f) Principais fatos Auto de infração lavrado em face da Bandeirante referente a créditos de ICMS, os quais foram

utilizados entre janeiro de 2002 a dezembro de 2003. Parte do valor questionado foi pago pela

Bandeirante no Programa de Parcelamento Incentivado - PPI/2007 e o restante está sendo

discutido administrativamente pela Bandeirante.

Em julgamento realizado em 31/03/2010, o Tribunal de Impostos e Taxas (TIT) anulou a decisão

de 1º instância administrativa em virtude de ausência de fundamentação legal (a decisão

anulada havia sido desfavorável para a Bandeirante tendo em vista que manteve o AIIM). O

processo retornará para a 1ª instância administrativa, que deverá proferir nova decisão.


h) Análise do

impacto em caso de

perda do processo

Pagamento do AIIM.


se houver

Não há

Processo: 11610.00.2968/2007-93

a) Juízo Receita Federal do Brasil

b) Instância Primeira

c) Data de

instauração

05/04/2007

d) Partes do

processo


Ré: Receita Federal do Brasil

e) Valores, bens ou

direitos envolvidos

R$ 41.239.614,20 (valores aproximados até março de 2010)

f) Principais fatos Trata-se de processo administrativo consubstanciado na Declaração de Compensação nº

26965.46305.181103.1.3.04-0814 (DCOMP) apresentada pela Bandeirante em 05/04/2007 para

formalizar a compensação do crédito do Imposto de Renda das Pessoas Jurídicas - IRPJ, com o

débito desse mesmo imposto. Período de apuração: de janeiro a março, junho e dezembro de

2002.

Após a apresentação de DCOMP, em 12/07/2007 sobreveio despacho decisório que a

considerou como "não declarada". Em 20/07/2007 foi protocolado recurso hierárquico que está

pendente de julgamento.

Este crédito tributário encontra-se com a exigibilidade suspensa tendo em vista a sentença

proferida no Mandado de Segurança nº 2007.61.00.021694-6


h) Análise do

impacto em caso de

perda do processo

Pagamento dos débitos compensados na DCOMP no valor de R$ 41.239.614,20.


se houver

Não há

de 188

Processo: 11610.00.9256/2006-14

a) Juízo Receita Federal do Brasil

b) Instância Primeira

c) Data de

instauração

29.09.2006

d) Partes do

processo

Autor: Bandeirante

Réu: Receita Federal do Brasil

e) Valores, bens ou

direitos envolvidos

R$ 29.878.578,36 (valor total das compensações apresentadas em 2007)

f) Principais fatos Objeto: Trata-se de Pedido de Habilitação de Crédito Reconhecido por Decisão Judicial

Transitada em Julgado, nos termos na IN 600/2005, reconhecido no processo nº

1999.61.00.030115-0, a fim de possibilitar a apresentação de Declaração de Compensação

pela Empresa.

Status: O Pedido de Habilitação foi deferido pela Superintendência da Receita Federal em

10/07/2007.

Segundo informado pela Equipe de Gestão Tributária, o crédito de PIS e COFINS que foi

habilitado neste processo já foi integralmente compensado com PIS e COFINS devido pela

própria Bandeirante por meio de 4 Pedidos de Compensação:

-20/06/2007: antes do Pedido de Habilitação ser reconhecido, foi apresentado Pedido de

Compensação, no montante de R$ 2.358.000,00;

- 20/08/2007: Pedido de Compensação no valor de R$ 14.298.241,46 (DCOMP

27796.75191.200807.1.3.54-4340);

- 17/09/2007: Pedido de Compensação no valor de R$ 12.716.147,49 (DCOMP

29939.65334.170907.1.3.54-8502);

- 17/10/2007: Pedido de Compensação no valor de R$ 506.189,41 (DCOMP

03045.11077.171007.1.3.54-6461)

Até o momento não houve qualquer manifestação por parte da Receita Federal do Brasil

sobre estes Pedidos de Compensação.

g) Chance de perda Remoto - O processo de habilitação ao crédito foi julgado procedente para a Bandeirante,

portanto não há risco atrelado a este processo. Entretanto ele permanecerá no nosso

acompanhamento até que haja manifestação da Receita Federal do Brasil sobre os Pedidos

de Compensação.

h) Análise do

impacto em caso de

perda do processo

Pagamento do Tributo


se houver

Não há

Processo: 19515.000780/2003-77

a) Juízo Conselho Administrativo de Recursos Fiscais


c) Data de

instauração 20/03/2003

d) Partes do

processo

Autora: União Federal


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Processo: 19515.000780/2003-77

e) Valores, bens ou

direitos envolvidos R$ 61.022.212,10 (valores aproximados até março de 2010)

f) Principais fatos

Trata-se de auto de infração lavrado em face da Bandeirante por ter deixado de recolher

parcela da Contribuição para Financiamento da Seguridade Social - COFINS sobre os fatos

geradores ocorridos no período de fevereiro a dezembro de 1999, com relação a: (i) diferença

da aplicação da alíquota de 2% (utilizada pela Bandeirante) e alíquota de 3% sobre as receitas

de vendas, e (ii) não inclusão das receitas financeiras na base de cálculo.

Em 25/02/2009 foi protocolada petição requerendo a desistência/renúncia parcial do presente

processo com relação a majoração da alíquota da COFINS, tendo em vista a adesão ao

parcelamento instituído pela Lei n.º 11.941/2009 e o reconhecimento da extinção da outra

parcela do crédito tributário (alargamento da base), em obediência a decisão judicial

passada em julgado no processo judicial n.º 1999.61.00.030115-0. Aguarda apreciação.


h) Análise do

impacto em caso de

perda do processo

Pagamento do Auto de Infração.


se houver Não há

Processos de natureza Ambiental Até 31 de março de 2010, a Companhia não possui processos judiciais e administrativos relevantes que versam sobre a matéria ambiental.

4.4. PROCESSOS JUDICIAIS, ADMINISTRATIVOS E ARBITRAIS EM QUE A COMPANHIA É PARTE, NÃO ESTÃO SOB SIGILO E CUJAS PARTES CONTRÁRIAS

SÃO ADMINISTRADORES OU EX-ADMINISTRADORES, CONTROLADORES OU EX-CONTROLADORES OU INVESTIDORES DA COMPANHIA:

A Companhia não possui processos judiciais, administrativos ou arbitrais cujas partes contrárias sejam administradores ou ex-administradores, controladores ou ex-controladores ou investidores da Companhia.

4.5. IMPACTOS EM CASO DE PERDA E VALORES ENVOLVIDOS EM PROCESSOS SIGILOSOS RELEVANTES EM QUE A COMPANHIA É PARTE:

A Companhia, até a data de 31 de março de 2010, não é parte em processos sigilosos relevantes.

4.6. PROCESSOS JUDICIAIS, ADMINISTRATIVOS E ARBITRAIS REPETITIVOS OU CONEXOS, BASEADOS EM FATOS E CAUSAS JURÍDICAS SEMELHANTES, EM

QUE A COMPANHIA É PARTE, NÃO ESTÃO SOB SIGILO E EM CONJUNTO SÃO RELEVANTES PARA SEUS NEGÓCIOS:

Processos de natureza Cível e Regulatória a) Valores envolvidos: R$ 43,11 Milhões

b) Valores

provisionados:

R$ 43,11 Milhões

c) Prática da

Companhia ou

Controlada que

causou tal

contingência:

Relativo a 221 processos de natureza cível referem-se a pedidos de restituição dos valores

pagos a título de majoração tarifária, efetuados pelos consumidores industriais em

decorrência da aplicação das Portarias DNAEE nº 38, de 27 de fevereiro de 1986 e nº 45, de 4

de março de 1986 - Plano Cruzado, que vigoraram de março a novembro daquele ano. Os

valores originais estão atualizados de acordo com a sistemática praticada no âmbito do

Poder Judiciário.

de 188

Processos de natureza Trabalhistas

a) Valores

envolvidos:

Neste momento não é possível a definição de valores para estes processos, tendo em vista os

períodos postulados e as demais características individuais dos autores em relação às

empresas.

b) Valores

provisionados:

Não há valores provisionados.

c) Prática da

Companhia ou

Controlada que

causou tal

contingência:

Há processos trabalhistas ajuizados contra a Bandeirante que envolvem sua responsabilidade

por obrigações trabalhistas nos períodos posteriores a 1º de janeiro de 1998, conforme

protocolo de cisão parcial da Eletropaulo - Eletricidade de São Paulo S.A. e EBE - Empresa

Bandeirante de Energia. Posteriormente, nos termos do Protocolo de Cisão Parcial da EBE -

Empresa Bandeirante de Energia, ocorrida em 1º de outubro de 2001, a atual Bandeirante e a

CPFL – Companhia Piratininga de Força e Luz, se tornaram responsáveis pelas obrigações

correspondentes aos empregados alocados nas respectivas regiões assumidas pelas

empresas, ao passo que as responsabilidades das ações corporativas são repartidas na

proporção percentual determinada no respectivo protocolo de cisão.

4.7. OUTRAS CONTINGÊNCIAS RELEVANTES NÃO ABRANGIDAS PELOS ITENS ANTERIORES.

Em 31 de março de 2010, a Companhia não possui outras contingências relevantes além daquelas descritas neste

item 4 do Formulário de Referência.

4.8. RESTRIÇÕES IMPOSTAS A EMISSORES ESTRANGEIROS.

Não aplicável, pois a Companhia não é estrangeira.

5. RISCOS DE MERCADO

5.1. RISCOS DE MERCADO A QUE A COMPANHIA ESTÁ EXPOSTA, INCLUSIVE EM RELAÇÃO A RISCOS CAMBIAIS E A TAXA DE JUROS:

Além dos riscos indicados no item 4.1 deste Formulário de Referência, a Companhia está exposta a riscos de

mercado decorrentes de suas atividades envolvendo principalmente a possibilidade de mudanças nas taxas

de juros, flutuações na taxa de câmbio e risco de crédito. Além disso, os principais fatores macroeconômicos

que podem influenciar os negócios da Companhia estão descritos abaixo.

Risco de crédito. O risco de crédito configura-se, principalmente pelas atividades desenvolvidas pela

Companhia, decorrente do faturamento a receber de consumidores. Adicionalmente, parte dos valores a

receber relativos às transações de compra de energia e encargos de serviço do sistema, realizados no

âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE, está sujeita a modificação dependendo

de decisão de processos judiciais em andamento, movidos por algumas empresas do setor, relativos à

interpretação das regras do mercado vigentes de junho de 2001 a fevereiro de 2002.

Risco de vencimento antecipado. A Companhia possui debêntures, contratos de empréstimo e

financiamento, bem como notas promissórias com cláusulas restritivas que, em geral, requerem a

manutenção de índices econômico-financeiros em determinados níveis (covenants financeiros) e de

outras condições. O descumprimento dessas restrições poderá implicar o vencimento antecipado das

dívidas da Companhia, o que pode causar um impacto adverso relevante nos seus resultados

operacionais e da Companhia.

de 188

Risco de escassez de energia elétrica. A matriz energética brasileira é predominantemente hídrica e um

período prolongado de escassez de chuva reduziria o volume de água nos reservatórios das usinas

hidrelétricas, podendo ocasionar aumento no custo de aquisição de energia no mercado de curto prazo

e na elevação nos valores de encargos de sistema elétrico em decorrência do aumento do despacho das

usinas termoelétricas. Numa situação extrema, como ocorrido no Brasil no ano de 2001, poderia vir a ser

adotado programa de racionamento que implicaria em redução de receita.

Risco de Taxa de Juros. O endividamento da Companhia está sujeito a variações na taxa de juros que

podem elevar o custo de financiamento. Além disso, a Companhia apresenta ativos e passivos

regulatórios com saldo negativo, em 31 de março de 2010, de R$ 11.191 mil. Esses ativos e passivos

regulatórios estão acrescidos de taxas de juros variáveis. Assim, o passivo total líquido do ativo e passivo

regulatório era de R$1.810 milhões em 31 de março de 2010. Considerando um aumento hipotético de 100

pontos base nas taxas de juros aplicáveis aos ativos e passivos expostos ao risco, resultaria em um aumento

dos encargos financeiros na ordem de R$111,9 milhões.

Risco de Taxas de Câmbio. Em 31 de março de 2010, a Companhia possuía R$ 218.507 milhões em

empréstimos e financiamentos de longo prazo e R$ 308.447 milhões em empréstimos e financiamentos de

curto prazo. No mesmo período, o saldo da conta de debêntures era de R$ 83.497 milhões no curto prazo.

A totalidade da dívida da Companhia em moeda estrangeira está vinculada a contratos de hedge

cambial.

A Companhia não mantém quaisquer operações, contratos, obrigações ou outras operações passíveis de

gerar um efeito relevante, presente ou futuro, na sua situação financeira e mudanças na sua situação

financeira, receitas ou despesas, resultados operacionais, liquidez, gastos com capital ou recursos de capital,

não registradas no balanço patrimonial.

Além dos riscos de mercado dispostos acima, a Companhia está sujeita aos seguintes riscos

macroeconômicos:

O Governo Federal exerceu e continua a exercer influência significativa sobre a economia brasileira. Esta

influência, bem como as condições políticas e econômicas brasileiras, podem afetar adversamente as

atividades da Companhia.

A economia brasileira tem sido marcada por frequentes, e por vezes significativas, intervenções do Governo

Federal, que frequentemente modifica as políticas monetária, de crédito, fiscal e outras. As ações do Governo

Federal para controlar a inflação e efetuar outras políticas envolveram no passado, entre outras, aumentos nas

taxas de juros, mudanças na política fiscal, controle de preço, desvalorização da moeda, controles no fluxo de

capital e determinados limites sobre as mercadorias e os serviços importados. A Companhia não tem controle e

não pode prever quais medidas ou políticas o Governo Federal poderá adotar no futuro. Os negócios,

condição financeira e resultados das operações da Companhia podem ser adversamente afetados em razão

de mudanças na política pública em nível federal, estadual e municipal, referentes a tarifas públicas e controles

de câmbio, bem como de outros fatores, tais como:

taxas de juros;

controle no câmbio e restrições a remessas ao exterior;

variações nas taxas de câmbio;

inflação;

liquidez no mercado doméstico financeiro e de capitais e mercado de empréstimos;

política fiscal e regime tributário, incluindo alterações na legislação tributária e trabalhista; e

medidas de cunho político, social e econômico que ocorram ou possam afetar o Brasil.

de 188

Um exemplo recente de modificação legal foi a imposição de IOF/Câmbio sobre os valores ingressados no País

por investidores não residentes no País para aplicações no mercado financeiro e de capitais, à alíquota de 2%,

a partir de 20 de outubro de 2009. A incerteza quanto à implementação de mudanças por parte do Governo

Federal nas políticas ou normas que venham a afetar esses ou outros fatores no futuro pode contribuir para a

incerteza econômica no Brasil. Sendo assim, tais incertezas e outros acontecimentos futuros na economia

brasileira poderão prejudicar as atividades, os resultados operacionais da Companhia.

Esforços do governo para combater a inflação podem retardar o crescimento da economia brasileira e

prejudicar os negócios da Companhia.

No passado, o Brasil sofreu com taxas de inflação extremamente altas e, consequentemente, adotou

políticas monetárias que resultaram em uma das maiores taxas reais de juros do mundo. Entre 2004 e

dezembro de 2009, a taxa SELIC variou entre 19,77% e 8,64% ao ano, conforme dados extraídos da

Bloomberg. A inflação e as medidas adotadas pelo governo brasileiro para combatê-la, principalmente

por meio do Banco Central do Brasil, tiveram e podem voltar a ter efeitos consideráveis sobre a economia

brasileira e sobre os negócios da Companhia. As rigorosas políticas monetárias com altas taxas de juros

podem restringir o crescimento do Brasil e a disponibilidade de crédito. De modo inverso, políticas

governamentais e monetárias mais brandas e a diminuição das taxas de juros podem desencadear

aumentos das taxas inflacionárias e, em consequência, a volatilidade do crescimento e a necessidade de

súbitos e significativos aumentos das taxas de juros. Além disso, a Companhia pode não ter condições de

ajustar os preços praticados para compensar os efeitos da inflação na sua estrutura de custos. Qualquer

destes fatores poderia afetar os negócios da Companhia negativamente.

A instabilidade cambial pode prejudicar a economia brasileira, bem como a Companhia.

Durante as últimas décadas, a moeda brasileira teve frequentes e substanciais variações em relação ao

dólar americano e a outras moedas estrangeiras. Conforme dados e informações extraídos da Bloomberg,

entre 2000 e 2002, o Real desvalorizou-se consideravelmente em comparação ao Dólar, chegando a uma

taxa de R$3,53 por US$1,00 no final de 2002. Entre 2003 e meados de 2008, o Real valorizou-se

significativamente em relação ao Dólar, impulsionado pela estabilização do ambiente macroeconômico

e por um forte aumento dos investimentos estrangeiros no Brasil, com a taxa de câmbio atingindo R$1,56

por US$1,00 em agosto de 2008. No contexto da crise que atinge os mercados financeiros globais desde

meados de 2008, o Real desvalorizou-se 31,9% em relação ao Dólar ao longo de 2008, alcançando a taxa

de R$2,337 por US$1,00 no final de 2008 e encerrou o exercício social de 2009 com a taxa de câmbio de

R$1,74 por US$1,00. Em 31 de março de 2010, a taxa de câmbio era de R$ 1,78 por US$ 1,00.

A desvalorização do Real em relação ao Dólar poderia criar pressões inflacionárias no Brasil e causar o

aumento das taxas de juros, o que, por sua vez, poderia afetar negativamente o crescimento da economia

brasileira de modo geral e prejudicar tanto a situação financeira como os resultados operacionais da

Companhia, além de restringir o acesso aos mercados financeiros internacionais e determinar intervenções

governamentais, inclusive por meio de políticas recessivas. Além disso, a desvalorização do Real em relação ao

Dólar poderia, como no contexto da atual desaceleração da atividade econômica, levar à redução do

consumo, a pressões deflacionárias e a um menor crescimento da economia de modo geral. Por outro lado, a

valorização do Real em relação ao Dólar e a outras moedas estrangeiras poderia resultar na piora da balança

comercial brasileira, bem como refrear o crescimento baseado nas exportações. Conforme indicado acima

neste item, a Companhia mantém operações com base na variação cambial. Dependendo das

circunstâncias, a desvalorização ou a valorização do Real poderia ter um efeito adverso relevante e negativo

no crescimento da economia brasileira, bem como nos negócios da Companhia.

de 188

5.2. POLÍTICA DE GERENCIAMENTO DE RISCOS DE MERCADO DA COMPANHIA, OBJETIVOS, ESTRATÉGIAS E INSTRUMENTOS:

As principais ameaças ao desempenho dos negócios são mapeadas, identificadas e têm seu impacto

mensurado com o apoio de metodologias e ferramentas desenvolvidas para cada tipo de risco. Esse

processo tem coordenação global e inclui um Portal de Riscos na internet (“Portal”). O tratamento ocorre

pela sua mitigação ou eliminação, via mecanismos de defesa ou planos de contingência, sempre

especificados no Portal. Todos os materiais e relatórios relevantes para o acompanhamento dos riscos são

cadastrados no Portal e atualizados de acordo com a periodicidade da informação.

Em modelo descentralizado de gestão, a auditoria interna faz a supervisão dos riscos corporativos, estando

diretamente ligada à presidência da Companhia, enquanto os riscos das atividades rotineiras são

monitorados pelos respectivos gestores. Está em elaboração um novo mapeamento de todos os riscos aos

quais as atividades estão expostas, com o objetivo de rever as relações de incidência e impacto, assim

como o apetite da Companhia ao risco, como parte da definição estratégica de riscos controlados.

Esse processo está sendo norteado por aspectos de sustentabilidade, com o objetivo de aperfeiçoar

instrumentos e manter a aderência aos princípios que conduzem a atuação da Companhia. Atende

também ao Princípio da Precaução, pelo qual a ausência de absoluta certeza científica não deve ser

utilizada como razão para postergar medidas eficazes e economicamente viáveis para prevenir a

degradação ambiental ou danos à saúde humana.

a) Riscos para os quais se busca proteção.

Gerenciamento de riscos do setor elétrico

Energético – O cenário de oferta e demanda de energia nas diferentes regiões do País é avaliado pela

Diretoria de Planejamento Energético e pela Gerência de Riscos Energéticos da Companhia, que

consideram um horizonte de cinco anos, além de analisar as variáveis macro e microeconômicas e as

especificidades de cada mercado de atuação. Quando os riscos ultrapassam os limites definidos pela

política da Companhia, é elaborado e apresentado à Diretoria-executiva da Companhia um relatório de

impactos e ações mitigadoras. Esse processo é realizado com o apoio de softwares e modelos estatísticos

desenvolvidos pela Companhia. O modelo inclui a identificação, a parametrização, a avaliação e o

controle do risco, com o objetivo de antecipar potenciais impactos sobre as áreas de distribuição de

forma a prepará-las para assegurar o fornecimento de energia, ampliar a receita e minimizar eventuais

prejuízos.

Regulatório – Com atividades de distribuição reguladas e fiscalizadas pela ANEEL, os principais riscos

regulatórios são representados pelas revisões tarifárias e investimentos determinados pelo órgão regulador.

A Companhia mantém uma área de Assuntos Regulatórios, que centraliza o relacionamento com a ANEEL

e acompanha o cumprimento das obrigações estabelecidas nos contratos de concessão e legislação

pertinente.

Gerenciamento de Riscos da Companhia

Operacionais – Um Plano de Gestão de Crise, em fase de implementação, engloba vários cenários, tais

como interrupção de fornecimento de eletricidade, acidentes de trabalho, greves, desastres naturais,

colapso de tecnologia de informações e telecomunicações, pandemias, além de um plano de

comunicação e um modelo de governança para a gestão de crise. O plano foi elaborado pelo Comitê

de Segurança e Gerenciamento de Crise da EDP Energias do Brasil S.A., instância criada em 2008 com o

objetivo de gerir de forma integrada os assuntos relacionados à segurança global da empresa. Suas

responsabilidades incluem, dentre outras, transmitir a visão estratégica de segurança, avaliar a

abrangência dos requisitos de segurança, garantir a conscientização das pessoas e analisar incidentes,

dentre outras. Na Companhia, os Centros de Operação de Sistema (COS) podem ser operados

remotamente a partir de qualquer unidade, de forma a minimizar riscos operacionais. Em 2009, foi

elaborado um Plano de Atendimento às Emergências (PAE) na Companhia, com medidas de prevenção

e combate a incêndio, mitigação de impactos à segurança de pessoas e à integridade de máquinas e

equipamentos, assim como prevenção ambiental.

de 188

Financeiros – As decisões sobre ativos e passivos financeiros são orientadas por uma Política de Gestão de

Riscos Financeiros, que estabelece condições e limites de exposição a riscos de mercado, liquidez e

crédito. A política determina níveis de concentração de aplicações em instituições financeiras de acordo

com o rating do banco e o montante total das aplicações da Companhia no Brasil, de forma a manter

uma proporção equilibrada e menos sujeita a perdas. Define, ainda, que a Companhia não negocia

contratos de derivativos além de valores relacionados a hedge de dívida em moeda estrangeira, para

travar o risco de fortes variações cambiais. Em 31 de dezembro de 2009, os compromissos em moeda

externa referiam-se a uma operação de empréstimo do BID contraído pela Companhia, em 2004 e

representava 3,2% do endividamento da Companhia, sendo essa dívida totalmente protegida por hedge

cambial. Essa política também prevê prazos para vencimento e liquidação de compromissos, evitando,

assim, a concentração de compromissos em um mesmo período. Semanalmente, é apresentado à

Diretoria-executiva um relatório sobre posição de caixa e aplicações financeiras, discriminando as

operações de acordo com a política de riscos e as contrapartes. No gerenciamento desses riscos, a

Companhia utiliza ferramentas como o Risk Control, para cadastro e monitoramento de todas as posições,

e VaR (Value at Risk) para quantificar a exposição ao risco.

Mercado – Esse risco engloba inadimplência dos clientes, Preço de Liquidação das Diferenças (PLD),

perdas não técnicas e variação nos preços de energia. Sua mitigação inclui ações de combate a perdas,

regularização de ligações clandestinas e a atuação em regiões com atividades econômicas e

características próprias.

Ambientais – Abrangem o risco de não cumprimento de condicionantes estabelecidas nos processos de

licenciamento ambiental; de acidentes com equipamentos que contêm óleo isolante, com consequente

derramamento; e de exposição a desastres naturais ocasionados por fortes chuvas e ventos. Todos os

empreendimentos e atividades da Companhia são desenvolvidos em conformidade com a Política de

Sustentabilidade do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. e a Política Integrada de Meio Ambiente, Saúde e

Segurança, que dispõem, entre outros, sobre o compromisso de preservação do meio ambiente.

Para a mitigação dos efeitos de uma emergência ambiental a Companhia dispõe de uma série de

procedimentos que são postos em prática de acordo com a situação revelada. Um exemplo é o Plano de

Emergência e Contingência Integrados, que inclui medidas de prevenção e combate a incêndio,

mitigação de impactos à segurança de pessoas e à integridade de equipamentos, assim como

prevenção ambiental. Outro procedimento importante, voltado ao rápido restabelecimento do sistema

elétrico é o Plano de Ação para Atendimento a Ocorrências de Grande Vulto como, por exemplo, a

explosão de um equipamento ou a queda de uma torre. Para a temporada de verão, cujos eventos

climáticos se apresentam com maior intensidade, a Companhia dispõe do Plano Verão que se resume em

um conjunto de procedimentos e medidas operacionais adotadas entre os meses de novembro e março

prevendo o reforço do número de equipes de atendimento, a ampliação dos estoques de materiais e

equipamentos para reposição, a manutenção preventiva em trechos críticos da rede elétrica. Ademais,

ressalta-se que a empresa realiza o monitoramento em tempo real de todas ocorrências elétricas, bem

como das descargas atmosféricas através do Centro de Operação do Sistema - COS, localizado em Mogi

das Cruzes, em conjunto com Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais - INPE, ferramentas que

proporcionam importante redução no tempo de resposta às emergências.

b) Estratégia de proteção patrimonial (hedge).

Uma vez identificados os riscos a serem mitigados, a Companhia buscará junto ao mercado o instrumento que

melhor atenderá à demanda, e assim efetuaremos a contratação do hedge.

Quanto à decisão do instrumento, devemos considerar:

•Situação de liquidez da Companhia;

•Condição de crédito junto ao mercado financeiro; e

•Cenário de mercado.

de 188

A cotação do hedge, independentemente do instrumento, deverá ocorrer levando-se sempre em conta os

seguintes aspectos:

•Análise de crédito da contraparte;

•Covenants existentes nos contratos dos passivos financeiros da Companhia; e

•Spread da instituição financeira

c) Instrumentos utilizados para proteção patrimonial (hedge).

Os instrumentos utilizados pela Companhia são: Swaps, Dólar Futuro, NDFs (Non Deliverable Fowards), Calls, Puts,

Collars e apólices de seguros.

Com o intuito de mitigar a exposição de as suas dívidas em moeda estrangeira às oscilações da taxa de

câmbio e taxas de juros, a Companhia realizou operações de hedge com o Banco Citibank e o Banco JP

Morgan. O valor contábil, correspondente ao valor de mercado dessas operações, em 31 de março de

2010, foi negativo em R$18,8 milhões. Os efeitos de ganhos ou perdas decorrentes de operações com

instrumentos financeiros derivativos são reconhecidos nos resultados na linha “Resultado Financeiro”.

O quadro abaixo apresenta todas as operações de instrumentos financeiros derivativos realizadas pela

Bandeirante, assim como os respectivos valores justos calculados pela administração da Companhia e da

EDP – Energias do Brasil S.A.:

Descrição Controlada Contraparte Inicio Vencimento Posição 31/3/2010 31/12/2009 31/3/2010 31/12/2009 31/3/2010 31/12/2009 31/3/2010 31/3/2009

Swap

Ativo Libor + 4,00 % aa - - - (60)

Passivo 97,94% do CDI - - - 139

- - - (199)

Ativo Libor + 4,375 % aa 9.532 10.531 402 81

Passivo 104,69% do CDI 18.853 21.151 467 210

(9.321) (10.620) (65) (129)

Ativo Libor + 4,00 % aa - - - (22)

Passivo 118,94% do CDI - - - 49

- - - (71)

Ativo Libor + 4,375 % aa 3.577 3.950 151 29

Passivo 118,94% do CDI 6.402 7.200 177 41

(2.825) (3.250) (26) (12)

Ativo Libor + 4,00 % aa - - - (37)

Passivo 106,30% do CDI - - - 77

- - - (114)

Ativo Libor + 4,375 % aa 5.982 6.621 252 49

Passivo 109,70% do CDI 10.194 11.483 266 87

(4.213) (4.862) (14) (38)

Ativo Libor + 4,375 % aa 4.785 5.297 201 41

Passivo 109,50% do CDI 7.244 8.169 189 35

(2.459) (2.872) 12 6

Ativo Libor + 4,00 % aa - - - (30)

Passivo 98,00% do CDI - - - 58

- - - (88)

Ativo USD - - - -


- - - (1)

Ativo EURO - - - -


- - - (4)

Ativo USD - - - (6)


- - - (14)

Total (18.818) (21.604) (93) (465)

BANDEIRANTE

Efeitos no ResultadoNocional USD/EUR Nocional R$/USD Valor Justo

Bandeirante Energia S/A






Banco Citibank

Banco Citibank

Banco Citibank






Banco Citibank

Banco JP Morgan

Banco JP Morgan

Banco JP Morgan

Banco JP Morgan

Banco JP Morgan

Banco JP Morgan

Banco Citibank 11-fev-05

11-jul-05 2-jan-09

28-jan-09

2-jan-0928-jul-04

5-abr-06 13-fev-09

14-fev-125-abr-06

5-abr-06 14-fev-12

13-fev-095-abr-06

14-dez-04 14-fev-12

13-fev-0914-dez-04

19-mar-04 14-fev-12

13-fev-0919-mar-04 -

5.188

-

1.946

-

3.243

2.594

-

-

-

- - - -

- - -

- - -

- - -

2.918 4.517 7.598

10.524 5.646 3.648

- - -

2.189 3.388 6.062

- - -

5.837 9.034 17.005

- - -

A estimativa do valor justo dos instrumentos financeiros de derivativos foi elaborada com base em modelos de fluxos futuros descontados a valor presente, comparação com transações semelhantes contratadas em datas próximas ao encerramento dos períodos, bem como comparações com parâmetros médios de mercado das operações através das curvas de juros da BM&FBovespa, utilizando-se a taxa DI futura da BM&FBovespa.

de 188

A Companhia não realiza operações com instrumentos derivativos com finalidade especulativa, mas tão

somente como forma de mitigar os riscos de sua exposição a riscos financeiros.

Análise de Sensibilidade

Nos quadros a seguir foram considerados cenários de taxas e moedas estrangeiras, com os respectivos

impactos nos resultados da Companhia, com as exposições aplicáveis de flutuação no câmbio de

moedas estrangeiras, de taxas de juros e outros indexadores, até as datas de vencimento dessas

transações. O cenário provável foi determinado a partir do plano de negócios da Companhia aprovado

pela administração e pela administração da EDP – Energias do Brasil S.A., no qual as premissas adotadas

levaram em consideração os dados macroeconômicas obtidos do relatório Focus emitido pelo Banco

Central do Brasil, e também consideram os saldos em aberto em 31 de março de 2010. Os cenários II e III

representam 25% e 50% de deterioração, respectivamente, e os cenários IV e V representam 25% e 50% de

apreciação, respectivamente. As análises de sensibilidade apresentadas a seguir referem-se aos saldos de

operações com instrumentos financeiros na data do balanço.

de 188

Essas análises de sensibilidade foram preparadas de acordo com a Instrução CVM nº 475/2008, tendo como objetivo mensurar o impacto à mudanças nas variáveis de mercado sobre cada instrumento financeiro da Companhia. Não obstante, a liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores diferentes dos estimados devido à subjetividade que está contido no processo utilizado na preparação dessas análises. d) Parâmetros utilizados para o gerenciamento destes riscos. Os parâmetros utilizados para o gerenciamento dos riscos da Companhia são: - Estabelecimento da moeda funcional da Companhia (Real – BRL); - Estabelecimento do horizonte de tempo a ser monitorado. Este é um ponto de extrema importância, pois há uma relação de risco vs disponibilidade de instrumentos de proteção. Caso haja dívidas de longo prazo (superior a dois anos) pode haver dificuldades na estruturação de operações de hedge com custos aceitáveis. Por outro lado, a limitação do prazo de avaliação pode representar a assunção de riscos significativos para os fluxos de caixa mais longos. (Inicialmente será adotado o horizonte completo do endividamento); - Estabelecimento de procedimentos para marcação a mercado; - Estabelecimento de procedimentos e parâmetros para cálculo de risco (VaR, TH=10 dias úteis, IC=95%); - Estabelecimento de limites de VaR. (inicialmente serão adotados: limite máximo de 8,5% com alerta em 5,0%); - Estabelecimento de cenários de estresse (inicialmente serão adotados os cenários de estresse da BM&FBOVESPA. Estes cenários serão atualizados mensalmente); - Estabelecimento da periodicidade de avaliação de risco (semanal); - Avaliação anual de ativos para cobertura de seguros.

de 188

e) Instrumentos financeiros operados pela Companhia com objetivos diversos de proteção patrimonial (hedge) e quais são os objetivos. A Companhia opera instrumentos financeiros com o objetivo exclusivo de proteção patrimonial (hedge). f) Estrutura organizacional de controle de gerenciamento de riscos. A Companhia possui e segue a Política de Gestão de Riscos e a área de Auditoria e Risco Corporativo atua como um facilitador do processo de Gestão de Riscos na EDP Energias do Brasil S.A. auxiliando na identificação e gerenciamento das origens de riscos de negócio, bem como assessorando no monitoramento contínuo da aderência dos objetivos de negócio às políticas, às leis e às regulamentações vigentes e ao grau de exposição aos riscos. Deve prover, de forma integrada, o monitoramento da gestão de riscos desenvolvida nas áreas corporativas e unidades de negócio, garantindo aderência dos processos e controles internos, às normas nacionais e internacionais, e agregando valor aos negócios através da consolidação de políticas e estratégias alinhadas com o planejamento de negócios da EDP Energias do Brasil S.A. A área de Auditoria e Risco Corporativo reporta-se diretamente à Presidência do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. Para mais informações, ver o subitem 5.2. “a” deste Formulário de Referência. g) Adequação da estrutura operacional e controles internos para verificação da efetividade da política adotada. Diversos membros da Diretoria compõem o Comitê de Risco que, periodicamente, reúnem-se para monitorar a aderência aos limites de risco estabelecidos nas políticas aprovadas neste Comitê.

5.3. ALTERAÇÕES SIGNIFICATIVAS NOS PRINCIPAIS RISCOS DE MERCADO OU NA POLÍTICA DE GERENCIAMENTO DE RISCO EM RELAÇÃO

AO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL:

No último exercício social não houve alterações significativas nos principais riscos de mercado, bem como no monitoramento de riscos pela Companhia.

5.4. OUTRAS INFORMAÇÕES QUE A COMPANHIA JULGA RELEVANTES:

Está em andamento o aperfeiçoamento do regulamento para o 3º ciclo de revisões de tarifas de distribuição de energia a partir de 2011.

Parcela importante da tarifa e da remuneração do negócio é baseada na remuneração do

conjunto de ativos. A ANEEL implantará nova sistemática de descrição, controle e valorização

mais detalhada e restritiva da base de remuneração regulatória através da implantação de um

novo manual de controle patrimonial. Também será ajustada a metodologia do Banco de Preço

que será objeto de avaliação e comparação com os preços de módulos construtivos padrões

estabelecidos pela ANEEL.

A metodologia da Empresa de Referência deverá ser novamente aperfeiçoada pela ANEEL,

reforçando os estímulos à maior eficiência.

A taxa de remuneração regulatória dos investimentos das distribuidoras de energia elétrica deverá

sofrer ajuste considerando os novos parâmetros de cálculo do custo médio ponderado do capital

e risco soberano do Brasil que devem resultar em uma redução da taxa de remuneração.

Também está em discussão a introdução de mecanismos que reduzam a assimetria tarifária entre as várias

regiões do Brasil. O governo, por meio da ANEEL e MME, está buscando estabelecer mecanismo

econômico que reduza a diferença entre as tarifas pagas pelos consumidores nos vários Estados brasileiros.

de 188

Estão em andamento no Congresso Nacional iniciativas legislativas que visam a alterações às normas trabalhistas e trazem impactos sobre o custo de pessoal como a restrição para a terceirização de atividades e a redução da jornada de trabalho. As distribuidoras deverão recontratar grandes blocos de energia a partir de 2012 para substituir os contratos de energia firmados a partir de 2004 e essa recontratação dependerá das condições que serão estabelecidas na renovação das concessões que em parte significativa vencerão em 2015, assim como o impacto à modicidade das tarifas.

6. HISTÓRICO DA COMPANHIA

6.1. CONSTITUIÇÃO DA COMPANHIA:

a) data: 22 de dezembro de 1997 b) forma: constituída sob a forma de sociedade por ações c) país de constituição: Brasil

6.2. PRAZO DE DURAÇÃO:

O prazo de duração da Companhia é indeterminado.

6.3. BREVE HISTÓRICO DA COMPANHIA:

A Companhia foi originada com a fundação da The São Paulo Tramway, Light and Power Co., Ltd., em 1899 em Toronto, Canadá, a qual foi autorizada, por decreto do presidente Campos Sales, a atuar no Brasil. Em 1904, estendeu seu mercado ao Rio de Janeiro, fundando a The Rio de Janeiro Tramway, Light and Power Co., Ltd. A partir de 1912, essas empresas passaram a ser controladas pela holding Brazilian Traction Light and Power Co., Ltd. Em 1956, o grupo reestruturou-se, passando a ter como controlador a Brascan Limited. Em 1979, o governo brasileiro, por meio das Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, adquiriu da Brascan Limited o controle acionário da então Light – Serviços de Eletricidade S.A. (“Light”) Em 1981, o Governo do Estado de São Paulo adquiriu da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS o subsistema paulista da Light, criando a Eletropaulo – Eletricidade de São Paulo S.A. Com a aprovação do Conselho Diretor do PED – Programa Estadual de Desestatização, a partir de 1º de janeiro de 1998, a Eletropaulo – Eletricidade de São Paulo S.A. foi cindida, dando origem a quatro empresas independentes: a Bandeirante Energia S.A. (anteriormente denominada EBE – Empresa Bandeirante de Energia S.A.), a Eletropaulo – Metropolitana Eletricidade de São Paulo S.A., a Empresa Paulista de Transmissão de Energia Elétrica S.A. – EPTE e a Empresa Metropolitana de Águas e Energia S.A. – EMAE. Como conseqüência das medidas implementadas pelos Governos Federal e Estadual na década de 90, visando transferir empresas controladas pelos Municípios, Estados e União à iniciativa privada, a Bandeirante foi privatizada em 17 de setembro de 1998, data em que 29,80% de seu capital social, correspondente a 11.010.661.268 (onze bilhões, dez milhões, seiscentas e sessenta e uma mil, duzentas e sessenta e oito) ações ordinárias, foi adquirido pelo consórcio Luso-Brasileiro, formado pela Enerpaulo – Energia Paulista Ltda., controlada pela EDP – Energias de Portugal S.A., e pela Draft 1 Participações S.A., controlada pela Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL. Para adquirir o controle da Bandeirante, o consórcio Luso-Brasileiro dispendeu, aproximadamente, R$ 1,014 bilhão. Em 1º de outubro de 2001 foi aprovada, em Assembléia Geral Extraordinária, a cisão parcial da Bandeirante, com versão da parcela cindida do seu patrimônio para a Companhia Paulista de Força e Luz – CPFL, nos termos do protocolo e da justificação da cisão nesta mesma Assembléia. A Bandeirante cindida ficou com 51,36% do antigo mercado e passou a ser controlada pela Enerpaulo – Energia Paulista Ltda. Como parte da reestruturação societária do Grupo EDP Energias do Brasil S.A., em Assembléia realizada em 31 de outubro de 2002, a Bandeirante incorporou parcela cindida do capital da controladora Enerpaulo – Energia Paulista Ltda., que foi extinta mediante a incorporação da parcela remanescente do seu patrimônio pela EDP – Energias do Brasil S.A., a qual passou a deter o controle da Bandeirante.

de 188

Eventos Recentes Relevantes Conforme autorizado pela ANEEL em 25 de abril de 2005, por meio da Resolução Autorizativa nº. 164, a EDP Energias do Brasil S.A. incorporou as ações da Bandeirante, transformando-a em subsidiária integral desta. Neste processo, os acionistas minoritários da Companhia receberam ações da EDP Energias do Brasil S.A. em troca de suas participações. Atualmente, 64,8% do capital social EDP - Energias do Brasil S.A. é detido, direta e indiretamente, pela EDP - Energias de Portugal S.A., sendo que os 35,2% restantes são detidos por acionistas minoritários.

6.4. DATA DO REGISTRO NA CVM:

Registro obtido em 27 de março de 1998 sob o n.º 01698-5.

6.5. PRINCIPAIS EVENTOS SOCIETÁRIOS (EVENTO; PRINCIPAIS CONDIÇÕES DO NEGÓCIO, SOCIEDADES ENVOLVIDAS, EFEITOS RESULTANTES

DA OPERAÇÃO NO QUADRO ACIONÁRIO E QUADRO SOCIETÁRIO ANTES E DEPOIS DA OPERAÇÃO):

Os principais eventos societários da Companhia constam dos itens 6.3. e 8.3 deste Formulário de Referência. Por fim, não houve eventos societários na Companhia anteriores a 2007.

6.6. PEDIDOS DE FALÊNCIA FUNDADOS EM VALOR RELEVANTE E PEDIDOS DE RECUPERAÇÃO JUDICIAL OU EXTRAJUDICIAL:

Não houve pedido de falência fundado em valor relevante ou de recuperação judicial ou extrajudicial da Companhia.

6.7. OUTRAS INFORMAÇÕES QUE A COMPANHIA JULGA RELEVANTES:

Adicionalmente às informações prestadas acima, a Companhia entende não haver informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 6 do Formulário de Referência.

7. ATIVIDADES DA COMPANHIA

7.1. DESCRIÇÃO SUMÁRIA DAS ATIVIDADES DESENVOLVIDAS PELA COMPANHIA E POR SUAS CONTROLADAS:

A Bandeirante é uma das principais concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica do Estado de São Paulo e a maior do Grupo EDP Energias do Brasil S.A., atendendo a 28 municípios das regiões do Alto Tietê e Vale do Paraíba, onde conta com uma base de 1,5 milhão de clientes, atendendo uma população de cerca de 4,6 milhões de habitantes (dados estimados pelo IBGE), em uma área de 9,6 mil km2. O Estado de São Paulo, área de atuação da Bandeirante, é o principal gerador de riqueza nacional, respondendo por cerca de 33,9% do PIB brasileiro, em 2007, segundo estimativa da Fundação Sistema Estadual de Análise de Dados – SEADE. Sua área de concessão localiza-se numa região altamente desenvolvida em infra-estrutura, escoamento da produção e ambiente empresarial dinâmico, com mais de 10 mil clientes indústrias e mais de 94 mil clientes comerciais, compreendendo os mais variados ramos de negócios. No último exercício social encerrado em 2009, a Bandeirante forneceu um total de 8.547 GWh de energia, sem consumo próprio, para 1.482 milhão de consumidores, correspondente a 7,3% da energia consumida em todo o Estado de São Paulo, segundo o Boletim da Secretaria de Saneamento e Energia divulgado em dezembro de 2009. A receita líquida da Bandeirante representou 40,2% da receita líquida total do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. no ano de 2009. A prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica é viabilizada por meio de redes de distribuição, ramificadas em toda a área de concessão da Companhia. Esse serviço é prestado diretamente pela Bandeirante aos consumidores finais, subdivididos em várias classes de tensão e de consumo. A energia elétrica vendida é quantificada por meio da instalação de medidores com leituras mensais, cujas informações são processadas e servem de base para a emissão de faturas com a aplicação de tarifas, encargos e tributos estabelecidos pelas leis vigentes.

de 188

A rede de eletricidade da Bandeirante inclui a sub-transmissão de energia de alta voltagem (138 kV e 88 kV) e sua transformação e distribuição em voltagens médias (principalmente 13,8 kV). Em 2009, a Bandeirante foi responsável por 7,3% (Boletim da Secretaria de Saneamento e Energia de dezembro de 2009)do total da energia elétrica consumida no Estado de São Paulo, vendendo 8.547.076 MWh de eletricidade, dos quais 2.951.238 MWh foram fornecidos a consumidores industriais, 2.992.589 MWh a consumidores residenciais, 1.696.831 MWh a consumidores comerciais e 906.418 MWh para outros, inclusive órgãos governamentais e consumidores rurais. São acessórias à distribuição de energia elétrica pela Bandeirante as seguintes atividades: (i) ligação e vistoria da unidade consumidora; (ii) aferição de medidor a pedido do consumidor; (iii) verificação do nível de tensão a pedido do consumidor; (iv) religação de unidade consumidora; (v) faturamento e arrecadação; (vi) averiguação de danos no sistema; e (vii) construção de novas linhas de transmissão e distribuição. As tarifas cobradas pela Companhia de seus clientes são fixadas pelo Poder Concedente, passíveis de reajuste anual e revisão periódica e extraordinária. As revisões tarifárias periódicas da Bandeirante ocorrem a cada quatro anos e objetivam, nos termos do Contrato de Concessão, a adequação das tarifas às alterações na estrutura de custos e de mercado da Bandeirante, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, os estímulos à eficiência e à modicidade das tarifas. As revisões extraordinárias podem ser realizadas a qualquer tempo, mediante solicitação da Bandeirante e a critério da ANEEL, sempre que o equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão for ameaçado.

7.2. INFORMAÇÕES SOBRE CADA SEGMENTO OPERACIONAL QUE TENHA SIDO DIVULGADO NAS ÚLTIMAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

DE ENCERRAMENTO DE EXERCÍCIO SOCIAL OU, QUANDO HOUVER, NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS:

A Bandeirante atua única e exclusivamente no segmento de distribuição de energia elétrica, não se aplicando o Pronunciamento Técnico CPC 22 do Comitê de Pronunciamentos Contábeis, que trata de informações por segmento. Assim, a distribuição de energia elétrica é responsável pela totalidade da receita líquida e do lucro da Companhia, conforme identificado na tabela abaixo:

Exercício social encerrado em 31 de dezembro de Período de três meses findo em 31 de março de

2007 % AV 2008 % AV 2009 % AV 2009 % AV 2010 % AV

(Em milhões de Reais, exceto percentagens)

Receita Líquida 1.993,1 100 1.953,8 100 2.099,3 100 503,5 100 552,8 100

Lucro Líquido 240,9 100 205,7 100 241,9 100 45,1 100 61,7 100

7.3. Informações sobre os produtos e serviços que correspondam aos segmentos operacionais divulgados no item 7.2: a) Características do processo de produção Não aplicável, pois a Companhia é distribuidora de energia. b) Características do processo de distribuição A energia é transferida das centrais elétricas para os consumidores finais por meio de sistemas de transmissão, subtransmissão e distribuição. Após ser gerada nas usinas, a energia elétrica é transportada pelo sistema de transmissão de alta tensão. Devido às grandes distâncias a serem percorridas, a tensão é elevada do valor com o qual foi gerada para ser transportada. Essa tensão de transmissão, maior que a de geração, pode ser de 765, 500, 440, 345 e 230kv. O valor da tensão de transmissão é estabelecido em função da distância a ser percorrida e do montante de energia a ser transportado. Alguns clientes, devido a seu porte, são atingidos diretamente em tensão de transmissão. A Bandeirante atende apenas um cliente na tensão de 230 kv.

de 188

Por outro lado, a grande diversidade no montante de potência demandada pelos vários consumidores inviabiliza o suprimento de todos os usuários na tensão de transmissão. Assim, a tensão é reduzida pelas subestações de subtransmissão, para permitir a sua distribuição aos grandes clientes na tensão de subtransmissão (138, 88 ou 69 kV) e também às subestações de distribuição das concessionárias de distribuição. Nas subestações de distribuição, uma nova redução é realizada para a tensão de distribuição primária (34,5 ou 13,8 kV). Por sua vez, a rede de distribuição primária, ou rede de média tensão (MT), alimenta os transformadores de distribuição, onde nova redução é realizada para a tensão de distribuição secundária (127/220 V), e assim alimentar a rede de distribuição secundária ou rede de baixa tensão (BT) que atende a grande maioria dos clientes da Bandeirante. A área de concessão da Bandeirante inclui 28 municípios localizados nas regiões do Alto do Tietê e do Vale do Paraíba, abrangendo geograficamente 3,86% do Estado de São Paulo. Durante o primeiro trimestre de 2010, o sistema da Bandeirante era constituído por 18 linhas e 109 ramais de consumidores/estações de subtransmissão nas tensões de 88 e 138 kV, totalizando 910,6 km, conforme a tabela abaixo: Em km (data-base março de 2010)

Região 88 kV 138 kV Total

Alto Tietê 201,6 25,3 226,9

Vale do Paraíba 543,8 139,9 683,7

Total 745,4 165,2 910,6

Durante o primeiro trimestre de 2010, a Bandeirante dispunha de 45 subestações de distribuição com capacidade instalada total de transformação de 3.197 MVA, distribuídas por região conforme mostra a tabela abaixo. Em MVA (data-base março de 2010)

Regional Subestação de

Distribuição Transformador de Distribuição

Alto Tietê 1.876 59

Vale do Paraíba 1.321 58

Total 3.197 117

O sistema da Bandeirante alimenta, também, 74 subestações de clientes na tensão de subtransmissão, dos quais, 32 estão localizadas na região do Alto do Tietê e 42 na Vale do Paraíba. Destas subestações, 64 são de 88 kV, 09 de 138 kV e 01 de 230 kV. A rede primária da Bandeirante opera na tensão de 13,8 kV. A rede secundária opera em 220/127 V. O sistema possui 382 circuitos primários com extensão total de 13.351 km, e uma rede de baixa tensão de 220/127 V, com extensão de 12.068 km. Durante o primeiro trimestre de 2010, estavam instalados na rede de distribuição 55.747 transformadores, aproximadamente, com potência total de 2.882 MVA, distribuída por região. A tabela seguinte fornece algumas informações sobre o crescimento do sistema da Bandeirante, nas datas mencionadas.

2007 2008 2009

Quilômetros de linhas AT 909 909 911

Quilômetros de redes MT/BT 25.328 25.383 24.336

Capacidade Instalada nas Subestações em MVA: 3.153 3.153 3.209

Número de Subestações 58 59 59

Transformadores de distribuição

MVA 2.671 2.740 2.873

Número 53.010 53.730 55.295

Número de Postes 495.929 508.437 515.246

Número de Lâmpadas de Iluminação Pública 318.958 327.980 334.435

de 188

c) Características dos mercados de atuação, em especial: (i) a participação em cada um dos mercados e (ii) as condições de competição no mercado (i) participação em cada um dos mercados A Bandeirante é a décima maior distribuidora de energia elétrica do Brasil, em termos de energia distribuída, com mais de 1,5 milhão de clientes, atendendo as regiões do Alto Tietê e Vale do Paraíba, de acordo com o contrato de concessão da Companhia. A Região do Vale do Paraíba engloba os seguintes municípios: Aparecida, Caçapava, Cachoeira Paulista, Canas, Cruzeiro, Potim, Roseira, Santa Branca, São José dos Campos, Guaratinguetá, Jacareí, Jambeiro, Lorena, Monteiro Lobato, Taubaté, Tremembé, São Sebastião, Caraguatatuba e Pindamonhangaba. A Região do Alto Tietê inclui as seguintes cidades: Biritiba-Mirim, Ferraz de Vasconcelos, Guararema, Guarulhos, Itaquaquecetuba, Mogi das Cruzes, Poá, Salesópolis, e Suzano. O total de energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante (energia vendida a clientes finais, consumo próprio, energia em trânsito), no ano de 2009, foi de 13.292 GWh, o que representa um decréscimo de 1,9% em relação ao ano anterior, e de 13.554 GWh, no ano de 2008, representando um crescimento de 2,2% com relação ao ano de 2007. O decréscimo ocorrido no ano de 2009 reflete os impactos da crise mundial econômica que afetou, principalmente, o segmento industrial, enquanto o aumento em 2008 é o reflexo do crescimento econômico na área de concessão da Bandeirante verificada nos setores de atividade do comércio por atacado, atividades imobiliárias, transporte, entre outros.

Fornecimento de Energia Elétrica

(em MWh)

Exercício Findo em 31 de dezembro

2007

Variação

2007/2008

(%)

2008

Variação

2008/2009

(%)

2009

Energia Vendida aos Clientes Finais 8.045.223 5,2 8.466.151 1,0 8.547.076

Suprimento a outras concessionárias 0 0 0 0 32.878

Clientes de uso da rede 5.218.005 -2,6 5.082.888 -7,4 4.707.020

Consumo próprio 5.053 -4,6 4.821 -2,5 4.701

Energia distribuída 13.268.282 2,2 13.553.860 -1,9 13.291.676

Por outro lado, durante o ano de 2009, o consumo de energia cativo foi de 8.547 GWh, tendo uma variação positiva de 1,0% em relação ao ano anterior, e no ano de 2008, o consumo de energia foi de 8.466 GWh, tendo uma variação positiva de 5,2% se compararmos ao ano de 2007. As variações negativas são decorrentes da migração de clientes para o regime de contratação livre, notadamente nas classes industrial e outros. Exercício Findo em 31 de dezembro

2007

2007/2008

(%) 2008

2008/2009

(%) 2009

Em GWh

Residencial 2.640 6,6 2.815 6,3 2.993

Industrial* 2.961 4,7 3.101 -4,8 2.951

Comercial 1.545 5,2 1.626 4,3 1.697

Rural** 98 3,0 101 -29,0 72

Total Forn. Fat. Clientes Finais 8.045 5,2 8.466 1,0 8.547

(*) Apresentou decréscimo devido aos impactos da crise mundial financeira.

(**) Apresentou decréscimo devido à migração das cooperativas de eletrificação rural para a condição de Permissionárias. Caso não

houvesse ocorrido esta migração, o crescimento da classe rural seria de 3,5%

Em R$ milhões

Em 31 de dezembro Em 31 de março

Receita por Consumidores Livres e concessionárias (TUSD) 2007 2008 2009 2009 2010

387,3 342,2 422,4 90,7 162,7

Receita operacional líquida 1.993,1 1.953,8 2.099,3 503,5 552,8

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(ii) condições de competição no mercado Dentro de sua área de concessão, a Companhia não enfrenta concorrência na distribuição de energia elétrica a consumidores residenciais, comerciais e industriais supridos na baixa tensão. No entanto, outros fornecedores de energia elétrica podem competir com a Companhia na oferta de energia elétrica a certos consumidores qualificados como Consumidores Livres. Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, os consumidores potencialmente livres são aqueles cuja demanda seja igual ou superior a 3 MW, atendido na tensão de 69 KV, ou novos consumidores, com início de fornecimento a partir de 1998, com demanda igual ou superior a 3 MW, atendidos em qualquer tensão, ainda atendidos pela sua concessionária de distribuição, não tendo exercido a opção de se tornarem Consumidores Livres. Adicionalmente, consumidores com demanda contratada entre 500 kW e 3000 kW têm a faculdade de contratar energia gerada em empreendimentos de fontes alternativas ou fontes renováveis, como PCHs ou biomassa. É ainda permitida a atuação de cooperativas de eletrificação rural (sob regime de autorização), conforme legislação vigente, na área de concessão da Companhia. A operação da rede de distribuição dá-se em ambiente de monopólio legal, sendo os serviços de rede remunerados por meio da TUSD. A Lei de Concessões exige que as empresas de distribuição e transmissão de energia elétrica permitam que terceiros utilizem suas redes e instalações, mediante pagamento de TUSD e possibilita aos Consumidores Livres firmar contratos com outros fornecedores para suprimento de energia elétrica. Dessa maneira, grandes consumidores de eletricidade dispõem hoje de várias alternativas de suprimento de energia, tais como contratar diretamente com empresa de geração ou comercialização de energia elétrica, e pagar tarifa a uma empresa de distribuição e transmissão. Assim, os clientes localizados dentro das áreas de concessão da Companhia, tanto cativos como livres, utilizam a rede de distribuição para ter acesso à energia elétrica, remunerando a Companhia por meio da TUSD. A migração de consumidores para o mercado livre influenciou o perfil dos clientes no total de vendas de energia e participação na receita. Atendimento ao Cliente A Bandeirante oferece uma estrutura de atendimento segmentada de acordo com o nível de tensão e classe, tais como baixa, média e alta tensão e entidades Municipais, Federais e Estaduais entre outros. Ainda, oferece diversos canais de relacionamento com o cliente tais como Call Center, lojas de atendimento presencial, internet, atendimento aos grandes clientes e atendimento ao poder público. A Bandeirante conta com uma moderna Central de Atendimento Telefônico (Call Center), em conformidade com as exigências do órgão regulador ANEEL e ao Decreto 6.523/08, com infraestrutura e parque tecnológico de ponta dedicada para melhor atender seus clientes de baixa e média tensão. Essa central está estruturada para atendimentos emergenciais e comerciais, com opção de atendimento humano e eletrônico. No ano de 2009, 2.863,3 mil clientes do Grupo B e 27 mil clientes do Grupo A utilizaram este canal. A Agência Virtual disponibilizada pela Companhia possibilita aos clientes o acesso à solicitação de serviços, consultas e utilidades, registrando um total de 4.134,5 mil consultas e serviços no ano de 2009. Para o atendimento aos clientes de baixa tensão, a Bandeirante está presente em 24 municípios da sua área de concessão, com uma estrutura composta por 25 lojas de atendimento presencial. No ano de 2009, a Bandeirante realizou 1.127,4 mil atendimentos nesta estrutura. Para os clientes de média e alta tensão, além do atendimento telefônico e internet, o relacionamento é realizado através de Gestores de Clientes, que atendem presencialmente 2,2 mil clientes por ano. As Entidades Municipais, Estaduais e Federais contam com uma estrutura exclusiva, com opção de atendimento telefônico, eletrônico, presencial. No ano de 2009, foram realizados 6 mil serviços atendimentos. A Ouvidoria da Bandeirante é responsável por receber as reclamações, elogios, sugestões e críticas dos clientes com garantia de respostas a todas as suas manifestações além da atribuição de instância administrativa de recursos e intermediação com os Órgãos Regulamentares ARSESP e ANEEL.

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Para o atendimento aos PROCONS e demais órgãos de Defesa do Consumidor, também é oferecida estrutura exclusiva de atendimento com um Call Center gratuito, localizado em Mogi das Cruzes, bem como as providências e respostas referentes às reclamações formais e processos administrativos. A Companhia, com o objetivo de oferecer maior comodidade aos clientes no pagamento de sua fatura de energia elétrica, disponibiliza, além dos pagamentos eletrônicos (internet, débito automático, auto pagamento), 1.046 pontos de pagamento, distribuídos em agentes lotéricos, bancos e correspondentes bancários. d) Eventual sazonalidade As atividades da Companhia não apresentam sazonalidade relevante, pois as características econômicas dos mercados que atendem, industrial, residencial e comercial, sejam de mercados cativos, sejam de consumidores livres, proporcionam uma compensação, mantendo relativamente uniforme o fluxo total de receitas ao longo de todo o ano. Ademais, a infra-estrutura de transmissão e distribuição de energia elétrica não apresenta nenhuma característica estrutural ou operacional que a sujeite a ajustes sazonais. Em 2009, por exemplo, a máxima e a mínima receita bruta mensal foram equivalentes a 112,3% e a 90,0% da receita bruta média mensal do ano. A receita e os resultados das atividades da Companhia são influenciados de forma mais significativa pelo desempenho da economia regional de sua área de concessão. e) principais insumos e matérias primas, informando: i. descrição das relações mantidas com fornecedores, se estão sujeitas a controle ou regulamentação governamental, com indicação dos órgãos e da respectiva legislação aplicável: Por ser uma distribuidora de energia elétrica, a Companhia depende basicamente da energia elétrica que lhe é suprida pelas empresas de geração de energia elétrica. A energia necessária ao atendimento do seu mercado é, integralmente, adquirida de terceiros. Todo o faturamento da energia adquirida pela Companhia segue o estabelecido nos respectivos contratos, sendo estes homologados pela ANEEL e estão sujeitos à fiscalização deste órgão. No ano de 2009, a compra de energia elétrica, incluindo os encargos de conexão e uso do sistema, representou 76,7% dos custos e despesas operacionais da Companhia. Do total de gastos com energia comprada em 2009, os CCEAR, firmados em Leilões, representaram 36,1%, os outros supridores, 30,3%, o suprimento com Itaipu, 25,2%, o Proinfa, 5,4% e o Curto Prazo 3,1%. A tabela a seguir mostra os montantes de energia elétrica comprada pela Companhia nos 3 (três) últimos exercícios sociais e os respectivos fornecedores:

Volume de Energia Comprada – Contratada (MWh) 2007 2008 2007/2008

2009 2008/2009

(%) (%)

Itaipu Itaipu 4.138.803 2.818.941 -31,89% 2.775.729 -1,56%

Contratos Leilão Leilões ACR 3.438.911 3.781.228 9,95% 4.649.298 18,67%

Bilaterais Intragrupo Investco 12.356 12.373 0,14% 12.356 -0,14%

Enerpeixe 1.310.934 1.314.526 0,27% 1.310.934 -0,27%

Lajeado 113.779 113.779 0,00% 113.779 0,00%

Bilaterais Outros Fafen 876.000 878.400 0,27% 876.000 -0,27%

PROINFA PROINFA 93.125 149.945 61,01% 220.436 31,98%

Curto Prazo CCEE 115.026 1.319.149 1.046,83% 640.846 -105,84%

Total 10.098.933 10.388.340 2,87% 10.599.378 1,99%

Itaipu: As distribuidoras do Sul, Sudeste e Centro-Oeste, incluindo a Companhia, são obrigadas a comprar energia de Itaipu a tarifas com base no Dólar, de forma a custear as despesas operacionais de Itaipu e os pagamentos do principal e juros sobre os empréstimos em dólares tomados por Itaipu, bem como o custo de transmissão dessa energia ao SIN. Dessa forma, as flutuações da taxa de câmbio do dólar para o real afetam o custo, em termos reais, da energia elétrica que as distribuidoras são obrigadas a comprar de Itaipu. Alterações no preço da energia gerada por Itaipu estão, entretanto, sujeitas ao mecanismo de ressarcimento das variações dos custos da Parcela A. Durante o ano de 2007, 2008 e 2009, a Bandeirante teve uma despesa com Itaipu de R$ 362,1 milhões, R$ 242,9 milhões e R$ 282,9 milhões, respectivamente.

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Contratos bilaterais: Em 2009, a Bandeirante contratou 2.313 GWh, por meio de contratos bilaterais. Leilão: A Bandeirante adquiriu 4.649 GWh em leilões para o ano de 2009. PROINFA: A Bandeirante adquiriu 220 GWh, por meio de contrato compulsório com a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, definido por regulamentação vigente. Em 2009, a Bandeirante comprou um total de 10.599 GWh para o atendimento do seu mercado e para as perdas no seu sistema, através de contratos bilaterais de longo prazo, energia oriunda de Itaipu, PROINFA e Leilões de Energia Elétrica no Ambiente Regulado. Em relação a 2008, verificou-se um aumento 211 GWh, que se deveu aos requisitos do mercado cativo da Distribuidora. A Bandeirante efetuou, em 2009, transações de compra de energia elétrica na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE (curto prazo), no montante de 641 GWh pelo valor de R$ 34 milhões. ii. dependência de poucos fornecedores: Com as diretrizes do Novo Modelo do Setor Elétrico, desde 2004, a Companhia compra energia nos leilões do ACR, firmando Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado (“CCEAR“), com todos os geradores que ofertaram energia no certame. Não há dependência em relação a qualquer fornecedor já que é grande o número de fornecedores de energia da Companhia, sendo que para participar do leilão todos os vendedores foram, previamente, habilitados e qualificados pela ANEEL. iii.volatilidade dos preços: As tarifas são cobradas pela Bandeirante com base nos seguintes fatores: (i) classificação do consumidor em relação aos grupos de demanda (A e B); (ii) potência demandada e efetivamente consumida; (iii) energia efetivamente consumida; (iv) meses do ano em que é efetuado o fornecimento; e (v) o horário de fornecimento. Os critérios expostos acima são utilizados na definição de dois sistemas tarifários: o horo-sazonal e o convencional. O sistema horo-sazonal é aplicável somente aos consumidores do grupo A, ou seja, aqueles cuja tensão demandada seja igual ou superior a 13,8 KV, que optarem por este sistema. Os consumidores desse grupo pagam, de acordo com a potência contratada e efetivamente utilizada e pela quantidade de energia efetivamente consumida. O valor da tarifa é calculado com base no horário (de ponta ou fora de ponta) e nos períodos do ano (secos ou úmidos) de fornecimento. O sistema tarifário convencional é aplicável a todos os consumidores do grupo B e aos consumidores do grupo A que não optarem pelo sistema horo-sazonal, sendo calculado sobre a energia efetivamente consumida, sem considerar horário ou sazonalidade. Em relação a estes consumidores do grupo A, também é aplicada à tarifa em função do maior dos valores obtidos entre a demanda máxima registrada ou a contratada. As tarifas de fornecimento de energia elétrica estão sujeitas aos seguintes procedimentos de reajuste e revisão: Reajuste Anual – no caso da Bandeirante, é realizado em 23 de outubro de cada ano, com base em uma fórmula que visa (a) compensar variações nos custos da Bandeirante representados pela cota da RGR, pela CCC e pela CDE, pelos encargos da compensação financeira pela utilização de recursos hídricos, pela TFSEE, pelos encargos de conexão e uso do sistema de transmissão e pela compra de energia elétrica para revenda (conhecidos como “Parcela A”), e (b) atualizar a parte das tarifas que não corresponda àqueles custos (excluído o ICMS) por índice de inflação (o IGP-M ou índice que o substitua) (conhecida como “Parcela B”); Revisão Extraordinária – pode ser solicitada pela concessionária a qualquer tempo, caso ocorram alterações significativas nos seus custos (principalmente no que se refere à criação, alteração ou extinção de tributos, exceto o imposto sobre a renda), de modo a restaurar o equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão; Revisão Tarifária Periódica – no caso da Bandeirante, ocorre a cada 4 anos, e visa o equilíbrio financeiro da concessão. Para definir as novas tarifas, são consideradas as mudanças ocorridas na estrutura de custos e de mercado das concessionárias e a taxa adequada de retorno sobre os investimentos realizados. São ainda considerados os ganhos futuros de eficiência que serão obtidos pelas distribuidoras

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de energia elétrica, denominado Fator X. O valor do Fator X é definido de acordo com metodologia estabelecida na Resolução ANEEL n.º 55, de 5 de abril de 2004, que considera os ganhos de produtividade da concessionária, previsto para o próximo período tarifário, decorrentes de crescimento de mercado, avaliação do grau e satisfação do consumidor e a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro definido na revisão tarifária. Esse Fator X poderá ser acrescido ou diminuído da variação do IGPM-FGV, constante da fórmula de reajuste para definição do IRT, e objetiva compartilhar os ganhos de eficiência com os consumidores, podendo ser aplicado como possível redutor nos reajustes anuais das distribuidoras, até a próxima revisão tarifária periódica. Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição – TUSD Um consumidor que opte pelo mercado livre continua pagando a TUSD ao distribuidor local. Assim, a diminuição da arrecadação decorrente da saída do consumidor não impõe à distribuidora redução nas margens de lucro estabelecidas, uma vez que a remuneração dos investimentos está alocada na TUSD, parcela que permanece sendo auferida pela distribuidora, mesmo quando da opção do consumidor livre por outro supridor de energia. A tabela abaixo apresenta a receita bruta devida ao uso da rede da Bandeirante por Consumidores Livres e concessionárias (energia em trânsito por nossa rede).

R$ milhões

Exercício Findo em 31 de dezembro

Receita bruta devida do uso da rede por Consumidores Livres e concessionárias

2007 2008 2009

387,3 342,2 422,4

No acumulado de dezembro de 2009, a receita dos serviços de uso da rede da Bandeirante evoluiu em mais de 23,4%, em comparação com o mesmo período de 2008. Tal performance ocorreu em função da reestruturação e reajuste da tarifa (TUSD). Revisões e Reajustes Tarifários Os valores das tarifas de energia elétrica (uso da rede e fornecimento) são reajustadas anualmente pela ANEEL (reajuste periódico anual), revistas periodicamente (revisão tarifária periódica) a cada 3, 4 ou 5 anos, dependendo do contrato de concessão, e, por fim, podem ser revistos em caráter extraordinário (revisão tarifária extraordinária). A ANEEL divide a receita das distribuidoras em duas parcelas correspondentes aos seguintes custos: (i) custos não gerenciáveis pela distribuidora, chamados custos da Parcela A; e (ii) custos gerenciáveis pela distribuidora, ou custos da Parcela B. Os custos da Parcela A incluem os seguintes itens: (i) custos de aquisição de energia elétrica obtidos dos leilões públicos promovidos pela ANEEL; (ii) custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu Binacional; (iii) custos de aquisição de energia elétrica em Contratos Bilaterais; (ix) custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição; e (x) encargos setoriais: CCC, CDE, RGR, TFSEE, PROINFA, ESS, ONS, P&D, e CFURH. O repasse do custo de aquisição de energia elétrica sob contratos de fornecimento celebrados antes da vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico às tarifas está sujeito a um limite máximo baseado no valor normativo estabelecido pela ANEEL para cada fonte de energia, tais como energia hidrelétrica, energia termelétrica ou fontes alternativas de energia. O valor normativo é reajustado anualmente para refletir aumentos nos custos incorridos pelas geradoras. Este reajuste leva em consideração: (i) a inflação; (ii) os custos incorridos em moeda estrangeira; e (iii) os custos de combustível (tal como gás natural). Os custos incorridos em moeda estrangeira não podem ultrapassar 25% dos custos das geradoras. A Parcela B compreende os custos gerenciáveis, ou seja, aqueles que estão sob o controle das concessionárias, tais como os custos de capital e os custos de operação e manutenção. A cada reajuste, a Parcela B é obtida como resultado da subtração da Parcela A da receita total auferida no período de referência, que é definido como o período transcorrido entre o último reajuste e o que está em processamento, ou seja, a Parcela B é obtida residualmente. O reajuste periódico anual das tarifas baseia-se em uma fórmula paramétrica, definida no contrato de concessão. Nele, os custos da Parcela A são repassados às tarifas. Os custos da Parcela B, por sua vez, são corrigidos de acordo com a variação do IGP-M, ajustado pelo fator X (componente que busca capturar os ganhos de escala ocorridos entre revisões tarifárias periódicas, em decorrência do crescimento do mercado atendido. O resultado é o IRT.

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A revisão tarifária periódica ocorre a cada 3 ou 4 anos (cada contrato tem um período distinto). Essas revisões são realizadas pela ANEEL tendo como princípios: (i) as alterações na estrutura de custos e de mercado da concessionária, (ii) os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional, e (iii) os estímulos à eficiência e a modicidade das tarifas. Desta forma, nos processos de revisão tarifária periódica implementados pela ANEEL, todos os custos da Parcela B são recalculados com vistas a assegurar que a Parcela B seja suficiente para: (i) a cobertura dos custos operacionais eficientes; e (ii) a remuneração adequada dos investimentos prudentes considerados essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora. O fator X é utilizado para ajustar o IGP-M empregado nos reajustes anuais subsequentes e é definido com base em dois componentes: (a) ganhos previstos de produtividade; e (b) IPC-A sobre a parcela mão de obra dos custos operacionais. Por conseguinte, quando da conclusão de cada reajuste tarifário, a aplicação do fator X faz com que as distribuidoras compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais. Em 2006, a ANEEL deu início ao aperfeiçoamento das metodologias utilizadas no primeiro ciclo de revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica, através da audiência pública 008/2006. Esta audiência culminou na Resolução nº 234/2006, que estabeleceu “os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de revisão tarifária periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica”. Em 20 de dezembro de 2007, a ANEEL deu início à audiência pública 052/20007, com o objetivo de obter subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da Resolução Normativa ANEEL n.º 234/2006. Os temas abordados foram empresa de referência, fator X, perdas técnicas, perdas não técnicas, receitas irrecuperáveis e Base de Remuneração Regulatória. O processo da audiência pública terminou em 25 de novembro de 2008, com a homologação da Resolução Normativa ANEEL nº 338/2008, que alterou os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. Ademais, as distribuidoras têm direito a revisão tarifária extraordinária, caso a caso, de maneira a assegurar o equilíbrio financeiro de seus contratos de concessão e a compensação por custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos. A Bandeirante teve duas revisões tarifárias periódicas já cumpridas, nos anos de 2003 e 2007, e as seguintes, com a mesma periodicidade, ocorrerão sempre no mês de outubro. Ainda assim, da perspectiva dos resultados da Companhia assumiu-se, como aplicável, o índice de reposicionamento tarifário provisório aplicado pela ANEEL e publicado com o título de “provisório” expresso na respectiva resolução homologatória da ANEEL e, nos casos de reconhecimentos posteriores para mais ou para menos, estes foram apropriados quando de sua deliberação pelo regulador. Em 06 de outubro de 2009, a ANEEL homologou de forma definitiva a segunda revisão tarifária periódica da Companhia (período Outubro 2007-Outubro 2011), cujas principais alterações, face ao que havia estabelecido provisoriamente em 2007 e 2008, foram: (i) Empresa de Referência: passou de R$ 263 milhões para R$ 247 milhões. Em 13 de julho de 2009, como resultado da Consulta Pública nº 047/2009, a ANEEL havia divulgado o valor de R$ 235 milhões; (ii) Componente Xe do Fator X: índice utilizado no cálculo dos reajustes tarifários anuais, passou de 0,74% para 1,01%; e (iii) Percentual de Perdas de Receita Irrecuperáveis: passou de 0,50% para 0,60% do faturamento bruto (com impostos). Estas alterações retroagem a 23 de outubro de 2007 e estão mantidos os valores das Bases de Remuneração Regulatória Bruta e Líquida. Computados todos os efeitos, o índice de revisão tarifária, agora aprovado pela ANEEL, é de -9,79%, em substituição ao valor provisório, fixado em outubro de 2007, de -8,80%. Em reunião pública ocorrida em 21 de outubro de 2009, a ANEEL aprovou o reajuste médio das tarifas da Bandeirante de 5,46% para o período de 23 de outubro de 2009 a 22 de outubro de 2010, sendo 3,11% relativo ao reajuste tarifário anual econômico e 2,35% referentes aos componentes financeiros pertinentes, que, computado o efeito dos itens financeiros retirados da base, de 4,44%, correspondem a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos de 1,02%. Conforme definido pela ANEEL, esse reajuste também contemplou a diferença percentual em razão da homologação definitiva da revisão tarifária da Bandeirante, ocorrida em 06 de outubro de 2009.

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7.4. CLIENTES RELEVANTES (RESPONSÁVEIS POR MAIS DE 10% DA RECEITA LÍQUIDA TOTAL DA COMPANHIA)

Os dois principais componentes da receita operacional da Companhia são (i) o fornecimento de energia ao mercado cativo e (ii) a disponibilização de sistema de distribuição e transmissão. Os demais itens da receita operacional não possuem classes de clientes superiores a 10% do total da receita líquida. A participação da receita com a disponibilização de sistema de distribuição e transmissão no mercado da Bandeirante em 31 de março de 2010 e nos 3 (três )últimos exercícios sociais, está descrita na tabela abaixo : Em R$ milhões

Em 31 de dezembro Em 31 de

março

Receita por Consumidores Livres e concessionárias (TUSD) 2007 2008 2009 2010 387,3 342,2 422,4 162,7

Receita operacional bruta 3.045,6 2.976,0 3.319,4 891,8 % Receita de TUSD na Receita operacional bruta 12,7% 11,5% 12,7% 18,2%

Com relação à receita com o fornecimento de energia ao mercado cativo, esta pode ser dividida entre categorias dos consumidores cativos da Companhia relevantes. Os consumidores cativos da Bandeirante podem ser subdivididos em sete categorias distintas: (i) industriais; (ii) comerciais; (iii) residenciais; (iv) rurais; (v) poderes públicos; (vi) iluminação pública; e (vii) serviços públicos. A participação no mercado da Bandeirante em 31 de março de 2010 e nos 3 (três )últimos exercícios sociais, relativa a cada uma das categorias acima elencadas, está descrita na tabela abaixo:

Número de Consumidores

Fornecimento de Energia Elétrica

31/12/2007

Total (%)

Variação 2007/2008

(%) 31/12/2008 Total (%)

Variação 2008/2009 31/12/2009

Total (%) 31/03/2010

Total (%)

Residencial 1.283.265 91,6 2,8 1.318.912 91,7 2,9 1.357.429 91,6 1.351.493 91,7 Industrial 8.949 0,6 7,1 9.587 0,7 5,2 10.088 0,7 10.151 0,7 Comércio, serviços e outras atividades 91.455 6,5 0,6 92.030 6,4 2,7 94.536 6,4 93.300 6,3 Rural 8.079 0,6 1,7 8.215 0,6 0,1 8.224 0,6 8.261 0,6 Poder público 7.208 0,5 3,0 7.425 0,5 22,6 9.101 0,6 7.999 0,5 Iluminação pública 1.365 0,1 8,0 1.474 0,1 22,4 1.804 0,1 1.588 0,1 Serviço público 981 0,1 2,8 1.008 0,1 16,4 1.173 0,1 1.204 0,1 Consumo próprio 85 0,0 8,2 92 0,0 1,1 93 0,0 93 0,0 Total do fornecimento faturado 1.401.387 100,0 2,7 1.438.743 100,0 3,0 1.482.488 100,0 1.474.089 100,0

MWh

Fornecimento de Energia Elétrica 31/12/2007

Total (%)


(%) 31/12/2008 Total (%)

Variação 2008/2009 31/12/2009

Total (%) 31/03/2010

Total (%)

Residencial 2.639.558 32,8 6,6 2.814.965 33,2 6,3 2.992.589 35,0 771.710 34,9 Industrial 2.960.687 36,8 4,7 3.101.231 36,6 -4,8 2.951.238 34,5 748.615 33,8 Comércio, serviços e outras atividades 1.545.253 19,2 5,2 1.626.121 19,2 4,3 1.696.831 19,8 458.553 20,7 Rural 98.373 1,2 3,0 101.298 1,2 -29,0 71.927 0,8 20.380 0,9 Poder público 260.976 3,2 6,8 278.662 3,3 3,7 289.023 3,4 73.170 3,3 Iluminação pública 309.484 3,8 -1,3 305.401 3,6 -2,7 297.079 3,5 74.360 3,4 Serviço público 230.892 2,9 3,3 238.474 2,8 4,2 248.390 2,9 64.926 2,9 Consumo próprio 5.053 0,1 -4,6 4.821 0,1 -2,5 4.701 0,1 1.254 0,1 Total do fornecimento faturado 8.050.276 100,0 5,2 8.470.972 100,0 1,0 8.551.777 100,0 2.212.968 100,0

R$ milhões

Receita de Fornecimento de Energia Elétrica 31/12/2007

Total (%)


(%) 31/12/2008 Total (%)

Variação 2008/2009 31/12/2009

Total (%) 31/03/2010

Total (%)

Residencial 1.050,6 39,4 -4,6 1.002,2 38,6 15,7 1.159,2 40,4 305,7 41,4 Industrial 837,3 31,4 1,4 848,8 32,7 4,1 884,0 30,8 217,5 29,5 Comércio, serviços e outras atividades 548,0 20,5 -4,2 525,1 20,2 11,7 586,3 20,4 155,1 21,0 Rural 18,9 0,7 -6,3 17,8 0,7 -6,3 16,6 0,6 3,9 0,5 Poder público 90,5 3,4 -2,7 88,0 3,4 11,1 97,8 3,4 24,3 3,3 Iluminação pública 66,5 2,5 -11,3 59,0 2,3 8,0 63,7 2,2 15,9 2,2 Serviço público 58,1 2,2 -5,2 55,1 2,1 13,9 62,8 2,2 15,6 2,1 Consumo próprio - - - - - - - - - - Total do fornecimento faturado 2.669,8 100,0 -2.8 2.595,8 100,0 10,6 2.870,3 100,0 738,0 100

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Em 31 de dezembro de 2009, o número total de clientes cativos da Bandeirante era de 1,5 milhão. A Companhia atende as regiões do Alto do Tietê e do Vale do Paraíba. Na região do Alto do Tietê, a Companhia atende a 9 municípios. Segundo o censo demográfico realizado em 2000 pelo IBGE, essa região tinha uma população de 2.203.682 habitantes. O consumo em 2009 foi de 4.662 GWh, que representa 54,5% da energia vendida pela Bandeirante. A Companhia fornece energia a 19 municípios na região do Vale do Paraíba, região que, segundo o censo demográfico realizado no ano de 2000 possuía uma população de 1.712.930 habitantes. O consumo em 2009 foi de 3.885 GWh, correspondendo a 45,5% da energia vendida pela Bandeirante. A Bandeirante faturou 8.552 MWh para os clientes cativos e consumo próprio no período findo em 31 de dezembro de 2009, representando um acréscimo de 1,0% em relação ao mesmo período do ano anterior. A energia elétrica vendida no mercado cativo em 2009 apresentou variações conforme cada classe de consumo: A classe residencial teve um volume de vendas de 2.993 GWh, representando um crescimento de

6,3% em relação ao ano de 2008; A classe industrial teve um total de energia vendida de 2.951 GWh, representando um decréscimo

de 4,8% em relação ao ano anterior. Este segmento foi fortemente impactado pela crise mundial financeira;

A classe comercial teve um crescimento de 4,3% em relação ao ano anterior, com volume de

vendas de 1.697 GWh no ano; As demais classes totalizaram 834 GWh em energia vendida, o que corresponde a um acréscimo de

1,5% em relação a 2008. Durante o ano de 2009, a energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante para o mercado livre e para outras concessionárias totalizou o montante de 13.292 GWh, o que representa um decréscimo de 1,9%, em relação ao ano anterior. Com relação ao número de clientes faturados, a Companhia encerrou o ano de 2009 com 1,5 milhão de clientes faturados, representando um crescimento de 3,0% sobre o ano anterior.

7.5. EFEITOS RELEVANTES DA REGULAÇÃO ESTATAL SOBRE AS ATIVIDADES DA COMPANHIA:

a) Necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades da Companhia e histórico de relação com a administração pública para obtenção de tais autorizações. A Constituição Brasileira prevê que o desenvolvimento de instalações para produção e transporte de energia elétrica, assim como a sua comercialização, podem ser efetuados diretamente, pelo Governo Federal, ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. As companhias ou consórcios que pretenderem construir ou operar instalações de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica no Brasil deverão solicitar a outorga de concessão, permissão ou autorização, conforme o caso, ao MME ou à ANEEL, na posição de representantes do Governo Federal. As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica durante um período determinado, ao contrário das permissões e autorizações, que podem ser revogadas a qualquer tempo a critério do MME, após consulta à Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL. Tal período é, geralmente, de 35 anos para novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Os direitos à exploração de serviços relativos à distribuição de energia elétrica nas áreas de concessão dentro do Estado de São Paulo foram outorgados à Bandeirante por meio da Resolução da ANEEL n.º 72, de 25 de março de 1998, publicada no Diário Oficial da União de 27 de março de 1998.

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As condições para exploração dos serviços acima mencionados constam do Contrato de Concessão, firmado em 23 de outubro de 1998 entre a Bandeirante e a União, esta última na qualidade de Poder Concedente. O prazo do Contrato de Concessão é de 30 anos, contado a partir da data de assinatura, vencendo-se, portanto, em 23 de outubro de 2028, podendo ser prorrogado, no máximo, por igual período, mediante requerimento da Bandeirante, apresentado até 36 meses antes do término do prazo do contrato, o qual será analisado pelo Poder Concedente, que decidirá com base nos princípios de continuidade e qualidade do serviço público. A Bandeirante se compromete, nos termos do Contrato de Concessão, a manter e aperfeiçoar equipamentos e instalações em conformidade com a qualidade, continuidade, segurança e confiabilidade dos padrões de serviços estabelecidos, ou a serem estabelecidos, pela ANEEL. O Contrato de Concessão estabelece a inexistência de exclusividade da Distribuidora, para fins do atendimento dos consumidores de energia elétrica qualificados como Consumidores Livres, definidos nos termos da Lei 9074 / 95, aos quais se assegura livre acesso à energia elétrica de qualquer outro fornecedor. No que concerne ao relacionamento com os consumidores, cumpre ainda ser ressaltado que a Bandeirante se compromete a manter em permanente funcionamento o chamado “conselho de consumidores”, integrado por representantes das diversas classes de consumidores, de caráter consultivo e voltado para orientação, análise e avaliação dos serviços e da qualidade do atendimento prestado, bem como para a formulação de sugestões e propostas de melhoria dos serviços. Ainda nos termos do Contrato de Concessão, a Bandeirante deve ter por objeto social a exploração de serviços públicos de distribuição energia elétrica, comprometendo-se somente a exercer outra atividade empresarial mediante prévia autorização da ANEEL e desde que as receitas auferidas, que deverão ser contabilizadas em separado, sejam parcialmente destinadas a favorecer a modicidade das tarifas do serviço de energia elétrica. Observadas as regras da legislação econômica vigente, por iniciativa da ANEEL ou da Companhia, as tarifas poderão ser reajustadas mediante aplicação de fórmulas constantes no Contrato de Concessão, com periodicidade anual, podendo haver revisão de tarifas de acordo com as situações elencadas no Contrato de Concessão. Especificamente no caso da Companhia, a época prevista para o reajuste anual é outubro de cada ano. Além do reajuste anual, a Companhia está sujeita à revisão ordinária a cada 4 anos, que pode aumentar ou diminuir as suas tarifas. O Contrato de Concessão sofreu quatro aditamentos, respectivamente em: 1º de julho de 2002, 25 de março de 2003, 29 de agosto de 2005 e 26 de fevereiro de 2010. O primeiro termo aditivo ao Contrato de Concessão estabeleceu a transferência à Piratininga de parcela da área de concessão da Bandeirante e respectivos ativos, como conseqüência da cisão parcial da concessão outorgada à Companhia. O segundo termo aditivo ao Contrato de Concessão formalizou a transferência da participação acionária da Companhia, detida pela Enerpaulo – Energia Paulista Ltda. , para a EDP Energias de Portugal S.A., sendo que a parcela cindida, referente ao ágio da aquisição da Bandeirante e a provisão para preservação de dividendos, foi transferida para a Bandeirante e a parcela cindida, referente aos demais direitos e obrigações, foi transferida para a EDP Energias de Portugal S.A. O terceiro termo aditivo foi firmado, refletindo alterações da legislação, para possibilitar o repasse dos custos de aquisição de energia elétrica previstos nos contratos (i) de energia elétrica proveniente de empreendimentos de geração distribuída; (ii) de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado – CCEAR, e (iii) decorrentes de leilões de ajuste pelos agentes de distribuição, para as tarifas dos consumidores finais dos agentes de distribuição.

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Por sua vez, o quarto aditivo contratual teve por objeto a alteração dos procedimentos de cálculo a partir dos reajustes tarifários anuais de 2010, de modo a eliminar o efeito tarifário causado pela atual metodologia de reajuste prevista no Contrato de Concessão e assegurar a neutralidade em relação aos encargos setoriais da Parcela “A” da receita anual da Companhia. A Lei de Concessões estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá cumprir na prestação de serviços de energia elétrica, os direitos dos consumidores de energia elétrica, bem como as obrigações da concessionária e do Poder Concedente. Ademais, a concessionária deverá cumprir com o regulamento vigente do setor elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões são: • Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer parâmetros de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação, modicidade nas tarifas e acesso ao serviço. • Servidões. O Poder Concedente pode declarar quais são os bens necessários à execução de serviço ou obra pública de necessidade ou utilidade pública, nomeando-os de servidão administrativa, em benefício de uma concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da concessionária. • Responsabilidade objetiva. A concessionária é a responsável direta por todos os danos que sejam resultantes da prestação de seus serviços, independentemente de culpa. • Mudanças no controle societário. O Poder Concedente deverá aprovar previamente qualquer mudança direta ou indireta no controle societário da concessionária. • Intervenção do Poder Concedente. O Poder Concedente poderá intervir na concessão com o fim de assegurar a adequação na prestação do serviço, bem como o fiel cumprimento das normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes, caso a concessionária falhe com suas obrigações. • Extinção antes do termo contratual. A extinção do Contrato de Concessão poderá ser determinada por meio de encampação, caducidade, rescisão, anulação do processo licitatório que conferiu a concessão, falência ou extinção da concessionária. A concessionária tem o direito à ampla defesa no procedimento administrativo que declarar a caducidade da concessão e poderá recorrer judicialmente contra tal ato. A concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados nos bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados. Nos casos de caducidade, deverão ser descontados da indenização os valores das multas contratuais e dos danos por ela causados. • Termo contratual. Quando do advento do termo contratual, todos os bens, direitos e privilégios transferidos à concessionária que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de energia elétrica, serão revertidos ao Poder Concedente. Após o advento do termo contratual, a concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados em bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados. b) Política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação ambiental A Companhia está sujeita a abrangente legislação ambiental brasileira nas esferas federal, estadual e municipal. O cumprimento desta legislação é fiscalizado por órgãos e agências governamentais, que podem impor sanções administrativas contra a Companhia por eventual inobservância da legislação. A Bandeirante é uma distribuidora de energia elétrica, operando um sistema em tensão inferior a 138 kV, que por suas características, não gera impactos ambientais significativos. As questões ambientais são tratadas pelo Grupo EDP Energias do Brasil S.A. de Atividade de Meio Ambiente, órgão ligado diretamente à Diretoria Técnica da empresa e constituído por profissionais qualificados, que além de gerenciar as atividades da empresa tendo em vista o cumprimento da legislação ambiental, participa da implementação do sistema de gestão integrada, que congrega atividades das áreas de meio ambiente, segurança do trabalho, saúde ocupacional e comunicação social.

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A responsabilidade da empresa no trato de questões de natureza ambiental e social se manifesta a partir dos Princípios de Desenvolvimento Sustentável e das Políticas de Investimentos Sociais Externos e de Meio Ambiente, Saúde Ocupacional e Segurança do Trabalho. Por prestar um serviço público essencial à população a temática ambiental e social permeia todas as atividades da empresa, desde o planejamento estratégico de negócios, passando pela expansão, operação e manutenção do sistema elétrico, até o relacionamento com clientes, comunidades e demais partes interessadas. Sustentabilidade e elevados padrões de ética e governança corporativa são compromissos explicitados no mapa estratégico, assim como uma rigorosa e sistematizada gestão de riscos empresariais, que contempla impactos sociais e ambientais. Pelo 4º ano consecutivo a Bandeirante é responsável pela manutenção das ações da EDP Energias do Brasil S.A. (ENBR3) na carteira do Índice de Sustentabilidade Empresarial - ISE Bovespa. Todos os processos e procedimentos socioambientais são estruturados em conformidade com as normas ISO 9001, ISO 14001 e OHSAS 18001 o que proporcionou à empresa a certificação de alguns processos e instalações. Há que se destacar ainda a adesão aos compromissos voluntários Global Compact e Objetivos do Milênio (iniciativas Organização das Nações Unidas - ONU); Pacto Empresarial pela Integridade e Combate à Corrupção; Pacto Nacional pela Erradicação do Trabalho Escravo no Brasil; Conselho Empresarial Brasileiro para o Desenvolvimento Sustentável – CEBDS; Greenhouse Gas Protocol - GHG Protocol (metodologia para a aferição das emissões de Gases de Efeito Estufa - GEE), Carbon Disclosure Project – CDP (relatório das emissões de GEE). Até a data deste Formulário de Referência, a Companhia possuía as seguintes licenças ambientais:

Licença Ambiental Descrição Andamento

Licença Ambiental de Operação n.º 00234 Ramal de subtransmissão aéreo

Norte-Nordeste de 88 kV

Licença obtida em 14.11.2006,

vencendo-se em 14.11.2016, com

possibilidade de renovação

Licença Ambiental de Instalação de n.º 590 Linha de subtransmissão de 88/138 kV

Nordeste-Pedreira


vencendo-se em 17.02.2014

Licença Ambiental de Operação de n.º 00313 Linha de transmissão aérea Nordeste-

Dutra 138 kV


vencendo-se em 29.07.2018, com

possibilidade de renovação

Processo SMA 13.622/2004 - Regularização da

Licença Ambiental de Instalação para

Empreendimentos Construídos anteriormente a 2004

Regularização da Licença Ambiental

de Instalação para Empreendimentos

Construídos anteriormente a 2004

encaminhado a CETESB – Companhia

Ambiental do Estado de São Paulo

em 08.10.2009.

Para maiores informações, vide item 6

abaixo “Regularização de

empreendimentos construídos a partir

de 1981 – Processo SMA 13.622/04”

Em processo de análise

1) Implantação do Sistema Integrado de Gestão Ambiental, Saúde Ocupacional, Segurança do Trabalho e Comunicação Social Desde 2005, a Bandeirante dispõe de sistema de gestão ambiental tendo em vista a redução, controle, eliminação ou mitigação de impactos ambientais e de riscos relativos ao meio ambiente, saúde ocupacional e segurança do trabalho, observando rigorosamente todos os requisitos estabelecidos nas normas internacionais da série ISO 14.000 e OHSAS 18.000, bem como a legislação brasileira. Em meados de 2007, a EDP no Brasil decidiu elevar o patamar de gestão social e ambiental nas empresas controladas com a implantação de sistema de gestão integrada de meio ambiente, saúde ocupacional e segurança do trabalho, visando à padronização e melhoria do desempenho das empresas e posterior certificação de instalações nas normas ISO 14001e OHSAS 1800. Os primeiros resultados surgiram no final de 2009 com a certificação de algumas usinas hidrelétricas. A Bandeirante teve sua primeira certificação em março de 2010, com o escopo delimitado nos termos a seguir pela Bureau Veritas Certification: ISO 14.001 – 03 subestações - ETD Dutra, ETD Maresias e ETD Vale do Sol; OHSAS 18.000 - Operação e Manutenção de Estações.

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O projeto tem perspectiva de ampliação com a regularização do licenciamento ambiental de todas as instalações, ora em curso na Secretaria de Meio Ambiente do Estado de São Paulo. Com as licenças será possível estender rapidamente a certificação ambiental às demais instalações de alta tensão da empresa, uma vez que todos procedimentos estão implantados e as equipes estão treinadas. Ainda no âmbito do sistema de gestão merecem destaque os seguintes subsistemas: sistema CAL de atualização da legislação de meio ambiente e S&SO e avaliação da conformidade legal de instalações e processos; sistema ON BASE de controle de documentos, incluindo normas técnicas, procedimentos e instruções de trabalho; Sistema CONFORM para registro e acompanhamento de não conformidades. 2) Identificação e tratamento dos principais impactos ambientais e sociais A Bandeirante dispõe de procedimento para a identificação e avaliação dos aspectos e impactos ambientais e sociais decorrentes de suas atividades e, como resultado, instrumentaliza a Matriz de Aspectos e Impactos Ambientais e Sociais. O levantamento de aspectos e impactos se inicia a partir da análise das atividades de planejamento, expansão, manutenção e operação do sistema elétrico, bem como das atividades de apoio, tais como a construção e manutenção do sistema elétrico, o armazenamento de materiais, equipamentos e resíduos, a manutenção predial, intervenção na vegetação etc. Nessa primeira etapa são identificadas as potenciais ações geradoras de impactos ambientais e sociais, que são desdobradas em tarefas, atividades e processos decorrentes. São consideradas as atividades rotineiras, não rotineiras, emergenciais e acidentais. A quantificação dos impactos considera os seguintes fatores: Situação do Aspecto, Natureza do Impacto, Responsabilidade, Freqüência, Severidade (para atividades rotineiras e não rotineiras), Gravidade e Probabilidade (para situações emergenciais). O produto da freqüência e da severidade ou da gravidade e probabilidade em eventos emergenciais, indica a significância de cada impacto. Também são considerados o reflexo em partes interessadas, requisitos legais, compromissos corporativos e o ISE BOVESPA. A revisão e atualização das matrizes de aspectos e impactos tem critérios definidos no respectivo procedimento. A partir da identificação dos aspectos, impactos, riscos e perigos decorrentes das atividades da empresa, são definidos os programas de gestão, procedimentos e instruções de trabalho que permitem eliminá-los ou minimizá-los, seja no fornecimento de energia elétrica (produto), nas instalações da empresa ou nas áreas de entorno. Os principais aspectos ambientais que caracterizam a distribuição de energia elétrica são: geração de resíduos; armazenagem e manuseio de óleo isolante e produtos químicos; interferências com vegetação e áreas ambientalmente protegidas; consumo de água, energia e combustíveis; consumo de materiais metálicos; poluição sonora em subestações; emissões atmosféricas da frota de veículos e emergências ambientais. O tratamento dos impactos ambientais significativos se dá a partir de uma série de programas ambientais, entre os quais: licenciamento ambiental; interferências em áreas protegidas; interferências na vegetação; gestão de resíduos; prevenção e gerenciamento de áreas contaminadas; monitoramento de ruídos em subestações; redução do consumo de recursos naturais; monitoramento de emissões atmosféricas; e plano de ação em emergência. Alguns desses planos são detalhados a seguir. 3) Programa de Prevenção e Gerenciamento de Áreas Contaminadas A Bandeirante iniciou em 2004 um diagnóstico social e ambiental em todas as instalações em que há equipamentos instalados ou armazenados com grandes volumes de óleo, fontes de ruído permanente ou substâncias químicas perigosas que possam apresentar riscos ao meio ambiente, buscando certificar-se da inexistência de passivos ambientais. O trabalho teve por base a coleta e análise de amostras de solo subsuperficial e a instalação de poços de monitoramento de água subterrânea nas instalações que apresentavam algum indício de contaminação. O cronograma previa a avaliação ambiental detalhada das instalações da empresa no prazo de 5 anos, o que foi rigorosamente cumprido. Em 2010 está sendo realizado o último ciclo de avaliação contemplando 12 sites. Em sete (07) subestações foi constatada a contaminação de solo subsuperficial o que ensejou medidas de contenção do risco (EBC Taubaté) ou remediação (ECH Norte). Em nenhum local foi constatada contaminação de águas subterrâneas. 4) Programa de Monitoramento de Ruídos em Subestações Iniciado em 2004 na Bandeirante como parte do diagnóstico ambiental das subestações, o Programa para Monitoramento e Controle de Ruídos, em 2009, contou com sua 4ª fase de medições. A campanha de monitoramento compreendeu 15 subestações, sendo seis delas por terem apresentado níveis de pressão sonora acima do estabelecido pela legislação em 2008. É importante lembrar que as medições partiram do cenário mais crítico, isto é, a situação em que todos os ventiladores dos transformadores – sistema de arrefecimento – estão ligados. O sistema de arrefecimento tem regime de funcionamento diferenciado em função da curva de carga dos equipamentos e, raramente, é acionado no período noturno (após 22h).

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Além das 6 instalações foram monitoradas outras 9, que tiveram a validade de monitoramento vencida (4

anos) ou alterações em suas configurações, conforme define a Instrução de Trabalho de Monitoramento

de Ruídos. Para as instalações que tiveram pontos fora do limite, foi realizado o monitoramento com o

sistema de arrefecimento desligado e o levantamento da quantidade de horas de funcionamento

noturno dos ventiladores. Para as instalações que emitem ruído acima do permitido pela legislação são

consideradas as seguintes medidas corretivas: intervenção direta no equipamento ruidoso, substituindo-o

ou instalando equipamentos de atenuação de ruído; alteração de lay out da instalação, aumentando a

distância dos equipamentos mais ruidosos em relação à vizinhança; instalação de barreiras acústicas de

absorção ou redirecionamento; e instalação de equipamentos de atenuação do ruído nos pontos

receptores (residências vizinhas reclamantes, quando for o caso).

Convém ressaltar que não há registro de reclamações de vizinhança ou de comunidade de entorno

desde 2006. À época foi constatado o problema em subestação localizada em Guarulhos, o que foi

prontamente resolvido com manutenção no sistema de ventilação dos equipamentos.

5) Gerenciamento de resíduos

A Bandeirante realiza anualmente seu inventário de resíduos em conformidade com a resolução Nº 5 do

CONAMA e norma técnica NBR 10.004, fazendo o devido registro na CETESB. Durante as atividades de

construção, manutenção e operação do sistema elétrico são gerados diversos tipos de resíduos entre os

quais se destacam: lâmpadas a vapor metálico, baterias e sucata metálica; materiais contaminados com

óleo isolante, graxas e solventes; resíduos contaminados com bifenilas policloradas (PCB); resíduos de

escritório que são submetidos a processos de reciclagem. O manuseio, armazenagem temporária,

transporte e destinação final seguem todos os trâmites legais estabelecidos.

A destinação final dos resíduos é feita de acordo cm a tabela abaixo:

Resíduos Destinação

Lâmpadas a vapor metálico, baterias e sucata metálica Reciclagem ou reutilização dos materiais

Materiais contaminados com óleo isolante, graxas e

solventes

Coprocessamento fornos industriais

Resíduos contaminados com bifenilas policloradas (PCB) Descontaminação ou incineração de acordo com o teor

de contaminantes

Resíduos de escritório Coleta seletiva.

O programa de coleta seletiva de resíduos e destinação de materiais como papel, papelão, vidros e

plásticos para a reciclagem foi implantado em setembro de 2001 na sede São Paulo, sendo depois

estendido aos edifícios do Alto Tietê. Em 2009 foi implantado no Vale do Paraíba e Litoral Norte, cobrindo

100% das instalações da empresa. Além da segregação, manuseio e armazenagem adequados a

empresa faz a pré-qualificação dos prestadores de serviço que fazem a destinação final ou reciclagem

dos resíduos.

Óleo Ascarel

A Bandeirante mantém em operação apenas uma estação de bancos de capacitores com

equipamentos isolados em óleo ascarel. Os equipamentos em operação na EBC GM, em São José dos

Campos, quando da ocorrência de defeitos, são submetidos a procedimentos específicos de manuseio,

acondicionamento, transporte e destinação final. Está sendo analisada a possibilidade de desativação

desses equipamentos até o final de 2010, ainda que o prazo legal estabelecido se estenda até 2020. Caso

o projeto avance serão necessários recursos da ordem de R$ 1,5 milhão para a substituição doas

equipamentos e destinação final dos resíduos contaminados.

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6) Regularização de empreendimentos construídos a partir de 1981 – Processo SMA 13.622/04 Todos os empreendimentos construídos a partir de 1981 são objeto de processo de regularização conjunta perante a Secretaria de Estado do Meio Ambiente - SMA, para a emissão da respectiva licença ambiental de operação mediante a formalização de um Termo de Compromisso de Compensação Ambiental (TCCA). Em outubro de 2009, foi encaminhada uma Minuta do Termo de Compromisso de Compensação Ambiental para avaliação da Secretaria do Meio Ambiente, com a finalidade de regularizar os empreendimentos anteriores a 2004. A proposta entregue à SMA prevê compensação ambiental através de um programa de reflorestamento e considera, além do gerenciamento dos aspectos e impactos que caracterizam a operação e manutenção do sistema elétrico, a área inferida de supressão de vegetação necessária à implantação dos empreendimentos á época em que foram construídos. O programa de reflorestamento proposto pela Bandeirante será executado em um prazo máximo de 05 (cinco) anos, com implantação gradativa, e manutenção de 02 (dois) anos para cada lote de plantio realizado. A área de vegetação nativa afetada pelas faixas de servidão das linhas de transmissão totaliza 48,80 ha (quarenta e oito hectares e oitenta ares), sendo 40,60 ha (quarenta hectares e sessenta ares) fora de Unidades de Conservação e 8,20 ha (oito hectares e vinte ares) inseridos em Unidades de Conservação. Os plantios serão realizados com diversidade mínima de 80 espécies nativas de ocorrência regional, respeitando-se um espaçamento de 3x2 metros entre plantas, com adensamento de 1.667 (um mil seiscentos e sessenta e sete) árvores por hectare, totalizando 81.350 (oitenta e um mil, trezentos e cinqüenta) mudas. O valor estimado para cumprimento do TCCA é de R$ 1.627 mil, o que corresponde a R$ 325 mil anuais. Tal valor já está provisionado no orçamento plurianual de negócios. Os empreendimentos construídos posteriormente ao ano de 2004, nomeadamente, as Linhas de Transmissão Norte - Nordeste, Nordeste - Dutra e Nordeste - Pedreira; e as Subestações ETD Maresias e ETD Pedreira não fazem parte desse processo, pois foram, tempestivamente, licenciados no âmbito do Estado de São Paulo e dos respectivos Municípios. Além proposta contida na minuta do TCCA, a Bandeirante se comprometeu a manter os demais programas ambientais existentes e relacionados na correspondência BDMAN – 050/2008, tais como o monitoramento de ruídos em subestações, o monitoramento da qualidade de solos e águas subterrâneas, a inclusão de áreas protegidas em base cartográfica digital, os quais se encontram efetivamente implantados e devidamente integrados na gestão ambiental da empresa. Quanto aos riscos existentes neste processo de regularização do licenciamento a Bandeirante vislumbra a possibilidade de redução do prazo de compensação, a majoração de quantidades de mudas devido à interferência em Unidades de Conservação ou a necessidade de depósito imediato do valor estimado para o TCCA em conta corrente específica. Possibilidades mais remotas envolvem a solicitação de estudos de interferência dos campos eletromagnéticos nos termos da Lei Federal 11.934/09 e propostas para realocação de população residente em trechos das faixas de servidão, que caso se concretizem, serão objeto de nova avaliação e de propostas de solução no longo prazo. 7) Educação e Conscientização Ambiental A Bandeirante realizou em 2009 diversas ações e eventos, como palestras e treinamentos, voltados aos colaboradores, visando promover a educação e conscientização ambiental, entre os quais merecem destaque:

Treinamento para identificação, registro e tratamento de não conformidades Simulação de emergência em subestações Treinamento de formação de brigada de incêndio

Além desses programas de treinamento é importante destacar a participação nos prêmios de gestão empresarial (PNQ da Fundação Nacional da Qualidade e Prêmio ABRADEE), nas auditorias internas e externas e na análise crítica dos indicadores de gestão ambiental. Além da adoção de referenciais superiores adquiridos nestes trabalhos as equipes tem estreita convivência com profissionais especializados das áreas de meio ambiente, o que facilita a absorção e conscientização quanto à s necessidades da empresa.

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Por fim, o Instituto desenvolve desde 2008 o programa Econnosco, que promove e estimula o consumo

racional de água, energia elétrica, combustíveis e papel. Constam ainda do programa o incentivo a

reciclagem de materiais e a utilização do conceito de pegada ecológica, que calcula o impacto

ambiental de indivíduos, organizações e populações.

O custo anual médio incorrido para o cumprimento da regulação ambiental nos últimos três exercícios

sociais (2007, 2008 e 2009) foi de R$ 801 mil, devendo manter-se no mesmo patamar nos próximos períodos.

São excluídos desse valor os gastos capitalizáveis nos empreendimentos voltados à expansão do sistema

elétrico.

c) dependência de patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de royalties relevantes

para o desenvolvimento das atividades.

A Companhia não é dependente de suas marcas, patentes, licenças, concessões, franquias e contratos

de royalties. Para informações sobre patentes, marcas, licenças, concessões, franquias, contratos de

royalties da Companhia, vide item 9.1 “b” deste Formulário de Referência.

7.6. INFORMAÇÕES ACERCA DOS PAÍSES EM QUE A COMPANHIA OBTÉM RECEITAS RELEVANTES.

A receita da Companhia não é proveniente de outros países que não o Brasil. Suas atividades estão

restritas ao território nacional.

7.7. EM RELAÇÃO AOS PAÍSES DOS QUAIS A COMPANHIA OBTÉM RECEITAS RELEVANTES, IDENTIFICAR: A) PRODUTOS E SERVIÇOS

COMERCIALIZADOS; B) RECEITA PROVENIENTE DOS CLIENTES ATRIBUÍDOS A CADA PAÍS ESTRANGEIRO E SUA PARTICIPAÇÃO NA

RECEITA LÍQUIDA TOTAL DA COMPANHIA; E C) RECEITA PROVENIENTE DOS CLIENTES ATRIBUÍDOS A CADA PAÍS ESTRANGEIRO E SUA

PARTICIPAÇÃO NA RECEITA LÍQUIDA TOTAL DA COMPANHIA.

Não aplicável, pois a Companhia somente atua no território nacional.

7.8. OUTRAS RELAÇÕES DE LONGO PRAZO RELEVANTES DA COMPANHIA.

Para maiores informações sobre relações de longo prazo, ver item 10.1 (f) e item 16 deste Formulário de

Referência.

7.9. OUTRAS INFORMAÇÕES RELEVANTES.7

Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro

Características Gerais

O parque gerador brasileiro é predominante hidrelétrico, apesar do aumento da participação das usinas

térmicas e de biomassa. Segundo informações da ANEEL, em maio de 2010, o País possuía no total 2.238

empreendimentos em operação, e desconsiderando-se os montantes importados da Argentina,

Venezuela e Uruguai e considerando-se a produção integral de Itaipu Binacional, a capacidade instalada

do parque gerador brasileiro conectado ao SIN era de aproximadamente 110 GW. Do total da energia

produzida pelos 2.238 empreendimentos em operação, aproximadamente 72,6% é proveniente de

hidrelétricas e 24,8% de termelétricas. Além disso, o Brasil conta com 2 usinas nucleares, que correspondem

a 1,84% do potencial instalado, 45 usinas eólicas que correspondem a 0,73% e 1 uma central geradora

solar Fotovotaica.

O Brasil tem o terceiro maior potencial hidroelétrico do mundo, com cerca de 261,4 GW (PNE 2030), sendo

que o aproveitamento deste potencial é de aproximadamente 30% (PNE 2030). Até 2030, visualiza-se um

7 Para informações acerca das terminologias técnicas do setor energético, consulte o glossário disponibilizado no sítio eletrônico da

ANEEL: http://www.aneel.gov.br/biblioteca/glossario.cfm

http://www.aneel.gov.br/biblioteca/glossario.cfm

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acréscimo de cerca de 95.000 MW (PNE 2030), dos quais 74.000 MW (PNE 2030) provirão da Região

Amazônica, totalizando um parque hidrelétrico de 174.000 MW (PNE 2030). Grandes projetos estruturais na

Região Amazônica já foram licitados nos anos de 2007, 2008 e 2010, com previsão de início das operações

a partir de 2013 (Usinas Hidrelétricas de Santo Antônio – 3.150 MW e Jirau – 3.300 MW, ambas no Rio

Madeira e Belo Monte, no Rio Xingu, com previsão de 11.233 MW instalados. No território brasileiro foi identificado um potencial da ordem de 17.500 MW (conforme PNE 2030) para desenvolvimento de pequenas centrais hidrelétricas – PCH com capacidade instalada entre 1 e 30MW, em aproximadamente 3.000 aproveitamentos. Atualmente, a capacidade instalada é de 3.129 MW (BIG – Site ANEEL)com mais 877 MW (BIG – Site ANEEL), em construção. Além disso, evidencia-se um grande potencial para utilização da energia eólica, cerca de 60.000 MW (ANEEL, no site: http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/Atlas/energia_eolica/6_3.htm), com somente 794 MW (BIG – Site ANEEL) instalados. Grande parte deste potencial se localiza na Região Nordeste, o que traz o benefício da complementaridade com as usinas hidrelétricas, devido à sazonalidade defasada dos regimes de vazões dos rios e dos ventos . O Brasil tem o terceiro maior potencial hidroelétrico do mundo, com cerca de 258.000 MW, sendo que o aproveitamento deste potencial é de aproximadamente 31%. Até 2030, visualiza-se um acréscimo de cerca de 100.000 MW, dos quais 60.000 MW provirão da Região Amazônica, totalizando um parque hidrelétrico de 170.000 MW. Grandes projetos estruturais na Região Amazônica já foram licitados nos anos de 2007 e 2008, com previsão de início das operações a partir de 2013 (Usinas Hidrelétricas de Santo Antônio – 3.150 MW e Jirau – 3.300 MW, ambas no Rio Madeira), sendo que já está em andamento os preparativos para a licitação para o aproveitamento de Belo Monte, no Rio Xingu, com previsão de 11.233 MW instalados. No território brasileiro foi identificado um potencial da ordem de 16.000 MW para desenvolvimento de pequenas centrais hidrelétricas – PCH com capacidade instalada entre 1 e 30MW, em aproximadamente 3.000 aproveitamentos. Atualmente, a capacidade instalada é de 2.868 MW com mais 1.095 MW em construção. Além disso, evidencia-se um grande potencial para utilização da energia eólica, cerca de 143.000 MW, com somente 766 MW instalados. Grande parte deste potencial se localiza na Região Nordeste, o que traz o benefício da complementaridade com as usinas hidrelétricas, devido à sazonalidade defasada dos regimes de vazões dos rios e dos ventos. Segundo o Plano Decenal de Expansão aprovado em 2008 pelo MME, a capacidade de geração instalada do País deverá aumentar para 144,8 GW até 2016, dos quais 115,0 GW (79,4%) corresponderão à geração hidrelétrica, 29,8 GW (20,6%) à geração termelétrica e 8,6 GW (6,6%) à importação de energia elétrica por meio do SIN. Em 2008, a Eletrobrás detinha 38,0% dos ativos de geração brasileiros (Demonstrações Contábeis 2208 – Eletrobrás, publicada na CVM). Por intermédio de suas subsidiárias, a Eletrobrás é também responsável por 56,0% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kV no Brasil (site da Eletrobrás, acessado em 02/06/2010). Além disso, detém participação em algumas empresas controladas por estados brasileiros que se dedicam à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, incluindo, entre outras, a Companhia Hidrelétrica do São Francisco – CHESF, Furnas e a Eletronorte. Em 2008, a Eletrobrás detinha 39,0% dos ativos de geração brasileiros. Por intermédio de suas subsidiárias, a Eletrobrás é também responsável por 56,0% da capacidade instalada de transmissão acima de 230 kV no Brasil. Além disso, detém participação em algumas empresas controladas por estados brasileiros que se dedicam à geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, incluindo, entre outras, a Companhia Hidrelétrica do São Francisco – CHESF, Furnas e a Eletronorte. O Sistema de Distribuição Brasileiro é composto por 64 distribuidoras, sendo 19 estatais e 45 privadas. As 11 maiores empresas de distribuição fornecem 54% da energia elétrica. Empresas privadas, dentre as quais a Energias do Brasil, detinham, em 2008, 38,0% e 68,0% do mercado de geração e distribuição, respectivamente, em termos de capacidade total e demanda, e 26,0% do mercado de transmissão em termos de receita. O consumo de energia elétrica no Brasil totalizou 388.204 GWh no ano 2009, sendo que do total desse consumo, 53,6% foi consumido pela Região Sudeste. O consumo da Classe Industrial totalizou 165.632 GWh,

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que corresponde à 42,7% do total da energia elétrica consumida. Caracteriza-se por apresentar grandes consumidores eletrointensivos, principalmente na área de siderurgia, metalurgia e papel e celulose. O consumo da Classe residencial totalizou 100.638 GWh, 25,9% do total, e consumo per capita 152,4 kWh/mês. Fonte: Resenha Mensal do Mercado de Energia EPE (Publicada em Janeiro/2010) - www.epe.gov.br/ O negócio de Energia Elétrica no Brasil O parque gerador brasileiro é predominante hidrelétrico, apesar do aumento da participação das usinas térmicas e de biomassa. Segundo informações da ANEEL, em maio de 2010, o País possuía no total 2.238 empreendimentos em operação, e desconsiderando-se os montantes importados da Argentina, Venezuela e Uruguai e considerando-se a produção integral de Itaipu Binacional, a capacidade instalada do parque gerador brasileiro conectado ao SIN era de aproximadamente 110 GW. Do total da energia produzida pelos 2.238 empreendimentos em operação, aproximadamente 72,6% é proveniente de hidrelétricas e 24,8% de termelétricas. Além disso, o Brasil conta com 2 usinas nucleares, que correspondem a 1,84% do potencial instalado, 45 usinas eólicas que correspondem a 0,73% e 1 uma central geradora solar Fotovotaica. O gráfico abaixo apresenta a Capacidade Instalada no País dividida por estados:

Fonte:Aneel

Nota: Soma a mais de 100% devido a dupla contagem de usinas localizadas em divisas de estados.

O Brasil sempre ocupou uma posição de destaque no cenário mundial no que diz respeito à

hidroeletricidade, estando entre os países com maior capacidade hidrelétrica instalada. Conforme

informado no Balanço Energético Nacional – BEN de 2008, elaborado pelo MME em conjunto com a EPE,

somente cerca de 29,6% do potencial hidrelétrico nacional foi explorado, já que sua maior parte se situa

na Amazônia. A região norte não está interligada ao SIN, e, em razão disso, tal região é denominada de

Sistema Isolado, o qual compreende 45% do território nacional, porém representa somente 2% da

demanda total do País.

O Sistema Isolado é abastecido principalmente por fontes de geração térmica a óleo combustível e a

óleo diesel. Para a substituição de tais fontes térmicas no Sistema Isolado por meio da implantação de

usinas hidrelétricas, é previsto pela ANEEL o recebimento de incentivo do fundo formado com recursos da

CCC para financiar tais empreendimentos.

Dados do MME prevêem uma ligeira alteração na matriz energética brasileira nos próximos anos. Estima-se

que as participações hidrelétrica e de importação sofrerão redução em suas participações, basicamente

devido ao aumento da participação das fontes renováveis.

Segundo o BEN de 2008, o consumo de energia no Brasil registrou em 2008 um aumento de 5,2% em

comparação ao consumo registrado em 2007. A participação do gás natural na matriz energética

22%

18%16%

9% 8% 8% 7% 7% 7% 7%5%

3% 3% 2% 2% 2% 1% 1% 1% 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%

SP M G PR BA GO PA RJ M S AL RS SC SE PE M T AM TO ES RO CE RN PI AP M A AC RR PB DF

Capacidade de Geração por Estado (%)

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nacional, registrou aumento em um ponto percentual, atingindo 10,3% e produtos derivados da cana de

açúcar (etanol, bagaço, caldo e melaço para fins energéticos) também ampliaram sua fatia na matriz,

crescendo meio ponto percentual em relação a 2007 e atingiu 16,4% em 2008. Conforme previsão do MME, a energia hidráulica teve sua participação na matriz energética reduzida em mais de um ponto percentual (MME). No acumulado do ano de 2010, a participação desta fonte caiu para 13,5%(MME), principalmente devido ao aumento da participação da geração termoelétrica. Segmentos da Indústria de Energia Elétrica no Brasil Geração As características físicas do Brasil, em especial a grande extensão territorial e a abundância de recursos hídricos foram determinantes para a implantação de um parque gerador de energia elétrica de base predominantemente hidráulica.

Resumo da Situação Atual dos Empreendimentos

Fonte de Energia Situação Capacidade Associada (kW)

45 empreendimento(s) de fonte Eólica outorgada 2.139.793

11 empreendimento(s) de fonte Eólica em construção 311.050

35 empreendimento(s) de fonte Eólica em operação 547.684

1 empreendimento(s) de fonte Fotovoltaica outorgada 5.000

1 empreendimento(s) de fonte Fotovoltaica em operação 20

234 empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica outorgada 4.374.208

95 empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica em construção 11.679.941

812 empreendimento(s) de fonte Hidrelétrica em operação 78.196.329

1 empreendimento(s) de fonte Maré outorgada 50

152 empreendimento(s) de fonte Termelétrica outorgada 11.321.649

71 empreendimento(s) de fonte Termelétrica em construção 6.863.413

1269 empreendimento(s) de fonte Termelétrica em operação 26.746.930

Fonte: Aneel, julho de 2009

As centrais de produção de eletricidade são objeto de concessão, autorização ou registro, segundo o enquadramento realizado em função do tipo de central, da capacidade a ser instalada e do destino da energia. Segundo o destino da energia, as centrais de produção podem ser classificadas como: Produtores cuja outorga de concessão especifica que a energia produzida destina-se ao serviço

público de eletricidade;

Produtores independentes (assumem o risco da comercialização de eletricidade com distribuidoras ou diretamente com consumidores livres); e

Auto-produtores (produção de energia para consumo próprio, podendo o excedente ser comercializado mediante uma autorização).

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Remuneração das Geradoras Ao contrário das distribuidoras, as geradoras não têm, em seus contratos de concessão, a fixação de tarifas, tampouco mecanismos de reajuste e revisão destas. Em outras palavras, o segmento de geração não é submetido à regulação econômica. Anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras comercializavam a sua energia por meio de contratos iniciais, os quais tinham tarifas fixadas pela ANEEL conforme previsto na Lei do Setor Elétrico, ou ainda por meio de contratos bilaterais, cujos preços eram livremente negociados entre as partes. Desde a promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as geradoras somente podem vender sua energia para as distribuidoras por meio de leilões públicos conduzidos pela ANEEL e operacionalizados pela CCEE. No Ambiente de Contratação Livre - ACL, as geradoras podem vender sua energia a preços livremente negociados a comercializadoras, distribuidoras com mercado inferior a 500GWh/ano e Consumidores Livres. Nos contratos bilaterais firmados e homologados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, os preços negociados entre as geradoras e distribuidoras eram, geralmente, influenciados pela limitação de repasse dos custos de aquisição de energia às tarifas cobradas pelas distribuidoras de seus consumidores finais. O repasse de energia adquirida por meio desses contratos é limitado por um valor estabelecido pela ANEEL chamado de “Valor Normativo”. Para os Contratos Bilaterais celebrados sob a vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a limitação ao repasse de custos pelas distribuidoras é baseada no Valor Anual de Referência. Essas limitações ao repasse às tarifas, dos custos de aquisição de energia pelas distribuidoras, acabam influenciando os preços de energia ofertados pelas geradoras, uma vez que estes devem ser inferiores ao Valor Anual de Referência para serem competitivos e passíveis de aprovação pela ANEEL. As plantas geradoras hidrelétricas contam, ainda, com o Mecanismo de Realocação de Energia - MRE para mitigar riscos hidrológicos e impacto comercial da operação centralizado do sistema, de tal forma a ter preservada a possibilidade de obtenção de uma receita correspondente à venda de sua energia assegurada. O Valor Anual de Referência – VR limita os custos a serem repassados para o consumidor final e corresponde à média ponderada dos preços de energia elétrica nos leilões realizado com 5 anos e 3 anos de antecedência (“A-5” e “A-3” respectivamente), calculada para todas as distribuidoras como segue: VR = (VL5 * Q5 + VL3*Q3) / (Q5 + Q3) onde:

VL5 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração realizados no ano “A - 5”, ponderado pelas respectivas quantidades adquiridas;

Q5 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, realizados com cinco anos de antecedência ao ano de entrega da energia (“A - 5”);

VL3 é o valor médio de aquisição nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração realizados no ano “A - 3”, ponderado pelas respectivas quantidades adquiridas; e

Q3 é a quantidade total, expressa em MWh por ano, adquirida nos leilões de compra de energia elétrica proveniente de novos empreendimentos de geração, realizados com três anos de antecedência ao ano de entrega da energia (“A - 3”).

O VR é aplicado durante os primeiros três anos dos contratos de compra de energia elétrica de novos projetos de geração de energia. Após o quarto ano, os custos de aquisição de energia elétrica desses projetos poderão ser repassados integralmente.

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Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) Em 2002, o PROINFA foi estabelecido pelo governo para criar incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, PCHs e projetos de Biomassa. Nos termos do PROINFA, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS compra a energia gerada por estas fontes alternativas por um período de 20 anos e a repassa para os consumidores livres e distribuidoras, as quais se incumbem de incluir os custos do programa em suas tarifas para todos os consumidores finais da área de concessão, à exceção dos consumidores de baixa renda. Projetos que buscam qualificar-se para os benefícios oferecidos pelo PROINFA devem estar totalmente operacionais até 31 de dezembro de 2010. O BNDES aprovou a abertura de uma linha de crédito específica para projetos incluídos no PROINFA, podendo financiar até 80% dos custos de construção das usinas inseridas no programa. Este programa visa a inclusão de energia renovável no parque energético nacional em dois momentos: Conforme previsão do MME, a energia hidráulica teve sua participação na matriz energética reduzida

em mais de um ponto percentual (MME). No acumulado do ano de 2010, a participação desta fonte caiu para 13,5%(MME), principalmente devido ao aumento da participação da geração termoelétrica;

Até 2020 a geração oriunda das usinas incentivadas pelo PROINFA deverá atender 15% do crescimento anual da carga (MME); e

Em 20 anos, a energia renovável deverá representar ao menos 10% de toda a energia produzida no Brasil . (Apresentação do MME “Proinfa: Política Pública de Energia Renovável”, realizada em Fortaleza, 18 de setembro/2006)

A Resolução Normativa ANEEL n° 127 de 6 de dezembro de 2004 estabeleceu os procedimentos para o rateio do custo PROINFA, bem como para definição das respectivas cotas de energia elétrica a serem adquiridas pelos Consumidores Livres e distribuidoras, nos termos do Decreto n° 5.025, de 30 de março de 2004. Mecanismo de Realocação de Energia – MRE O MRE tem o objetivo de mitigador o risco hidrológico entre os geradores hidráulicos e é desenvolvido por um processo de 5 etapas que examinam, primeiramente, se a produção física das usinas dentro da mesma região pode satisfazer os níveis de energia assegurada e, a seguir, se estabelece o compartilhamento da geração excedente entre as diferentes regiões. As etapas estão detalhadas abaixo:

i. aferição se a produção total líquida de energia dentro do MRE alcança os níveis totais de Energia Assegurada dos membros do MRE como um todo;

ii. aferição se alguma geradora gerou volumes acima ou abaixo de seus volumes de energia assegurada, conforme determinados pelo ONS;

iii. caso determinadas geradoras, participantes do MRE, tenham produzido acima de seus respectivos níveis de energia assegurada, o adicional da energia gerada será alocado a outras geradoras do MRE que não tenham atingido seus níveis de energia assegurada. Esta alocação do adicional da energia gerada, designada “energia otimizada”, é feita, primeiramente, entre as geradoras dentro de uma mesma região e, depois, entre as diferentes regiões, de forma a assegurar que todos os membros do MRE tenham energia alocada, para fins de contabilização na CCEE, em montante pelo menos igual a seus respectivos níveis de energia assegurada;

iv. se, após a etapa (3) acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de energia assegurada (ou sua energia contratada, para aqueles membros do MRE que não tiverem contratado 100% de sua energia assegurada) e houver saldo de energia produzida, o adicional da geração regional líquida, designada “energia secundária”, deve ser alocado entre as geradoras das diferentes regiões. A energia será negociada pelo preço CCEE prevalecente na região em que tiver sido gerada; e

v. se, após cumpridas as etapas de alocação todos os membros do MRE não tiverem atingido o nível de energia assegurada total do MRE, o montante alocado servirá de lastro para efeito de contabilização, sendo que a energia faltante, em relação a montantes contratados, deverá ser paga com base no preço de liquidação de diferenças - PLD.

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Energia Otimizada As geradoras, membros do MRE, que produziram energia além de seus níveis de energia assegurada são compensados por custos variáveis de Operação e Manutenção - O&M e custos com o pagamento de royalties pelo uso da água. As geradoras do MRE que não tiverem gerado seus níveis de energia assegurada devem pagar custos de Operação e Manutenção - O&M e custos com os royalties pelo uso da água às geradoras que produziram acima de seus respectivos níveis de energia assegurada durante o mesmo período. Atualmente, a TEO – Tarifa de Energia de Otimização paga pelas geradoras que recebem alocação de energia do MRE é de R$8,18/MWh para todas as geradoras que forneceram seu adicional de energia gerada ao MRE (conforme determinado na Resolução Normativa da ANEEL nº 755/2008). Energia Secundária O montante total de energia do MRE restante após a alocação para cobertura da insuficiência das geradoras que deixaram de produzir sua respectiva energia assegurada é denominado “energia secundária”. A energia secundária é alocada de acordo com os níveis de energia assegurada de todos os membros do MRE Transmissão O sistema de transmissão brasileiro, com tensão nominal acima de 230 kV, é de forma geral, denominado de Rede Básica de Transmissão. O papel da Rede Básica é garantir a integração entre fontes remotas de energia aos centros de carga, representados pelas subestações terminais para atendimento às distribuidoras ou atendimento direto a grandes clientes. Além disso, a Rede Básica é fundamental para a operação energética do sistema, posto que estabelece a integração elétrica entre diferentes bacias hidrográficas ou entre regiões do País, permitindo constantes intercâmbios energéticos que objetivam otimizar os custos de operação do parque gerador (operação em complementação térmica), através do deslocamento de geração térmica de alto custo por geração hidráulica. A legislação assegura livre acesso à Rede Básica por parte dos agentes usuários interessados, sendo que a sua tarifa (TUST) é estabelecida com valores diferenciados, dependendo do ponto do sistema que for acessado pelo interessado. O cálculo das tarifas é publicado anualmente pelo regulador e seus valores contemplam duas componentes. A primeira tem característica locacional, visando dar sinal econômico aos agentes para que acessem pontos do sistema que menos impactam os custos de transmissão. A segunda componente, a ser adicionada à primeira, tem características de “selo” e vem a ser uma parcela de ajuste da tarifa, destinada a garantir a recuperação pelos Agentes Transmissores, da Receita Anual Permitida – RAP definida pela ANEEL. Tarifas de Distribuição e Transmissão de Energia As tarifas referentes aos sistemas de distribuição e transmissão são (i) tarifa cobrada pelo uso da rede local de distribuição exclusiva de cada distribuidora (TUSD), (ii) tarifa cobrada pelo uso da rede básica e demais instalações de transmissão (TUST):

i. a TUSD é paga por geradoras, Consumidores Livres e por consumidores especiais pelo uso do sistema de distribuição da concessionária na qual estejam conectados. O valor a ser pago é

ii. calculado pela multiplicação da quantidade de energia elétrica contratada pela tarifa estabelecida pela ANEEL; e

iii. a TUST é paga por distribuidoras, geradoras, Consumidores Livres e consumidores especiais pela utilização da rede básica e é reajustada anualmente de acordo com a inflação e com as receitas anuais das empresas concessionárias de transmissão determinadas pela ANEEL.

Para fazer uso das instalações de transmissão e/ou de distribuição, e pagar a TUST e/ou a TUSD acima referidas, o usuário deve se conectar a essas instalações de transmissão e/ou de distribuição, sendo que deverão assinar Contratos de Conexão ao Sistema de Transmissão – CCTs com as concessionárias de transmissão que detêm essas instalações e/ ou Contratos de Conexão ao Sistema de Distribuição – CCDs, com as distribuidoras locais, conforme o caso. Os encargos de conexão são de livre negociação entre as partes, devendo cobrir os custos incorridos com o projeto, a construção, os equipamentos, a medição, a operação e a manutenção do ponto de conexão do usuário.

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Segmento de distribuição de energia elétrica no Brasil Até meados da década de 1990, o setor de distribuição de energia elétrica no Brasil era explorado em sua quase totalidade por empresas estatais. Nos dias de hoje, após diversos processos licitatórios, é bastante fragmentado, operando com 64 distribuidoras em todo território nacional, das quais as 10 maiores representaram 59% da energia vendida, em 2008. Atualmente, as distribuidoras só podem oferecer serviços a seus clientes cativos dentro das respectivas áreas de concessão, sob condições e tarifas reguladas pela ANEEL. Dessa forma, se a distribuidora decidir por praticar algum desconto no valor da tarifa regulada, deve ser levado em consideração o princípio da isonomia. O consumo de energia elétrica no Brasil totalizou 388.204 GWh no ano 2009, sendo que do total desse consumo, 53,6% foi consumido pela Região Sudeste. O consumo da Classe Industrial totalizou 165.632 GWh, que corresponde à 42,7% do total da energia elétrica consumida. Caracteriza-se por apresentar grandes consumidores eletrointensivos, principalmente na área de siderurgia, metalurgia e papel e celulose. O consumo da Classe residencial totalizou 100.638 GWh, 25,9% do total, e consumo per capita 152,4 kWh/mês. O mercado de distribuição de energia elétrica é atendido por 64 concessionárias, estatais ou privadas, de serviços públicos que abrangem todo o País. As concessionárias estatais estão sob controle dos governos federal, estaduais e municipais. (Fonte: ANEEL: http://www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=48&idPerfil=2). O mapa abaixo mostra a localização das principais concessões no Brasil:

Tarifas de Distribuição de Energia Elétrica A tarifa média de fornecimento no Brasil tende a ter seu valor mais baixo se comparado a outros países, em razão de haver no Brasil um parque de geração de energia predominantemente hidrelétrico, cabendo destacar o potencial brasileiro de energia renovável a ser explorado.

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O mecanismo de controle tarifário foi, historicamente, uma forma de incentivar a substituição de outras fontes de energia pela hidrelétrica, porém as altas taxas de juros e o uso das tarifas como instrumento de controle inflacionário, iniciado na década de 80 comprometeram esse objetivo por mais de 20 anos. Após a criação da ANEEL, em 1997, a agência passou a regular as tarifas praticadas pelas distribuidoras, tendo por base o contrato de concessão que estabelece, dentre outros, as regras para fixação das tarifas a serem praticadas e os respectivos critérios de reajuste/revisão. Nesse ambiente regulatório, a tarifa é diferenciada de acordo com o tipo de consumidor (classe de consumo) e a tensão do fornecimento (grupo/subgrupo). A estrutura da tarifa de distribuição é composta por custos de compra de energia, distribuição, transmissão, tributos, encargos setoriais e sociais. Destaca-se que a distribuidora é o agente que arrecada e repassa estes custos para todos os setores. Reajustes e Revisões Tarifárias Os valores das tarifas de energia elétrica (uso da rede e fornecimento) são reajustadas anualmente pela ANEEL (reajuste periódico anual), revistas periodicamente (revisão tarifária periódica) a cada 3/4 ou 5 anos, dependendo do contrato de concessão, e, por fim, podem ser revistos em caráter extraordinário (revisão tarifária extraordinária). A ANEEL divide a receita das distribuidoras em duas parcelas correspondentes aos seguintes custos: (i) custos não gerenciáveis pela distribuidora, chamados custos da Parcela A; e (ii) custos gerenciáveis pela distribuidora, ou custos da Parcela B. Os custos da Parcela A incluem os seguintes itens:

i. custos de aquisição de energia elétrica obtidos dos leilões públicos promovidos pela ANEEL;

ii. custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu Binacional;

iii. custos de aquisição de energia elétrica em Contratos Bilaterais;

iv. custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão e distribuição; e

v. encargos setoriais: CCC, CDE, RGR, TFSEE, PROINFA, ESS, ONS, P&D, e CFURH.

O repasse do custo de aquisição de energia elétrica sob contratos de fornecimento celebrados antes da vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, às tarifas, está sujeito a um limite máximo baseado no valor normativo estabelecido pela ANEEL para cada fonte de energia, tais como energia hidrelétrica, energia termelétrica ou fontes alternativas de energia. O valor normativo é reajustado anualmente para refletir aumentos nos custos incorridos pelas geradoras. Este reajuste leva em consideração: (i) a inflação; (ii) os custos incorridos em moeda estrangeira; e (iii) os custos de combustível (tal como gás natural). Os custos incorridos em moeda estrangeira não podem ultrapassar 25% dos custos das geradoras. A Parcela B compreende os custos gerenciáveis, ou seja, aqueles que estão sob o controle das concessionárias, tais como os custos de capital e os custos de operação e manutenção. A cada reajuste, a Parcela B é obtida como resultado da subtração da Parcela A da receita total auferida no período de referência, que é definido como o período transcorrido entre o último reajuste e o que está em processamento, ou seja, a Parcela B é obtida residualmente. O reajuste periódico anual das tarifas baseia-se em uma fórmula paramétrica, definida no contrato de concessão. Nele, os custos da Parcela A são em geral integralmente repassados às tarifas. Os custos da Parcela B, por sua vez, são corrigidos de acordo com a variação do IGP-M, ajustado por um elemento chamado fator X (componente que busca induzir as distribuidoras na busca da eficiência operacional). O resultado é o Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT). A revisão tarifária periódica ocorre a cada 3, 4 ou 5 anos (cada contrato tem um período distinto). Essas revisões são realizadas pela ANEEL tendo como princípios: (i) as alterações na estrutura de custos e de mercado da concessionária, (ii) os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional e internacional e (iii) os estímulos à eficiência e a modicidade das tarifas. Desta forma, nos processos de revisão tarifária periódica implementados pela ANEEL, todos os custos da Parcela B são recalculados com vistas a assegurar que a Parcela B seja suficiente para: (i) a cobertura dos custos operacionais eficientes;

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e (ii) a remuneração adequada dos investimentos prudentes considerados essenciais aos serviços objeto da concessão de cada distribuidora. O fator X é utilizado para ajustar o IGP-M empregado nos reajustes anuais subseqüentes e é definido com base em dois componentes: (a) ganhos previstos de produtividade; e (b) IPC-A sobre a parcela mão de obra dos custos operacionais. Por conseguinte, quando da conclusão de cada reajuste tarifário, a aplicação do fator X faz com que as distribuidoras compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais. Em 2006, a ANEEL deu início ao aperfeiçoamento das metodologias utilizadas no primeiro ciclo de revisão tarifária periódica das concessionárias de distribuição de energia elétrica, através da audiência pública 008/2006. Esta audiência culminou na Resolução nº 234/2006, que estabeleceu “os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de revisão tarifária periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica”. Em 20 de dezembro de 2007, a ANEEL deu início à audiência pública 052/20007, com o objetivo de obter subsídios e informações adicionais para o aprimoramento da Resolução Normativa ANEEL nº 234/2006. Os temas abordados foram empresa de referência, fator X, perdas técnicas, perdas não técnicas, receitas irrecuperáveis e Base de Remuneração Regulatória. O processo da audiência pública terminou em 25 de novembro de 2008, com a homologação da Resolução Normativa ANEEL nº 338/2008, que alterou os conceitos gerais, as metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de Revisão Tarifária Periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica. Ademais, as distribuidoras têm direito a revisão tarifária extraordinária, caso a caso, de maneira a assegurar o equilíbrio econômico-financeiro de seus contratos de concessão e a compensação por custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos. Comercialização Os agentes comercializadores de eletricidade, não possuindo sistemas elétricos, estão autorizados a atuar exclusivamente no mercado livre, vendendo ou comprando energia elétrica. Os agentes comercializadores atuam basicamente de três maneiras: (i) trader - compra e vende energia elétrica em nome próprio, em mercados livres e organizados, assumindo os riscos do mercado; (ii) broker - intermediando as negociações e os contatos entre o vendedor e o comprador, utilizando seus conhecimentos do mercado para gerar novos negócios; e (iii) Consultor – realiza estudos de prospecção e viabilidade, assim como presta serviços no ambiente livre na CCEE. A única possibilidade de comercializar energia elétrica com uma distribuidora, seria por participação nos chamados Leilões de Ajuste das distribuidoras, disputando contratos de, no máximo, dois anos de duração. Os preços, salvo no Leilão de Ajuste, são fixados livremente. Consumidor Livre De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o consumidor potencialmente livre é aquele com demanda igual ou superior a 3 MW, atendido em tensão igual ou superior a 69 kV ou em qualquer tensão, desde que o suprimento tenha se iniciado após 7 de julho de 1995, podendo optar entre: (i) continuar sendo atendido pela distribuidora local; (ii) comprar energia elétrica diretamente de um produtor independente ou de autoprodutores com excedentes (mediante autorização da ANEEL); ou (iii) comprar energia elétrica por meio de um comercializador. A legislação ainda prevê a existência dos consumidores “especiais”, que são aqueles com demanda contratada entre 500 kW e 3 MW, atendidos em qualquer tensão, que podem optar por adquirir energia de fontes incentivadas (eólica, Biomassa, PCHs). Estes consumidores recebem um incentivo para consumo desta energia através da concessão de desconto na componente “fio” da TUSD que pode variar de 50% até 100%. A legislação, a princípio, estabeleceu algumas condições e limites mínimos de consumo e tensão para definir quais os consumidores que poderiam fazer a opção para a categoria de Consumidor Livre. Estes limites seriam reduzidos ao longo dos anos, de forma a permitir que, cada vez mais, um número maior de consumidores pudesse fazer a opção por tal categoria, até chegar o momento em que todos os consumidores, de todas as classes, pudessem escolher quem será seu fornecedor de energia elétrica. Atualmente, a demanda necessária para que os consumidores façam essa opção é de 3 MW.

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A lei assegurou aos fornecedores e respectivos Consumidores Livres acesso aos sistemas de distribuição e transmissão de concessionárias e permissionárias de serviço público, mediante ressarcimento dos encargos de uso da rede elétrica e dos custos de conexão. Ambiente Regulatório Aspectos Institucionais Em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei do Setor Elétrico, que dispôs, dentre outras, sobre as seguintes matérias: (i) criação de um órgão auto-regulado, que seria responsável pela operação do mercado atacadista de energia e pela determinação dos preços de energia no mercado spot, substituído pela CCEE em 2004; (ii) exigência de que as distribuidoras e geradoras firmassem os contratos iniciais, normalmente compromissos de take-or-pay, com preços e quantidades aprovados pela ANEEL (a principal finalidade dos Contratos Iniciais era assegurar que as distribuidoras tivessem acesso ao fornecimento estável de energia elétrica por preços que garantissem uma taxa de retorno fixa às geradoras durante o período de transição para o novo modelo (2002-2005)); (iii) criação do ONS, entidade responsável pela execução das atividades de coordenação e controle da operação da geração e da transmissão de energia elétrica no SIN; e (iv) separação das atividades de geração, transmissão, distribuição e comercialização (desverticalização). Em 2000, o Decreto n° 3.371, de 24 de fevereiro, instituiu o Programa Prioritário de Termeletricidade – PPT, com a finalidade de diversificar a matriz energética brasileira e diminuir sua forte dependência das usinas hidrelétricas. Os benefícios conferidos às usinas termelétricas nos termos do PPT incluíam (i) fornecimento garantido de gás durante 20 anos, (ii) garantia do repasse de seu custo de aquisição pelas distribuidoras, até o limite do valor normativo, de acordo com a regulamentação da ANEEL, e (iii) acesso garantido ao programa de financiamento especial do BNDES para o setor elétrico. Ainda em 2000, a Lei n° 9.991, de 24 de julho de 2000, estabeleceu obrigações a concessionárias do serviço público de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica no sentido de que passassem a aplicar, anualmente, determinados percentuais das respectivas receitas operacionais líquidas em P&D e programas de eficiência energética. Em 2001, em conseqüência de grave crise energética enfrentada no País, que perdurou até o final de fevereiro de 2002, o Governo Federal implementou medidas que incluíram: (i) a instituição do Programa de Racionamento nas regiões mais afetadas pela escassez de energia elétrica, a saber, as regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil; e (ii) a criação da Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica – GCE, que aprovou uma série de medidas de emergência prevendo metas de redução do consumo de energia elétrica para consumidores residenciais, comerciais e industriais situados nas regiões afetadas pelo racionamento, por meio da introdução de regimes tarifários especiais que incentivavam a redução do consumo de energia elétrica. As metas para redução do consumo das classes residenciais e industriais chegavam a 20%. Tais medidas foram suspensas em março de 2002, em razão do aumento da oferta (graças à elevação significativa dos níveis dos reservatórios) e da vigorosa resposta da demanda aos incentivos e comandos para redução. Em abril de 2002, o Governo Federal promulgou novas medidas, tais como o estabelecimento da RTE, com vistas a ressarcir as distribuidoras pelas perdas incorridas durante o Programa de Racionamento, bem como a criação do PROINFA, visando incentivar o desenvolvimento de fontes alternativas de geração. O Governo Federal estabeleceu, ainda, regras para universalização do serviço público de distribuição de energia elétrica, o qual consiste no atendimento a todos os pedidos de fornecimento, inclusive aumento de carga, sem qualquer ônus para o consumidor solicitante, desde que atendidas às condições regulamentares exigidas. A ANEEL estabeleceu as condições gerais para elaboração dos planos de universalização de energia elétrica, prevendo as metas de universalização até 2014 e estipulando multas no caso de descumprimento destas por parte da distribuidora. Os recursos provenientes das multas impostas serão aplicados prioritariamente no desenvolvimento da universalização do serviço público de energia elétrica, na forma da regulamentação da ANEEL. Finalmente, em março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, em um esforço para reestruturar o setor, tendo por meta principal proporcionar aos consumidores fornecimento seguro de energia elétrica com modicidade tarifária. Novo Modelo do Setor Elétrico Desde 1995, o Governo Federal adotou inúmeras medidas para reformar o setor elétrico brasileiro. Em 15 de março de 2004, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi promulgada com o intuito de garantir aos consumidores um abastecimento seguro de energia elétrica a uma tarifa justa, por meio de incentivos a empresas privadas e públicas visando a construção e manutenção da capacidade geradora do País. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico foi implementada pelo Decreto n.º 5.163, promulgado em 30 de julho de 2004.

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De maneira geral, o modelo do setor elétrico foi concebido para atender à preocupação de estabelecer um marco regulatório estável de forma a atrair investimentos na expansão do sistema de geração, garantir níveis confiáveis de suprimento e proporcionar modicidade tarifária, alicerçada por um processo licitatório competitivo. O Novo Modelo obriga os agentes de consumo regulados (distribuidores) a preverem suas necessidades para um horizonte relativamente longo, de cinco anos. Essas previsões servem para sinalizar a necessidade de construção de usinas, em tempo hábil para que esses empreendimentos possam ser licitados e construídos, a partir de processo licitatório público, em que o vencedor é o agente que ofertar a menor tarifa. Os agentes de geração obtêm, além do direito de explorar comercialmente o empreendimento a ser construído, contratos de longo prazo (mínimo de quinze anos), celebrados com os agentes de distribuição e que podem ser utilizados como garantia na busca de financiamento para execução da obra (CCEAR – Contratos de Comercialização de Energia Elétrica no Ambiente Regulado). No ambiente livre, onde transacionam energia os agentes geradores, os comercializadores e os grandes consumidores, a duração dos contratos, os volumes contratados, o momento de início da entrega da energia e, principalmente, o preço, são livremente pactuados entre os agentes intervenientes. Há também um mercado de diferenças, ou mercado “spot”, onde são contabilizadas e liquidadas as diferenças entre quantidades efetivamente geradas/consumidas e as quantidades contratadas. O preço de liquidação é chamado de PLD – Preço de Liquidação de Diferenças, que é produzido por uma cadeia de modelos de simulação, com representação estocástica das afluências naturais aos reservatórios das centrais hidrelétricas e a consideração do despacho termelétrico por mérito econômico, função de seu custo variável de operação. De forma concisa, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico regula, entre outras disposições, normas relativas: (i) a procedimentos de leilão; (ii) a forma de contratos de compra e venda de energia elétrica; e (iii) o método de repasse de custos aos consumidores finais. Os principais dispositivos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelecem:

i. criação de dois ambientes para comercialização de energia elétrica: um mercado regulado, denominado Ambiente de Contratação Regulada - ACR, em que participam os consumidores cativos representados pelas distribuidoras de energia elétrica, e um mercado especificamente destinado aos consumidores livres e agentes comercializadores, denominado ACL;

ii. restrições a determinadas atividades das distribuidoras, de forma a exigir que estas se concentrem em seu negócio essencial de distribuição de energia, para promover serviços mais eficientes e confiáveis a consumidores cativos;

iii. eliminação da possibilidade de “self-dealing” (contratação direta de empresa do mesmo Grupo EDP Energias do Brasil S.A. empresarial), de forma a incentivar as distribuidoras a comprar energia elétrica pelos menores preços disponíveis ao invés de adquirir energia elétrica de partes relacionadas; e

iv. respeito aos contratos firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, de forma a garantir a segurança jurídica às operações realizadas antes da sua promulgação.

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico também excluiu a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS e suas subsidiárias do Programa Nacional de Desestatização, programa originalmente criado pelo Governo Federal em 1990, com o objetivo de promover o processo de privatização de empresas estatais. Ainda, segundo as diretrizes do novo modelo, todos os agentes compradores de energia elétrica devem contratar a totalidade de sua demanda de energia elétrica. Por seu lado, os agentes vendedores de energia elétrica devem apresentar o correspondente lastro físico da energia que pretendam comercializar através de contratos. Os agentes que descumprirem tais exigências ficarão sujeitos às penalidades impostas pela ANEEL.

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A partir de 2005, todos os agentes geradores, distribuidores e comercializadores de energia, produtores independentes de energia ou consumidores livres e especiais deverão notificar o MME, até 1º de agosto de cada ano, a respeito de sua previsão de mercado ou carga, conforme o caso, para cada um dos 5 (cinco) anos subseqüentes. Adicionalmente, cada agente de distribuição deverá notificar o MME, até 60 (sessenta) dias antes de cada leilão de energia, a respeito dos montantes de energia que deverá contratar nos leilões. Baseado nessa informação, o MME deve estabelecer a quantidade total de energia a ser contratada no ACR e a lista dos projetos de geração que poderão participar dos leilões. As distribuidoras também deverão especificar a parcela de contratação que pretendem dedicar ao atendimento a consumidores potencialmente livres. Ambientes para Comercialização de Energia Elétrica Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as operações de compra e venda de energia elétrica são realizadas em dois diferentes ambientes de comercialização: (i) o ACR, que prevê a compra pelas distribuidoras, por meio de leilões, de toda a energia elétrica que for necessária para fornecimento aos seus consumidores; e (ii) o ACL, que compreende a compra de energia elétrica por agentes não-regulados (como consumidores livres e comercializadores de energia elétrica). Distribuidoras de energia elétrica cumprem suas obrigações de atender à totalidade de seu mercado principalmente por meio de leilões públicos. Além dos leilões regulados, as distribuidoras podem comprar energia elétrica proveniente de geração distribuída, que pode ser contratada através de processo de Chamada Pública conduzido pela própria distribuidora, com volume máximo limitado a 10% do mercado cativo atendido. No que respeita aos contratos de energia existente, cabe destacar que a energia elétrica gerada por Itaipu continua a ser vendida pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS às concessionárias de distribuição que operam no SIN Sul/Sudeste/Centro-Oeste, embora nenhum contrato específico tenha sido firmado por tais concessionárias. O preço pelo qual a energia elétrica gerada em Itaipu é comercializada é denominado em dólar e estabelecido de acordo com tratado celebrado entre o Brasil e Paraguai. Em conseqüência, o preço da energia elétrica de Itaipu aumenta ou diminui de acordo com a variação da taxa de câmbio entre o Real e o dólar. As alterações no preço de venda da energia elétrica gerada em Itaipu estão sujeitas, no entanto, ao mecanismo de recuperação dos custos da Parcela A. Ambiente de Contratação Regulada – ACR O Ambiente de Contratação Regulada é destinado à comercialização de energia elétrica de agentes geradores, importadores de energia, ou comercializadores para os distribuidores, que adquirem energia visando atender à carga dos Consumidores Cativos. Conforme a Lei nº 10.848/04, no ACR a energia pode ser adquirida da seguinte forma:

Contratos provenientes dos Leilões promovidos pela ANEEL, denominados Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado – CCEARs;

Geração distribuída, por meio de chamada pública, limitado a 10% da carga da distribuidora;

Contratos do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas - PROINFA;

Contratos de Itaipu; e

Contratos firmados antes da promulgação da Lei nº 10.848/04.

Cabe às empresas distribuidoras estimar a quantidade de eletricidade a contratar nos leilões, sendo obrigadas a contratar 100% das suas necessidades, respeitada ainda a condicionante de que os acréscimos de mercado devem ser atendidos por energia de novos empreendimentos, contratada com 3 anos (Leilão A-3) ou 5 anos (Leilão A-5) de antecedência. O não cumprimento da totalidade do fornecimento nos seus mercados de distribuição poderá resultar em severas penalidades. O esquema de leilões públicos teve início no final de 2004 e que não substitui diretamente os contratos já estabelecidos entre as empresas de produção e distribuição.

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As compras de energia elétrica através de Leilões de Energia Nova, dão origem a dois tipos de contratos bilaterais distintos: (1) Contratos de Quantidade de Energia; e (2) Contratos de Disponibilidade de Energia. Nos Contratos de Quantidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a fornecer certa quantidade de energia elétrica e assume o risco de ocorrência de condições hidrológicas e baixo nível dos reservatórios, entre outras condições, que poderiam acarretar uma energia alocada ao empreendimento abaixo do compromisso de contrato, caso em que resulta a obrigação de compra no mercado de curto prazo para atender o montante contratado. Nos Contratos de Disponibilidade de Energia, a unidade geradora compromete-se a disponibilizar certa capacidade ao ACR. Neste caso, a receita da unidade geradora está garantida e as distribuidoras em conjunto enfrentam o risco hidrológico. Em conjunto, esses contratos constituem os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente Regulado, ou CCEARs. De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as distribuidoras de energia elétrica terão direito de repassar a seus respectivos consumidores os custos relacionados à energia elétrica adquirida por meio de leilões públicos, bem como quaisquer impostos e encargos do setor. Com relação à outorga de novas concessões, os regulamentos em vigor exigem que as licitações para novas instalações de geração hidrelétricas incluam, entre outras coisas, a porcentagem mínima de energia elétrica a ser fornecida ao ACR. Ambiente de Contratação Livre – ACL No mercado livre, a eletricidade é comercializada entre concessionárias de produção, produtores independentes de energia, auto-produtores, agentes comercializadores e consumidores livres. Nesse ambiente, as condições contratuais, como preços, vigência do contrato e montante comercializado são livremente negociados entre as contrapartes (Decreto nº 5.163/04). O ACL também incluirá contratos bilaterais existentes entre geradoras e distribuidoras até a data de expiração, após a qual tais contratos deverão ser celebrados de acordo com os termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. Os consumidores potencialmente livres, com uma capacidade contratada superior a 3 MW, poderão optar por mudar de fornecedor de eletricidade, observado que o contrato com a distribuidora poderá ser rescindido apenas por meio de notificação da distribuidora com antecedência mínima de 15 dias da data limite da declaração por parte da distribuidora das suas necessidades de energia para o próximo leilão. Um consumidor que opte pelo sistema liberalizado apenas poderá voltar para o sistema regulado se notificar o seu distribuidor local com cinco anos de antecedência, ficando estipulado que a distribuidora poderá reduzir esse prazo a seu critério. Consumidores com demanda contratada entre 500 kW e 3 MW também são elegíveis para o mercado livre, mas poderão adquirir energia apenas de (i) pequenos geradores hidrelétricos com capacidade entre 1.000 kW e 30.000 kW, (ii) geradores com capacidade limitada a 1.000 kW, (iii) geradores de energia alternativa com capacidade inferior a 30.000 kW inserida no sistema, denominados consumidores especiais. Um Consumidor especial pode cancelar seu contrato com o distribuidor local mediante notificação com 180 dias de antecedência para contratos com prazo indefinido. Para contratos de prazo definido, o consumidor deverá cumprir o contrato, ou, no caso de contratos de longo prazo, o consumidor deverá cancelar seu contrato mediante notificação com 36 meses de antecedência. O Consumidor especial pode retornar ao sistema regulado mediante notificação com 180 dias de antecedência ao distribuidor relativo à sua região. As geradoras estatais poderão vender energia elétrica aos Consumidores Livres por meio de processo de leilão, diferentemente das geradoras privadas. Leilões no Ambiente de Contratação Regulada – ACR Os leilões de compra de energia elétrica para novos projetos de geração em andamento são realizados: (i) cinco anos antes da data de início da entrega da energia (denominados leilões “A-5”); e (ii) três anos antes da data de início da entrega (denominados leilões “A-3”). Leilões de compra de energia provenientes de empreendimentos de geração existentes ocorrem (a) no ano anterior ao de início da entrega da energia denominados leilões “A-1”); e (b) aproximadamente quatro meses antes da data de entrega (denominados “ajustes de mercado”). Os editais dos leilões são elaborados pela ANEEL, com observância das diretrizes estabelecidas pelo MME, notadamente a utilização do critério de menor tarifa no julgamento do vencedor do leilão.

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Cada empresa de geração participante de um leilão firma um contrato para compra e venda de energia elétrica com cada distribuidora, em proporção à respectiva estimativa de necessidade das distribuidoras. A única exceção a esta regra se refere ao leilão de ajuste de mercado, em que os contratos são específicos entre agente vendedor e agente de distribuição. Os CCEARs provenientes tanto dos leilões “A-5” como “A-3” têm prazo de 15 a 30 anos, enquanto que os CCEARs provenientes dos leilões “A-1” têm prazo de 5 a 15 anos. Os contratos provenientes do leilão de ajuste de mercado têm o prazo máximo de dois anos. A quantidade total de energia contratada em tais leilões de ajuste de mercado não pode exceder 1,0% da quantidade total de energia contratada por cada distribuidor, exceto para leilões ocorridos em 2008 e 2009, em que a quantidade total de energia contratada não pode exceder 5,0%. Em relação aos CCEARs decorrentes de leilões de energia proveniente de empreendimentos de geração existentes, há três possibilidades de redução permanente das quantidades contratadas, quais sejam: (i) compensação pela saída de consumidores potencialmente livres do ACR; (ii) redução, a critério da distribuidora, de até 4,0% ao ano do montante anual contratado para adaptar-se aos desvios do mercado face às projeções de demanda, a partir do segundo ano subseqüente ao da declaração que deu origem à respectiva compra; e (iii) adaptação aos montantes de energia estipulados nos contratos de aquisição de energia firmados anteriormente a 17 de março de 2004. Como regra geral, os contratos celebrados no âmbito do leilão tem os seguintes prazos: (i) de 15 a 30 anos contados a partir do início do fornecimento em caso de novos projetos de geração; (ii) de 5 a 15 anos contados a partir do ano subseqüente ao do leilão em caso de usinas geradoras de energia existentes; e (iii) de 10 a 30 anos contados a partir do início do fornecimento em caso de projetos de geração de energia alternativa. Após a conclusão do leilão, geradoras e distribuidoras firmam o CCEAR, no qual as partes estabelecem o preço e a quantidade de energia contratados no leilão. O CCEAR estabelece que o preço será corrigido anualmente pela variação do IPCA. As distribuidoras oferecem garantias financeiras para as geradoras (principalmente valores a receber do serviço de distribuição) para garantir suas obrigações de pagamento nos termos do CCEAR. Repasse dos Custos de Aquisição de Energia A regulamentação estabeleceu, ademais, um mecanismo, o Valor Anual de Referência, que limita os montantes de custos que podem ser repassados aos consumidores finais. O Valor Anual de Referência corresponde à média ponderada dos preços de energia elétrica nos leilões “A-5” e “A-3”, calculada para o conjunto de todas as distribuidoras. O Valor Anual de Referência cria um incentivo para que as distribuidoras contratem suas necessidades de energia elétrica previstas pelo preço mais baixo nos leilões “A-5” e “A-3”. As distribuidoras que comprarem energia elétrica por preço inferior ao Valor Anual de Referência nesses leilões poderão repassar integralmente o Valor Anual de Referência aos consumidores durante três anos. O Valor Anual de Referência também é aplicado nos primeiros três anos dos contratos de compra de energia dos novos projetos de geração de energia. Após o quarto ano, os custos de aquisição de energia elétrica desses projetos podem ser inteiramente repassados. O regulamento estabelece os seguintes limites à capacidade das distribuidoras de repassar custos aos consumidores:

i. nenhum repasse de custos para as compras de energia elétrica que excedam 103,0%;

ii. repasse limitado de custos para compras de energia elétrica efetuadas em um leilão “A-3”, se o volume de energia elétrica adquirido exceder 2,0% da demanda de energia elétrica adquirida nos leilões “A-5”;

iii. repasse limitado dos custos de aquisição de energia elétrica dos novos projetos de geração de energia elétrica, se o volume contratado nos termos dos novos contratos relacionados às instalações de geração existentes for inferior a 96,0% do volume de energia elétrica previsto no contrato por vencer; e

iv. total repasse dos custos relativos às compras de energia elétrica das instalações existentes no leilão “A-1” estarão limitadas a 1,0% da carga verificada no ano anterior à notificação do distribuidor relativa à estimativa de demanda de eletricidade para o MME. Se a energia elétrica adquirida no leilão “A-1” exceder a carga de 1,0%, o repasse de custos estará limitado a 70,0% do valor médio dos custos de aquisição de geração existente.

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Concessões A Constituição Brasileira prevê que o desenvolvimento de instalações para produção e transporte de energia elétrica, assim como a sua comercialização, podem ser efetuados diretamente, pelo Governo Federal, ou indiretamente, por meio da outorga de concessões, permissões ou autorizações. As companhias ou consórcios que pretenderem construir ou operar instalações de geração, transmissão ou distribuição de energia elétrica no Brasil deverão solicitar a outorga de concessão, permissão ou autorização, conforme o caso, ao MME ou à ANEEL, na posição de representantes do Governo Federal. As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia elétrica durante um período determinado, ao contrário das permissões e autorizações, que podem ser revogadas a qualquer tempo a critério do MME, após consulta com a ANEEL. Tal período é, geralmente, de 35 anos para novas concessões de geração e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. A Lei de Concessões estabelece, dentre outras disposições, as condições que a concessionária deverá cumprir na prestação de serviços de energia elétrica, os direitos dos consumidores de energia elétrica, bem como as obrigações da concessionária e do Poder Concedente. Ademais, a concessionária deverá cumprir com o regulamento vigente do setor elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões são:

• Serviço adequado. A concessionária deve prestar serviço adequado a fim de satisfazer parâmetros de regularidade, continuidade, eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na sua prestação, modicidade nas tarifas e acesso ao serviço.

• Servidões. O Poder Concedente pode declarar quais são os bens necessários à execução de serviço ou obra pública de necessidade ou utilidade pública, nomeando-os de servidão administrativa, em benefício de uma concessionária. Neste caso, a responsabilidade pelas indenizações cabíveis é da concessionária.

• Responsabilidade objetiva. A concessionária é a responsável direta por todos os danos que sejam resultantes da prestação de seus serviços, independentemente de culpa.

• Mudanças no controle societário. O Poder Concedente deverá aprovar previamente qualquer mudança direta ou indireta no controle societário da concessionária.

• Intervenção do Poder Concedente. O Poder Concedente poderá intervir na concessão com o fim de assegurar a adequação na prestação do serviço, bem como o fiel cumprimento das normas contratuais, regulamentares e legais pertinentes, caso a concessionária falhe com suas obrigações.

• Extinção antes do Termo Contratual. A extinção do Contrato de Concessão poderá ser determinada por meio de encampação, caducidade, rescisão, anulação do processo licitatório que conferiu a concessão, falência ou extinção da concessionária. A concessionária tem o direito à ampla defesa no procedimento administrativo que declarar a caducidade da concessão e poderá recorrer judicialmente contra tal ato. A concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados nos bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados. Nos casos de caducidade, deverão ser descontados da indenização os valores das multas contratuais e dos danos por ela causados.

• Termo contratual. Quando do advento do termo contratual, todos os bens, direitos e privilégios transferidos à concessionária que sejam materialmente relativos à prestação dos serviços de energia elétrica, serão revertidos ao Poder Concedente. Após o advento do termo contratual, a concessionária tem o direito de ser indenizada pelos investimentos realizados em bens reversíveis que não tenham sido completamente amortizados ou depreciados.

O problema, a ser equacionado pelo Governo e que se aproxima rapidamente, advém do fato de que grande parte das outorgas tem o fim do prazo de concessão previsto para 2015. Dados disponíveis indicam que 21.791,8 MW de capacidade instalada terão a concessão expirada sem possibilidade de renovação. Desse montante, a Chesf lidera a lista, com 9.214,5 MW, seguida pela Cesp (4.995,2 MW), Furnas (3.248 MW) e Cemig (2.598,7 MW). Em 2015, expiram ainda a concessão de 73.768 quilômetros de extensão de linhas de transmissão de estatais federais e estaduais, bem como os contratos de 41 das 64 distribuidoras (neste caso, entre 2014 e 2016).

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O que tende a ser adotado pelo Governo federal e que irá certamente acarretar alterações na regulamentação vigente, é a prorrogação das Concessões vincendas por mais um período a ser definido, cabendo ainda estabelecer o montante e a forma do ônus relativo à prorrogação para cada um dos três segmentos envolvidos. A expectativa preponderante entre os Agentes do mercado é de que a prorrogação das concessões de geração será onerosa, evitando ganhos fortuitos do detentor da concessão, que comercializaria a preços de mercado a energia proveniente de empreendimentos já totalmente amortizados. Por outro lado, para as distribuidoras a percepção vigente é de que haverá prorrogação não onerosa das concessões vincendas, posto que existe revisão tarifária para a captura de ganhos de produtividade e a remuneração sobre o capital é fixada, além do que o nível de investimentos durante a prestação do serviço é muito grande, fazendo com que o custo de reversão seja muito elevado. Para as concessionárias de transmissão, a percepção é de que também seja adotada a solução de prorrogar as concessões quando de seu vencimento. Vale ressaltar que nenhuma empresa de distribuição ou empreendimento de geração do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. tem vencimento de concessão neste horizonte. Penalidades A regulamentação vigente prescreve sanções aos participantes do setor elétrico e classifica as penalidades aplicáveis com base na natureza e gravidade da violação (inclusive advertências, multas e caducidade). Para cada violação, as multas podem ser de até dois por cento da receita (líquida de imposto sobre valor agregado e imposto sobre serviços) das concessionárias verificada no período de 12 meses que anteceder qualquer auto de infração. Algumas infrações que podem resultar em multas referem-se à omissão do operador em solicitar aprovação da ANEEL no caso de: (i) celebração de contratos com partes relacionadas conforme previsto na regulamentação; (ii) venda ou cessão dos bens necessários à prestação do serviço público bem como imposição de quaisquer ônus sobre eles (inclusive qualquer garantia real, fidejussória, penhor e hipoteca) ou sobre outros ativos relacionados à concessão ou à receita dos serviços de energia elétrica; e (iii) alterações no controle do detentor da autorização ou concessão. No caso de contratos celebrados entre partes relacionadas que sejam submetidos para aprovação da ANEEL, a ANEEL poderá buscar impor restrições aos termos e condições desses contratos e, em circunstâncias extremas, determinar a rescisão do contrato. Taxa pelo uso de recursos hídricos A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico exige que os detentores de uma concessão e autorização de uso de recursos hídricos paguem uma taxa de 6,7% do valor da energia que geram pela utilização de tais instalações. Tal taxa deve ser paga ao distrito federal, estados e municípios onde as usina ou reservatórios estão localizados. Principais Órgãos da Estrutura Institucional do Setor Elétrico

CNPEConselho Nacional

de Política Energética

Ministério

(MME)Poder Concedente para

implementar Políticas

CMSEComitê de Monitoramento

do Setor Elétrico

EPEEmpresa de

Pesquisa Energética

ANEELAgência Reguladora

e Fiscalizadora

(Autarquia Independente)

CCEECâmara de

Comercialização

de Energia Elétrica

ONSOperador Nacional

do Sistema

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Conselho Nacional de Política Energética – CNPE

O CNPE é um órgão de assessoramento do Presidente da República, tem como atribuição principal a

formulação de políticas e diretrizes de energia destinadas a promover o aproveitamento racional dos

recursos energéticos do País; assegurar o suprimento de insumos energéticos às áreas mais remotas ou de

difícil acesso do País; rever periodicamente as matrizes energéticas aplicadas às diversas regiões do País,

considerando as fontes convencionais e alternativas e as tecnologias disponíveis; estabelecer diretrizes

para programas específicos, como os de uso do gás natural, do álcool, de outras biomassas, do carvão e

da energia termonuclear; e estabelecer diretrizes para a importação e exportação, de maneira a

atender às necessidades de consumo interno de petróleo e seu derivados, gás natural e condensado, e

assegurar o adequado funcionamento do Sistema Nacional de Estoques de Combustíveis e o

cumprimento do Plano Anual de Estoques Estratégicos de Combustíveis.

Ministério de Minas e Energia – MME

Órgão do Poder Executivo responsável pelas áreas de geologia, recursos minerais e energéticos;

aproveitamento da energia hidráulica; mineração e metalurgia; petróleo, combustível e energia elétrica,

inclusive nuclear. Sua função principal é formular políticas energéticas e submeter ao CNPE – Conselho

Nacional de Política Energética para validação, bem como implementar as políticas já aprovadas no

CNPE para o Setor Energético.

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE

Criado pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o CMSE atua sob a orientação do MME e tem como

função: (i) acompanhar as atividades do setor elétrico; (ii) avaliar permanentemente a continuidade e a

segurança do suprimento eletroenergético em todo o território nacional; e (iii) indicar as medidas a serem

tomadas para prevenir novos problemas e para corrigir os problemas detectados.

Empresa de Pesquisa Energética – EPE

Vinculada ao Ministério de Minas e Energia, a EPE é uma empresa pública federal responsável pela

realização dos estudos e pesquisas que subsidiam a formulação, o planejamento e a implementação de

ações do Ministério de Minas e Energia, no âmbito da política energética nacional. Os estudos e pesquisas

desenvolvidos pela EPE subsidiam a formulação da política energética pelo MME.

Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL

Autarquia em regime especial, vinculada ao Ministério de Minas e Energia - MME. Tem como atribuições:

regular e fiscalizar a geração, a transmissão, a distribuição e a comercialização da energia elétrica,

atendendo reclamações de agentes e consumidores com equilíbrio entre as partes e em beneficio da

sociedade; mediar os conflitos de interesses entre os agentes do setor elétrico e entre estes e os

consumidores; conceder, permitir e autorizar instalações e serviços de energia; garantir tarifas justas; zelar

pela qualidade do serviço; exigir investimentos; estimular a competição entre os operadores e assegurar a

universalização dos serviços.

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

Pessoa jurídica de direito privado sem fins lucrativos e sob regulação e fiscalização da Agência Nacional

de Energia Elétrica (ANEEL), a CCEE tem por finalidade viabilizar a comercialização de energia elétrica no

SIN.

A CCEE tem por finalidade viabilizar a comercialização de energia elétrica no SIN no ACR e no ACL, além

de efetuar a contabilização e a liquidação financeira das operações realizadas no mercado de curto

prazo, as quais são auditadas externamente, nos termos da Convenção de Comercialização de Energia

Elétrica. As Regras e Procedimentos de Comercialização que regulam as atividades realizadas na CCEE

são aprovados pela ANEEL.

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Operador Nacional do Sistema – ONS

Foi criado com a finalidade de operar o SIN e administrar a rede básica de transmissão de energia do País.

A sua missão institucional é assegurar aos usuários do SIN a continuidade, a qualidade e a economicidade

do suprimento de energia elétrica. Também são atribuições do ONS propor ao Poder Concedente as

ampliações das instalações da rede básica, bem como os reforços dos sistemas existentes, a serem

considerados no planejamento da expansão dos sistemas de transmissão; e propor regras para a

operação das instalações de transmissão da rede básica do SIN, a serem aprovadas pela ANEEL.

Encargos setoriais

Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC

A CCC, criada pelo Decreto nº 73.102, de 7 de novembro de 1973, tem como finalidade o rateio dos

custos relacionados ao consumo de combustíveis (óleo combustível, óleo diesel e carvão) para geração

de energia termoelétrica.

Os recursos da CCC são administrados pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS. O papel da

ANEEL é o de fixar os valores das cotas anuais da CCC que são recolhidos nas contas de luz pelas

distribuidoras. As contribuições anuais são calculadas, para cada distribuidora, proporcionalmente ao seu

mercado, com base em estimativas do custo de combustível necessário às usinas térmicas para o ano

subseqüente.

Os subsídios da CCC do SIN foram progressivamente eliminados no prazo de 3 anos com início em 2003

para usinas termelétricas construídas antes de fevereiro de 1998 e, atualmente, pertencentes ao SIN. As

usinas termelétricas construídas após essa data não terão direito a subsídios da CCC. Em abril de 2002, o

Governo Federal estabeleceu que os subsídios da CCC continuassem a ser pagos às usinas térmicas

localizadas em sistemas isolados durante um período de 20 anos com o fim de promover a geração de

energia elétrica nessas regiões.

Até 2005, as cotas de CCC eram estabelecidas para os seguintes sistemas elétricos: (i) SIN

Sul/Sudeste/Centro-Oeste; (ii) SIN Norte/Nordeste; e (iii) Sistemas Isolados. De acordo com a Lei n.º 9.648/98

e a Resolução ANEEL n.º 261, de 13 de agosto de 1998, a partir de 1º de janeiro de 2006,ficou extinto o

benefício da CCC para geração de energia elétrica nos Sistemas Interligados.

A CCC, Conta de Desenvolvimento Energético – CDE

Em abril de 2002, o Governo Federal criou a CDE, por meio da Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002,

objetivando promover: (i) o desenvolvimento energético dos Estados; (ii) a competitividade da energia

produzida a partir de fontes eólicas, PCHs, Biomassa, gás natural e carvão mineral nacional, nas áreas

atendidas pelo SIN; e (iii) a universalização do serviço de energia elétrica em todo o território nacional. A

CDE terá a duração de 25 anos e seus recursos serão movimentados pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. –

ELETROBRÁS.

Os recursos da CDE são provenientes dos (i) pagamentos anuais realizados a título de uso de bens

públicos, (ii) das multas aplicadas pela ANEEL aos concessionários, permissionários e autorizados; e (iii) dos

pagamentos das cotas anuais por todos os agentes que comercializem energia com consumidores finais.

Os recursos da CDE poderão ser utilizados, ainda, para subvenção econômica, com a finalidade de

contribuir para a modicidade tarifária de fornecimento de energia aos consumidores da subclasse

residencial de baixa renda, quando os recursos provenientes do adicional de dividendos devidos à União

pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, associado às receitas adicionais auferidas pelas

geradoras com a comercialização de energia elétrica nos leilões públicos, não forem suficientes. São

considerados consumidores de baixa renda aqueles tenham consumo mensal inferior a 80 kWh, calculado

com base na média móvel dos últimos 12 meses, ou que comprovem sua inscrição no cadastro único do

Governo Federal ou sua condição de beneficiário do programa Bolsa Família do Governo Federal.

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Reserva Global de Reversão – RGR A RGR foi criada pelo Decreto nº 41.019, de 26 de fevereiro de 1957. A RGR refere-se a um valor anual estabelecido pela ANEEL com a finalidade de prover recursos para reversão, encampação, expansão e melhoria do serviço público de energia elétrica, para financiamento de fontes alternativas de energia elétrica, para estudos de inventário e viabilidade de aproveitamentos de potenciais hidráulicos e para desenvolvimento e implantação de programas e projetos destinados ao combate ao desperdício e uso eficiente da energia elétrica. As concessionárias fazem recolhimentos mensais da quota de RGR à Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, a gestora dos recursos arrecadados, a uma taxa anual equivalente a 2,5% dos investimentos efetuados pela concessionária em ativos vinculados à prestação do serviço, respeitado o limite máximo equivalente a 3% da receita operacional líquida anual. A Lei nº 10.438, de 26 de abril de 2002, previu a expiração da RGR em 2010. Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica – TFSEE A ANEEL também cobra uma taxa de fiscalização dos agentes e concessionárias que prestam serviços de energia elétrica. Essa taxa é denominada TFSEE. A TFSEE foi criada de acordo com a Lei nº 9.427, de 26 de dezembro de 1996, e regulamentada pelo Decreto n° 2.410, de 28 de novembro de 1997, e é equivalente a 0,5% do benefício econômico anual realizado pela concessionária. A determinação do “benefício econômico” tem como base a capacidade instalada de geradoras e concessionárias de transmissão autorizadas ou os faturamentos anuais das distribuidoras. Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) Em 2002, o PROINFA foi estabelecido pelo governo para criar incentivos para o desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, PCHs e projetos de Biomassa. Nos termos do PROINFA, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS compra a energia gerada por estas fontes alternativas por um período de 20 anos e a repassa para os consumidores livres e distribuidoras, as quais se incumbem de incluir os custos do programa em suas tarifas para todos os consumidores finais da área de concessão, à exceção dos consumidores de baixa renda. Projetos que buscam qualificar-se para os benefícios oferecidos pelo PROINFA devem estar totalmente operacionais até 31 de dezembro de 2010. O BNDES aprovou a abertura de uma linha de crédito específica para projetos incluídos no PROINFA, podendo financiar até 80% dos custos de construção das usinas inseridas no programa. Este programa visa a inclusão de energia renovável no parque energético nacional em dois momentos:

• em 3 anos, a partir de 2004, o total de 3.300 MW de energia renovável (1.100MW através da energia eólica, 1.100 MW através da Biomassa, e 1.100 MW, através de PCHs) deverá fazer parte do parque energético nacional; e

• em 20 anos, a energia renovável deverá representar ao menos 10% de toda a energia produzida no Brasil.

A Resolução Normativa ANEEL n° 127 de 6 de dezembro de 2004 estabeleceu os procedimentos para o rateio do custo PROINFA, bem como para definição das respectivas cotas de energia elétrica a serem adquiridas pelos Consumidores Livres e distribuidoras, nos termos do Decreto n° 5.025, de 30 de março de 2004. Encargos de Serviços do Sistema – ESS Representa o custo incorrido para manter a confiabilidade e a estabilidade do Sistema Interligado Nacional para o atendimento do consumo de energia elétrica no Brasil. Esse custo é apurado mensalmente pela CCEE e é pago pelas distribuidoras aos agentes de geração. A maior parte desse encargo diz respeito ao pagamento para geradores que receberam ordem de despacho do ONS, para atendimento a restrições de transmissão. Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS As distribuidoras pagam mensalmente valores relativos ao custeio das atividades do ONS. Anualmente, o ONS submete à aprovação da ANEEL seu orçamento e os valores das contribuições mensais de seus associados.

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Pesquisa e Desenvolvimento – P&D De acordo com a Lei nº 9.991, de 24 de julho de 2000, as concessionárias de serviço público de geração e transmissão de energia são obrigadas a investir, anualmente, ao menos 1% de sua receita operacional líquida em P&D, com exceção das companhias que geram energia por meio de fontes eólica, solar, Biomassa e PCH. Até 31 de dezembro de 2010, as concessionárias e permissionárias do serviço público de distribuição devem aplicar 0,50% de sua receita operacional líquida para P&D e 0,50% para programas de eficiência energética. A partir de 1° de janeiro de 2011, as porcentagens passam a ser 0,75% e 0,25%, respectivamente. Compensação Financeira pela Utilização de Recursos Hídricos – CFURH A CFURH foi criada pela Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989. De acordo com a Lei nº 9.648, de 27 de maio de 1998, os Estados, o Distrito Federal e os Municípios, bem como os órgãos da administração direta da União, recebem uma compensação financeira das geradoras pelo aproveitamento de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica. A origem dessa arrecadação tem como base de cálculo a energia elétrica produzida, em que se aplica um percentual de 6,75%, sendo que 6% são pagos para os Estados e os Municípios nos quais a planta ou o reservatório se localizam, ao Ministério de Meio Ambiente, ao MME e ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico – FNDCT (criado pelo Decreto-Lei n° 716 de 31 de julho de 1969, e restabelecido pela Lei n° 8.172 de 18 de janeiro de 1991) e 0,75% são destinados à Agência Nacional de Águas. Ressalte-se que esse encargo não é aplicável às PCHs, em virtude da isenção estabelecida na Lei do Setor Elétrico. Uso de Bem Público O Governo Federal também impôs um encargo aos Produtores Independentes que se utilizam de recursos hídricos (com exceção das PCHs), o chamado Fundo de Uso de Bem Público, muito similar à RGR, calculado anualmente pela ANEEL com base no uso do bem público por cada Produtor Independente e pago mensalmente. Os Produtores Independentes estão obrigados a fazer contribuição ao Fundo de Uso de Bem Público, a partir de uma data estipulada até o final do prazo da concessão. A Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS recebeu os pagamentos deste encargo até 31 de dezembro de 2002, a partir de quando os pagamentos passaram a ser feitos para o MME. Todos os pagamentos subsequentes foram efetuados diretamente ao Governo Federal. Desverticalização A Lei de Concessões, alterada pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, estabelece a obrigatoriedade da segregação das atividades de distribuição e de geração de energia elétrica relativas às pessoas jurídicas Concessionárias, permissionárias e autorizadas. As distribuidoras que detinham geração distribuída tinham a obrigação de realizar contratos de compra e venda de energia elétrica de suas respectivas unidades geradoras pelo prazo até o final do período de concessão. De acordo com as regras de desverticalização, as concessionárias distribuidoras, no âmbito do SIN, não poderiam ter participação em outras sociedades, de forma direta ou indireta, ou manter atividades não compatíveis com o objeto de sua concessão de distribuição de energia elétrica. Eliminação do direito à autocontratação (selfdealing) Tendo em vista que a compra de energia elétrica para distribuição a Consumidores Cativos é efetuada somente no ACR, a compra de até 30% de suas necessidades de energia elétrica de partes relacionadas não é mais permitida às distribuidoras (selfdealing), exceto no contexto de contratos devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As distribuidoras podem, no entanto, comprar energia elétrica de partes relacionadas, quando participarem dos processos licitatórios para compra de energia elétrica no ACR e a geradora vencedora da licitação for uma parte relacionada da distribuidora.

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Seguros

As distribuidoras do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. mantêm apólices de seguros vigentes na modalidade

responsabilidade civil por danos materiais e danos pessoais causados a terceiros.

Os contratos de seguros estabelecidos pelo Grupo EDP Energias do Brasil S.A. são estabelecidos com

coberturas determinadas 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

responsabilidades do Grupo EDP Energias do Brasil S.A., estando, portanto, dentro dos padrões do

mercado segurador.

As distribuidoras do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. contrataram companhias de primeira linha para

cobertura de seus ativos contra incêndios, raios, explosões, danos elétricos e pequenas obras de

engenharia, em nossas diversas subestações, edificações e instalações. Também firmaram contratos na

modalidade responsabilidade civil geral para a cobertura de danos materiais e danos pessoais causados

a terceiros.

As distribuidoras do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. não possuem cobertura de seguro contra risco de

interrupção das operações comerciais, por acreditarem que o risco de interrupção de grandes

proporções não justifica os prêmios. Também estão excluídos da cobertura de seguro os riscos de

alagamento, terremoto, desmoronamento, roubo e atos terroristas.

8. Grupo Econômico

8.1. DESCRIÇÃO DO GRUPO ECONÔMICO EM QUE SE INSERE A COMPANHIA.

(a) Controladores diretos e indiretos e (d) participações de sociedades do grupo na Companhia

A Companhia é controlada pela EDP – Energias do Brasil S.A., holding de um conglomerado de empresas

com portfólio diversificado e integrado que tem como atividades, gerar, transmitir, distribuir e comercializar

energia elétrica no mercado brasileiro. A EDP Energias do Brasil S.A., por sua vez, é controlada pela EDP -

Energias de Portugal, S.A., sociedade portuguesa de participações (holding) que, por sua vez, é

controlada pelo Governo do Estado de Portugal, conforme indicado no item 15.1. deste Formulário de

Referência, fazendo parte do Grupo.

O Grupo iniciou investimentos no Brasil em 1996, adquirindo participação minoritária na Companhia de

Eletricidade do Rio de Janeiro – CERJ (“CERJ”, atualmente denominada Ampla Energia e Serviços S.A.). Em

1997, o Grupo adquiriu participação de 25% na Usina de Lajeado e, em 1998, adquiriu, em conjunto com a

CPFL Energia S.A. (“CPFL”), o controle acionário da Companhia (então denominada EBE – Empresa

Bandeirante de Energia S.A.), a qual havia sido constituída no âmbito do Programa Estadual de

Desestatização - PDE, a partir da cisão da Empresa Metropolitana – Eletricidade de São Paulo –

Eletropaulo. Em 1999, o Grupo adquiriu parte da participação do Grupo CMS, um grupo português de

operadoras nos mercados da consultoria em áreas de gestão, no empreendimento da Lajeado Energia

S.A. (“Lajeado”), passando a deter 27,7% do capital votante da Investco S.A. (“Investco”) e direitos de

comercialização de igual proporção da energia gerada pela Usina de Lajeado. Ainda em 1999, o Grupo

adquiriu 73,12% do capital total da Iven S.A. (“Iven”), sociedade detentora de 52,3% do capital da Espírito

Santo Centrais Elétricas S.A. – Escelsa. A Iven adquiriu o controle acionário da Espírito Santo Centrais

Elétricas S.A. – Escelsa em conjunto com a GTD Participações S.A. (“GTD”), em leilão de privatização

realizado em julho de 1995. A Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. – Escelsa , por sua vez, adquiriu o controle

acionário da Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A. – ENERSUL (“Enersul”), em leilão de

privatização realizado em novembro de 1997.

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EDP – Energias do Brasil S.A.

A EDP Energias do Brasil S.A. é uma sociedade anônima de capital aberto, constituída em julho de 2000,

com sede na cidade de São Paulo, no Estado de São Paulo, cujo objeto social consiste em: (i) participar

em outras sociedades, como sócia, acionista ou quotista, bem como em negócios e empreendimentos do

setor energético, no Brasil e/ou no exterior; (ii) gerir ativos de distribuição, geração, transmissão e

comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; (iii) estudar, planejar, desenvolver e

implantar projetos de distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia, em suas diversas

formas e modalidades; e (iv) prestar serviços em negócios do setor energético no Brasil e/ou no exterior.

Desde a sua constituição, os investimentos do Grupo no Brasil foram sendo gradativamente transferidos

para a EDP Energias do Brasil S.A., que passou a atuar como holding detentora de todos os ativos do

Grupo no país, com exceção da participação na CERJ, que continuou a ser detida diretamente pela EDP

Energias de Portugal S.A.

EDP – Energias de Portugal, S.A.

A EDP Energias de Portugal S.A., principal acionista da EDP Energias do Brasil S.A., é uma sociedade por

ações constituída de acordo com as leis de Portugal, com sede na cidade de Lisboa, na Praça Marquês

de Pombal, 12.

Energias de Portugal Investments and Services, Sociedad Limitada (“EDP ISSL”)

A EDP ISSL é uma sociedade constituída de acordo com as leis das Ilhas Cayman, com sede em George

Town, Grand Cayman, na Genesis Trust & Corporate Services Ltd., segundo andar, Compass Centre, P.O.

Box 448GT, Ilhas Cayman.

Adicionalmente, a Eletricidade de Portugal Finance Company (Ireland) Ltd. é detida de forma integral

(100%) pela EDP – Energias de Portugal, S.A.

Balwerk Consultoria Econômica e Participações Soc. Unipessoal Ltda. (“Balwerk Consultoria”)

A Balwerk Consultoria é uma sociedade constituída de acordo com as leis de Portugal, com sede na

cidade de Lisboa, na Avenida José Malhoa, lote A - 13, controlada integralmente pela EDP Energias de

Portugal S.A.

(b) controladas e coligadas

A Companhia não detém participação nem controle de outras empresas. As empresas coligadas da

Companhia se encontram descritas no item 8.1 “e” adiante.

(c) participações da Companhia em sociedades do grupo

Não aplicável, pois a Companhia não detém participação em outras empresas.

(e) sociedades sob controle comum

São aquelas empresas controladas pela EDP – Energias do Brasil S.A.: Bandeirante Energia S.A., Espírito

Santo Centrais Elétricas S.A. – ESCELSA, Lajeado Energia S.A., Investco S.A., Enerpeixe S.A., Enernova S.A.,

ENERTRADE – Comercialização e Serviços de Energia S.A., Porto de Pecém Geração de Energia S.A.,

Energest S.A., Castelo Energético S.A. – CESA, Costa Rica Energética Ltda. e Pantanal Energética Ltda. e

Santa Fé Energias S.A.

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8.2. ORGANOGRAMA DO GRUPO ECONÔMICO DA COMPANHIA.

O organograma a seguir mostra a estrutura societária sintética do conglomerado econômico da

Companhia:

8.3. OPERAÇÕES DE REESTRUTURAÇÃO, FUSÕES, CISÕES, INCORPORAÇÕES DE AÇÕES, ALIENAÇÕES E AQUISIÇÕES DE CONTROLE

SOCIETÁRIO E AQUISIÇÕES E ALIENAÇÕES DE ATIVOS IMPORTANTES.

Em 2008, a EDP Energias do Brasil S.A. iniciou uma nova unidade de negócios dedicada a investimentos em

energias renováveis, a Enernova. Estão sob sua responsabilidade os investimentos em biomassa e energia

eólica. Em maio de 2008, a Enernova, em conjunto com a EDP Renováveis, S.A. (“EDP Renováveis”),

constituiu a sociedade EDP Renováveis Brasil S.A. (“EDPRB”), que se dedicará exclusivamente à energia

eólica e, ainda em fevereiro de 2009, a EDPRB adquiriu 100% da Central Nacional de Energia Eólica S.A.

(“CENAEEL”), que possui dois parques eólicos em operação em Santa Catarina, totalizando 13,8 MW de

capacidade instalada, e projeto de expansão para 70 MW. A EDP Energias do Brasil S.A. constituiu a

sociedade Terra Verde Bionergia Participações S.A., cujo objetivo era participar de sociedades de

propósito específico para a exploração de produção de etanol e de energia elétrica e outros projetos que

preveem a utilização de biomassa.

Em 18 de junho de 2008, a EDP Energias do Brasil S.A. celebrou junto ao Grupo Rede (Rede Energia S.A. e a

Rede Power do Brasil S.A., em conjunto) o Instrumento Particular de Compromisso de Permuta de Ativos e

Outras Avenças, relativo à permuta de ações da Rede Lajeado Energia S.A. (antiga denominação da

Lajeado Energia S.A.), da Tocantins Energia S.A. (“Tocantins”) e da Investco, de propriedade do Grupo

Rede, por ações da Enersul, de propriedade da EDP Energias do Brasil S.A. (“Permuta Lajeado”). Tal

operação teve como objeto a transferência, pela EDP Energias do Brasil S.A. ao Grupo Rede, da

participação de 100% do capital social da Enersul em troca de participações diretas ou indiretas na UHE

Lajeado, elevando a participação da EDP Energias do Brasil S.A. na Investco, sociedade que explora esta

usina, de 27,7% para 73,00% do seu capital votante e para 78,81% do capital votante da Lajeado Energia

S.A., controladora da Investco.

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A operação foi concluída após obtenção das aprovações necessárias, e as participações societárias

efetivamente permutadas em 11 de setembro de 2008, de modo que a Companhia passou a controlar a

Investco, a Tocantins e a Lajeado Energia e o Grupo Rede passou a deter o controle da Enersul.

Ainda em 2008, para formalização de uma joint venture com a MPX Energia S.A. (“MPX”), foi concluída a

operação de permuta de ativos para transferência de participações societárias entre a EDP Energias do

Brasil S.A. e a MPX, na qual a EDP Energias do Brasil S.A. transferiu a totalidade de sua participação na

empresa Diferencial Energia Empreendimentos e Participações Ltda., detentora do projeto UTE Maranhão,

para a MPX, recebendo, em troca, 50% da participação na Porto de Pecém Geração de Energia S.A.,

detentora do projeto de Pecém.

Em 23 de junho de 2009, a EDP Energias do Brasil S.A. vendeu à NET Serviços de Comunicação S.A. a

participação de 100% que detinha na ESC 90, pelo valor de R$94,6 milhões.

Em julho de 2009, a EDPRB adquiriu a Elebrás, empresa com projetos de parques eólicos.

A EDP Energias do Brasil S.A. implementou, em 30 de novembro de 2009, uma reorganização societária

com o objetivo de permitir a racionalização e simplificação da estrutura e das atividades da Lajeado

Energia e da EDP Lajeado, sociedades que desenvolviam a mesma atividade econômica, com idêntico

objeto social, a saber, geração e comercialização de energia elétrica de qualquer natureza, as quais, em

conjunto detinham 62,4% do capital social total da Investco, e cujas ações, após a Permuta Lajeado, eram

detidas quase que exclusivamente pela EDP Energias do Brasil S.A. e Eletrobrás, exceto por uma

participação minoritária detida indiretamente pelo Governo do Estado de Tocantins por meio da Tocantins

na Lajeado Energia.

Referida reorganização societária implicou a incorporação da Tocantins e da EDP Lajeado pela Lajeado

Energia, com a consequente extinção da Tocantins e da EDP Lajeado, remanescendo a Lajeado Energia

como detentora de 62,4% do capital social total da Investco.

Para mais informações sobre os eventos societários ocorridos na Companhia, vide item 6.5 “Histórico da

Companhia” deste Formulário de Referência

8.4. OUTRAS INFORMAÇÕES QUE A COMPANHIA JULGA RELEVANTES.

Adicionalmente às informações prestadas acima, a Companhia entende não haver informações

relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 8 do Formulário de Referência.

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9. ATIVOS RELEVANTES 9.1. Descrição dos bens do ativo não-circulante relevantes para o desenvolvimento das atividades da Companhia:

a. ativos imobilizados (inclusive aqueles objeto de aluguel ou arrendamento, identificando a sua localização:

A composição do valor líquido do imobilizado nas datas abaixo indicadas é:

As principais propriedades consistem em subestações e redes de distribuição localizadas no Estado de São

Paulo, dentro da área de concessão da Companhia. O valor contábil líquido do imobilizado total da

Companhia, em 31 de março de 2010, era de R$1,014 milhão. A Companhia tem servidões de passagem

para suas linhas de distribuição, que são ativos próprios e não revertem aos proprietários da terra quando

da expiração de suas concessões.

De acordo com a Lei de Concessões, alguns dos imóveis e instalações que a Companhia utiliza para

cumprir suas obrigações nos termos de seu Contrato de Concessão não podem ser transferidos, cedidos,

onerados ou vendidos a quaisquer de seus credores ou por eles penhorados sem a prévia aprovação da

ANEEL, e o produto destas transações deve ser reinvestido em ativos associados à prestação de serviço de

distribuição de energia elétrica.

31/12/2009

Taxas anuais

médias de

depreciação %

Custo

histórico

Depreciação

acumulada Valor líquido Valor líquido

Imobilizado em serviço

Distribuição

Terrenos 39.169 39.169 39.169

Edif icações, obras civis e benfeitorias 3,81 76.227 (47.700) 28.527 29.445

Máquinas e equipamentos 3,54 2.037.538 (1.042.106) 995.432 996.305

Veículos 9,30 18.936 (13.327) 5.609 5.005

Móveis e utensílios 2,09 5.143 (4.645) 498 526

2.177.013 (1.107.778) 1.069.235 1.070.450

Transmissão

Máquinas e equipamentos 1,77 6 (5) 1 1

6 (5) 1 1

Comercialização

Terrenos 36 36 36

Edif icações, obras civis e benfeitorias 3,86 3.791 (2.430) 1.361 1.397

Máquinas e equipamentos 5,28 2.482 (1.189) 1.293 1.325

Veículos 15,15 772 (492) 280 309

Móveis e utensílios 5,43 968 (791) 177 190

8.049 (4.902) 3.147 3.257

Administração

Terrenos 617 617 617

Edif icações, obras civis e benfeitorias 3,88 1.525 (316) 1.209 1.225

Máquinas e equipamentos 8,19 11.675 (5.398) 6.277 6.419

Veículos 17,19 6.760 (3.068) 3.692 2.897

Móveis e utensílios 5,64 3.292 (2.111) 1.181 1.227

23.869 (10.893) 12.976 12.385

Atividades não vinculadas à concessão

Móveis e utensílios 10,00 369 (169) 200 216

369 (169) 200 216

Total do Imobilizado em serviço 3,67 2.209.306 (1.123.747) 1.085.559 1.086.309

Imobilizado em curso

Distribuição 120.625 120.625 117.912

Comercialização 792 792 1.785

Administração 5.178 5.178 6.147

Total do Imobilizado em curso 126.595 - 126.595 125.844

Obrigações vinculadas à concessão 4,46 (217.253) 19.426 (197.827) (198.551)

Total imobilizado 2.118.648 (1.104.321) 1.014.327 1.013.602

31/3/2010

de 188

A tabela a seguir indica os imóveis mais relevantes da Companhia e seus respectivos valores em 31 de

março de 2010:

Local / Imóvel Valor de Aquisição

Depreciação

Acumulada Valor Residual

(R$) (R$) (R$)

GUARULHOS

Transformador de Força 9.774.341,50 (2.158.500,45) 7.615.841,05

Transformador de Força 9.719.872,98 (2.146.471,92) 7.573.401,06

Estrutura de Concreto para Barramento 8.023.183,88 (2.111.678,48) 5.911.505,40

ALTO DO TIETÊ

Edificação - Distribuição Sede Superintendência Regional 15.087.759,25 (9.361.945,20) 5.725.814,05)

Terreno LTA Nordeste-Mogi das Cruzes 6.325.704,52 - 6.325.704,52

b. patentes, marcas, licenças, concessões, franquias e contratos de transferência de tecnologia, informando: (i) duração; (ii) território atingido; (iii) eventos que podem causar a perda dos direitos relativos a tais ativos; (iv) possíveis consequências da perda de tais direitos para a Companhia. Patentes A Companhia não possui patente em seu nome, bem como pedido de concessão de patentes pendente. Marcas No Brasil, a propriedade de uma marca adquire-se somente pelo registro validamente expedido pelo Instituto Nacional de Propriedade Industrial (“INPI”), órgão responsável pelo registro de marcas e patentes, sendo então assegurado ao titular seu uso exclusivo em todo o território nacional por um prazo determinado de 10 anos, passível de sucessivas renovações. Durante o processo de registro, o depositante tem apenas uma expectativa de direito para utilização das marcas depositadas, aplicadas para a identificação de seus produtos ou serviços. O Grupo tem por política proteger suas marcas e possui aproximadamente 60 marcas registradas ou em processo de registro junto ao INPI, em diversas classes relacionadas às suas atividades. As principais marcas que envolvem o nome do Grupo, bem como as que tratam dos nomes das empresas do Grupo, são: “EDP”, “Energias do Brasil”, “Bandeirante”, “Escelsa”, “Enertrade” e “Energest”. Atualmente, todas as marcas que são relevantes para o Grupo encontram-se devidamente registradas perante o INPI. A Companhia possui a marca “Bandeirante” registrada sob sua titularidade, com vigência estabelecida até 2015. Não há eventos que pode causar a perda dos direitos relativos à marca registrada em nome da Companhia, além daqueles legalmente previstos. Abaixo segue quadro com descrição da marca “Bandeirante”, com abrangência territorial limitada ao Brasil:

Marca Processo nº Apresentação Classe Status

BANDEIRANTE 822013762 Mista

NCL(7)39 Transporte; embalagem e

armazenagem de produtos; organização de

viagens, com especificação para construir e

explorar serviços públicos de energia,

executar, explorar ou transferir planos e

programas que visem qualquer tipo ou forma

de energia, serviços técnicos ou gerenciais

que, direta ou indiretamente se relacionem

com a distribuição, conversão e o comércio

de energia.

Registro com vigência

estabelecida até 27.12.2015

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Ainda, a Companhia possui 3 domínios na internet, quais sejam: Domínio Data da criação Data de Expiração

WWW.bandeirante.com.br 29/05/1998 29/05/2011

WWW.cenaeel.com.br 29/06/2009 29/06/2010

WWW.ebe.com.br 20/01/1998 20/01/2011

Licenças, franquias e contratos de transferência de tecnologia Nos 3 últimos exercícios sociais, a Companhia não possuía nenhuma licença, franquia, tampouco havia celebrado contratos de transferência de tecnologia considerados relevantes. Concessões As tarifas das concessionárias de distribuição são determinadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica (“ANEEL”) com base em contratos de concessão e na legislação. Os contratos de concessão e a lei brasileira estabelecem um mecanismo de limite de preço que permite três tipos de ajustes de tarifa: (i) o reajuste tarifário anual, projetado para repassar às tarifas os custos de itens classificados no contrato de concessão como parcela A, tais como compra de energia, transmissão e encargos setoriais; (ii) a revisão tarifária periódica, que ocorre a cada quatro anos na Companhia, quando são revistos todos os custos, capturados ganhos de eficiência e recalculadas as tarifas para os próximos ciclos; e (iii) a revisão tarifária extraordinária, quando na eventualidade de variações nos custos que afetem o equilíbrio econômico do contrato de concessão , as tarifas poderão ser ajustadas . A ANEEL tem como objetivo o equilíbrio entre o interesse público na prestação do serviço de eletricidade e a remuneração pelos investimentos. A ANEEL apesar das regras estabelecidas nos contratos de concessão e regulamentação tem uma margem onde pode atuar de forma discricionária nos reajustes e revisões de tarifas, sendo assegurado aos concessionários o direito de contestação das propostas da ANEEL. A Companhia realiza suas atividades de distribuição segundo o contrato de concessão de n.º202/1998, celebrado em 23 de outubro de 1998, com vigência de 30 anos, podendo ser renovado por igual período, mediante requerimento da Companhia e condicionado ao atendimento das condições estabelecidas para a renovação no Contrato de Concessão e legislação. Adicionalmente, a ANEEL pode aplicar penalidades que incluem multas significativas (de até 2% do faturamento dos últimos doze meses anteriores à lavratura do Auto de Infração) e restrições caso a Companhia descumpra obrigações estabelecidas no Contrato de Concessão. Como medida punitiva limite, a ANEEL também pode determinar a reversão da concessão antes do término de seu prazo se descumpridas as condições estabelecidas. Caso a ANEEL extinga a concessão antes do término do seu prazo, deverá ser instaurado um processo de encampação, sendo que a Companhia terá direito a uma adequada indenização pela parte não amortizada dos investimentos realizados. c. As sociedades em que a Companhia tenha participação Não aplicável, pois a Companhia não detém participação em outras sociedades. 9.2. OUTRAS INFORMAÇÕES QUE A COMPANHIA JULGA RELEVANTES. Desde junho de 2009, a EDP Energias do Brasil S.A. passou a assinar nacionalmente sua marca apenas com o nome EDP. A mudança na identidade corporativa faz parte de um alinhamento mundial e utiliza a força da marca do acionista controlador da EDP Energias do Brasil S.A., a EDP Energias de Portugal S.A. O planejamento para alterar a identidade visual da EDP Energias do Brasil S.A. teve início em novembro de 2008 e sua execução ocorreu simultaneamente ao processo de reestruturação interna profunda iniciado em março de 2009. O objetivo foi implantar um modelo diferenciado de gestão, readequando a organização, os objetivos, os processos e, acima de tudo, a cultura corporativa.


http://www.cenaeel.com.br/

http://www.ebe.com.br/

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A Campanha foi focada no conceito "Uma Boa Energia" e procurou materializar a importância da energia elétrica para um desenvolvimento equilibrado e sustentável, bem como para o conforto e qualidade da vida das pessoas, em linha com a política de sustentabilidade do Grupo e com sua posição de liderança mundial no desenvolvimento de energias limpas.

10. COMENTÁRIOS DOS DIRETORES.

A Companhia não detém participação em nenhuma outra sociedade e, portanto, todas as informações apresentadas referem-se às demonstrações financeiras e informações trimestrais individuais.

10.1. COMENTÁRIOS DOS DIRETORES DA EDP – ENERGIAS DO BRASIL S.A. SOBRE;

a. condições financeiras e patrimoniais gerais: A Bandeirante é uma das principais concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica do Estado de São Paulo e a maior do Grupo EDP – Energias do Brasil e sua receita provém das tarifas de distribuição de energia elétrica que cobra de seus clientes. As tarifas cobradas pela Companhia de seus clientes são fixadas pelo Poder Concedente, passíveis de reajuste e revisão. O reajuste pode ser (i) ordinário, realizado pela ANEEL, numa base anual na data da concessão, conforme fórmula paramétrica prevista no contrato de concessão ou (ii) extraordinário, a qualquer tempo, sempre que o equilíbrio econômico-financeiro do Contrato de Concessão for ameaçado. As revisões tarifárias da Bandeirante ocorrem a cada quatro anos e objetivam, nos termos do Contrato de Concessão, a recomposição do equilíbrio econômico-financeiro da concessão. A Companhia atua em ambiente regulado pelo governo brasileiro, e os ativos vinculados à prestação de serviço público não podem ser dados em garantia de empréstimo ou financiamento. Além disso, toda a base de ativos, vinculada à prestação de serviços público ou não, deve ser mantida em condições de funcionamento e qualquer alienação só pode ser efetuada com consentimento do regulador, sendo o proveito da venda reinvestido. A diretoria da Companhia entende que o atual capital de giro da Companhia é suficiente para as atuais exigências e os seus recursos de caixa, somado aos empréstimos de terceiros, são suficientes para atender o financiamento de suas atividades e cobrir sua necessidade de recursos, para os próximos 12 (doze) meses. A diretoria da Companhia entende que a Companhia apresenta condições financeiras e patrimoniais suficientes e com qualidade para manter seu plano de negócios, desenvolver suas atividades e cumprir suas obrigações de curto e médio prazos. b. estrutura de capital e possibilidade de resgate de ações ou quotas, indicando: (i) hipóteses de resgate; (ii) fórmula de cálculo do valor de resgate. O capital social da Companhia não sofreu alteração nos últimos 3 exercícios sociais, permanecendo R$254,6 milhões em 31 de dezembro de 2007, 2008 e 2009 e em 31 de março de 2010. Esta estabilidade se dá em decorrência da distribuição da totalidade do lucro líquido da Companhia nos últimos anos, após a constituição da reserva legal, e por ainda não terem sido ultrapassados os limites legais de constituição de reservas de capital. O capital social da Companhia, totalmente subscrito, é representado por 39.091.735.037 ações ordinárias, todas nominativas e sem valor nominal. Por ser subsidiária integral da EDP – Energias do Brasil S.A., o estatuto social da Companhia não contém disposição acerca de quaisquer políticas de resgate de ações, devendo ser observadas as disposições da Lei das Sociedades por Ações. Em 31 de março de 2010, o patrimônio líquido da Companhia era de R$697,9 milhões. Na mesma data, a Companhia apresentava disponibilidades no valor de R$358,0 milhões e uma dívida líquida que totalizava R$263,6 milhões, representando 37,8% do capital próprio da Companhia.

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Em 31 de dezembro de 2009, o patrimônio líquido da Companhia era de R$636,1 milhões. Na mesma data, a Companhia apresentava disponibilidades no valor de R$337,7 milhões e uma dívida líquida que totalizava R$344,9 milhões, representando 54,2% do capital próprio da Companhia. O patrimônio líquido da Companhia, em 31 de dezembro de 2008, era de R$680,0 milhões. Na mesma data, a Companhia apresentava disponibilidades no valor de R$129,1 milhões e uma dívida líquida que totalizava R$333,9 milhões, representando 49,1% do capital próprio da Companhia. O patrimônio líquido da Companhia, em 31 de dezembro de 2007, era de R$749,8 milhões. Na mesma data, a Companhia apresentava disponibilidades no valor de R$241,7 milhões e uma dívida líquida que totalizava R$245,6 milhões, representando 32,8% do capital próprio da Companhia. A tabela a seguir apresenta o endividamento total e o patrimônio líquido da Companhia em 31 de março de 2010. As informações descritas abaixo foram extraídas das informações trimestrais consolidadas da Companhia relativas ao período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, bem como legislação específica editada pela ANEEL.

Valores em R$ mil Em 31 de Março de 2010

Encargos de Curto Prazo 22.181

Empréstimos e Financiamentos de Curto Prazo 286.266

Debêntures de Curto Prazo 83.497

Empréstimos e Financiamentos de Longo Prazo 218.507

Total do Endividamento 610.451

Patrimônio Líquido 697.864

Índice de Endividamento Total sobre Patrimônio Líquido 46,7%

Para mais informações sobre o endividamento da Companhia, vide tem “f” a seguir.

c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos.

A Diretoria acredita que os recursos operacionais da Companhia proporcionam suficiente liquidez para

fazer frente aos seus compromissos financeiros.

A tabela abaixo contém o índice de alavancagem consolidado para os períodos indicados:

Exercícios sociais encerrados em Período de três meses findo em

31/12/2007 31/12/2008 31/12/2009 31/3/2009 31/3/2010

Em milhares de reais

EBITDA 415.251 401.321 444.977 94.177 106.075

Margem EBITDA 20,8% 19,4% 21,2% 18,7% 19,2%

Em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de março de 2010, a Companhia encontrava-se em pleno

atendimento de todas as cláusulas restritivas dos covenants previstas nos respectivos contratos.

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Adicionalmente, a Companhia obteve rating atribuído pela Moodys em 2009 de Baa3 (estável), na faixa de investment grade. Em 2010, a Standard & Poor’s elevou os ratings de crédito corporativo da Companhia de “brAA-“ para “brAA+”, resultado da sólida geração de caixa e consequentemente de fortes indicadores financeiros apresentados em 2009, mesmo em um cenário de menor crescimento econômico. A perspectiva é estável. d. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes utilizadas A Companhia capta recursos por meio de contratos financeiros principalmente para fins de capital de giro

e financiamento de seus investimentos. Os contratos financeiros da Companhia possuem cláusulas usuais

de rescisão e vencimento antecipado, inclusive determinados covenants financeiros que impõem à

Companhia obrigações relacionadas à manutenção do equilíbrio financeiro.

A EDP – Energias do Brasil S.A., em conjunto com a Bandeirante a Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. –

Escelsa e a Energest S.A., como beneficiadoras do crédito,, possuem uma linha de crédito corporativo no

valor de R$ 900 milhões representado por um Contrato de Abertura de Limite de Crédito celebrado em

2009 com o BNDES. Desse montante, o BNDES liberou R$ 86,4 milhões para a Bandeirante em dezembro de

2009. O saldo devedor deste contrato, em 31 de março de 2010, era de R$87,0 milhões. Para mais

informações, vide descrição do “Contrato de Abertura de Limite de Crédito com o BNDES no item “f”

adiante.

A Companhia obteve, pela primeira vez, esta modalidade de financiamento direto (sem intermediação

de um agente financeiro), criada pelo BNDES em 2005, que visa a simplificar os procedimentos de acesso

a linhas de financiamento para empresas ou grandes grupos que representem baixo risco de crédito.

Os recursos aprovados ficam disponíveis para saque durante cinco anos, com prazo total de

financiamento de cada saque de até dez anos. As taxas de juros são compostas da mesma forma que

outras operações diretas junto ao BNDES: custo financeiro (TJLP no caso dos investimentos em distribuição)

mais taxa de remuneração do BNDES mais taxa de risco de crédito estabelecida de acordo com o rating

do Grupo junto ao BNDES.

A Companhia utilizará estes recursos primordialmente para financiamento dos investimentos de suas

atividades.

e. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes que

pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez.

As necessidades de financiamento de Capex de manutenção estão asseguradas pelas linhas pré-

aprovadas do BNDES e do BEI, além da geração própria de caixa. Em função de sua geração de caixa, a

Companhia não utiliza de forma recorrente linhas de financiamento para a cobertura de suas

necessidades de capital de giro, além do que é necessário para financiar seu Capex de manutenção. A

necessidade por eventual captação fora destas linhas é, em geral, para alongar o perfil de

endividamento e manter os níveis de alavancagem adequados tanto para seus acionistas quanto para

seus credores. Para o atendimento dessas eventuais necessidades, a Companhia tende a analisar as

diferentes opções, dependendo das condições de mercado, almejando sempre o prazo médio máximo

para taxas de juros condizentes.

f. níveis de endividamento e as características de tais dívidas, descrevendo ainda: (i) contratos de

empréstimo e financiamento relevantes; (ii) outras relações de longo prazo com instituições financeiras; (iii)

grau de subordinação entre as dívidas; (iv) eventuais restrições impostas à Companhia, em especial, em

relação a limites de endividamento e contratação de novas dívidas, à distribuição de dividendos, à

alienação de ativos, à emissão de novos valores mobiliários e à alienação de controle societário.

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A tabela a seguir apresenta o endividamento da Companhia para os períodos indicados (em milhares): A seguir são descritos os principais contratos financeiros da Companhia celebrados até a data deste Formulário de Referência: A. Contrato celebrado com o Banco Europeu de Investimento (“BEI”) A Bandeirante celebrou um contrato de empréstimo com o Banco Europeu de Investimento (BEI) no dia 19 de março. O BEI aprovou linha de crédito de até € 90 milhões para ampliação e reforço da rede elétrica da área de distribuição do Grupo EDP – Energias do Brasil. O empréstimo também será utilizado para a manutenção e melhoria da qualidade do abastecimento e para a redução das perdas no sistema das concessionárias Bandeirante e Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. – Escelsa . Investimentos em expansão e melhoria da qualidade cobrirão linhas de distribuição, subestações, entre outros. A.1. Subordinação A Companhia se obriga a não tornar o crédito objeto do contrato subordinado a qualquer outro crédito não garantido ou que não goze de privilégio legal. A.2. Restrições O contrato vencerá antecipadamente se:

Se a Bandeirante prepagar voluntariamente todo ou parte de outro financiamento com prazo superior a 5 anos; e

Se a EDP – Energias de Portugal S.A. deixar de deter 50% ou mais do capital da Bandeirante. A Bandeirante se compromete, a partir deste contrato, a manter anualmente o indicador Dívida Financeira Bruta sobre o EBITDA menor ou igual a 3,5. Adicionalmente, o contrato dispõe que a Bandeirante não deve vender, transferir, alugar ou de outra forma dispor de seus ativos, excetuados os expressamente descritos no contrato. Todas as cláusulas restritivas impostas à Companhia por força deste contrato foram devidamente cumpridas. B. Contrato celebrado com o BID A Bandeirante celebrou um Contrato de Financiamento Externo com o BID, em 5 de março de 2004, no montante de US$100 milhões, liberado durante o exercício de 2004, com carência de 2 anos para o início do pagamento do principal e com vencimento final em até 8 anos, sendo: (i) Tranche “A” no valor de US$38,9 milhões, com o principal vencível trimestralmente no período de 15 de maio de 2006 a 15 de

Não Não Não Não Não Não

custo da dívida Circulante Circulante circulante Circulante Circulante circulante Circulante circulante circulante Circulante circulante circulante

Moeda estrangeira

BID - Banco Interamericano de

Desenvolvimento

Libor + 4,375% a.a. + variação

cambial 137 11.545 11.556 154 11.287 14.120 531 27.054 34.100 1.130 47.556 46.351

(-) BID - Amortização do custo

da transação (1.438) (1.318) (1.438) (1.678) (1.438) (3.116) (1.438) (4.554)

137 10.107 10.238 154 9.849 12.442 531 - 25.616 30.984 1.130 - 46.118 41.797

Moeda nacional

Eletrobrás 5% a.a. + 1% a 1,5% a.a (tx.adm.) - 2.972 13.536 2.571 12.327 1.053 9.340 96 996 9.655

Cédula de Crédito Bancário 105% do CDI 2.221 20.400 61.200 482 20.400 61.200 918 20.400 81.600 764 102.000

Juros s/ fundo reversão 5% a.a. 73 73 73 73

BNDES - CVA 18 2.070 2.572

BNDES FINAME 5% a.a. acima da TJLP 3 676 - 5 1.015 12 1.565 1.015

BNDES - Banco do Brasil 3,3% a.a. acima da TJLP 100 5.937 19.294 106 5.936 20.778 135 5.929 26.683

BNDES - Banco Santander 3,3% a.a. acima da TJLP 100 5.937 19.294 106 5.937 20.778 135 5.929 26.683

BNDES - BB/CALC de 2,32% a 4,5% a.a. acima da TJLP 676 86.364 170 86.364

HSBC - Notas Promissórias CDI + 1,3% a.a. 18.871 230.000 13.178 230.000

22.044 265.922 199.688 14.120 265.859 201.447 1.273 - 34.876 145.321 951 - 3.066 114.227

Resultado dos Swaps

BID - Banco Interamericano de

Desenvolvimento de 100,00% a 118,94% do CDI 10.237 8.581 10.610 10.994 12.688 11.196 39.600 31.501

JP Morgan de 59,80% a 71,60% do CDI 955 4.696 949

Citibank 79,94% do CDI 400 452 452

- 10.237 8.581 - 10.610 10.994 - - 14.043 11.196 - - 44.748 32.902

Total 22.181 286.266 218.507 14.274 286.318 224.883 1.804 - 74.535 187.501 2.081 - 93.932 188.926

Encargos Principal

Circulante

31/3/2010 31/12/2009 31/12/200731/12/2008

Encargos Principal

Circulante

Encargos Principal Encargos Principal

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fevereiro de 2012, remunerado por juros calculados pela taxa Libor acrescida de 4,375% ao ano, vencíveis trimestralmente a partir de 15 de maio de 2004; e (ii) Tranche “B” no valor de US$61,1 milhões, com principal vencível trimestralmente no período de 15 de maio de 2006 a 15 de fevereiro de 2009, remunerado por juros calculados pela taxa Libor acrescida de 4%a.a., vencidos trimestralmente a partir de 15 de maio de 2004, cuja operação foi liquidada em 15 de fevereiro de 2009. O saldo devedor deste contrato, em 31 de março de 2010, era de R$20,5 milhões. Este financiamento é destinado a projetos de investimento, com garantia nos recebíveis da Companhia pelo fornecimento de energia elétrica. Para este empréstimo foram realizadas operações de swap cambial, com característica de hedge, junto ao Banco J.P. Morgan S.A., em 15 de março de 2004 e o Banco Citibank S.A., em 13 de novembro de 2003, para troca de encargos originais do financiamento junto ao BID, por remunerações baseadas no intervalo de 98% a 109,7% do CDI e 97,94% a 118,94% do CDI, respectivamente, com vencimento nas mesmas datas do contrato de financiamento. B.1. Subordinação A EDP Energias do Brasil S.A. subordinou o crédito que possui perante a Bandeirante ao pagamento prévio da totalidade das obrigações da Bandeirante perante o BID. A EDP Energias do Brasil S.A. acordou com o BID que permaneceria com a propriedade de, no mínimo, 50% mais uma das ações com direito a voto da Bandeirante, as quais deverão ser mantidas livres e desembaraçadas de ônus até a data em que todas as obrigações perante o BID sejam cumpridas. A EDP Energias de Portugal S.A. acordou com o BID que permaneceria com a propriedade de, no mínimo, 50% mais uma das ações com direito a voto da EDP Energias do Brasil S.A., as quais deverão ser mantidas livres e desembaraçadas de ônus até a data em que todas as obrigações perante o BID sejam cumpridas. A EDP Energias do Brasil S.A. cedeu ao BID todos os direitos decorrentes de qualquer direito à indenização ou direitos a quaisquer outros valores, de qualquer natureza, pagos devidos ou potencialmente devidos à EDP Energias do Brasil S.A. pelo Poder Concedente ou por qualquer outra autoridade, nos termos do Contrato de Concessão, ou qualquer outra indenização que venha a ser recebida pela EDP Energias do Brasil S.A. em virtude do término do Contrato de Concessão. Os direitos cedidos serão de única e exclusiva propriedade e titularidade do BID. A Bandeirante cedeu ao BID todos os seus direitos e interesses relativos ao produto da cobrança da tarifa de fornecimento de serviços públicos de distribuição de energia elétrica, e demais serviços prestados pela Bandeirante aos clientes, incluindo, sem limitação, todas as receitas, juros, devidos à, ou recebidos pela Bandeirante, assim como todo o dinheiro em espécie, cheques, transferências eletrônicas e qualquer outra forma de pagamento devido à Bandeirante em cada período de apuração, em valor equivalente a duas vezes o valor do próximo pagamento do serviço da dívida. Foi cedido também todos os direitos de qualquer direito à indenização ou direitos a quaisquer outros valores, de qualquer natureza, pagos devidos ou potencialmente devidos à Bandeirante pelo Poder Concedente ou por qualquer outra autoridade, nos termos do Contrato de Concessão, ou qualquer outra indenização que venha a ser recebida pela Bandeirante em virtude do término do Contrato de Concessão. Os direitos cedidos serão de única e exclusiva propriedade e titularidade do BID. A Bandeirante se comprometeu a manter uma conta centralizadora aberta no banco depositário. O banco depositário transferirá recursos diariamente, durante o período de apuração, para a conta de cessão até que seja transferido o valor equivalente a duas vezes o valor do pagamento do serviço da dívida. O banco depositário comunicará a Bandeirante caso o referido valor não seja atingido, sendo que a Bandeirante deverá transferir o valor em três dias úteis. B.2. Restrições

O coeficiente de liquidez da Bandeirante não poderá ser inferior a 1:1.

A Bandeirante não assumirá obrigações de terceiros nem prestará qualquer garantia que não as garantias prestadas no curso normal dos negócios.

A Bandeirante não constituirá, assumirá nem permitirá que existam quaisquer ônus sobre quaisquer

bens. Serão permitidos os ônus referentes à cessão de receita ao BNDES, qualquer ônus decorrente de qualquer imposto, exigibilidade ou outro encargo governamental ou constituído por força de lei ou no curso normal dos negócios.

A Bandeirante não permitirá nem promoverá qualquer incorporação, fusão, desinvestimento,

cisão ou reorganização.

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Não aumentará ou se comprometerá a aumentar o capital social ou qualquer direito de participação societária, nem por outra forma alterará a estrutura de capital da Bandeirante.

Deverá respeitar covenants (dívida total em relação à dívida total mais patrimônio líquido, dívida

total em relação ao EBITDA e índice de cobertura do serviço da dívida, entre outros não financeiros)

O BID poderá suspender ou cancelar o saldo do empréstimo, (i) caso ocorra qualquer

inadimplemento ou qualquer evento de inadimplemento tiver ocorrido e perdurar; (ii) caso a Bandeirante não cumpra os covenants financeiros previstos acima; ou (iii) caso o pedido de desembolso referente ao último pedido de desembolso não tiver sido efetuado com no mínimo 15 (quinze) dias de antecedência da data de encerramento de compromisso.

Dentre as hipóteses de vencimento antecipado, destacam-se:

(i) Inadimplemento, pela Bandeirante, de pagamentos referentes ao empréstimo; (ii) Inadimplemento, pela Bandeirante, de alguma dívida ou obrigação significativa em qualquer

contrato; ou (iii) Descumprimento dos covenants financeiros previstos no contrato.

Todas as cláusulas restritivas impostas à Companhia por força deste contrato foram devidamente cumpridas. C. Contratos celebrados com o BNDES C.1. Contratos de Repasse de recursos do BNDES (Finem/Finame) por meio do Banco do Brasil e do Banco Santander S.A. A Bandeirante celebrou o Contrato de Financiamento Mediante Repasse de Recursos do BNDES com Banco Santander S.A. e o Banco do Brasil S.A., em 26 de dezembro de 2007, com vencimento em 15 de junho de 2014, no montante de R$71,0 milhões, com juros calculados ao ano pela TJLP acrescida de 3,3%. O contrato apresenta hipóteses usuais de inadimplemento. A Bandeirante se compromete, a partir deste contrato, a manter anualmente o indicador Dívida Financeira Bruta sobre o EBITDA menor ou igual a 3,5. O saldo devedor deste contrato, em 31 de março de 2010, era de R$50,7 milhões. C.1.1. Subordinação A dívida é garantida por vinculação de parcela de receita da Bandeirante proveniente da prestação dos serviços de energia elétrica, no valor equivalente a, no mínimo, 130% do valor da maior prestação do financiamento, incluindo principal, juros e demais acessórios definidos no contrato. C.1.2. Restrições A Bandeirante não deverá sofrer modificação no controle efetivo, direto ou indireto, durante o prazo de vigência do contrato sem prévia e expressa autorização do BNDES e do Banco Santander S.A. Adicionalmente, as Disposições Aplicáveis aos Contratos do BNDES impõem as seguintes restrições:

sem prévia e expressa autorização do BNDES, a Companhia não deve conceder preferência a outros créditos, não fazer amortização de ações, não emitir debêntures e partes beneficiárias nem assumir novas dívidas, exceto empréstimos para atender aos negócios de gestão ordinária da Bandeirante;

sem prévia e expressa autorização do BNDES, a Companhia não deve alienar nem onerar bens de seu ativo permanente salvo quando se tratar de (a) bens inservíveis ou obsoletos; e (b) bens que sejam substituídos por novos de idêntica finalidade; e

sem prévia e expressa autorização do BNDES,a Companhia não deve sofrer modificação no seu

controle efetivo direto ou indireto. Todas as cláusulas restritivas impostas à Companhia por força deste contrato foram devidamente cumpridas.

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C.2. Contrato de Abertura de Limite de Crédito com o BNDES Em 29 de janeiro de 2009, a EDP – Energias do Brasil S.A., em conjunto com a Bandeirante a Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. – Escelsa e a Energest S.A., como beneficiadoras do crédito, celebraram Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Limite de Crédito Rotativo junto ao BNDES, no montante total de R$900,0 milhões, tendo por finalidade a realização de investimentos nos segmentos de geração, transmissão e distribuição de energia. A EDP - Energias do Brasil S.A. é fiadora e solidariamente responsável pelo cumprimento das obrigações decorrentes deste contrato. Trata-se de uma modalidade de financiamento direto (sem intermediação de um agente financeiro), criada pelo BNDES em 2005, que visa simplificar os procedimentos de acesso a linhas de financiamento para empresas ou grandes grupos que representem baixo risco de crédito. Este contrato foi aprovado em dezembro de 2008, no montante de R$153,3 milhões para a Bandeirante, com a finalidade de implantação de seu programa de investimentos de 2008 a 2010 em expansão, modernização e melhorias no sistema de distribuição de energia elétrica. Os recursos aprovados ficam disponíveis para saque durante 60 meses. A 1ª liberação efetuada para a Companhia de R$86,4 milhões ocorreu em 23 de dezembro de 2009, sendo amortizável em 72 meses e com período de carência até 15 de maio de 2011, vencendo-se a primeira prestação em 15 de junho de 2011 e a última em 15 de maio de 2017, com juros que variam entre 2,32% acima da TJLP e juros fixos de 4,50% a.a., vencíveis a partir de 17 de fevereiro de 2010 trimestralmente durante a carência e mensalmente após esse período. O saldo devedor deste contrato, em 31 de março de 2010, era de R$87,0 milhões. O vencimento de cada subcrédito a ser liberado às beneficiárias deverá ocorrer no prazo máximo de 120 meses, sendo que as beneficiárias se obrigam, nos termos do contrato, a utilizar o total do crédito no prazo de cinco anos a contar de sua data de assinatura. O contrato apresenta hipóteses usuais de inadimplemento. As beneficiárias se obrigam a durante todo o prazo de vigência dos respectivos financiamentos, manter o indicador Dívida Financeira Bruta sobre o EBITDA menor ou igual a 3,5. C.2.1. Subordinação A dívida é garantida por fiança da EDP – Energias do Brasil S.A. e por vinculação de parcela de receita da Bandeirante proveniente da prestação dos serviços de energia elétrica, no valor equivalente a, no mínimo, 130% do valor da maior prestação do financiamento, incluindo principal, juros e demais acessórios definidos no contrato. C.2.2. Restrições As Disposições Aplicáveis aos Contratos do BNDES impõem as seguintes restrições:

sem prévia e expressa autorização do BNDES, a Companhia não deve conceder preferência a outros créditos, não fazer amortização de ações, não emitir debêntures e partes beneficiárias nem assumir novas dívidas, exceto empréstimos para atender aos negócios de gestão ordinária da Bandeirante;

sem prévia e expressa autorização do BNDES, a Companhia não deve alienar nem onerar bens de seu ativo permanente salvo quando se tratar de (a) bens inservíveis ou obsoletos; e (b) bens que sejam substituídos por novos de idêntica finalidade; e

sem prévia e expressa autorização do BNDES,a Companhia não deve sofrer modificação no seu controle efetivo direto ou indireto.

D. Convênio de Abertura de Crédito D.1. Banco do Brasil S.A. e o Banco Santander S.A. A Bandeirante celebrou um Convênio de Abertura de Crédito com o Banco do Brasil S.A. e o Banco Santander S.A., em 16 de novembro de 2006, viabilizando a concessão de uma linha de crédito em favor da Bandeirante, cuja disponibilidade ocorre por meio da emissão de Cédulas de Crédito Bancário. A partir do convênio, a Bandeirante captou recursos de longo prazo para cobertura de parte de seus investimentos “CAPEX” para o ano de 2006. O valor da linha de crédito estabelecido pelos bancos participantes se limita a R$102 milhões.

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A Bandeirante se compromete, a partir deste contrato, a manter anualmente o indicador Dívida Financeira Bruta sobre o EBITDA menor ou igual a 3,5. Foram celebradas 04 (quatro) Cédulas de Crédito Bancário emitidas nos termos do convênio acima descrito:

duas emitidas em favor do Banco do Brasil S.A., a primeira, datada de 05 de dezembro de 2006, no valor de R$25 milhões e a segunda, datada de 11 de dezembro de 2006, no valor de R$26 milhões. O principal de ambas é vencível em cinco parcelas anuais, sendo a primeira em 05 de dezembro de 2009 e a última em 05 de dezembro de 2013, os juros semestrais são vencíveis a partir de 05 de junho de 2007 a 05 de dezembro de 2013. Sobre o valor total do empréstimo incidem juros à razão de 105% do CDI, capitalizados diariamente e além das condições usuais de vencimento antecipado. O saldo devedor deste contrato, em 31 de março de 2010, era de R$ 41,9 milhões; e

duas emitidas em favor do Banco Santander S.A., a primeira, datada de 05 de dezembro de 2006, no valor de R$25 milhões e a segunda, datada de 11 de dezembro de 2006, no valor de R$26 milhões. O principal de ambas é vencível em cinco parcelas anuais, sendo a primeira em 07 de dezembro de 2009 e a última em 05 de dezembro de 2013, os juros semestrais são vencíveis a partir de 05 de junho de 2007 a 05 de dezembro de 2013. Sobre o valor total do empréstimo incidem juros à razão de 105% do CDI, capitalizados diariamente e além das condições usuais de vencimento antecipado. O principal da dívida é vencível em cinco parcelas anuais, sendo a primeira em 7 de dezembro de 2009 e a última em 05 de dezembro de 2013 e os juros semestrais são vencíveis a partir de 5 de junho de 2007 a 05 de dezembro de 2013. O saldo devedor deste contrato, em 31 de março de 2010, era de R$ 41,9 milhões.

Todas as Cédulas de Crédito possuem um covenant financeiro segundo o qual a Bandeirante é obrigada a manter a relação Dívida Bruta/EBITDA em índice não superior a 3,5. D.1.1. Subordinação A Companhia se obriga a não tornar o crédito objeto do contrato subordinado a qualquer outro crédito não garantido ou que não goze de privilégio legal. D.1.2. Restrições O contrato poderá ser considerado antecipadamente vencido nos seguintes casos, dentre outros:

Cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma relevante de reorganização societária que implique na alienação do controle acionário direto da Bandeirante, exceto se for para outra empresa do mesmo grupo econômico ou houver expressa anuência do credor;

Alienação do controle acionário direto da EDP – Energias do Brasil S.A. que acarrete redução no rating corporativo da Bandeirante, exceto de a EDP S.A., direta ou indiretamente, remanescer como maior como detentora do maior número de ações com direito a voto da EDP – Energias do Brasil S.A. e mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros acionistas, a maioria do Conselho de Administração da EDP – Energias do Brasil S.A.

Todas as cláusulas restritivas impostas à Companhia por força deste contrato foram devidamente cumpridas. D.2. Banco Bradesco S.A., o Banco Citibank S.A., o Banco Itaú BBA S.A. e o Banco Santander Brasil S.A. Em 08 de fevereiro de 2006, a Bandeirante celebrou um Convênio de Abertura de Crédito com o Banco Bradesco S.A., o Banco Citibank S.A., o Banco Itaú BBA S.A. e o Banco Santander Brasil S.A., viabilizando a concessão de uma linha de crédito em favor da Bandeirante, conforme aditado em 14 de março de 2006, cuja disponibilidade ocorre por meio da emissão de Cédulas de Crédito Bancário. A partir do convênio, a Bandeirante alongou o perfil de suas dívidas, reduziu o custo de captação e diversificou as fontes de financiamento, por meio de empréstimo de longo prazo, que foi substituído por sua emissão de debêntures em 2006. O valor da linha de crédito estabelecido pelos bancos participantes se limita a R$250 milhões. D.2.1. Subordinação A Companhia se obriga a não tornar o crédito objeto do contrato subordinado a qualquer outro crédito não garantido ou que não goze de privilégio legal.

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D.2.2. Restrições O contrato poderá ser considerado antecipadamente vencido nos seguintes casos, dentre outros:

Distribuição de dividendos acima do mínimo obrigatório se a Companhia estiver em descumprimento com qualquer obrigação pecuniária relacionada ao contrato;

Cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a Companhia, sem anuência prévia da Companhia;

Caso a Companhia não mantenha os seguintes índices financeiros (i) relação dívida bruta/EBITDA não superior a 3,5; e (ii) relação (EBITDA no período de apuração + Caixa no início do período de apuração + linhas de crédito bancárias contratadas e não utilizadas no final do período de apuração + aumento no montante de dívida que tenha sido desembolsado no período de apuração) dividido por (despesa financeira bruta no período de apuração + porção da dívida vincenda durante o período de apuração – receita financeira da variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida no período de apuração – receita financeira de operações swap e hedge no período de apuração) não inferior a 1:1;

Em caso de alienação de controle acionário direto da Companhia, exceto se para empresa do mesmo grupo econômico; e

Alienação do controle direto da EDP – Energias do Brasil S.A. que acarrete uma redução do rating corporativo da Companhia, exceto se a EDP S.A., direta ou indiretamente, remanescer como detentora do maior número de ações com direito a voto da EDP – Energias do Brasil S.A. e mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros acionistas, a maioria do Conselho de Administração da EDP – Energias do Brasil S.A.

Todas as cláusulas restritivas impostas à Companhia por força deste contrato foram devidamente cumpridas. E. 3ª Emissão de Debêntures Em 30 de janeiro de 2006, o Conselho de Administração da Bandeirante aprovou a contratação de uma linha de financiamento de longo prazo, materializada pela terceira emissão de debêntures da Bandeirante. Em 01 de março de 2006, ocorreu a terceira emissão de debêntures simples, da forma escritural e nominativa, em série única, para subscrição pública, na espécie sem garantias (quirografária), não conversíveis em ações. As debêntures desta emissão não estavam sujeitas a repactuação programada. Foram emitidas 25.000 debêntures, com valor nominal unitário de R$10,0 mil, prazo de vigência de cinco anos, pagamento de juros remuneratórios semestrais e período de carência de três anos para amortização do principal. O valor total da emissão foi de R$250,0 milhões. O vencimento final ocorrerá em 1.º de março de 2011, com amortizações anuais, iguais e sucessivas, em 1º de março de 2009, 2010 e 2011. A título de remuneração sobre o valor nominal das debêntures da 3ª emissão, incidirão juros remuneratórios de 104,4% acumulação das taxas médias diárias dos Depósitos Interfinanceiros de um dia - DIs, “over extra grupo”, expressa na forma de percentual ao ano, base 252 dias úteis, calculadas e divulgadas diariamente pela Central de Custódia e de Liquidação Financeira de Títulos - CETIP (taxas DI) calculadas de forma exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis decorridos. As remunerações correspondentes aos períodos de capitalização são devidas semestralmente, com início em 1º de setembro de 2006, e término coincidente com a data de amortização final das Debêntures da 3ª Emissão. O saldo devedor das Debêntures da 3ª Emissão, em 31 de março de 2010, era de R$ 83,5 milhões. E.1. Subordinação As Debêntures da 3ª Emissão são da espécie sem garantias (quirografária) E.2. Restrições A escritura de emissão das debêntures prevê que a Assembléia Geral de Debenturistas (a “AGD”) deliberará sobre a declaração do vencimento antecipado das Debêntures, na ocorrência de qualquer uma das seguintes hipóteses:

cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a Bandeirante, para a qual não tenha sido obtida a anuência prévia dos debenturistas;

distribuição de dividendos acima do mínimo obrigatório sempre que a Companhia estiver em descumprimento com qualquer obrigação pecuniária relacionada às Debêntures da 3ª Emissão;

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descumprimento pela Companhia da manutenção dos índices financeiros nos limites abaixo estabelecidos, conforme apurados em 31 de março e 31 de setembro de cada ano: i. relação Dívida Bruta/EBITDA, não superior a 3,5; e ii. relação (EBITDA no período de apuração + Caixa no início do período de apuração + Linhas de Crédito bancárias contratadas e não utilizadas no final do período de apuração + aumento no montante de dívida que tenha sido desembolsado durante o período de apuração) dividido por (despesa financeira bruta no período de apuração + porção da dívida vincenda durante o período de apuração – receita financeira da variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida no período de apuração – receita financeira de operações de swap e hedge no período de apuração) não inferior a 1,0.

alienação do controle acionário direto da Bandeirante, exceto se for para outra empresa do mesmo grupo econômico; e

alienação de controle acionário direto da EDP - Energias do Brasil S.A. que acarrete uma redução da classificação de risco (rating) da 3ª Emissão, exceto se a EDP S.A., direta ou indiretamente, remanescer como detentora do maior número de ações com direito a voto da EDP - Energias do Brasil S.A. e mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros acionistas, a maioria do Conselho de Administração da EDP - Energias do Brasil S.A.

Todas as cláusulas restritivas impostas à Companhia por força deste contrato foram devidamente cumpridas. F. Notas Promissórias. Em 07 de maio de 2009, o Conselho de Administração da Bandeirante aprovou a contratação de linha de financiamento de curto prazo, materializada pela emissão de Nota Promissória. As notas promissórias foram emitidas de forma cartular e ficaram depositadas no Banco Bradesco S.A. A remuneração corresponde à variação acumulada das taxas médias diárias dos depósitos interfinanceiros, de um dia, calculada e divulgada diariamente pela CETIP, capitalizada de um spread correspondente a 1,30% ao ano. A remuneração acrescida do valor de principal será liquidada em 30 de maio de 2010 em uma única parcela. O valor de cada Nota corresponde a R$ 1.000.000 e foram emitidas 230 notas totalizando o montante de R$ 230 milhões F.1. Subordinação As Notas Promissórias não contam com nenhum tipo de garantia. F.2. Restrições As Notas vencerão antecipadamente se:

A Bandeirante sofrer cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma relevante de reorganização societária que implique na alienação do controle acionário direto da Bandeirante, conforme definido no artigo 116 da Lei das Sociedades por Ações, exceto (i) se a referida alienação for para outra empresa do mesmo grupo econômico da Bandeirante; ou (ii) as exceções da alínea (l) a seguir; ou (iii) tenha sido obtida anuência prévia dos detentores das Notas Promissórias que representem 2/3 (dois terços) das Notas Promissórias em circulação; ou (iv) nas hipóteses de cisão, fusão e incorporação seja assegurado o direito previsto no parágrafo 1º do artigo 231 da Lei das Sociedades por Ações; ou (v) se o processo for revertido no prazo de 30 (trinta) dias;

descumprimento pela Bandeirante da manutenção do índice financeiro no limite a seguir estabelecido nas datas das suas respectivas apurações, com relação às datas-base de 30 de junho de 2009 e 31 de dezembro de 2009: relação Dívida Bruta/EBITDA, não superior a 3,5; para fins do presente item, “Dívida Bruta” representa a dívida financeira total subtraída dos empréstimos regulatórios do BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social. “EBITDA” é o resultado antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização. Será utilizado o EBITDA referente ao período de apuração de 12 (doze) meses anteriores à data da apuração; e

alienação de controle acionário direto da EDP – Energias do Brasil S.A. que acarrete uma redução da classificação de risco (rating) corporativo da Companhia, exceto se (i) a EDP – Energias de Portugal S.A., direta ou indiretamente remanescer como detentora do maior número de ações com direito a voto da EDP – Energias do Brasil S.A. e mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros acionistas, a maioria do Conselho de Administração da EDP – Energias do Brasil S.A.com direito a voto da EDP – Energias do Brasil S.A., ou (ii) tenha sido obtida anuência prévia de detentores de Notas Promissórias que representem 2/3 (dois terços) das Notas Promissórias em circulação, ou (iii) a referida alienação for revertida no prazo de 30 (trinta) dias.

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Todas as cláusulas restritivas impostas à Companhia por força deste contrato foram devidamente cumpridas. G. Contratos celebrados com a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS G.1. Programa Reluz A Bandeirante celebrou Contratos de Financiamento para cobertura financeira dos custos totais relativos a projetos de Melhoria do Sistema de Iluminação Pública para os Municípios de Aparecida, Taubaté, Guarulhos e Suzano no âmbito do Programa Nacional de Iluminação Pública Eficiente – ReLuz, no valor total contratado de R$ 17,501 milhões. Os programas são financiados pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS e pelos municípios respectivos, na proporção de 75% e 25%, respectivamente, sendo que os recursos liberados até 31 de março de 2010 somam R$ 7,655 milhões. Sobre o principal dos contratos incide juros de 5% ao ano e taxa de administração de 1,5% ao ano, incorporados mensalmente durante o período de carência. O principal será amortizado em 60 parcelas mensais, devidas a partir do término da carência. As dívidas são garantidas por vinculação de receitas e notas promissórias. O saldo devedor, em 31 de março de 2010, é de R$6,2 milhões. G.1.1. Subordinação Os contratos contam com as seguintes garantias:

Vinculação da receita da Bandeirante, suportada por procuração outorgada por instrumento público para recebimento direto dos valores vencidos e não pagos, à satisfação da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, formalizada na assinatura do contrato; e

notas promissórias de valor equivalente a cada uma das parcelas liberadas. G.1.2. Restrições Este contrato vencerá antecipadamente se: As garantias pactuadas estabelecer prazo de validade inferior àquele necessário a completa liquidação da dívida decorrente do contrato, ou, por qualquer motivo, a garantia pactuada perder efetividade, obriga-se a Companhia, independentemente de aviso ou notificação judicial ou extrajudicial neste sentido, a proceder à atualização, renovação, complementação ou substituição do referido instrumento de garantia, de forma a mantê-lo sempre apto à sua utilização pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS até a final liquidação do presente contrato. Caso a obrigação acima mencionada não seja cumprida pela Companhia em até 30 dias antes do vencimento estabelecido no citado instrumento ou em caso decorrente de outros motivos que não o vencimento da garantia em até 72 horas após a perda de efetividade da garantia em poder da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, esta poderá, em qualquer tempo e sob seu exclusivo critério, considerar a totalidade da dívida antecipadamente vencida, a cujo valor, também sob seu exclusivo critério, acrescer a multa pecuniária de 10% sobre o total devido. Todas as cláusulas restritivas impostas à Companhia por força deste contrato foram devidamente cumpridas. G.2. Programa Luz para Todos A Bandeirante celebrou dois Contratos de Financiamento e Concessão de Subvenção com a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, os quais estão descritos abaixo:

um contrato firmado em 28 de maio de 2004, por meio do qual a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS abriu à Bandeirante um crédito no valor de até R$13,3 milhões para cobertura financeira dos custos diretos das obras do seu Programa Luz para Todos, que integra o Programa de Universalização do Acesso e Uso de Energia Elétrica – “Luz para Todos” do Ministério de Minas e Energia, correspondente a 85% do custo total das respectivas obras. Sobre o valor do principal incide juros de 5% ao ano e taxa de administração de 1% ao ano, pagos mensalmente a partir do dia 30 de julho de 2004. O principal será amortizado em 120 parcelas mensais, exigíveis a partir do dia 30 de agosto de 2006 até 30 de julho de 2016, com garantia de vinculação da receita própria e notas promissórias. Até a presente data foram liberados, no âmbito do Contrato R$9,3 milhões. Seu saldo devedor, no trimestre encerrado em 31 de março de 2010, é de R$ 6,7 milhões; e

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um contrato firmado em25 de junho de 2007, por meio do qual a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS abriu à Bandeirante um crédito no valor de até R$12,4 milhões para cobertura financeira dos custos diretos das obras do 2º Tranche do Programa Luz para Todos, que integra o Programa de Universalização do Acesso e Uso de Energia Elétrica – “Luz para Todos” do Ministério de Minas e Energia. Sobre o valor do principal incide juros de 5% ao ano e taxa de administração de 1% ao ano, pagos mensalmente a partir do dia 30 de outubro de 2007. O principal será amortizado em 120 parcelas mensais, exigíveis a partir do dia 30 de novembro de 2009 até 30 de outubro de 2019, com garantia de vinculação da receita própria e notas promissórias. Até 31 de março de 2010, foram liberados, no âmbito do Contrato R$3,7 milhões. Seu saldo devedor, em 31 de março de 2010, é de R$3,6 milhões.

G.2.1. Subordinação Os contratos contam com as seguintes garantias:

Vinculação da receita da Bandeirante, suportada por procuração outorgada por instrumento público para recebimento direto dos valores vencidos e não pagos, à satisfação da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, formalizada na assinatura do contrato; e

notas promissórias de valor equivalente a cada uma das parcelas liberadas. G.2.2. Restrições Estes contratos vencerão antecipadamente se: A procuração outorgada por instrumento público estabelecer prazo de validade inferior aquele necessário à completa liquidação da dívida decorrente deste contrato, obriga-se a Companhia, independentemente de aviso ou notificação judicial ou extrajudicial neste sentido, a proceder à atualização, renovação ou substituição do referido instrumento de mandato, de forma a mantê-lo sempre apto à sua utilização pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS até a final liquidação do presente contrato, sob pena de, não cumprida esta obrigação pela Companhia, até 30 (trinta) dias antes do vencimento estabelecido no citado instrumento, poder a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, a qualquer tempo e a seu exclusivo critério, considerar a totalidade da dívida antecipadamente vencida, a cujo valor poderá, também, a seu exclusivo critério, acrescer a multa pecuniária de 10% (dez por cento) sobre o total devido. No caso de descumprimento, por parte da Companhia, de qualquer condição prevista neste contrato, bem como ao caso de atraso injustificado do cumprimento do cronograma físico, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS, a seu critério, poderá considerar vencido o contrato, sem prejuízo das demais cominações legais, notadamente aquelas previstas no artigo 6° da Lei n° 8.631, de 04 de março de 1993, e no artigo 20 da Lei n° 7.492, de 16 de junho de 1986. Todas as cláusulas restritivas impostas à Companhia por força deste contrato foram devidamente cumpridas. g. limites de utilização dos financiamentos já contratados A EDP – Energias do Brasil S.A. detinha um limite de crédito de R$ 709,8 milhões com o BNDES, saldo remanescente, em 31 de março de 2010, do CALC - Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Limite de Crédito Rotativo n° 08.2.1025.1, que poderá ser utilizado para financiamento de CAPEX da Bandeirante Energias S.A., Escelsa – Espírito Santo Centrais Elétricas S.A. e Energest S.A., sendo que não há limite pré-estabelecido de utilização desses recursos para cada uma das companhias listadas acima. h. alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras A discussão a seguir sobre a situação financeira e o resultado das operações da Companhia deverá ser lida junto com as demonstrações financeiras da Companhia relativa aos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2009, 2008 e 2007, e com as informações contábeis trimestrais, relativas aos períodos de três meses findos em 31 de março de 2010 e de 2009 e respectivas notas explicativas, bem como com as informações constantes dos demais itens deste Formulário de Referência, em especial as do item 3 e demais subitens deste item 10.

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A seguinte discussão e análise contém projeções que envolvem riscos e incertezas. Os resultados efetivos da Companhia poderão diferir de modo relevante daqueles discutidos nas projeções em razão de vários fatores, inclusive aqueles indicados em “Fatores de Risco” e “Considerações sobre Estimativas e Projeções” nos itens 4 e 11 deste Formulário de Referência. A análise e discussão da administração sobre a situação financeira e o resultado das operações a seguir deve ser lida em conjunto com as demonstrações financeiras e respectivas notas explicativas incluídas dos períodos abaixo indicados. Principais fatores que afetam as Operações e a Condição Financeira da Companhia Cenário macroeconômico brasileiro A situação financeira e o resultado das operações da Companhia são influenciados pelo desenvolvimento macroeconômico brasileiro. O desempenho da economia brasileira afeta a demanda por energia elétrica e a inflação afeta as receitas, os custos e as margens da Companhia. O cenário macroeconômico brasileiro tem se caracterizado por variações significativas no crescimento econômico e nas taxas inflacionárias e cambiais. Entre 31 de dezembro de 2004 e 2005, o Real sofreu apreciação frente ao Dólar de 13,4%, de acordo com informações do Banco Central do Brasil. Mesmo com a apreciação, o Brasil teve saldo em conta corrente positivo de US$13,6 bilhões, de acordo com o BACEN, seu maior superávit já registrado. A taxa média anual de desemprego decresceu de 11,5% em 31 de dezembro de 2004, para 9,8% em 31 de dezembro de 2005 nas principais regiões metropolitanas do Brasil, de acordo com estimativas do IBGE. Em 2005, a taxa de inflação, medida pelo IPCA, foi de 5,7% e a média da taxa de juros TJLP foi de 9,8% ao ano, de acordo com informações do BNDES. O PIB cresceu 3,2% no mesmo ano, de acordo com informações do IBGE. No ano de 2006, o Real manteve sua tendência e teve apreciação frente ao Dólar de 9,5% entre 31 de dezembro de 2005 e 2006. Mesmo com a apreciação, o Brasil alcançou saldo em conta corrente positivo de US$13,2 bilhões, de acordo com o BACEN. A taxa média anual de desemprego cresceu de 9,8% em 31 de dezembro de 2005 para 10,0% em 31 de dezembro de 2006 nas principais regiões metropolitanas do Brasil, de acordo com estimativas do IBGE. Em 2006, a taxa de inflação, medida pelo IPCA, foi de 3,1% e a média da taxa de juros TJLP foi de 6,9% ao ano. O PIB cresceu 3,8% no mesmo ano. O Real manteve sua tendência e teve apreciação frente ao Dólar de 20,7% entre 31 de dezembro de 2006 e 2007, conforme dados extraídos da Bloomberg. A taxa média anual de desemprego diminuiu de 10,0% em 31 de dezembro de 2006 para 9,3%, em 31 de dezembro de 2007, nas principais regiões metropolitanas do Brasil, de acordo com estimativas do Instituto de Estudos para o Desenvolvimento - IED. Em 2007, a taxa de inflação, medida pelo IPCA, foi de 4,5% e a média da taxa de juros TJLP foi de 6,3% ao ano. O PIB cresceu 5,4% no mesmo ano. No ano de 2008, a taxa de inflação medida pelo IPCA foi de 5,9%. Esse percentual ficou dentro da meta estabelecida pelo Banco Central, que compreende a faixa entre 2,5% e 6,5%. A manutenção da inflação nesse patamar pode ser atribuída à política monetária que resultou na elevação da taxa SELIC ao longo do ano, passando de 11,25% ao ano em 31 de dezembro de 2007 para 13,75% ao ano no exercício findo em 31 de dezembro de 2008. O ano de 2008 também foi marcado por um agravamento da crise financeira internacional, originada no sistema financeiro norte-americano. O principal impacto dessa crise sobre a economia brasileira foi a deterioração das expectativas em relação à atividade econômica em 2009 e, com menor relevância, em 2010. Essa mudança nas expectativas provocou, principalmente a partir de outubro, elevação do custo de capital de terceiros, depreciação cambial, queda da cotação das ações na BM&FBOVESPA e retração na produção industrial. De acordo com o IBGE, em 2007 o consumo das famílias aumentou 6,3%, em termos reais, caracterizando o quarto ano consecutivo de expansão. De acordo com dados do Ministério do Trabalho e Emprego, em 2007 o nível de emprego formal cresceu 5,8%. Entre 2005 e 2007, o crescimento foi de 29,0%. No ano de 2008, esse índice apresentou elevação de 5,0% comparativamente ao final de 2007. A disponibilidade da renda familiar e o aumento do emprego formal são fatores que contribuem para que os negócios da Companhia cresçam de maneira efetiva. Ao longo do ano de 2009, o Banco Central iniciou a redução da taxa SELIC, que atingiu o patamar de 8,75% ao ano. A taxa de inflação acumulada, até 31 de dezembro de 2009, foi de 4,31%, medida pelo IPCA. Em 31 de março de 2010 a taxa, alcançando R$1,78/US$, de acordo com informações do Banco Central do Brasil. Ainda, segundo o Relatório de Estabilidade do Banco Central divulgado abril de 2010, o mercado espera inflação acumulada, medida pelo IPCA, de 4,5% para 2010.

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A tabela abaixo apresenta o crescimento do PIB, inflação, taxas de juros e taxa de câmbio para o Dólar nos períodos indicados:

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010(7)

Crescimento do PIB (1) 5,7% 3,2% 4,0% 6.1% 5,1% -0,2% n.d.

Inflação (IGP-M) (2) 12,4% 1,2% 3,8% 7,8% 9,8% -1,7% 2,8%

Inflação (IPCA) (3) 7,6% 5,7% 3,1% 4,5% 5,9% 4,3% 2,1%

CDI (4) 16,2% 19,1% 15,2% 11,9% 12,3% 10,0% 8,6%

TJLP (5) 9,8% 9,8% 7,9% 6,4% 6,3% 6,25% 6,0%

Valorização (desvalorização) do Real frente ao Dólar 8,8% 13,4% 9,5% 20,7% (24,2%) 34,2% -2,2%

Taxa de câmbio (fechamento) – R$ por US$1,00 R$2,654 R$2,341 R$2,138 R$1,771 R$2,337 R$1,741 R$1,781

Taxa média de câmbio – R$ por US$1,00 (6) R$2,810 R$2,252 R$2,152 R$1,786 R$1,838 R$ 1,994 1,800

Fonte: BACEN, FGV, IBGE, CETIP. ____________________________ (1) O PIB do Brasil informado em tais períodos já utiliza a nova metodologia do IBGE. (2) A inflação (IGP-M) é o índice geral de preço do mercado medido pela FGV, representando os dados acumulados

para o período apresentado. (3) A inflação (IPCA) é um índice de preços ao consumidor medido pelo IBGE, representando os dados acumulados

para o período apresentado. (4) A Taxa DI é a média das taxas dos depósitos interfinanceiros praticados durante o dia no Brasil (acumulada nos

últimos 12 meses de cada período). (5) Representa a taxa de juros anual aplicada pelo BNDES para financiamento de longo prazo (fim do período). (6) Média das taxas de câmbio durante o período. (7) Acumulado no primeiro trimestre

Demais fatores que afetam os resultados operacionais da Companhia O negócio de distribuição de energia elétrica caracteriza-se por ser capital intensivo, sofrer forte regulação da ANEEL por meio da definição de tarifas, e por apresentar custos operacionais significativos. Desta forma, segundo a diretoria da Companhia, os fatores mais importantes que afetam a performance financeira da atividade de distribuição são:

as tarifas estipuladas pela ANEEL; variação do consumo de energia elétrica na área de concessão; controle dos custos de operação e despesas operacionais, incluindo perdas e inadimplência; estrutura de capitais e custos de financiamento; e investimentos com retorno adequado ;

Além disso, as distribuidoras deverão adquirir energia para o atendimento de seu mercado previsto com 5 anos de antecedência, de tal forma que a cada ano o montante contratado se situe entre 103% e 100% do mercado verificado, para garantir neutralidade quando do repasse dos custos de aquisição de energia elétrica às tarifas. Aspectos Regulatórios do Setor de Distribuição A estrutura da tarifa de distribuição é composta por custos de compra de energia, distribuição, transmissão, tributos, encargos setoriais e sociais. Destaca-se que a distribuidora é o agente que arrecada e repassa parte destes custos para todos os setores. Reajustes e Revisões Tarifárias Os valores das tarifas de energia elétrica (uso da rede e fornecimento) são reajustadas anualmente pela ANEEL (reajuste periódico anual), revistas periodicamente (revisão tarifária periódica) a cada 3 ou 4 anos, dependendo do contrato de concessão, e, por fim, podem ser revistos em caráter extraordinário (revisão tarifária extraordinária). A ANEEL divide a receita das distribuidoras em duas parcelas correspondentes aos seguintes custos: (i) custos não gerenciáveis pela distribuidora, chamados custos da Parcela A; e (ii) custos gerenciáveis pela distribuidora, ou custos da Parcela B.

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Os custos da Parcela A incluem os seguintes itens: i. custos de aquisição de energia elétrica obtidos dos leilões públicos promovidos pela ANEEL; ii. custos de aquisição de energia elétrica de Itaipu Binacional; iii. custos de aquisição de energia elétrica em Contratos Bilaterais; iv. custos referentes aos encargos de conexão e uso dos sistemas de transmissão; e v. encargos setoriais: CCC, CDE, RGR, TFSEE, PROINFA, ESS, ONS, P&D, e CFURH.

A Parcela B compreende os custos gerenciáveis, ou seja, aqueles que estão sob o controle das concessionárias, tais como os custos de capital e os custos de operação e manutenção, sendo que os custos operacionais representam, em geral, pouco mais que a metade da Parcela B. A cada reajuste, a Parcela B é obtida como resultado da subtração da Parcela A da receita total auferida no período de referência, que é definido como o período transcorrido entre o último reajuste e o que está em processamento, ou seja, a Parcela B é obtida residualmente no processo de reajuste tarifário, sendo efetivamente recalculada por ocasião das Revisões Tarifárias Periódicas. O reajuste periódico anual das tarifas baseia-se em uma fórmula paramétrica, definida no contrato de concessão. Nele, os custos da Parcela A são em geral integralmente repassados às tarifas. Os custos da Parcela B, por sua vez, são corrigidos de acordo com a variação do IGP-M, ajustado por um elemento chamado fator X (componente que busca induzir as distribuidoras na busca da eficiência operacional). O resultado da aplicação da fórmula paramétrica é o Índice de Reajuste Tarifário Anual (IRT). Ademais, as distribuidoras têm direito a revisão tarifária extraordinária, caso a caso, de maneira a assegurar o equilíbrio econômico-financeiro de seus contratos de concessão e a compensação por custos imprevistos que modifiquem de maneira significativa sua estrutura de custos. O fluxo de caixa da Companhia pode ser afetado por diferenças temporais entre os reajustes tarifários e as variações de custos de componentes da parcela A das tarifas. Isto porque, de acordo com o sistema regulatório do setor elétrico, algumas variações nesses custos são refletidas em reajustes tarifários posteriores conforme mecanismo da Conta de Compensação de Variação de Custos da Parcela "A" – CVA (vide item 7.9 “Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro” deste Formulário de Referência). Além disso, conforme o acordo geral do setor elétrico, a partir de janeiro de 2002 foi concedido um reajuste tarifário extraordinário para o ressarcimento do montante de Recomposição de Receita, Energia Livre e Parcela “A”, que afeta positivamente o fluxo de caixa durante o recebimento destes montantes. Revisão tarifária periódica de 2007 Em reunião pública de diretoria ocorrida em 6 de outubro de 2009, a ANEEL homologou de forma definitiva a segunda revisão tarifária periódica da Bandeirante relativa ao período de outubro de 2007 a outubro de 2011. As principais alterações introduzidas são:

Empresa de Referência passa de R$263 milhões para R$247 milhões; Componente Xe do Fator X, índice utilizado no cálculo dos reajustes tarifários anuais, passa de

0,74% para 1,01%; e Percentual de Perdas de Receita Irrecuperáveis passa de 0,50% para 0,60% do faturamento bruto

(com impostos). Estas alterações retroagem a 23 de outubro de 2007, sendo mantidos os valores das Bases de Remuneração Regulatória Bruta e Líquida. Computados todos os efeitos, o índice de revisão tarifária aprovado pela ANEEL corresponde a -9,79%, em substituição ao valor provisório, de -8,80%, fixado em outubro de 2007. Dessa forma, a Bandeirante registrou no trimestre findo em 31 de dezembro de 2009 o montante de R$35,2 milhões, a débito do resultado do exercício na rubrica de receita operacional em contrapartida ao passivo circulante na rubrica devolução tarifária, referente ao período de outubro de 2007 a setembro de 2009. Reajuste tarifário de 2009 A ANEEL, em reunião pública de diretoria ocorrida em 20 de outubro de 2009, aprovou o reajuste tarifário anual médio de 5,46%, a ser aplicado às tarifas da Bandeirante a partir de 23 de outubro de 2009, sendo 3,11% relativo ao reajuste tarifário anual econômico e 2,35% referentes aos componentes financeiros pertinentes, que, computado o efeito dos itens financeiros retirados da base, que totalizam 4,44%, correspondem a um efeito médio a ser percebido pelos consumidores cativos de 1,02%.

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Comparabilidade das Informações Financeiras

As informações financeiras incluídas neste item do Formulário de Referência não são totalmente

comparáveis entre os períodos devido às mudanças de práticas contábeis descritas no item 10.4 deste

Formulário de Referência.

Durante o ano de 2009, foram aprovados pela CVM diversos Pronunciamentos, Interpretações e

Orientações Técnicas emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) com vigência para

2010, que alteraram as práticas contábeis adotadas no Brasil. Conforme facultado pela Deliberação CVM

nº 603/09, a diretoria da Companhia optou por apresentar suas Informações Trimestrais (ITR) utilizando as

normas contábeis adotadas no Brasil até 31 de dezembro de 2009, ou seja, não aplicou esses normativos

com vigência para 2010. Adicionalmente, a Companhia irá reapresentar a ITR de março de 2010,

comparativamente com março de 2009 também ajustados às normas de 2010, pelo menos quando da

apresentação das demonstrações financeiras do exercício social iniciado a partir de primeiro de janeiro

de 2010. Da mesma forma, a Companhia irá reapresentar suas demonstrações financeiras relativas ao

exercício social findo em 31 de dezembro de 2009, também ajustados às normas de 2010,

comparativamente com dezembro de 2010.

Descrição das principais linhas da demonstração de resultados

Receita Operacional

A receita operacional da Companhia é formada por: (i) receita de fornecimento de energia elétrica a

consumidores finais; (ii) receita de suprimento de energia elétrica a agentes que revenderão a energia

para terceiros; (iii) receita decorrente de disponibilização de sistema de distribuição e transmissão; e (iv)

outras receitas operacionais, formadas por receitas de uso da rede distribuição para clientes livres e outras

concessionárias, além de receitas como aluguel de postes e prestação de serviços diversos.

No período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, cerca de 42,4% da receita operacional

bruta da Companhia se referia ao fornecimento de energia elétrica e 42,3% no exercício findo em 31 de

dezembro de 2009, ao passo que as receitas decorrentes de disponibilização de sistema de distribuição e

transmissão foram de 56,9% no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 56,8% no

exercício findo em 31 de dezembro de 2009, e as outras receitas operacionais totalizaram 0,7% da receita

operacional bruta da Companhia no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 0,8% no

exercício findo em 31 de dezembro de 2009.

Deduções da Receita Operacional

As deduções da receita operacional são formadas por: (i) impostos que incidem na receita operacional

como ICMS, PIS e COFINS; (ii) encargos regulatórios como o RGR e a ECE; (iii) custos com subvenções

referentes à CCC e CDE; (iv) quotas para Reserva Global de Reversão; e (v) custos com projetos Pesquisa

e Desenvolvimento.

Estas deduções são classificadas, com relação aos ajustes tarifários, como itens não gerenciáveis e, em

caso de modificação das suas condições o repasse pode ser automaticamente refletido nas tarifas,

incorporado ao próximo reajuste anual ou incluído no próximo reajuste tarifário.

Custo do serviço de Energia Elétrica

O custo do serviço de energia elétrica é formado pelos custos diretamente relacionados com a compra

de energia elétrica. Estes custos são formados, basicamente, pela energia elétrica comprada para

revenda (85,8% no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 83,5% no exercício findo

em 31 de dezembro de 2009), e pelos encargos de uso da rede elétrica (14,2% no período de três meses

encerrado em 31 de março de 2010 e 16,5% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009).

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Custo de Operação O custo de operação é formado pelas despesas com pessoal da Companhia (26,8% dos custos totais de operação no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 30,6% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009), materiais e serviços de terceiros (31,0% no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 27,7% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009), depreciações e amortizações (29,7% dos custos totais no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 34,6% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009), e demais custos operacionais (12,5% dos custos totais no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 7,0% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009). Despesas Operacionais As despesas operacionais são aquelas não relacionadas às atividades finais da Companhia e são compostas por: (i) despesas com vendas (26,9% das despesas operacionais no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 26,4% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009); (ii) despesas gerais e administrativas (58,0% das despesas operacionais no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 60,1% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009); (iii) depreciações e amortizações (7,3% das despesas operacionais no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 5,3% em 31 de dezembro de 2009); e outras despesas operacionais (7,8% das despesas operacionais no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 e 8,2% no exercício findo em 31 de dezembro de 2009). DISCUSSÃO E ANÁLISE DA DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADOS OPERACIONAIS Resultados operacionais em 2007, 2008 e 2009 e nos períodos de três meses encerrados em 31 de março de 2009 e 31 de março de 2010 A tabela abaixo apresenta os valores relativos à demonstração de resultados e as variações ocorridas nos períodos apresentados. Os valores relativos ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007 refletem os dados reapresentados das demonstrações financeiras para fins de comparação com as demonstrações financeiras relativas ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, decorrente das alterações introduzidas pela Lei n.º 11.638/07 e pela Medida Provisória n.º449/08, convertida em Lei n.º 11.941/09, e os pronunciamentos técnicos emitidos pelo CPC.

Variação

10/ 09

Receita operacional 783.124 155,5% 891.818 161,3% 108.694

Dedução da Receita operacional (279.596) -55,5% (339.052) -61,3% (59.456)

R eceita o peracio nal lí quida 503.528 100,0% 552.766 100,0% 49.238

C usto do serviço de energia elétrica (383.851) -76,2% (431.048) -78,0% (47.197)

Custo com energia elétrica (325.185) -64,6% (369.273) -66,8% (44.088)

Custo de operação (58.422) -11,6% (61.255) -11,1% (2.833)

Custo do serviço prestado a terceiros (244) 0,0% (520) -0,1% (276)

Lucro o peracio nal bruto 119.677 23,8% 121.718 22,0% 2.041

D espesas o peracio nais (47.497) -9,4% (36.543) -6,6% 10.954

Despesas com vendas (14.421) -2,9% (9.824) -1,8% 4.597

Despesas gerais e administrativas (28.283) -5,6% (21.194) -3,8% 7.089

Depreciações e amortizações (1.884) -0,4% (2.683) -0,5% (799)

Outras despesas operacionais (2.909) -0,6% (2.842) -0,5% 67

Resultado do serviço 72.180 14,3% 85.175 15,4% 12.995

Resultado das participações societárias 0 0,0% 0 0,0% 0

Resultado financeiro (2.270) -0,5% 11.387 2,1% 13.657

Lucro o peracio nal 69.910 13,9% 96.562 17,5% 26.652

Outro s resultado s (1.316) -0,3% (1.809) -0,3% (493)

Lucro antes do IR e da C S 68.594 13,6% 94.753 17,1% 26.159

Imposto de renda e contribuição social correntes (14.669) -2,9% (24.506) -4,4% (9.837)

Imposto de renda e contribuição social diferidos (8.796) -1,7% (8.509) -1,5% 287

Lucro lí quido antes da reversão do s JSC P 45.129 9,0% 61.738 11,2% 16.609

Reversão dos juros sobre capital próprio 0 0,0% 0 0,0% 0

Lucro Lí quido do exercí cio 45.129 9,0% 61.738 11,2% 16.609

(1) Análise vertical

A V (1)

2010 A V (1)

P erí o do de 3 meses encerrado em

Em milhares de reais

2009

de 188

Exercício social encerrado em 31 de dezembro

de

Em milhares de reais 2007 AV (1) 2008 AV

(1) 2009 AV (1) Variação Variação

08/07 09/08

Receita operacional 3.045.585 152,8% 2.976.032 152,3% 3.319.354 158,1% -69.553 343.322

Dedução da Receita operacional -1.052.499 -52,8% -1.022.214 -52,3% -1.220.005 -58,1% 30.285 -197.791

Receita operacional líquida 1.993.086 100,0% 1.953.818 100,0% 2.099.349 100,0% -39.268 145.531

Custo do serviço de energia elétrica

-1.479.040 -74,2% -1.483.190 -75,9% -1.549.312 -73,8% -4.150 -66.122

Custo com energia elétrica -1.248.900 -62,7% -1.252.268 -64,1% -1.334.005 -63,5% -3.368 -81.737

Custo de operação -229.146 -11,5% -215.961 -11,1% -213.724 -10,2% 13.185 2.237

Custo do serviço prestado a

terceiros

-994 0,0% -14.961 -0,8% -1.583 -0,1% -13.967 13.378

Lucro operacional bruto 514.046 25,8% 470.628 24,1% 550.037 26,2% -43.418 79.409

Despesas operacionais -186.518 -9,4% -156.945 -8,0% -189.139 -9,0% 29.573 -32.194

Despesas com vendas -64.387 -3,2% -40.470 -2,1% -49.951 -2,4% 23.917 -9.481

Despesas gerais e administrativas -105.975 -5,3% -96.790 -5,0% -113.614 -5,4% 9.185 -16.824

Depreciações e amortizações -2.801 -0,1% -5.921 -0,3% -10.037 -0,5% -3.120 -4.116

Outras despesas operacionais -13.355 -0,7% -13.764 -0,7% -15.537 -0,7% -409 -1.773

Resultado do serviço 327.528 16,4% 313.683 16,1% 360.898 17,2% -13.845 47.215

Resultado das participações societárias

0 0,0% 0 0,0% 0 0,0% 0 0

Resultado financeiro -60.140 -3,0% -62.104 -3,2% -59.834 -2,9% -1.964 2.270

Lucro operacional 267.388 13,4% 251.579 12,9% 301.064 14,3% -15.809 49.485

Outros resultados -5.984 -0,3% -2.823 -0,1% -6.566 -0,3% 3.161 -3.743

Lucro antes do IR e da CS 261.404 13,1% 248.756 12,7% 294.498 14,0% -12.648 45.742

Imposto de renda e contribuição

social correntes

-40.604 -2,0% -15.544 -0,8% -48.061 -2,3% 25.060 -32.517

Imposto de renda e contribuição social diferidos

-28.461 -1,4% -73.976 -3,8% -44.621 -2,1% -45.515 29.355

Lucro líquido antes da reversão dos JSCP

192.339 9,7% 159.236 8,1% 201.816 9,6% -33.103 42.580

Reversão dos juros sobre capital próprio

48.579 2,4% 46.480 2,4% 40.090 1,9% -2.099 -6.390

Lucro Líquido do exercício 240.918 12,1% 205.716 10,5% 241.906 11,5% -35.202 36.190

Comparação dos resultados nos períodos de três meses encerrados em 31 de março de 2010 e 31 de março de 2009. Receita operacional A receita operacional da Companhia atingiu R$891,8 milhões no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, representando um aumento de 13,9% em relação à receita operacional de R$783,1 milhões no período de três meses encerrado em 31 de março de 2009, em razão dos seguintes fatores: i) a Companhia faturou 2.219,84 GWh para os clientes cativos, suprimento e consumo próprio acumulado até 31 de março de 2010, representando um crescimento de 9,1% em relação ao mesmo período do ano anterior; ii) a energia em trânsito, distribuída a clientes livres e concessionárias, totalizou 1.381,68 GWh no acumulado até 31 de março de 2010, representando uma acréscimo de 16,5% em relação ao período homólogo do ano anterior, quando totalizou 1.186,42 GWh; iii) a energia distribuída pela Companhia apresentou acréscimo de 11,8%, totalizando 3.601 GWh acumulados até 31 de março de 2010.

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Dedução da receita operacional As deduções da receita operacional da Companhia aumentaram 21,3%, atingindo R$339,1 milhões no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 contra R$279,6 milhões no período de três meses encerrado em 31 de março de 2009. No período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, as deduções da receita operacional representaram 61,3% da receita operacional líquida contra 55,5% no mesmo período do exercício anterior. Tal variação absoluta e também percentual das deduções da receita deve-se a redução da alíquota efetiva de impostos e contribuições sobre a receita. Receita operacional líquida O total da receita operacional líquida verificado no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 atingiu um valor de R$552,8 milhões, o que representa um aumento de 9,79% em relação ao mesmo período do exercício anterior, quando o valor foi de R$503,5 milhões. A elevação verificada de R$ 49,3 milhões é proveniente principalmente de: i) aumento do fornecimento faturado em R$ 59,7 milhões, já deduzida a parcela de receita decorrente do uso das instalações incluída no faturamento; ii) aumento de R$ 38,4 milhões da receita de energia em transito, e iii) redução do fornecimento não faturado e outras de receitas R$ 41,6 milhões. A receita de fornecimento a clientes finais superou em 11,4% o período de janeiro a março de 2009, atingindo R$ 323,2 milhões, já contemplando a dedução de R$ 279,3 milhões de receita de uso das instalações. Já a receita de Uso do Sistema de Distribuição, incluindo a receita proveniente dos clientes cativos, totalizou R$ 393,3 milhões, apresentando um crescimento de 11,5% em relação ao mesmo período do ano anterior. Custo do serviço de energia elétrica O custo do serviço de energia elétrica no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 foi de R$431,0 milhões, o que representou um aumento de 12,3% em relação ao mesmo período do ano anterior, quando o valor foi de R$383,8 milhões, devido às diferenças entre os preços com cobertura tarifária e os preços efetivamente incorridos, bem como a maior compra de energia em decorrência das condições do mercado, além dos fatores abaixo descritos.

Custo com energia elétrica Os custos da Companhia com energia elétrica aumentaram 13,6%, atingindo R$369,3 milhões no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 contra R$325,2 milhões no mesmo período do ano anterior, em virtude da recuperação do mercado consumidor da Companhia, reajustes de preços, além do efeito das diferenças entre os preços com cobertura tarifária e os preços efetivamente incorridos, uma vez que esses diferenciais são repassados às tarifas e o repasse incorrido em 2010 foi maior do que o incorrido no ano anterior.

Custo de operação Os custos da Companhia de operação no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 foram de R$61,3 milhões, o que representa um aumento de 4,8% em relação ao mesmo período do ano anterior, quando o valor foi de R$58,4 milhões. Tal variação ocorreu principalmente na rubrica de Serviços de terceiros, em virtude da resolução da ANEEL 363, que instituiu um maior número de postos de atendimento, além do maior custo com chamadas recebidas de celulares, em virtude do aumento das ocorrências causadas pelas fortes chuvas no primeiro trimestre de 2010. Em relação à receita operacional líquida, nosso custo do serviço de energia elétrica aumentou para 78,0% no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, comparado a 76,2% no mesmo período do ano anterior, em razão dos fatores apresentados acima. Despesas operacionais As despesas da Companhia operacionais diminuíram 23,1%, atingindo R$36,5 milhões no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, contra R$47,5 milhões no mesmo período do ano anterior em virtude, principalmente, do impacto positivo do Programa Vencer e diminuição dos custos atuariais na rubrica de pessoal, e da melhora na rubrica de provisão para devedores duvidosos.

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Em relação a receita operacional líquida, nossas despesas operacionais diminuíram para 6,6% no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, comparado a 9,4% no mesmo período do ano anterior, em virtude dos fatores apresentados acima. Resultado do serviço O resultado do serviço cresceu 18,0% atingindo R$85,2 milhões no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, contra R$72,2 milhões no mesmo período do ano anterior, em virtude das variações de receita, custos e despesas acima mencionados. O resultado do serviço da Companhia representou 15,4% da nossa receita operacional líquida no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, comparado a 14,3% no mesmo período do ano anterior. Resultado financeiro líquido Nosso resultado financeiro líquido no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 foi de R$11,4 milhões, o que mostrou uma variação positiva de R$13,7 milhões, comparado ao montante negativo de R$2,3 milhões do mesmo período do ano anterior, em virtude principalmente, da atualização financeira sobre os depósitos judiciais, no âmbito do programa Refis. Na composição de nossa receita operacional líquida, o resultado financeiro líquido no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 foi de 2,1%, comparado a 0,5% negativos do mesmo período do ano anterior. Outros resultados Os outros resultados da Companhia no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 foram de R$1,8 milhões negativos em comparação ao resultado negativo do período anterior de R$1,3 milhões. Tal variação é explicada pela desativação de bens e direitos por motivos técnicos ter sido maior nos três primeiros meses de 2010 em relação ao mesmo período do ano anterior. Imposto de renda e contribuição social As despesas com imposto de renda e contribuição social da Companhia no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 foram de R$33,0 milhões, 40,7% superiores ao período de três meses encerrado em 31 de março de 2009, quando foram de R$23,5 milhões, em decorrência do aumento do lucro tributável. O imposto de renda e a contribuição social responderam por 6,0% da receita operacional líquida no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, comparados a 4,7% no mesmo período em 2009. Lucro líquido Em função dos efeitos analisados acima, o lucro líquido da Companhia no período de três meses encerrado em 31 de março de 2010 atingiu R$61,7 milhões, representando um crescimento de 36,8% na comparação com o mesmo período de 2009, quando foi de R$45,1 milhões. Comparação dos resultados nos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2009 e 31 de dezembro de 2008. Receita operacional A receita operacional da Companhia atingiu R$3.319,4 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009, representando um aumento de 11,5% em relação à receita operacional de R$2.976,0 milhões do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, em razão do aumento das tarifas apesar da redução do volume de venda em decorrência de fatores macroeconômicos. Dedução da receita operacional As deduções da receita operacional aumentaram 19,3%, atingindo R$1.220,0 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 contra R$1.022,2 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008. No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009, as deduções da receita operacional representaram 58,1% da receita operacional líquida contra 52,3% no exercício anterior. Tal variação absoluta e também percentual das deduções da receita deve-se a redução da alíquota efetiva de impostos e contribuições sobre a receita.

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Receita operacional líquida O total da receita operacional líquida verificada no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 atingiu um valor de R$2.099,3 milhões, o que representa um aumento de 7,5% em relação ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando o valor foi de R$1.953,8 milhões. O aumento verificado de R$ 145,5 milhões é proveniente do resultado líquido de: a) aumento de R$ 159,9 milhões da receita de fornecimento a clientes finais, já deduzido da parcela da receita decorrente do uso das instalações; b) aumento de R$ 76,1 milhões pelo aumento da receita de uso do sistema de distribuição, faturada aos clientes livres e clientes cativos; c) redução de R$ 88,2 milhões no valor líquido das outras receitas e deduções, e d) redução de R$ 2,3 milhões de fornecimento não faturado. Em 2009, a receita de Uso do Sistema de Distribuição totalizou R$ 1.494 milhões, onde R$ 304,9 milhões refletem o faturamento de clientes no regime de contratação livre e R$ 1.189 milhões corresponde à receita de uso das instalações, incluída no faturamento dos clientes cativos. Custo do serviço de energia elétrica O custo do serviço de energia elétrica no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foi de R$1.549,3 milhões, o que representou um aumento de 4,5% em relação ao mesmo período do ano anterior, quando o valor foi de R$1.483,2 milhões, devido às diferenças entre os preços com cobertura tarifária e os preços efetivamente incorridos, bem como a maior compra de energia em decorrência das condições do mercado, além dos fatores abaixo descritos.

Custo com energia elétrica Os custos da Companhia com energia elétrica aumentaram 6,5%, atingindo R$1.334,0 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 contra R$1.252,3 milhões no mesmo período do ano anterior, em virtude da recuperação do mercado consumidor da Companhia, reajustes de preços, além do efeito das diferenças entre os preços com cobertura tarifária e os preços efetivamente incorridos, uma vez que esses diferenciais são repassados às tarifas.

Custo de operação Os custos de operação da Companhia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de R$215,3 milhões, o que representa uma redução de 6,8% em relação ao mesmo período do ano anterior, quando o valor foi de R$230,9 milhões. Tal variação ocorreu principalmente na rubrica Custo do serviço prestado a terceiros, em virtude da finalização do programa Reluz em Guarulhos. Em relação à receita operacional líquida, nosso custo do serviço de energia elétrica diminuiu para 73,8% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009, comparado a 75,9% no mesmo período do ano anterior, em razão dos fatores apresentados acima. Despesas operacionais As despesas operacionais da Companhia aumentaram 20,5%, atingindo R$189,1 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009, contra R$156,9 milhões no mesmo período do ano anterior em virtude, principalmente, de: i) depreciação: realocação de itens operacionais para itens administrativos, o que impactou um aumento de R$4,1 milhões; ii) ajuste da provisão do déficit atuarial da Fundação CESP em R$11,8 milhões; iv) aumento das provisões para devedores duvidosos, no montante de R$14,1 milhões; dentre outros menos relevantes. Em relação a receita operacional líquida, nossas despesas operacionais aumentaram para 9,0% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, comparado a 8,0% no mesmo período do ano anterior, em virtude dos fatores apresentados acima. Resultado do serviço O resultado do serviço cresceu 15,1% atingindo R$360,9 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009, contra R$313,7 milhões no mesmo período do ano anterior, em virtude das variações de receita, custos e despesas acima mencionados. O resultado do serviço da Companhia representou 17,2% da nossa receita operacional líquida no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009, comparado a 16,1% no mesmo período do ano anterior.

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Resultado financeiro líquido O resultado financeiro líquido no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foi de R$59,8 milhões negativos, o que mostrou uma variação positiva de 3,7%, atingindo R$62,1 milhões negativos do mesmo período do ano anterior, em virtude principalmente, da atualização financeira sobre os depósitos judiciais e contingências tributárias, no âmbito do programa Refis. Na composição de nossa receita operacional líquida, o resultado financeiro líquido no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foi de 2,9%, comparado a 3,2% negativos do mesmo período do ano anterior. Outros resultados Os outros resultados da Companhia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de R$6,6 milhões negativos em comparação ao resultado negativo do período anterior de R$2,8 milhões. Tal variação é explicada pela desativação de bens e direitos por motivos técnicos ter sido maior no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 em relação ao mesmo período do ano anterior. Imposto de renda e contribuição social As despesas com imposto de renda e contribuição social no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 foram de R$92,7 milhões, 3,5% superiores ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, quando foram de R$89,5 milhões, em decorrência do aumento do lucro tributável. O imposto de renda e a contribuição social responderam por 4,4% da receita operacional líquida da Companhia no exercício de 2009, comparados a 4,6% no exercício de 2008. Reversão dos juros sobre capital próprio A reversão dos juros sobre capital próprio no resultado referente ao exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 atingiu R$40,1 milhões, representando uma diminuição de 13,7% na comparação com o mesmo período de 2008, quando foi de R$46,5 milhões. Esta variação decorreu de um menor resultado acumulado no período. Lucro líquido Em função dos efeitos analisados acima, o lucro líquido da Companhia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2009 atingiu R$241,9 milhões, representando um crescimento de 17,6% na comparação com o exercício de 2008, quando foi de R$205,7 milhões. Comparação dos resultados nos exercícios sociais findos em 31 de dezembro de 2007 e 31 de dezembro de 2008. Receita operacional A receita operacional da Companhia atingiu R$2.976,0 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, representando uma redução de 2,3% em relação à receita operacional de R$3.045,6 milhões do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, principalmente em razão da diminuição das tarifas em decorrência da revisão tarifária de 22 de outubro de 2007, que reduziu a tarifa média de venda aos clientes finais. Dedução da receita operacional As deduções da receita operacional diminuíram 2,88%, atingindo R$1.022,2 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 contra R$1.052,5 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, em virtude de da redução da alíquota efetiva de impostos e contribuições sobre a receita. No exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, as deduções da receita operacional representaram 52,32% da receita operacional líquida contra 52,81% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007.

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Receita Operacional Líquida No exercício encerrado em 2008, a receita operacional líquida apresentou queda de 2,0% sobre o mesmo período do ano anterior, totalizando R$1.953,8 milhões. O principal determinante da queda da receita líquida em 2008 foi o reajuste tarifário ocorrido em outubro de 2007 que não compensou totalmente o impacto negativo nas tarifas da revisão tarifária ocorrida no período, apesar: • do crescimento de 5,2% no volume de energia vendida a clientes finais da Bandeirante; • de a energia vendida à classe residencial ter apresentado um volume de vendas de 2.815 GWh,

representando um crescimento de 6,6% em relação ao ano de 2007. Este crescimento teve como principais fatores a evolução do número de clientes faturados em 3,4%, e do consumo por consumidor, que em 2008 atingiu o patamar de 179,7 kWh, representando um acréscimo de 2,0% em relação ao anterior.

• de a classe industrial cativa ter apresentado um total de energia vendida de 3.101 GWh, representando um acréscimo de 4,7% em relação ao ano anterior, devido ao cenário econômico favorável até outubro de 2008, já a classe comercial teve um crescimento de 5,2%, com volume de vendas de 1.626 GWh no ano, enquanto a venda de energia para as demais classes totalizou 823 GWh, o que corresponde a um acréscimo de 2,6% em relação a 2007.

• de a energia elétrica distribuída pelo sistema da Bandeirante para o mercado livre e para outras concessionárias totalizou o montante de 5.083 GWh, o que representa um decréscimo de 2,6% em relação ao ano anterior. Esta queda reflete, principalmente, a mudança de configuração de pontos de rede, com transferência de carga para atendimento à concessionária Empresa Metropolitana – Eletricidade de São Paulo – Eletropaulo, que resultou em redução da energia em trânsito na rede da Bandeirante.

Custo do serviço de energia elétrica O custo do serviço de energia elétrica no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foi de R$1.483,2 milhões, o que representou um aumento de 0,3% em relação ao mesmo período do ano anterior, quando o valor foi de R$1.479,0 milhões, devido às diferenças entre os preços com cobertura tarifária e os preços efetivamente incorridos, bem como a maior compra de energia em decorrência das condições do mercado, além dos fatores abaixo descritos.

Custo com energia elétrica Os custos da Companhia com energia elétrica aumentaram 0,3%, atingindo R$1.252,3 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 contra R$1.248,9 milhões no mesmo período do ano anterior, em virtude da recuperação do mercado consumidor da Companhia, reajustes de preços, além do efeito das diferenças entre os preços com cobertura tarifária e os preços efetivamente incorridos.

Custo de operação Os custos de operação da Companhia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de R$216,0 milhões, o que representa uma redução de 5,8% em relação ao mesmo período do ano anterior, quando o valor foi de R$229,1 milhões. Tal variação ocorreu principalmente na rubrica de Pessoal, no montante de R$11,8 milhões com efeito positivo, decorrente da revisão do laudo atuarial da Fundação CESP, compensado por R$11,2 milhões na rubrica Custo dos serviços prestados a terceiros, em função do programa Reluz em Guarulhos. Em relação à receita operacional líquida, nosso custo do serviço de energia elétrica aumentou para 75,9% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, comparado a 74,2% no mesmo período do ano anterior, em razão dos fatores apresentados acima. Despesas operacionais As despesas operacionais da Companhia diminuíram 15,9%, atingindo R$156,9 milhões no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, contra R$186,5 milhões no mesmo período do ano anterior em virtude, principalmente de: i) provisão para não realização de recebimento de agente arrecadador no montante de R$11,3 milhões ocorrida em 2007 e; ii) alteração do critério de contabilização da provisão para devedores duvidosos reduzindo os montantes a partir de 2008. Em relação a receita operacional líquida, nossas despesas operacionais diminuíram para 8,0% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, comparado a 9,4% no mesmo período do ano anterior, em virtude dos fatores apresentados acima.

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Resultado do serviço

O resultado do serviço diminuiu 4,2% atingindo R$313,7 milhões no exercício encerrado em 31 de

dezembro de 2008, contra R$327,5 milhões no mesmo período do ano anterior, em virtude das variações

de receita, custos e despesas acima mencionados.

O resultado do serviço da Companhia representou 16,1% da nossa receita operacional líquida no exercício

encerrado em 31 de dezembro de 2008, comparado a 16,4% no mesmo período do ano anterior.

Resultado financeiro líquido

O resultado financeiro líquido da Companhia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foi de

R$62,1 milhões negativos, o que mostrou uma variação negativa de 3,3%, comparado ao montante

negativo de R$60,1 milhões do mesmo período do ano anterior, em virtude principalmente, da redução

das receitas financeiras em decorrência de um menor saldo médio das disponibilidades em 2008.

Na composição de nossa receita operacional líquida, o resultado financeiro líquido no exercício

encerrado em 31 de dezembro de 2008 foi de 3,2%, comparado a 3,0% negativos do mesmo período do

ano anterior.

Outros resultados

Os outros resultados da Companhia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008 foram de R$2,8

milhões negativos em comparação ao resultado negativo do período anterior de R$6,0 milhões. Tal

variação é explicada pela desativação de bens e direitos por motivos técnicos ter sido menor no exercício

encerrado em 31 de dezembro de 2008 em relação ao mesmo período do ano anterior.

Imposto de renda e contribuição social

As despesas com imposto de renda e contribuição social no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008

foram de R$ 89,5 milhões, 29,6% superiores às do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2007, quando

foram de R$ 69,1 milhões, em decorrência do aumento do lucro tributável.

O imposto de renda e a contribuição social responderam por 4,6% da receita operacional líquida da

Companhia no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, comparados a 3,4% no exercício anterior.

Reversão dos juros sobre capital próprio

A reversão dos juros sobre capital próprio no resultado referente ao exercício encerrado em 31 de

dezembro de 2008 atingiu R$46,5 milhões, representando uma diminuição de 4,32% na comparação com

o exercício de 2007, quando foi de R$48,6 milhões. Esta variação decorreu de um menor resultado

acumulado no exercício de 2008.

A participação da linha de reversão dos juros sobre capital próprio com relação à receita operacional

líquida da Companhia foi de 2,4% no exercício encerrado em 31 de dezembro de 2008, comparado a

também 2,4% no exercício de 2007.

Lucro líquido

Em função dos efeitos analisados acima, o lucro líquido alcançou R$ 205,7 milhões no exercício social

encerrado em 31 de dezembro de 2008, 14,61% inferior ao exercício social encerrado em 31 de dezembro

de 2007, em que o lucro líquido foi de R$240,9 milhões.

de 188

DISCUSSÃO E ANÁLISE DO BALANÇO PATRIMONIAL Balanços Patrimoniais levantados em 31 de dezembro de 2009, 2008 e 2007 e em 31 de março de 2010 As tabelas abaixo apresentam os Balanços Patrimoniais levantados nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2009, 2008 e 2007, e no período de 3 meses findo em 31 março de 2010, bem como as variações ocorridas nos exercícios apresentados:

Em 31 de dezembro de

(em R$ mil) 2009

AV(1)

2008

AV(1)

2007

AV(1)

Variação

09/08

Variação

08/07

Ativo Circulante 1.158.706

45,70%

806.702

35,84%

934.048

40,17%

43,63%

-13,63%

Disponibilidades 337.731

13,32%

129.091

5,74%

241.664

10,39%

161,62%

-46,58%

Consumidores e concessionárias 445.628

17,58%

347.271

15,43%

338.410

14,55%

28,32%

2,62%

Impostos e contribuições sociais 140.120

5,53%

97.966

4,35%

114.378

4,92%

43,03%

-14,35%

IR e contrib. sociais diferidos 70.456

2,78%

79.022

3,51%

100.377

4,32%

-10,84%

-21,27%

Estoques 8.792

0,35%

4.461

0,20%

3.768

0,16%

97,09%

18,39%

Cauções e depósitos vinculados 1.610

0,06%

14.152

0,63%

242

0,01%

-88,62%

5747,93%

Despesas pagas antecipadamente 619

0,02%

464

0,02%

2.733

0,12%

33,41%

-83,02%

Conta de compensação de variação de

custos da parcela “A” 69.580

2,74%

64.555

2,87%

113.463

4,88%

7,78%

-43,10%

Outros créditos 84.170

3,32%

69.720

3,10%

19.013

0,82%

20,73%

266,70%

Ativo Não Circulante 1.376.538

54,30%

1.443.989

64,16%

1.391.403

59,83%

-4,67%

3,78%

Ativo Realizável a Longo Prazo 319.560

12,60%

431.764

19,18%

422.914

18,19%

-25,99%

2,09%


0,66%

18.525

0,82%

19.878

0,85%

-9,36%

-6,81%


6,61%

203.526

9,04%

256.147

11,01%

-17,72%

-20,54%

Partes Relacionadas 2.045

0,08%

1.961

0,09%

1.589

0,07%

4,28%

23,41%

Consumidores e concessionariás 61.697

2,43%

101.419

4,51%

96.210

4,14%

-39,17%

5,41%


1,20%

48.270

2,14%

36.648

1,58%

-37,22%

31,71%


0,00%

1

0,00%

7

0,00%

-100,00%

-85,71%

Conta de compensação de variação

de custos da parcela “A” 25.508

1,01%

48.237

2,14%

8.170

0,35%

-47,12%

490,42%

Outros créditos 15.746

0,62%

9.825

0,44%

4.265

0,18%

60,26%

130,36%

Ativo Permanente 1.056.978

41,69%

1.012.225

44,97%

968.489

41,65%

4,42%

4,52%

Investimentos 681

0,03%

681

0,03%

681

0,03%

0,00%

0,00%

Imobilizado 1.013.602

39,98%

955.212

42,44%

909.327

39,10%

6,11%

5,05%

Intangível 42.695

1,68%

56.332

2,50%

58.481

2,51%

-24,21%

-3,67%

Ativo Total 2.535.244

100,00%

2.250.691

100,00%

2.325.451

100,00%

12,64%

-3,21%

(1)Análise Vertical

de 188

Em 31 de

(em R$ mil)

março de

2010 AV(1)

dezembro

de 2009 AV(1)

Variação

10/09

Ativo Circulante 1.127.779

44,76%

1.158.706

45,70% -2,67%

Disponibilidades 358.001

14,21%

337.731

13,32% 6,00%

Consumidores e concessionárias 439.692

17,45%

445.628

17,58% -1,33%


4,02%

140.120

5,53% -27,71%


3,09%

70.456

2,78% 10,47%

Estoques 10.856

0,43%

8.792

0,35% 23,48%

Cauções e depósitos vinculados 586

0,02%

1.610

0,06% -63,60%


0,03%

619

0,02% 7,27%

Conta de compensação de variação de custos da parcela “A” 48.104

1,91%

69.580

2,74% -30,87%

Outros créditos 90.751 3,60% 84.170 3,32% 7,82%

Ativo Não Circulante 1.391.762

55,24%

1.376.538

54,30% 1,11%

Ativo Realizável a Longo Prazo 336.830

13,37%

319.560

12,60% 5,40%


0,62%

16.791

0,66% -7,46%


6,02%

167.471

6,61% -9,49%

Partes Relacionadas 1.712

0,07%

2.045

0,08% -16,28%

Consumidores e concessionariás 66.912

2,66%

61.697

2,43% 8,45%


2,02%

30.302

1,20% 67,61%


0,00%

0

0,00% -

Conta de compensação de variação de custos da parcela “A” 35.723

1,42%

25.508

1,01% 40,05%

Outros créditos 14.570 0,58% 15.746 0,62% -7,47%

Ativo Permanente 1.054.932

41,87%

1.056.978

41,69% -0,19%

Investimentos 681

0,03%

681

0,03% 0,00%

Imobilizado 1.014.327

40,26%

1.013.602

39,98% 0,07%

Intangível 39.924 1,58% 42.695 1,68% -6,49%

Ativo Total 2.519.541

100,00%

2.535.244

100,00% -0,62%


de 188

Em 31 de dezembro de

(em R$ mil) 2009 AV(1) 2008 AV(1) 2007 AV(1)

Variação

09/08

Variação

08/07

Passivo Circulante 1.297.786 51,19% 971.388 43,16% 892.942 38,40% 33,60%

8,79%

Empréstimos e

Financiamentos 286.318 11,29% 74.535 3,31% 93.932 4,04% 284,14%

-20,65%

Debêntures 87.632 3,46% 94.316 4,19% 8.384 0,36% -7,09%

1024,95%

Fornecedores 238.234 9,40% 208.741 9,27% 211.443 9,09% 14,13%

-1,28%

Impostos e Contribuições 193.580 7,64% 131.848 5,86% 139.706 6,01% 46,82%

-5,62%

Dividendos a Pagar 223.797 8,83% 184.255 8,19% 224.823 9,67% 21,46%

-18,04%

Provisões para

contingências 7.627 0,30% 5.255 0,23% 1.336 0,06% 45,14%

293,34%

Dívidas com Pessoas

Ligadas 0 0,00% 0 0,00% 0 0,00%

Encargos de dívidas 14.274 0,56% 1.804 0,08% 2.081 0,09% 691,24%

-13,31%

Benefícios pós emprego 21.011 0,83% 27.036 1,20% 17.525 0,75% -22,29%

54,27%

Obrigações estimadas com

pessoal 21.790 0,86% 20.756 0,92% 20.769 0,89% 4,98%

-0,06%

Encargos regulamentares e

setoriais 62.745 2,47% 64.785 2,88% 61.502 2,64% -3,15%

5,34%

Conta de compensação

de variação de custos da

parcela “A” 23.299 0,92% 53.408 2,37% 50.928 2,19% -56,38%

4,87%

Devolução tarifária 28.090 1,11% 0 0,00% 0 0,00%

Outras contas a pagar 89.389 3,53% 104.649 4,65% 60.513 2,60% -14,58%

72,94%

Passivo Não Circulante 601.332 23,72% 599.272 26,63% 682.743 29,36% 0,34%

-12,23%

Passivo Exigível a Longo

Prazo 601.332 23,72% 599.272 26,63% 682.743 29,36% 0,34%

-12,23%

Empréstimos e

Financiamentos 224.883 8,87% 187.501 8,33% 188.926 8,12% 19,94%

-0,75%

Debêntures 83.248 3,28% 166.075 7,38% 248.900 10,70% -49,87%

-33,28%

Provisões para

contingências 68.235 2,69% 123.095 5,47% 113.790 4,89% -44,57%

8,18%

Dívidas com Partes

Relacionadas 534 0,02% 619 0,03% 474 0,02% -13,73%

30,59%

Fornecedores 0 0,00% 0 0,00% 199 0,01%

-100,00%

Benefícios pós emprego 67.366 2,66% 63.678 2,83% 82.774 3,56% 5,79%

-23,07%

Reserva para reversão e

amortização 17.248 0,68% 17.248 0,77% 17.248 0,74% 0,00%

0,00%

Conta de compensação

de variação de custos da

parcela “A” 53.879 2,13% 7.572 0,34% 11.479 0,49% 611,56%

-34,04%

Encargos regulamentares e

setoriais 4.961 0,20% 586 0,03% 0 0,00% 746,59%

Impostos e contribuições

sociais 36.194 1,43% 0 0,00% 0 0,00%

Outras contas a pagar 44.784 1,77% 32.898 1,46% 18.953 0,82% 36,13%

73,58%

Resultados de Exercícios

Futuros 0 0,00% 0 0,00% 0 0,00%


25,09%

680.031

30,21%

749.766

32,24%

-6,46%

-9,30%

Capital Social Realizado 254.628

10,04%

254.628

11,31%

254.628

10,95%

0,00%

0,00%

Reservas de Capital 334.728

13,20%

334.728

14,87%

334.728

14,39%

0,00%

0,00%

Reservas de Lucro 46.770

1,84%

90.675

4,03%

175.675

7,55%

-48,42%

-48,38%

Legal 35.215

1,39%

23.120

1,03%

23.120

0,99%

52,31%

0,00%

Retenção de Lucros 11.555

0,46%

67.555

3,00%

152.555

6,56%

-82,90%

-55,72%

Lucros/Prejuízos

Acumulados 0 0,00% 0 0,00% -15.265 -0,66% -100,00%

Total do passivo e

patrimônio líquido 2.535.244

100,00%

2.250.691

100,00%

2.325.451

100,00%

12,64%

-3,21% (1)Análise Vertical

de 188

Em 31 de

(em R$ mil) março de 2010 AV(1) dezembro de 2009 AV(1)

Variação

10/09

Passivo Circulante 1.279.915 50,80% 1.297.786

51,19%

-1,38%

Empréstimos e Financiamentos 286.266 11,36% 286.318

11,29%

-0,02%

Debêntures 83.497 3,31% 87.632

3,46%

-4,72%

Fornecedores 218.741 8,68% 238.234

9,40%

-8,18%

Impostos e Contribuições 191.160 7,59% 193.580

7,64%

-1,25%

Dividendos a Pagar 223.797 8,88% 223.797

8,83%

0,00%

Provisões para contingências 8.876 0,35% 7.627

0,30%

16,38%

Dívidas com Pessoas Ligadas 0 0,00% 0

0,00%

Encargos de dívidas 22.181 0,88% 14.274

0,56%

55,39%

Benefícios pós emprego 21.115 0,84% 21.011

0,83%

0,49%

Obrigações estimadas com pessoal 24.354 0,97% 21.790

0,86%

11,77%

Encargos regulamentares e setoriais 76.620 3,04% 62.745

2,47%

22,11%


custos da parcela “A” 15.533 0,62% 23.299

0,92%

-33,33%

Devolução tarifária 18.726 0,74% 28.090

1,11%

-33,34%

Outras contas a pagar 89.049 3,53% 89.389

3,53%

-0,38%

Passivo Não Circulante 541.762 21,50% 601.332

23,72%

-9,91%

Passivo Exigível a Longo Prazo 541.762 21,50% 601.332

23,72%

-9,91%

Empréstimos e Financiamentos 218.507 8,67% 224.883

8,87%

-2,84%

Debêntures 0 0,00% 83.248

3,28%

-100,00%

Provisões para contingências 69.667 2,77% 68.235

2,69%

2,10%

Dívidas com Partes Relacionadas 524 0,02% 534

0,02%

-1,87%

Fornecedores

0,00%

0,00%

Benefícios pós emprego 63.612 2,52% 67.366

2,66%

-5,57%

Reserva para reversão e amortização 17.248 0,68% 17.248

0,68%

0,00%


custos da parcela “A” 84.837 3,37% 53.879

2,13%

57,46%

Encargos regulamentares e setoriais 4.844 0,19% 4.961

0,20%

-2,36%

Impostos e contribuições sociais 37.819 1,50% 36.194

1,43%

4,49%

Outras contas a pagar 44.704 1,77% 44.784

1,77%

-0,18%

Resultados de Exercícios Futuros 0 0,00% 0

0,00%


27,70%

636.126

25,09%

9,71%

Capital Social Realizado 254.628

10,11%

254.628

10,04%

0,00%

Reservas de Capital 334.728

13,29%

334.728

13,20%

0,00%

Reservas de Lucro 46.770

1,86%

46.770

1,84%

0,00%

Legal 35.215

1,40%

35.215

1,39%

0,00%

Retenção de Lucros 11.555

0,46%

11.555

0,46%

0,00%

Lucros/Prejuízos Acumulados 61.738 2,45% 0 0,00%

Total do passivo e patrimônio líquido 2.519.541

100,00%

2.535.244

100,00%

-0,62%


de 188

Comparação das Principais Contas Patrimoniais em 31 de março de 2010 e 31 de dezembro de 2009 ATIVO Circulante Disponibilidades Em 31 de março de 2010, o saldo da conta disponibilidades era de R$358,0 milhões, ou 6,0% superior a 31 de dezembro de 2009. Esta variação ocorreu devido, a melhora no capital de giro da Companhia. Disponibilidades representava 14,21% do ativo em 31 de março de 2010, em comparação com 13,32% em 31 de dezembro de 2009. Consumidores e concessionárias Em 31 de março de 2010, o contas a receber de consumidores e concessionárias era de R$439,6 milhões, 1,33% inferior a 31 de dezembro de 2009. Esta diminuição ocorreu em virtude da maior arrecadação dos clientes industriais no período. Na composição do ativo, a conta representou 17,45% em 31 de março de 2010 e 17,58% em 31 de dezembro de 2009. Impostos e contribuições sociais Em 31 de março de 2010, impostos e contribuições sociais eram de R$101,3 milhões, 27,7% inferior a 31 de dezembro de 2009. Esta redução ocorreu principalmente devido ao pagamento de impostos do exercício de 2009 em janeiro de 2010. Na composição do ativo, a conta representou 4,02% em 31 de março de 2010 e 5,53% em 31 de dezembro de 2009. Imposto de Renda e contribuições sociais diferidos Em 31 de março de 2010, o imposto de renda e contribuições sociais diferidos eram de R$77,8 milhões, 10,47% superior a 31 de dezembro de 2009, compostos em sua maioria por IR e CS sobre prejuízos fiscais e demais adições temporárias sendo que a variação dessa conta está relacionada com a utilização de créditos dos prejuízos fiscais de exercícios anteriores. Na composição do ativo, a conta representou 3,09% em 31 de março de 2010 e 2,78% em 31 de dezembro de 2009. Estoques Em 31 de março de 2010, estoques eram de R$10,9 milhões, 23,48% superior a 31 de dezembro de 2009. Isto ocorreu devido, principalmente, à recomposição de materiais, cuja baixa desse estoque havia sido efetuada durante o primeiro semestre de 2009. Na composição do ativo, a conta representou 0,43% em 31 de março de 2010 e 0,35% em 31 de dezembro de 2009. Conta de compensação de variação de custos da parcela “A” A conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, em 31 de março de 2010, possuía um saldo de R$48,1 milhões, 30,87% inferior a 31 de dezembro de 2009. Esta redução ocorreu devido às variações nas tarifas de Encargos de Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição e às variações nos preços das compras de energia, em relação aos valores constantes nas tarifas utilizadas pela Bandeirante para os seus clientes. Na composição do ativo, a conta representou 1,91% em 31 de março de 2010 e 2,74% em 31 de dezembro de 2009. Outros créditos O saldo da conta outros créditos, em 31 de março de 2010, era de R$90,8 milhões, 7,82% superior a 31 de dezembro de 2009. Este aumento ocorreu devido aos adiantamentos efetuados a fornecedores ocorridos no 1º. trimestre. Na composição do ativo, a conta representou 3,6% em 31 de março de 2010 e 3,32% em 31 de dezembro de 2009.

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Não Circulante Impostos e contribuições sociais Em 31 de março de 2010, impostos e contribuições sociais de longo prazo eram de R$15,5 milhões, 7,46% inferior a 31 de dezembro de 2009. Esta redução ocorreu por conta de do aproveitamento dos créditos de ICMS sobre as aquisições de ativos imobilizados no abatimento do ICMS a pagar sobre o fornecimento de energia a consumidores finais. Na composição do ativo, a conta representou 0,62% em 31 de março de 2010 e 0,66% em 31 de dezembro de 2009. Impostos e contribuições sociais diferidos Em 31 de março de 2010, impostos e contribuições sociais diferidos eram de R$151,6 milhões, 9,49% inferior a 31 de dezembro de 2009, compostos em sua maioria por IR e CS sobre prejuízos fiscais e demais adições temporárias, sendo que a variação dessa conta está relacionada com o ágio incorporado na aquisição da controladora Enerpaulo – Energia Paulista Ltda. . Na composição do ativo, a conta representou 6,02% em 31 de março de 2010 e 6,61% em 31 de dezembro de 2009. Consumidores e concessionárias Em 31 de março de 2010, as contas a receber de consumidores e concessionárias no longo prazo era de R$66,9 milhões, 8,45% superior a 31 de dezembro de 2009. Isto ocorreu por conta de ativos regulatórios com expectativa de realização superior a um ano. Na composição do ativo, a conta representou 2,66% em 31 de março de 2010 e 2,43% em 31 de dezembro de 2009. Cauções e depósitos vinculados Em 31 de março de 2010, a conta de cauções e depósitos vinculados possuía um saldo de R$50,8 milhões, 67,61% superior ao saldo de 31 de dezembro de 2009. Este aumento ocorreu devido, principalmente, a atualização financeira dos depósitos judiciais vinculados ao programa Refis. Na composição do ativo, a conta representou 2,02% em 31 de março de 2010 e 1,2% em 31 de dezembro de 2009. Conta de compensação de variação de custos da parcela “A” A conta de compensação de variação de custos da parcela “A” realizável no longo prazo, em 31 de março de 2010, possuía um saldo de R$35,7 milhões, 40,05% superior a 31 de dezembro de 2009. Este aumento ocorreu devido a atualização dos saldos e apropriação de ativos cuja expectativa de realização são superiores a um ano. Na composição do ativo, a conta representou 1,42% em 31 de março de 2010 e 1,01% em 31 de dezembro de 2009. Outros créditos O saldo da conta outros créditos realizáveis no longo prazo, em 31 de março de 2010, era de R$14,6 milhões, 7,47% inferior a 31 de dezembro de 2009, em decorrência da compensação dos adiantamentos a fornecedores com a rubrica de encargos regulamentares e setoriais – Pesquisa e Desenvolvimento, constante no passivo circulante. Na composição do ativo, a conta representou 0,58% em 31 de março de 2010 e 0,62% em 31 de dezembro de 2009. Imobilizado Em 31 de março de 2010, o imobilizado era de R$1.014,3 milhões, 0,07% maior que em 31 de dezembro de 2009. Essa variação é decorrente das adições compensadas em parte pela depreciação dos ativos. A conta de imobilizado representou 40,26% do ativo total em 31 de março de 2010 e 39,98% em 31 de dezembro de 2009. Intangível Em 31 de março de 2010, o intangível era de R$39,9 milhões, 6,49% menor que em 31 de dezembro de 2009, composto na sua maioria pelo ágio na aquisição de investimentos, sendo que a variação do período é em decorrência, principalmente, da amortização de softwares e amortização do ágio sobre investimentos. A conta de intangível representou 1,58% do ativo total em 31 de março de 2010 e 1,68% em 31 de dezembro de 2009.

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PASSIVO Circulante Debêntures Em 31 de março de 2010, o saldo da conta de debêntures era de R$83,5 milhões, comparado a R$87,6 milhões em 31 de dezembro de 2009, demonstrando uma redução de 4,72%, basicamente devido à apropriação e pagamento de juros no período. A conta representava 3,31% do passivo total em 31 de março de 2010, e 3,46% em 31 de dezembro de 2009. Fornecedores Em 31 de março de 2010, o saldo das obrigações com fornecedores era de R$218,7 milhões, ou 8,18% inferior a 31 de dezembro de 2009. Essa variação deve-se a redução de contas a pagar na compra de materiais. A conta representava 8,68% do total do passivo em 31 de março de 2010, e 9,40% em 31 de dezembro de 2009. Impostos e contribuições sociais O saldo da conta de impostos e contribuições sociais, em 31 de março de 2010, era de R$191,2 milhões, apresentando uma diminuição de 1,25% em comparação com o saldo de 31 de dezembro de 2009, em decorrência da compensação do imposto de renda e contribuição social de janeiro com o saldo de imposto de renda e contribuição social antecipados durante o ano de 2009. Tal saldo será compensado no final do ano com os valores já antecipados e registrados na rubrica de Impostos e contribuições sociais do Ativo Circulante. Com relação ao total do passivo, impostos e contribuições sociais representavam, respectivamente, 7,59% e 7,64%, em 31 de março de 2010 e em 31 de dezembro de 2009. Encargos de Dívidas A conta de encargos de dívidas, em 31 de março de 2010, possuía um saldo no passivo circulante de R$22,2 milhões, 55,39% superior a 31 de dezembro de 2009. Este aumento ocorreu, principalmente, por conta do cronograma de pagamentos dos encargos relacionados aos empréstimos tomados junto às instituições financeiras. Na composição do passivo, a conta representou 0,88% em 31 de março de 2010 e 0,56% em 31 de dezembro de 2009. Obrigações estimadas com pessoal O saldo da conta de obrigações estimadas com pessoal em 31 de março de 2010 era de R$24,4 milhões, comparado com R$21,8 milhões em 31 de dezembro de 2009, demonstrando um aumento de 11,77%, em decorrência das provisões para participação nos lucros aos colaboradores de 2010 e não liquidação do saldo referente exercício de 2009, que será efetivada em abril. A conta representava 0,97% do passivo total em 31 de março de 2010 e 0,86% em 31 de dezembro de 2009. Encargos regulamentares e setoriais Encargos regulamentares e setoriais representavam 3,04% do passivo total em 31 de março de 2010 e 2,47% em 31 de dezembro de 2009. O saldo da conta em 31 de março de 2010 era de R$76,6 milhões, comparado com R$62,7 milhões em 31 de dezembro de 2009, demonstrando um aumento de 22,11%, principalmente em decorrência da conta de pesquisa e desenvolvimento e eficiência energética, que varia de acordo com a receita líquida das distribuidoras. Conta de compensação de variação de custos da parcela “A” A conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, em 31 de março de 2010, possuía um saldo de R$15,5 milhões, 33,33% inferior a 31 de dezembro de 2009. Esta diminuição ocorreu por conta das amortizações e transferências para o passivo não circulante. Na composição do passivo, a conta representou 0,62% em 31 de março de 2010 e 0,92% em 31 de dezembro de 2009.

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Devolução tarifária

A conta de devolução tarifária, em 31 de março de 2010, possuía um saldo de R$18,7 milhões, 33,34%

inferior a 31 de dezembro de 2009. Esta diminuição ocorreu por conta das amortizações do passivo

regulatório da Re-revisão da Empresa de Referência ocorrida em setembro de 2009. Na composição do

passivo, a conta representou 0,74% em 31 de março de 2010 e 1,11% em 31 de dezembro de 2009.

Não Circulante

Empréstimos e financiamentos

O saldo da conta empréstimos e financiamentos em 31 de março de 2010 era de R$218,5 milhões,

comparado com R$224,9 milhões em 31 de dezembro de 2009, demonstrando uma redução de 2,84%,

principalmente em decorrência de transferências para o passivo circulante. Empréstimos e financiamentos

representavam 8,67% do passivo total em 31 de março de 2010 e 8,87% em 31 de dezembro de 2009.

Debêntures

Em 31 de março de 2010, o saldo da conta de debêntures era de R$0,00, comparado a R$83,2 milhões em

31 de dezembro de 2009, demonstrando uma diminuição de 100,00%, devido à transferência para o curto

prazo. A conta representou 3,28% do passivo total em 31 de dezembro de 2009.

Benefícios pós-emprego

O saldo da conta benefícios pós-emprego, em 31 de março de 2010, era de R$63,6 milhões, comparado

com R$67,4 milhões em 31 de dezembro de 2009, demonstrando uma redução de 5,57%, em decorrência

das transferências para o passivo circulante das parcelas inferiores a um ano. A conta representava 2,52%

do passivo total em 31 de março de 2010 e 2,66% em 31 de dezembro de 2009.

Conta de compensação de variação de custos da parcela “A”

A conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, em 31 de março de 2010, possuía um

saldo no passivo não circulante de R$84,8 milhões, 57,46% superior a 31 de dezembro de 2009. Este

aumento ocorreu basicamente, por conta das variações entre os preços das compras de energia e os

valores constantes nas tarifas utilizadas pela Bandeirante para os seus clientes. Na composição do passivo,

a conta representou 3,37% em 31 de março de 2010 e 2,13% em 31 de dezembro de 2009.

Impostos e contribuições sociais

Em 31 de março de 2010, a conta de impostos e contribuições sociais apresentava um saldo de R$37,8

milhões, 4,49% superior a 31 de dezembro de 2009. Tal variação decorreu da atualização do saldo

devedor das obrigações no âmbito do programa Refis. Na composição do passivo, a conta representou

1,50% em 31 de março de 2010 e 1,43% em 31 de dezembro de 2009.

Patrimônio líquido

O patrimônio líquido, de R$636,1 milhões em 31 de dezembro de 2009, passou para R$697,9 milhões em 31

de março de 2010, em razão, basicamente do aumento do lucro líquido do período.

Demais contas patrimoniais

As contas patrimoniais não discutidas acima não apresentaram variações significativas na comparação

entre os saldos em 31 de março de 2010 e em 31 de dezembro de 2009, e/ou não representavam uma

participação substancial na composição do passivo e/ou ativo totais naquelas datas.

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Comparação das Principais Contas Patrimoniais em 31 de dezembro de 2009 e 31 de dezembro de 2008 ATIVO Circulante Disponibilidades Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta disponibilidades era de R$337,7 milhões, ou 161,62% superior a 31 de dezembro de 2008. Esta variação ocorreu devido, principalmente, à utilização de linhas de crédito para executar obras de expansão do sistema de distribuição de energia da Companhia, durante o ano de 2010, cujo desembolso efetivo ocorreu em dezembro de 2009. Disponibilidades representava 13,32% do ativo em 31 de dezembro de 2009, em comparação com 5,74% em 31 de dezembro de 2008. Consumidores e concessionárias Em 31 de dezembro de 2009, o contas a receber de consumidores e concessionárias era de R$445,6 milhões, 28,32% superior a 31 de dezembro de 2008. Este aumento ocorreu em virtude, principalmente, do reconhecimento de valores a receber da Eletrobrás, relativos ao Programa Luz para Todos. Na composição do ativo, a conta representou 17,58% em 31 de dezembro de 2009 e 15,43% em 31 de dezembro de 2008. Impostos e contribuições sociais Em 31 de dezembro de 2009, impostos e contribuições sociais eram de R$140,1 milhões, 43,03% superior a 31 de dezembro de 2008. Este aumento ocorreu principalmente devido ao incremento no lucro e tributável no período e conseqüente aumento em IR e CS, no exercício de 2009 em comparação ao exercício anterior. Na composição do ativo, a conta representou 5,53% em 31 de dezembro de 2009 e 4,35% em 31 de dezembro de 2008. Impostos e contribuições sociais diferidos Em 31 de dezembro de 2009, impostos e contribuições sociais diferidos eram de R$70,5 milhões, 10,84% inferior a 31 de dezembro de 2008, compostos em sua maioria por IR e CS sobre prejuízos fiscais e demais adições temporárias, sendo que a variação dessa conta está relacionada com a utilização de créditos dos prejuízos fiscais de exercícios anteriores. Na composição do ativo, a conta representou 2,78% em 31 de dezembro de 2009 e 3,51% em 31 de dezembro de 2008. Estoques Em 31 de dezembro de 2009, estoques eram de R$8,8 milhões, 97,09% superior a 31 de dezembro de 2008. Isto ocorreu devido, principalmente, à recomposição de materiais da Bandeirante, cuja baixa desse estoque havia sido efetuada durante o primeiro semestre de 2009. Na composição do ativo, a conta representou 0,35% em 31 de dezembro de 2009 e 0,2% em 31 de dezembro de 2008. Cauções e depósitos vinculados Em 31 de dezembro de 2009, a conta de cauções e depósitos vinculados possuía um saldo de R$1,6 milhões, 88,62% inferior a 31 de dezembro de 2008. Esta diminuição ocorreu devido a liquidação dos processos judiciais no período. Na composição do ativo, a conta representou 0,06% em 31 de dezembro de 2009 e 0,63% em 31 de dezembro de 2008. Conta de compensação de variação de custos da parcela “A”

A conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, em 31 de dezembro de 2009, possuía um saldo de R$69,6 milhões, 7,78% superior a 31 de dezembro de 2008. Este aumento ocorreu devido às variações nas tarifas de Encargos de Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição e às variações nos preços das compras de energia, em relação aos valores constantes nas tarifas utilizadas pela Bandeirante para os seus clientes. Na composição do ativo, a conta representou 2,74% em 31 de dezembro de 2009 e 2,87% em 31 de dezembro de 2008.

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Outros créditos

O saldo da conta outros créditos, em 31 de dezembro de 2009, era de R$84,2 milhões, 20,73% superior a 31 de dezembro de 2008. Este aumento ocorreu por conta do maior desembolso para adiantamento a fornecedores. Na composição do ativo, a conta representou 3,32% em 31 de dezembro de 2009 e 3,10% em 31 de dezembro de 2008. Não Circulante Impostos e contribuições sociais

Em 31 de dezembro de 2009, impostos e contribuições sociais no longo prazo eram de R$16,8 milhões, 9,36% inferior a 31 de dezembro de 2008. Esta redução ocorreu devido, principalmente, a utilização dos créditos de ICMS para compensação com o ICMS sobre faturamento. Na composição do ativo, a conta representou 0,66% em 31 de dezembro de 2009 e 0,82% em 31 de dezembro de 2008. Impostos e contribuições sociais diferidos

Em 31 de dezembro de 2009, impostos e contribuições sociais diferidos eram de R$167,5 milhões, 17,72% inferior a 31 de dezembro de 2008, compostos em sua maioria por IR e CS sobre prejuízos fiscais e demais adições temporárias, sendo que a variação dessa conta está relacionada como ágio incorporado na aquisição da controladora Enerpaulo. Na composição do ativo, a conta representou 6,61% em 31 de dezembro de 2009 e 9,04% em 31 de dezembro de 2008. Consumidores e concessionárias

Em 31 de dezembro de 2009, o contas a receber de consumidores e concessionárias no longo prazo era de R$61,7 milhões, 39,17% inferior a 31 de dezembro de 2008. Isto ocorreu pelo repasse das variações nas tarifas de Encargos de Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição e às variações nos preços das compras de energia, às tarifas utilizadas pela Bandeirante para seus clientes. Na composição do ativo, a conta representou 2,43% em 31 de dezembro de 2009 e 4,51% em 31 de dezembro de 2008. Cauções e depósitos vinculados

Em 31 de dezembro de 2009, a conta de cauções e depósitos vinculados possuía um saldo de R$30,3 milhões, 37,22% inferior a 31 de dezembro de 2008. Esta diminuição ocorreu devido a transferência para o ativo circulante de depósitos vinculados a processos liquidados no período. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 1,2% em 31 de dezembro de 2009 e 2,14% em 31 de dezembro de 2008. Conta de compensação de variação de custos da parcela “A”

A conta de compensação de variação de custos da parcela “A” realizável no longo prazo, em 31 de dezembro de 2009, possuía um saldo de R$25,5 milhões, 47,12% inferior a 31 de dezembro de 2008. Esta redução ocorreu devido à reclassificação para o curto prazo, na rubrica homóloga, dos desvios de Encargos de Serviços do Sistema e às variações nas compras de energia. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 1,01% em 31 de dezembro de 2009 e 2,14% em 31 de dezembro de 2008. Outros créditos

O saldo da conta outros créditos realizáveis no longo prazo, em 31 de dezembro de 2009, era de R$15,7 milhões, 60,26% superior a 31 de dezembro de 2008, em decorrência do aumento de adiantamentos a fornecedores. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 0,62% em 31 de dezembro de 2009 e 0,44% em 31 de dezembro de 2008. Imobilizado

Em 31 de dezembro de 2009, o imobilizado era de R$1.013,6 milhões, 6,11% maior que em 31 de dezembro de 2008. Essa variação é decorrente das adições compensado em parte pela depreciação dos ativos durante o período. A conta de imobilizado representou 39,98% do ativo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 42,44% em 31 de dezembro de 2008.

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Intangível

Em 31 de dezembro de 2009, o intangível era de R$42,7 milhões, 24,2% menor que em 31 de dezembro de 2008, sendo que a variação do período é em decorrência, basicamente, da amortização de software e ágio sobre investimentos. A conta de intangível representou 1,68% do ativo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 2,5% em 31 de dezembro de 2008. PASSIVO

Circulante

Empréstimos e financiamentos

O saldo da conta empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2009 era de R$286,3 milhões, comparado com R$74,5 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando um aumento de 284,1%, em decorrência da captação de R$ 230 milhões em Notas Promissóras, além das amortizações dos demais empréstimos no período. Empréstimos e financiamentos representavam 11,29% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 3,31% em 31 de dezembro de 2008. Debêntures

Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta de debêntures era de R$87,6 milhões, comparado a R$94,3 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando uma redução de 7,09%, basicamente devido ao pagamento de encargos no período. A conta representava 3,46% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009, e 4,19% em 31 de dezembro de 2008. Fornecedores

Em 31 de dezembro de 2009, o saldo das obrigações com fornecedores era de R$238,2 milhões, ou 14,13% superior a 31 de dezembro de 2008. Essa variação deve-se principalmente pelo maior custo de aquisição de energia, pelo maior custo dos encargos de uso da rede elétrica e pela diminuição na aquisição de materiais e serviços. A conta representava 9,40% do passivo da Companhia em 31 de dezembro de 2009, e 9,27% em 31 de dezembro de 2008. Impostos e contribuições sociais

O saldo da conta de impostos e contribuições sociais, em 31 de dezembro de 2009, era de R$193,6 milhões, apresentando um aumento de 46,82% em comparação com o saldo de 31 de dezembro de 2008, em decorrência, basicamente, de aumento no IR e CS a pagar, pelo aumento do lucro tributável do período. Com relação ao total do passivo, impostos e contribuições sociais representavam, respectivamente, 7,64% e 5,86%, em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008. Dividendos a pagar

Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta de dividendos a pagar era de R$223,8 milhões, comparado a R$184,3 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando um aumento de 21,46%, basicamente devido ao melhor resultado do exercício em 2009 em relação ao ano anterior. A conta representava 8,83% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009, e 8,19% em 31 de dezembro de 2008. Provisões para contingências

Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta provisões para contingências era de R$7,6 milhões, comparado a R$5,3 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando um aumento de 45,14%, basicamente devido a novos processos jurídicos com risco provável. A conta representava 0,30% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009, e 0,23% em 31 de dezembro de 2008. Encargos de dívidas

Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta era de R$14,3 milhões, comparado a R$1,8 milhão em 31 de dezembro de 2008, demonstrando um aumento de 691,24%, basicamente devido ao cronograma de pagamentos das dívidas. A conta representava 0,56% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009, e 0,08% em 31 de dezembro de 2008.

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Benefícios pós emprego

Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta era de R$21,0 milhões, comparado a R$27,0 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando uma redução de 22,29%, basicamente devido a atualização das premissas constantes no laudo atuarial, com conseqüente diminuição no déficit atuarial do plano de pensão dos funcionários. A conta representava 0,83% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009, e 1,20% em 31 de dezembro de 2008. Encargos regulamentares e setoriais

Encargos regulamentares e setoriais representavam 2,47% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 2,88% em 31 de dezembro de 2008. O saldo da conta em 31 de dezembro de 2009 era de R$62,7 milhões, comparado com R$64,8 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando uma redução de 3,15%, em decorrência da transferência ao passivo não circulante, em virtude do maior prazo de realização dos projetos vinculados a Pesquisa e Desenvolvimento. Conta de compensação de variação de custos da parcela “A”

A conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, em 31 de dezembro de 2009, possuía um saldo de R$23,3 milhões, 56,38% inferior a 31 de dezembro de 2008. Esta diminuição ocorreu, basicamente, por conta da amortização dos passivos regulatórios reconhecidos no reajuste tarifário de outubro de 2009. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou 0,92% em 31 de dezembro de 2009 e 2,37% em 31 de dezembro de 2008. Devolução tarifária

A conta de devolução tarifária, em 31 de dezembro de 2009, possuía um saldo de R$28,1 milhões, sendo R$0 o saldo em 31 de dezembro de 2008. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou 1,11% em 31 de dezembro de 2009. A variação deve-se ao ressarcimento aos consumidores, em decorrência da revisão da Empresa de Referência de 2007, reconhecida em setembro de 2009. Outras contas a pagar

Outras contas a pagar representavam 3,53% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 4,65% em 31 de dezembro de 2008. O saldo da conta em 31 de dezembro de 2009 era de R$89,4 milhões, comparado com R$104,6 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando uma diminuição de 14,6%, principalmente em decorrência da devolução tarifária COSIT 27, que consiste nos créditos apurados sobre os gastos com materiais aplicados ou consumidos na atividade de fornecimento de energia elétrica e dos encargos de depreciação de máquinas, equipamentos e outros bens do ativo imobilizado, a serem compensadas com débitos dessas contribuições. Não Circulante Empréstimos e financiamentos O saldo da conta empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2009 era de R$224,9 milhões, comparado com R$187,5 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando um aumento de 19,94%, em decorrência das captações junto ao BNDES, pela linha de financiamento CALC do BNDES, cuja aplicabilidade é para expansão do sistema de distribuição da Companhia. Empréstimos e financiamentos representavam 8,87% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 8,33% em 31 de dezembro de 2008. Debêntures Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta de debêntures era de R$83,2 milhões, comparado a R$166,1 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando uma redução de 49,87%, devido ao cronograma de amortização da dívida e conseqüente transferência de parcelas inferiores a um ano para o passivo circulante. A conta representava 3,28% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 7,38% em 31 de dezembro de 2008.

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Provisões para contingências A conta de provisões para contingências, em 31 de dezembro de 2009, possuía um saldo no passivo não circulante de R$68,2 milhões, 44,57% inferior a 31 de dezembro de 2008. Esta redução ocorreu devido à adesão ao programa Refis pela Companhia. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou 2,69% em 31 de dezembro de 2009 e 5,47% em 31 de dezembro de 2008. Benefícios pós-emprego O saldo da conta benefícios pós-emprego, em 31 de dezembro de 2009, era de R$67,4 milhões, comparado com R$63,7 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando um aumento de 5,79%, em decorrência de atualização do laudo atuarial e transferência de parcelas inferiores a um ano para o passivo circulante. A conta representava 2,66% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 2,83% em 31 de dezembro de 2008. Conta de compensação de variação de custos da parcela “A” A conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, em 31 de dezembro de 2009, possuía um saldo no passivo não circulante de R$53,9 milhões, 611,56% superior a 31 de dezembro de 2008. Este aumento ocorreu basicamente, por conta das variações entre os preços das compras de energia e os valores constantes nas tarifas utilizadas pela Bandeirante para seus clientes. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou 2,13% em 31 de dezembro de 2009 e 0,34% em 31 de dezembro de 2008. Encargos regulamentares e setoriais Em 31 de dezembro de 2009, a conta de encargos regulamentares e setoriais apresentava um saldo de R$5,0 milhões, 746,59% superior a 31 de dezembro de 2008. Tal variação decorreu de Transferência do passivo circulante, dos projetos vinculados a Pesquisa e Desenvolvimento com prazo de realização superior a um ano. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou 0,20% em 31 de dezembro de 2009 e 0,03% em 31 de dezembro de 2008. Impostos e contribuições sociais Em 31 de dezembro de 2009, a conta de impostos e contribuições sociais apresentava um saldo de R$36,2 milhões, sendo R$0,00 o saldo em 31 de dezembro de 2008. Tal variação decorreu da adesão da Companhia ao programa Refis. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou 1,43% em 31 de dezembro de 2009. Outras contas a pagar O saldo da conta outras contas a pagar, em 31 de dezembro de 2009, era de R$44,8 milhões, comparado com R$32,9 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando um aumento de 36,13%, principalmente em decorrência de devoluções tarifárias reconhecidas no reajuste tarifário de outubro de 2009. A conta representava 1,77% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 1,46% em 31 de dezembro de 2008. Patrimônio líquido O patrimônio líquido, de R$680 milhões em 31 de dezembro de 2008, passou para R$636,1 milhões em 31 de dezembro de 2009. Reservas de lucro O saldo da conta de reservas de lucro, em 31 de dezembro de 2009, era de R$46,8 milhões, comparado com R$90,7 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando uma redução de 48,42%. A conta representava 1,84% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 4,03% em 31 de dezembro de 2008. A variação decorreu dos seguintes fatores:

Reserva legal: o saldo da conta reserva legal, em 31 de dezembro de 2009, era de R$35,2 milhões, comparado com R$23,1 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando um aumento de 52,3%, em decorrência da distribuição de 5% do lucro líquido do exercício ajustado. A conta representava 1,39% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 1,03% em 31 de dezembro de 2008.

Retenção de lucros: o saldo da conta retenção de lucros, em 31 de dezembro de 2009, era de R$11,6 milhões, comparado com R$67,6 milhões em 31 de dezembro de 2008, demonstrando uma redução de 82,9%, em decorrência do pagamento em maio e setembro de 2009. A conta representava 0,46% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2009 e 3,00% em 31 de dezembro de 2008.

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Demais contas patrimoniais As contas patrimoniais não discutidas acima não apresentaram variações significativas na comparação entre os saldos em 31 de dezembro de 2009 e em 31 de dezembro de 2008, e/ou não representavam uma participação substancial na composição do passivo e/ou ativo totais naquelas datas. Comparação das Principais Contas Patrimoniais em 31 de dezembro de 2008 e 31 de dezembro de 2007 Ativo Circulante Disponibilidades Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta disponibilidades era de R$129,1 milhões, ou 46,58% inferior a 31 de dezembro de 2007. Esta variação ocorreu por conta do maior desembolso de dividendos em 2008 em relação ao ano anterior e pela variação natural do capital de giro da Companhia. Disponibilidades representava 5,74% do ativo da Companhia em 31 de dezembro de 2008, em comparação com 10,39% em 31 de dezembro de 2007.

Consumidores e concessionárias Em 31 de dezembro de 2008, o contas a receber de consumidores e concessionárias era de R$347,3 milhões, 2,62% superior a 31 de dezembro de 2007. Esta variação ocorreu em decorrência do maior provisionamento para o fornecimento não faturado em dezembro de 2008 na comparação com o exercício anterior. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 15,43% em 31 de dezembro de 2008 e 14,55% em 31 de dezembro de 2007.

Impostos e contribuições sociais Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta impostos e contribuições sociais era de R$98,0 milhões, 14,35% inferior a 31 de dezembro de 2007 em virtude de PIS e Cofins – COSIT 27 (créditos apurados sobre os gastos com materiais aplicados na atividade de fornecimento de energia elétrica). Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 4,35% em 31 de dezembro de 2008 e 4,92% em 31 de dezembro de 2007.

Impostos e contribuições sociais diferidos Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta impostos e contribuições sociais diferidos era de R$79,0 milhões, 21,27% inferior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência de maior utilização dos créditos de imposto e contribuição social diferidos sobre prejuízo fiscal. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 3,51% em 31 de dezembro de 2008 e 4,32% em 31 de dezembro de 2007.

Estoques Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta estoques era de R$4,5 milhões, 18,39% superior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência da recomposição no montante de itens do almoxarifado de materiais da Bandeirante. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 0,2% em 31 de dezembro de 2008 e 0,16% em 31 de dezembro de 2007.

Cauções e depósitos vinculados Em 31 de dezembro de 2008, a conta de cauções e depósitos vinculados possuía um saldo de R$14,2 milhões, 5.747,93% superior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência da contingência tributária relacionada a Cofins, advindas da lei no. 9.718/98. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 0,63% em 31 de dezembro de 2008 e 0,01% em 31 de dezembro de 2007.

Despesas pagas antecipadamente Em 31 de dezembro de 2008, a conta de despesas pagas antecipadamente possuía um saldo de R$0,5 milhão, 83,02% inferior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência do reconhecimento na tarifa da majoração de alíquota de PIS e Cofins. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 0,02% em 31 de dezembro de 2008 e 0,1% em 31 de dezembro de 2007.

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Conta de compensação de variação de custos da parcela “A” A conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, em 31 de dezembro de 2008, possuía um saldo de R$64,6 milhões, 43,1% inferior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência da amortização da Parcela A de 2001, referentes a componentes da RTE (Recomposição Tarifária Extraordinária). Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 2,87% em 31 de dezembro de 2008 e 4,88% em 31 de dezembro de 2007.

Outros créditos O saldo da conta outros créditos, em 31 de dezembro de 2008, era de R$69,7 milhões, 266,7% superior a 31 de dezembro de 2007 decorrente do enquadramento na modalidade tarifária baixa renda cujos valores subsidiados aos clientes de baixa renda serão ressarcidos pela Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS à Bandeirante. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 3,1% em 31 de dezembro de 2008 e 0,82% em 31 de dezembro de 2007.

Não Circulante

Impostos e contribuições sociais Em 31 de dezembro de 2008, impostos e contribuições sociais de longo prazo eram de R$18,5 milhões, 6,81% inferior a 31 de dezembro de 2007. Esta redução foi em decorrência de transferência para o ativo circulante da parcela de ICMS cuja compensação se deu com o ICMS sobre faturamento. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 0,82% em 31 de dezembro de 2008 e 0,85% em 31 de dezembro de 2007.

Impostos e contribuições sociais diferidos Em 31 de dezembro de 2008, impostos e contribuições sociais diferidos no longo prazo eram de R$203,5 milhões, 20,54% inferior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência do ágio incorporado na aquisição da controladora Enerpaulo – Energia Paulista Ltda. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 9,04% em 31 de dezembro de 2008 e 11,01% em 31 de dezembro de 2007.

Consumidores e concessionárias Em 31 de dezembro de 2008, o contas a receber de consumidores e concessionárias no longo prazo era de R$101,4 milhões, 5,41% superior a 31 de dezembro de 2007, em virtude dos desvios tarifários entre os períodos regulatórios na receita de uso do sistema de distribuição. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 4,51% em 31 de dezembro de 2008 e 4,14% em 31 de dezembro de 2007.

Cauções e depósitos vinculados A conta de cauções e depósitos vinculados no longo prazo, em 31 de dezembro de 2008, possuía um saldo de R$48,3 milhões, 31,71% superior a 31 de dezembro de 2007 em decorrência de adições vinculadas a processos cíveis e trabalhistas. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 2,14% em 31 de dezembro de 2008 e 1,58% em 31 de dezembro de 2007.

Conta de compensação de variação de custos da parcela “A” A conta de compensação de variação de custos da parcela “A” realizável no longo prazo, em 31 de dezembro de 2008, possuía um saldo de R$48,2 milhões, 490,42% superior a 31 de dezembro de 2007, em virtude das variações nas tarifas de Encargos de Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição e às variações nos preços das compras de energia, em relação aos valores constantes nas tarifas utilizadas pela Bandeirante para seus clientes. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 2,14% em 31 de dezembro de 2008 e 0,35% em 31 de dezembro de 2007.

Outros créditos O saldo da conta outros créditos realizáveis no longo prazo, em 31 de dezembro de 2008, era de R$9,8 milhões, 130,36% superior a 31 de dezembro de 2007, em virtude de adiantamentos a fornecedores. Na composição do ativo da Companhia, a conta representou 0,44% em 31 de dezembro de 2008 e 0,18% em 31 de dezembro de 2007.

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Imobilizado Em 31 de dezembro de 2008, o imobilizado era de R$955,2 milhões, 5,05% maior que em 31 de dezembro de 2007. Essa variação decorreu das adições compensadas em parte pela depreciação dos ativos no período. A conta de imobilizado representou 42,44% do ativo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 39,1% em 31 de dezembro de 2007. Intangível Em 31 de dezembro de 2008, o intangível era de R$56,3 milhões, 3,67% menor que em 31 de dezembro de 2007. Essa variação decorreu da amortização de software e ágio sobre investimentos. A conta de intangível representou 2,5% do ativo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 2,51% em 31 de dezembro de 2007. Passivo Circulante Empréstimos e financiamentos O saldo da conta de empréstimos e financiamentos em 31 de dezembro de 2008 era de R$74,5 milhões, comparado com R$93,9 milhões em 31 de dezembro de 2007 em virtude de cronograma de amortizações além das atualizações monetárias durante o período, demonstrando uma redução de 20,65%. Empréstimos e financiamentos representavam 3,31% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008 e 4,04% em 31 de dezembro de 2007.

Debêntures Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta de debêntures era de R$94,3 milhões, comparado a R$8,4 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando um aumento de 1024,95%, em virtude de transferência do não circulante para o passivo circulante de parcelas com vencimento inferiores a um ano. A conta representava 4,19% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 0,36% em 31 de dezembro de 2007.

Fornecedores Em 31 de dezembro de 2008, o saldo das obrigações com fornecedores era de R$208,7 milhões, ou 1,28% inferior a 31 de dezembro de 2007, em virtude de maiores desembolsos para aquisição de energia. A conta representava 9,27% do passivo da Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 9,09% em 31 de dezembro de 2007.

Impostos e contribuições sociais O saldo da conta de impostos e contribuições sociais, em 31 de dezembro de 2008, era de R$131,8 milhões, apresentando uma redução de 5,62% em comparação com o saldo de 31 de dezembro de 2007, em virtude de maior utilização dos créditos de ICMS. Com relação ao total do passivo, impostos e contribuições sociais representavam igualmente 5,86% em 31 de dezembro de 2008 e 6,01% em 31 de dezembro de 2007.

Dividendos a pagar Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta de dividendos a pagar era de R$184,3 milhões, comparado a R$224,8 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando uma redução de 18,04%, em virtude do lucro do exercício anterior ser inferior ao do exercício corrente. A conta representava 8,19% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 9,67% em 31 de dezembro de 2007.

Provisões para contingência Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta de provisões para contingência era de R$5,3 milhões, comparado a R$1,3 milhão em 31 de dezembro de 2007, demonstrando um aumento de 293,34%, em virtude de maiores contingências cíveis e trabalhistas. A conta representava 0,23% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 0,06% em 31 de dezembro de 2007.

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Benefícios pós emprego Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta de benefícios pós emprego era de R$27,0 milhões, comparado a R$17,5 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando um aumento de 54,27%, em virtude de atualização do laudo atuarial. A conta representava 1,20% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 0,75% em 31 de dezembro de 2007.

Encargos regulamentares e setoriais Encargos regulamentares e setoriais representavam 2,88% do passivo total em 31 de dezembro de 2008 e 2,64% em 31 de dezembro de 2007. O saldo da conta em 31 de dezembro de 2008 era de R$64,8 milhões, comparado com R$61,5 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando um aumento de 5,34%, em virtude da parcela da CCC (Conta de Consumo de Combustível).

Conta de compensação de variação de custos da parcela “A” A conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, em 31 de dezembro de 2008, possuía um saldo no passivo circulante de R$53,4 milhões, 4,87% superior a 31 de dezembro de 2007 em virtude das variações nas tarifas de Encargos de Conexão e Uso dos Sistemas de Transmissão e Distribuição e às variações nos preços das compras de energia, em relação aos valores constantes nas tarifas utilizadas pela Bandeirante para seus clientes. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou 2,37% em 31 de dezembro de 2008 e 2,19% em 31 de dezembro de 2007.

Outras contas a pagar Outras contas a pagar representavam 4,65% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008 e 2,60% em 31 de dezembro de 2007. O saldo da conta em 31 de dezembro de 2008 era de R$104,6 milhões, comparado com R$60,5 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando um aumento de 72,94%. A Companhia é parte em processo de fiscalização pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo – ARSESP, tendo sido lavrado um Termo de Notificação em que o órgão regulador determinou a revisão de critérios de cadastramento de clientes enquadrados na modalidade tarifária baixa renda. Em decorrência, a Companhia está ressarcindo as tarifas cobradas a maior.

Não Circulante

Debêntures Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta de debêntures era de R$166,1 milhões, comparado a R$248,9 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando uma diminuição de 33,28%, em virtude da transferência para o curto prazo das parcelas vencíveis no período inferior a 12 meses. A conta representava 7,38% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 10,70% em 31 de dezembro de 2007.

Provisões para contingência Em 31 de dezembro de 2008, o saldo da conta de provisões para contingência era de R$123,1 milhões, comparado a R$113,8 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando um aumento de 8,18%, em virtude de contingência tributária relacionada a Cofins, advindas da lei no. 9.718/98. A conta representava 5,47% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008, e 4,89% em 31 de dezembro de 2007.

Benefícios pós-emprego Benefícios pós-emprego, em 31 de dezembro de 2008, eram de R$63,7 milhões, comparado com R$82,8 milhões em 31 de dezembro de 2007, demonstrando uma redução de 23,07%, em virtude da redução do passivo atuarial decorrente da maior valorização dos ativos detidos pelos planos previdenciários. A conta representava 2,83% do passivo total da Companhia em 31 de dezembro de 2008 e 3,56% em 31 de dezembro de 2007.

Conta de compensação de variação de custos da parcela “A” A conta de compensação de variação de custos da parcela “A”, em 31 de dezembro de 2008, possuía um saldo de R$7,6 milhões, 34,04% inferior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência de transferência para o passivo circulante da parcela cujo vencimento é inferior a um ano. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou 0,34% em 31 de dezembro de 2008 e 0,49% em 31 de dezembro de 2007.

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Outras contas a pagar Em 31 de dezembro de 2008, outras contas a pagar apresentava um saldo de R$32,9 milhões, 73,58% superior ao de 31 de dezembro de 2007, devido a diferenças tarifárias com expectativa de devolução em prazo superior a um ano. Na composição do passivo a Companhia, a conta representou 1,46% em 31 de dezembro de 2008 e 0,82% em 31 de dezembro de 2007. Patrimônio líquido O patrimônio líquido, de R$749,7 milhões em 31 de dezembro de 2007, passou para R$680,0 milhões em 31 de dezembro de 2008. Reservas de Lucro A conta de reservas de lucro, em 31 de dezembro de 2008, possuía um saldo de R$90,7 milhões, 48,38% inferior a 31 de dezembro de 2007. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou 4,03% em 31 de dezembro de 2008 e 7,55% em 31 de dezembro de 2007.

Retenção de Lucros A conta de retenção de lucros, em 31 de dezembro de 2008, possuía um saldo de R$67,6 milhões, 55,72% inferior a 31 de dezembro de 2007, em decorrência de pagamentos efetuados no período. Na composição do passivo da Companhia, a conta representou 3,00% em 31 de dezembro de 2008 e 6,56% em 31 de dezembro de 2007.

Demais contas patrimoniais As contas patrimoniais não discutidas acima não apresentaram variações significativas na comparação entre os saldos em 31 de dezembro de 2008 e em 31 de dezembro de 2007, e/ou não representavam uma participação substancial na composição do passivo e/ou ativo totais naquelas datas.

10.2. COMENTÁRIOS DOS DIRETORES DA COMPANHIA SOBRE: A. RESULTADOS DAS OPERAÇÕES DA COMPANHIA, EM ESPECIAL (I)

DESCRIÇÃO DE QUAISQUER COMPONENTES IMPORTANTES DA RECEITA E (II) FATORES QUE AFETARAM MATERIALMENTE OS

RESULTADOS OPERACIONAIS; B. VARIAÇÕES DAS RECEITAS ATRIBUÍVEIS A MODIFICAÇÕES DE PREÇOS, TAXAS DE CÂMBIO,

INFLAÇÃO, ALTERAÇÕES DE VOLUMES E INTRODUÇÃO DE NOVOS PRODUTOS E SERVIÇOS; E C. IMPACTO DA INFLAÇÃO, DA

VARIAÇÃO DE PREÇOS DOS PRINCIPAIS INSUMOS E PRODUTOS, DO CÂMBIO E DA TAXA DE JUROS NO RESULTADO OPERACIONAL

E NO RESULTADO FINANCEIRO DA COMPANHIA.

Os resultados, as variações e os fatores que influenciam os resultados da Companhia foram discutidos no

item 10.1 deste Formulário de Referência.

10.3. COMENTÁRIOS DOS DIRETORES DA COMPANHIA SOBRE OS EFEITOS RELEVANTES QUE OS EVENTOS ABAIXO TENHAM CAUSADO OU

SE ESPERA QUE VENHAM A CAUSAR NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DA COMPANHIA E EM SEUS RESULTADOS: A.

INTRODUÇÃO OU ALIENAÇÃO DE SEGMENTO OPERACIONAL; B. CONSTITUIÇÃO, AQUISIÇÃO OU ALIENAÇÃO DE PARTICIPAÇÃO

SOCIETÁRIA; C. EVENTOS OU OPERAÇÕES NÃO USUAIS.

Não aplicável, tendo em vista que não ocorreu nenhum dos eventos listados acima.

10.4. COMENTÁRIOS DOS DIRETORES DA COMPANHIA SOBRE: (A) MUDANÇAS SIGNIFICATIVAS NAS PRÁTICAS CONTÁBEIS; (B) EFEITOS

SIGNIFICATIVOS DAS ALTERAÇÕES EM PRÁTICAS CONTÁBEIS REFERENTES AOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS.

2007

Não houve mudanças significativas nas práticas contábeis.

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2008 A diretoria optou por elaborar o balanço patrimonial de transição em 1º de janeiro de 2007 que é o ponto de partida para a contabilização dos efeitos das modificações na legislação societária introduzidas pela Lei nº 11.638/07 e pela Medida Provisória n.º449/08, convertida em Lei n.º 11.941/09. As modificações introduzidas pela referida legislação se caracterizam como mudança de prática contábil, e todos os ajustes com impacto nos resultados anteriores aos exercícios apresentados foram efetuados contra lucros acumulados. Para fins de divulgação das demonstrações financeiras comparativas, a Companhia seguiu a Deliberação CVM nº 506 de 19 de junho de 2006, considerando os efeitos retrospectivos das modificações da referida legislação, consequentemente reapresentando as demonstrações financeiras de 2007. Seguem abaixo os ajustes patrimoniais decorrentes da adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e da Medida Provisória nº 449/08, convertida em Lei n.º 11.941/09, o sumário das práticas contábeis modificadas pela referida legislação que originaram esses ajustes, o resumo dos efeitos no resultado de 2008 e no patrimônio líquido relativo aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2008 e 2007 decorrentes da adoção da referida legislação. Ajustes da Adoção Inicial da Lei nº 11.638/07 e da Medida Provisória n.º449/08, convertida em Lei n.º 11.941/09, no Balanço Patrimonial na Data de Transição - 1º de janeiro de 2007

Sumário das práticas contábeis modificadas pela adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e da Medida Provisória nº 449/08, convertida em Lei n.º 11.941/09. Instrumentos financeiros – CPC 14 e Deliberação CVM nº 566, de 17 de dezembro de 2008 A Companhia contratou instrumentos financeiros cujos saldos na data de transição foram reclassificados em: (i) ativo ou passivo financeiro mensurado ao valor justo por meio do resultado; (ii) empréstimos e recebíveis; e (iii) disponível para venda. Com certas exceções os passivos financeiros são reconhecidos inicialmente ao valor justo agregado aos eventuais custos de transição e sua mensuração subseqüente é feita pelo custo amortizado. Conforme faculta o CPC 13 - adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e da Medida Provisória nº 449/08, convertida em Lei n.º 11.941/09, aprovado pela Deliberação CVM nº 565, de 17 de dezembro de 2008, os saldos dos instrumentos financeiros disponíveis para venda, mensurados ao valor justo por meio do resultado e pelo método do custo amortizado, foram remensurados para seu valor justo na data de transição.

{a} Ajustes contra lucros acumulados (24.850)

{a1} Instrumentos financeiros avaliados ao valor justo por meio do resultado - derivativos (20.633)

{a2} Ativo intangível (4.656)

{a3} Ajustes a valor presente (12.362)

{a4} Imposto de renda diferido 12.801

Data da transição – 01/01/2007 31/12/2006

Saldos

Patrimônio líquido 765.031 (24.850) 740.181

Capital social 254.628 254.628

Reservas de capital 334.728

334.728

Reservas de lucros 175.675 175.675

Lucros acumulados (24.850)

{a} (24.850)

Ajustes Saldos

Resumo dos ajustes

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A seguir estão identificados os saldos dos referidos instrumentos financeiros na data de transição:

A diferença entre o valor contábil e o valor justo dos instrumentos financeiros, assim como as diferenças entre o valor registrado e o novo valor calculado para os instrumentos avaliado pelo método do custo amortizado foi alocada no saldo de lucros ou prejuízos acumulados na data da transição. Ativo intangível – CPC 04 e Deliberação CVM nº 553, e 12 de novembro de 2008 Determinados ativos intangíveis já reconhecidos antes da adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e da Medida Provisória nº 449/08, convertida em Lei n.º 11.941/09, e que atendem os requisitos específicos do Pronunciamento Técnico CPC 04 - Ativo Intangível, aprovado pela Deliberação CVM nº553, foram reclassificados do grupo de contas do ativo imobilizado intangível para o grupo de contas específico de ativos intangíveis. Os ativos intangíveis que não atendiam aos requisitos do Pronunciamento específico foram baixados contra lucros acumulados. Outros ativos intangíveis que atendem aos requisitos do Pronunciamento específico, mas que não haviam sido registrados anteriormente como ativo, não foram reconhecidos. Ajustes a valor presente – CPC 12 e Deliberação CVM nº 564, de 17 de dezembro de 2008 Determinadas contas a receber de curto e longo prazos foram ajustadas ao valor presente com base em taxas de juros específicas que refletem a natureza desses ativos e passivos no que tange a prazo, risco, moeda, condição de recebimento prefixada, com base no saldo inicial da data da transição conforme facultado pelo Pronunciamento Técnico CPC 13 - adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e da Medida Provisória nº 449/08, convertida em Lei n.º 11.941/09. Os efeitos dos ajustes a valor presente decorrentes da adoção inicial da Lei nº 11.638 e da Medida Provisória nº 449/08, convertida em Lei n.º 11.941/09, foram registrados contra lucros acumulados, e os relativos a transações realizadas após esta data em contrapartida ao resultado do exercício. Efeitos da adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e da Medida Provisória nº 449/08, convertida em Lei nº 11.941/09 A tabela abaixo indica a conciliação do resultado de 2008 e patrimônio líquido em 31 de dezembro de 2008 considerando os efeitos da adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e da Medida Provisória nº 449/08, convertida em Lei n.º 11.941/09, com o resultado que seria obtido caso as mudanças de práticas contábeis relativas à referida legislação não tivessem sido adotadas.

2008 2007

Lucro do exercício findo em 31 de dezembro 205.716

240.918 Ajustes dos efeitos decorrentes da adoção inicial da Lei nº 11.638/07 e Medida Provisória nº 449/08

Instrumentos financeiros mensurados ao valor justo por meio do resultado (6.479)

(9.190) Custo do ativo intangível e amortização do intangível (1.647)

(2.419)

Ajustes a valor presente de contas a receber (1.316)

(2.913) Diferenças temporárias e permanentes de IR e CSLL 3.895

4.937

Lucro líquido sem os efeitos da Lei nº11.638/07 (Resultado líquido ajustado) 200.169

231.333 Total dos ajustes líquidos decorrentes da adoção da Lei nº 11.638/07 e Medida Provisória nº 449/08 (5.547)

(9.585)

2008 2007

Patrimônio líquido em 31 de dezembro 680.031

749.766 Ajustes na data da transição reconhecidos em

Lucros ou prejuizos acumulados 24.850 Diferença entre o resultado líquido do exercício e o resultado ajustado (5.547)

(9.585)

Patrimônio líquido em 31 de dezembro, sem os efeitos da Lei nº 11.638/07 e Medida Provisória nº 449/08 674.484 765.031

Valor contábil Valor justo Diferença (A) (B) (B) - (A)

Instrumentos financeiros Mensurados ao valor justo por meio do resultado (60.511) (81.144) (20.633)

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2009 Não houve mudanças significativas nas práticas contábeis. Dentro do processo de convergência das práticas contábeis adotadas no Brasil para as normas internacionais de relatórios financeiros (“IFRS”) diversos pronunciamentos foram emitidos durante o ano de 2009 com aplicação mandatória para os exercícios sociais iniciados em ou após 1º de janeiro de 2010. Além dessas, também foram publicadas outras normas e interpretações que alteram as práticas contábeis adotadas no Brasil, dentro do processo de convergência com as normas internacionais. As normas a seguir são apenas aquelas que poderão (ou deverão) impactar as demonstrações financeiras da Companhia de forma mais relevante. Nos termos dessas novas normas, os valores do exercício de 2009 apresentadas, deverão ser reapresentados para fins de comparação, quando da publicação das demonstrações financeiras do exercício de 2010. A Companhia não adotou antecipadamente essas normas no exercício findo em 31 de dezembro de 2009. Pronunciamentos CPC 17 - Contratos de construção CPC 20 - Custos de empréstimos CPC 26 - Apresentação das demonstrações contábeis CPC 27 - Ativo imobilizado CPC 37 - Adoção inicial das normas internacionais de contabilidade CPC 38 - Instrumentos financeiros: reconhecimento e mensuração CPC 39 - Instrumentos financeiros: apresentação CPC 40 - Instrumentos financeiros: evidenciação Interpretações: ICPC 01 - Contratos de concessão ICPC 08 - Contabilização da proposta de pagamento de dividendos

ICPC 10 - Esclarecimentos sobre o CPC 27 e CPC 28 A Companhia está em processo de avaliação dos potenciais efeitos relativos a esses pronunciamentos, interpretações e orientações, os quais poderão ter impacto relevante nas demonstrações financeiras iniciadas a partir de 1º de janeiro de 2009 a serem apresentadas comparativamente às demonstrações financeiras relativas ao exercício a findar-se em 31 de dezembro de 2010. Conforme facultado pela Deliberação CVM nº 603/09, a diretoria da Companhia optou por apresentar sua ITR utilizando as normas contábeis adotadas no Brasil até 31 de dezembro de 2009, ou seja, não aplicou os normativos emitidos em 2009 e com vigência para 2010. Adicionalmente, a Companhia irá reapresentar a ITR de março de 2010, comparativamente com março de 2009 também ajustados com esses novos normativos, pelo menos quando da apresentação das demonstrações financeiras do exercício social findo em 31 de dezembro de 2010. (c) ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor. As demonstrações financeiras dos anos de 2007, 2008 e 2009 foram auditadas pela KPMG Auditores Independentes de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil. As demonstrações financeiras relacionadas ao trimestre findo em 31 de março de 2010 foram revisadas pela KPMG Auditores Independentes de acordo com as normas específicas estabelecidas pelo IBRACON – Instituto dos Auditores Independentes do Brasil, em conjunto com o Conselho Federal de Contabilidade - CFC. O parecer dos auditores independentes com relação à auditoria das demonstrações financeiras para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2007 e 2008 inclui parágrafos de ênfase com relação aos seguintes assuntos: (i) as práticas contábeis adotadas no Brasil foram alteradas a partir de 1º de janeiro de 2007. As demonstrações financeiras referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2007, apresentadas de forma conjunta com as demonstrações financeiras de 2008, foram reapresentadas nas mesmas bases adotadas para o ano de 2008, para reconhecer os efeitos destas alterações, conforme previsto na Deliberação CVM nº 506/06 - Práticas Contábeis, Mudanças nas Estimativas Contábeis e Correção de Erros. Adicionalmente, de acordo com a Lei nº. 11.638/07 a demonstração de origens e aplicações de recursos,

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apresentada nas demonstrações financeiras de 31 de dezembro de 2007, foi substituída pela demonstração de fluxos de caixa; (ii) relacionada em decorrência do reajuste tarifário anual de 2008 previsto no contrato de concessão, a ANEEL alterou o percentual da revisão tarifária periódica definida para a Companhia que passou de -8,80% para -9,02%, em caráter provisório, contudo possíveis efeitos decorrentes da revisão definitiva, se houver, serão refletidos na posição patrimonial e financeira da Companhia em períodos subseqüentes. O parecer dos auditores independentes com relação à auditoria das demonstrações financeiras para o exercício findo em 31 de dezembro de 2009 não possui nenhuma ressalva ou ênfase. O relatório de revisão dos auditores independentes, referente ao período de três meses encerrado em 31 de março de 2010, contém parágrafo de ênfase informando que, conforme facultado pela Deliberação CVM nº 603/09, a diretoria da Companhia optou por apresentar suas Informações Trimestrais (ITR) utilizando as normas contábeis adotadas no Brasil até 31 de dezembro de 2009, ou seja, não aplicou os normativos com vigência para 2010. Conforme requerido pela citada Deliberação CVM nº 603/09, a Companhia divulgou esse fato na nota explicativa nº 2 da ITR e a descrição das principais alterações que poderão ter impacto sobre as suas demonstrações financeiras do encerramento do exercício e os esclarecimentos das razões que impedem a apresentação da estimativa dos seus possíveis efeitos no patrimônio líquido e no resultado, como requerido pela Deliberação.

10.5. OS DIRETORES DEVEM INDICAR E COMENTAR POLÍTICAS CONTÁBEIS CRÍTICAS ADOTADAS PELA COMPANHIA, EXPLORANDO, EM

ESPECIAL, ESTIMATIVAS CONTÁBEIS FEITAS PELA ADMINISTRAÇÃO SOBRE QUESTÕES INCERTAS E RELEVANTES PARA A DESCRIÇÃO

DA SITUAÇÃO FINANCEIRA E DOS RESULTADOS, QUE EXIJAM JULGAMENTOS SUBJETIVOS OU COMPLEXOS, TAIS COMO: PROVISÕES, CONTINGÊNCIAS, RECONHECIMENTOS DE RECEITA, CRÉDITOS FISCAIS, ATIVOS DE LONGA DURAÇÃO, VIDA ÚTIL DE ATIVOS NÃO

CIRCULANTES, PLANOS DE PENSÃO, AJUSTES DE CONVERSÃO EM MOEDA ESTRANGEIRA, CUSTOS DE RECUPERAÇÃO AMBIENTAL, CRITÉRIOS PARA TESTE DE RECUPERAÇÃO DE ATIVOS E INSTRUMENTOS FINANCEIROS.

Estimativas Contábeis

Na elaboração das demonstrações financeiras, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, com base nas disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, é requerido que a administração da Companhia se baseie em estimativas para o registro de certas transações que afetam os ativos, passivos, receitas e despesas.

Os resultados finais dessas transações e informações, quando de sua efetiva realização em períodos subsequentes, podem diferir dessas estimativas, devido a imprecisões inerentes ao processo de sua determinação. A Companhia revisa as estimativas e premissas pelo menos trimestralmente, exceto quanto ao Plano de benefícios pós-emprego.

As principais estimativas relacionadas às demonstrações financeiras referem-se ao registro dos efeitos decorrentes de:

Provisão para créditos de liquidação duvidosa;

Receita de fornecimento não faturado;

Transações realizadas no âmbito da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”);

Perda ou ganho de receita – baixa renda;

Ativos e passivos regulatórios decorrentes de revisão e reajustes tarifários

Recuperação do imposto de renda e contribuição social diferidos sobre prejuízos fiscais, bases e diferenças temporárias;

Recuperação de créditos PIS/COFINS – COSIT 27;

Mensuração de instrumentos financeiros;

Provisões para contingências; e

Planos de benefícios pós-emprego.

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A diretoria avalia suas estimativas e julgamentos regularmente e baseia suas estimativas e julgamentos em

experiência histórica e em vários outros fatores que se acredita sejam razoáveis nas circunstâncias. Os

resultados efetivos poderão diferir dessas estimativas se adotadas premissas diversas ou em condições

diversas. A discussão completa das políticas e práticas contábeis da Companhia constam em notas

explicativas às suas demonstrações financeiras para os períodos mencionados.

A seguir, segue resumo do que, no entendimento da diretoria, são as estimativas e premissas mais

importantes para a apresentação das demonstrações financeiras da Companhia.

Reconhecimento de Receitas

O resultado é apurado em conformidade com o regime de competência. A receita de operações com

energia elétrica e de serviços prestados é reconhecida no resultado em função da sua realização. Uma

receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa na sua realização.

O faturamento de energia elétrica para todos os consumidores e concessionárias é efetuado

mensalmente, de acordo com o calendário de leitura e contratos de fornecimento, respectivamente.

Apesar de os clientes da Companhia serem cobrados em diferentes datas no decorrer de cada mês, as

receitas de faturamento de energia elétrica a consumidores finais, incluindo residências, indústrias,

comércio e poder público, são reconhecidas no mês em que a eletricidade é entregue ao cliente.

As receitas decorrentes da energia entregue aos consumidores finais entre a data de medição até o fim

do mês são estimadas e reconhecidas como receita no mês em que a eletricidade é entregue ao cliente.

Através do consumo histórico dos clientes é efetuado um provisionamento chamado de receita não

faturada.

O valor residual entre a data da leitura e o fechamento do mês é apurado no mês subsequente através

de uma conferência entre a estimativa realizada e o efetivamente apurado, de forma que seja apurado a

receita efetiva dos clientes independente da data do pagamento. Desta forma, os resultados finais

podem divergir destas estimativas e afetar o resultado das operações e a situação financeira da

Companhia.

Impostos Diferidos

A Companhia contabiliza o ativo e passivo fiscal diferidos com base nas diferenças entre os valores

contábeis e a base tributária de seus ativos e passivos, levando em consideração os dispositivos da

Instrução da CVM nº 371/02. A Companhia revisa ao menos anualmente a recuperabilidade do ativo fiscal

diferido. De acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, um ativo fiscal somente é reconhecido

caso sua probabilidade de ser realizável seja provável. A diretoria acredita que a realização do ativo fiscal

diferido líquido seja provável, mas seu valor é sujeito às incertezas tendo em vista que depende da medida

em que tal ativo poderá ser realizado, que por sua vez depende dos lucros tributáveis de períodos futuros.

O montante do ativo fiscal diferido considerado realizável poderá, no entanto, ser reduzido caso sejam

reduzidas as estimativas de lucro tributável futuro durante o período no qual o ativo fiscal diferido seria

utilizado

Provisão para Contingências

A Companhia provisiona os prováveis custos para solução das demandas nas quais é parte. Para

desenvolver essa estimativa, a Companhia consulta advogados externos e internos que assumem a sua

defesa em tais questões, sendo que tal estimativa baseia-se em uma análise dos possíveis resultados,

considerando-se as estratégias de litígio e conciliação aplicáveis. Anualmente, é solicitado um inventário

dos processos sob o cuidado dos advogados externos da Companhia, identificando os casos em que a

Companhia tem potenciais perdas do montante envolvido. A diretoria prepara uma análise das perdas

prováveis, baseada nestas respostas e seu conhecimento dos processos, que serve como base para a

constituição de provisão de contingências.

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Provisão para Créditos de Liquidação Duvidosa A Companhia registra uma provisão para créditos de liquidação duvidosa baseada em suas estimativas dos recebíveis que não serão realizados de acordo com o plano de contas da ANEEL. A provisão para créditos de liquidação duvidosa é feita para contas de clientes residenciais vencidas há mais de 90 dias, comerciais vencidas há mais que 180 dias, ou outros clientes vencidas há mais de 360 dias e baseada numa análise dos recebíveis em aberto. O montante da provisão para créditos de liquidação duvidosa é considerado suficiente para cobrir eventuais perdas na cobrança de contas a receber de consumidores e concessionários. No entanto, os resultados finais podem diferir destas estimativas e afetar significativamente o resultado das operações e da situação financeira da Companhia. Benefícios Pós-Emprego Os custos de patrocínio dos planos de pensão e eventuais déficits (superávits) dos planos são contabilizados em atendimento à Deliberação CVM nº 371/00 e NPC nº 26 do IBRACON. Os custos, as contribuições e o passivo atuarial, quando aplicáveis, são determinados anualmente, com base em avaliação realizada por atuários independentes, sendo a última efetuada para a data base 31 de dezembro de 2009. Os ganhos e perdas atuariais são reconhecidos pelo valor que exceder o limite de 10% em relação ao total dos ativos ou obrigações do plano, o que for maior (critério do corredor). A Companhia usa diversos dados estatísticos e outros fatores que visam antecipar eventos futuros para calcular as despesas e passivo relacionados aos benefícios pós-emprego. Estes fatores incluem estimativas de taxas de retorno, retorno esperado dos ativos do plano e taxa de crescimento dos salários. Adicionalmente, os atuários independentes, usam fatores subjetivos como retiradas do plano, rotatividade dos funcionários e taxas de mortalidade. As estimativas atuariais que a Companhia utiliza podem divergir materialmente dos resultados reais, devido a mudanças de mercado, econômicas, regulatórias, maiores ou menores retiradas do plano e longevidade dos funcionários participantes. Redução ao valor recuperável A diretoria da Companhia revisa anualmente o valor contábil líquido do imobilizado e outros ativos não circulantes, inclusive o ágio e os ativos intangíveis, para identificar se houve evidências de perdas não recuperáveis ou que ocorreram eventos ou alterações nas circunstâncias que indicassem que o valor contábil pode não ser recuperável. Quando tais evidências são identificadas, e o valor contábil líquido excede o valor recuperável, é constituída provisão ajustando o valor contábil líquido ao valor recuperável.

O ágio e os ativos intangíveis com vida útil indefinida tem a recuperação do seu valor testada anualmente, independentemente de haver indicadores de perda de valor.

Instrumentos financeiros Instrumentos financeiros não-derivativos incluem aplicações financeiras, investimentos em instrumentos de dívida e patrimônio, contas a receber e outros recebíveis, caixa e equivalentes de caixa, empréstimos, financiamentos e debêntures, assim como contas a pagar e outras dívidas.

Instrumentos financeiros não-derivativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido ou deduzido de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis. Posteriormente ao reconhecimento inicial, os instrumentos financeiros não-derivativos são mensurados conforme descrito abaixo:

Instrumentos mantidos até o vencimento:

Se a Companhia tem a intenção e capacidade de manter até o vencimento seus instrumentos de dívida, esses são classificados como mantidos até o vencimento. Investimentos mantidos até o vencimento são mensurados pelo custo amortizado utilizando o método da taxa de juros efetiva, deduzido de eventuais reduções em seu valor recuperável.

Instrumentos financeiros ao valor justo através do resultado:

Um instrumento é classificado pelo valor justo através do resultado se for mantido para negociação, ou seja, designado como tal quando do reconhecimento inicial. Os instrumentos financeiros são designados pelo valor justo através do resultado se a Companhia gerencia esses investimentos e toma as decisões de compra e venda com base em seu valor justo de acordo com a estratégia de investimento e gerenciamento de risco documentado pela Companhia. Após reconhecimento inicial, custos de transação atribuíveis são reconhecidos nos resultados quando incorridos. Instrumentos financeiros ao valor justo através do resultado são medidos pelo valor justo, e suas flutuações são reconhecidas no resultado.

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Empréstimos e recebíveis:

Os empréstimos e recebíveis são mensurados pelo custo amortizado utilizando o método de taxa de juros efetiva, reduzidos por eventuais reduções no valor recuperável.

10.6. COMENTÁRIOS SOBRE OS CONTROLES INTERNOS ADOTADOS PARA ASSEGURAR A ELABORAÇÃO DE DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

CONFIÁVEIS:

O Grupo EDP Energias do Brasil S.A. possui um Comitê de Auditoria da EDP Energias do Brasil S.A. responsável por acompanhar e avaliar as atividades de auditorias externa e interna, monitorar os riscos de negócios e acompanhar as práticas contábeis e de transparência das informações. De caráter permanente, estabelece ainda procedimentos para recebimento, retenção e tratamento das queixas dos assuntos recebidos pelo Canal de Comunicação e Denúncia da EDP Energias do Brasil S.A. Até 31 de março de 2010, o Comitê de Auditoria foi composto de três membros, sendo um deles um conselheiro independente (Francisco Gros, que ocupou o cargo de Presidente do Comitê), o outro membro indicado pelo acionista controlador (Nuno Alves) e um outro nomeado pelos acionistas minoritários (Francisco Pitella). Até a data de entrega do presente formulário, a composição do Comitê de Auditoria passou a ter a seguinte formação: o cargo de Presidente do Comitê encontra-se momentaneamente vago, indicado do acionista controlador (Nuno Alves) e um nomeado pelos acionistas minoritários (Francisco Pitella). Foram realizadas seis reuniões do Comitê de Auditoria ao longo de 2009.

a. grau de eficiência de tais controles, indicando eventuais imperfeições e providências adotadas para corrigi-las. A Diretoria da Companhia acredita na eficiência dos procedimentos e controles internos que adota para assegurar a qualidade, precisão e confiabilidade das demonstrações contábeis da Companhia. Por essa razão, na opinião da diretoria, as demonstrações contábeis da Companhia apresentam adequadamente o resultado de suas operações e de sua situação patrimonial e financeira nas respectivas datas. b. deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório do auditor independente. Tal como requerido pelas normas profissionais de auditoria, o exame dos controles internos é realizado, exclusivamente, para a determinação da natureza, da extensão e da época de execução de outros testes de auditoria. Os serviços de auditoria prestados para a Companhia não contemplaram o exame da estrutura e ambiente de controles internos, cujo objetivo seria a emissão de certificação quanto a eficácia dos controles internos. Portanto, os auditores não foram contratados para examinar os controles internos da Companhia nem para emitir relatórios sobre estes. Todavia, os exames feitos pelos auditores durante a prestação dos serviços de auditoria para a Companhia não identificaram deficiências significativas. A diretoria da Companhia entende que as demais deficiências reportadas pelos auditores não necessitam de correção.

10.7. COMENTÁRIOS SOBRE OFERTAS PÚBLICAS DE DISTRIBUIÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS NOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS:

Nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2007 e 2008, não houve oferta pública de valores mobiliários de emissão da Companhia. Em 07 de maio de 2009, o Conselho de Administração da Bandeirante aprovou a contratação de linha de financiamento de curto prazo, materializada pela emissão de Nota Promissória. As notas promissórias foram emitidas de forma cartular e ficaram depositadas no Banco Bradesco S.A. A remuneração corresponde à variação acumulada das taxas médias diárias dos depósitos interfinanceiros, de um dia, calculada e divulgada diariamente pela CETIP, capitalizada de um spread correspondente a 1,30% ao ano. A remuneração acrescida do valor de principal será liquidada em 30 de maio de 2010 em uma única parcela. O valor de cada Nota corresponde a R$ 1.000.000 e foram emitidas 230 notas totalizando o montante de R$ 230 milhões. a. como os recursos resultantes da oferta foram utilizados Os recursos captados por meio da distribuição pública das Notas Promissórias foram destinados ao financiamento do capital de giro da Companhia. b. se houve desvios relevantes entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação divulgadas nos prospectos da respectiva distribuição; e c. caso tenha havido desvios, as razões para tais desvios. Não houve qualquer desvio entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de aplicação.

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10.8. ITENS RELEVANTES NÃO EVIDENCIADOS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS DA COMPANHIA.

Não há itens relevantes não evidenciados nas demonstrações financeiras da Companhia.

10.9. COMENTÁRIOS SOBRE ITENS NÃO EVIDENCIADOS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS INDICADOS NO ITEM 10.8.

Não aplicável, conforme item anterior.

10.10. COMENTÁRIOS SOBRE OS PRINCIPAIS ELEMENTOS DO PLANO DE NEGÓCIOS DA COMPANHIA.

(a) investimentos, incluindo: (i) descrição quantitativa e qualitativa dos investimentos em andamento e dos investimentos previstos Os investimentos da Companhia buscam manter a qualidade do serviço prestado e suportar o aumento natural de carga inerente à concessão. Os investimentos acumulados no primeiro trimestre de 2010 foram de R$ 21,9 milhões, já deduzidos os recursos recebidos na forma de doações e subvenções para investimento, apresentando uma redução de 18,7 % em relação ao investido no mesmo período do ano anterior. O quadro abaixo aponta a alocação dos investimentos feitos pela Companhia no período:

A Bandeirante, em 2009, realizou investimentos em expansão e melhoria da rede, automação e medição,

num montante de R$ 137,6 milhões líquidas de recursos recebidos a título de obrigações especiais. O

quadro abaixo demonstra os valores investidos nos anos de 2007, 2008, 2009 e no trimestre encerrado em

31 de março de 2010:

Investimentos (R$ mil) 2007 2008 2009 1T10

Expansão de rede 77.567 71.172 66.267 14.171

Melhoramento da rede 39.063 31.602 52.136 5.494

Universalização 11.838 13.652 10.809 1.350

Telecom, informática e outros 45.030 43.663 18.353 2.310

Sub Total 173.498 160.089 147.565 23.326

(-) Obrigações especiais (19.768) (25.321) (9.962) (1.471)

(=) Investimento líquido 153.730 134.768 137.603 21.854

de 188

Expansão do Sistema Elétrico No exercício findo em 31 de dezembro de 2009, para atendimento da demanda de mercado foram investidos R$ 66 milhões na expansão de linhas, subestações e redes de distribuição, visando à ligação de novos clientes e à instalação de sistemas de medição. Foram realizados investimentos da ordem de R$ 21 milhões, destinados ao início da construção de três novas subestações de distribuição: Pedreira (66MVA), Satélite (120MVA) e Araretama (40MVA), que atenderão as regiões de Itaquaquecetuba, Guarulhos e Taubaté/Pindamonhangaba, respectivamente. Em 2009, foi iniciada a ampliação/remodelação das subestações Suzano e Guararema e foi finalizada a ampliação/remodelação das ETD’s Caraguatatuba, Massaguaçu e José Centro. Foram iniciados os processos de construção das linhas Nordeste-Itapeti (16km) e Itapeti-São José (20km). Tais empreendimentos têm por objetivo aliviar as ETT’s Nordeste e São José dos Campos, respectivamente. Tais empreendimentos propiciarão uma melhora substancial na flexibilidade operativa entre as regiões afetas. Melhoramento da Rede Os investimentos em melhoramento de redes totalizaram R$ 52,1 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2009, que foram aplicados, principalmente, na substituição de equipamentos e medidores obsoletos, no recondutoramento de redes em final de vida útil e em ações de combate às perdas não técnicas. Tais medidas visam modernizar o sistema elétrico, com melhoria de qualidade do fornecimento de energia elétrica. Universalização Os investimentos na Universalização do acesso ao serviço público de energia elétrica totalizaram R$ 10,8 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2009, que foram destinados à ligação dos clientes da área urbana e rural com demanda inferior a 50 kW, dentre os quais estão aqueles abrangidos pelo Programa Luz para Todos. Neste Programa, a Bandeirante, nas áreas rurais onde atua, atendeu, 10.295 clientes. Por este programa, iniciado em junho de 2004 e finalizado em dezembro de 2006, a Bandeirante investiu R$ 17,6 milhões, disponibilizando energia elétrica a um total de 6.351 instalações, superando a meta de 6.217 ligações acordadas com o Ministério de Minas Energia, a Centrais Elétricas Brasileiras S.A. – ELETROBRÁS e a Aneel. Em junho de 2007, foi firmado o segundo contrato, com previsão de atendimento de 3.706 ligações. Por este novo contrato, foram realizadas 3.944 ligações e investidos R$ 12,9 milhões, até o final de 2009. Tecnologia da Informação Os investimentos em Tecnologia da Informação na ordem de R$ 1,9 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2009 foram destinados para os ambientes distribuídos (aquisição de Servidores, Switches etc) e atualização do ambiente de microinformática (Notebook´s, Micros Computadores, Impressoras etc). Os impactos foram positivos na adequação da infraestrutura, proporcionando melhoria na produtividade dos usuários, redução de custos, além de garantir a sustentabilidade do negócio. Sistemas de Controle (Automação e Telecomunicações Operativa) A aplicação de recursos em Sistemas de Controle teve, por orientação, o aumento da eficiência e flexibilidade operacional, a redução do risco operativo, a ampliação da capacidade de produzir soluções, contribuindo para a sustentabilidade do negócio e a necessidade de integração de sistemas (Convergência de Sistemas e Conhecimento). Os investimentos no exercício findo em 31 de dezembro de 2009, totalizaram R$5,3 milhões e destaca-se, entre as diversas ações, a implantação do novo videowall em tecnologia LCD e a implantação do site de Telecomunicações na EBC Papel Simão, que interliga via rádio digital o COS com o site de contingência em São José dos Campos - COR, com a adoção do conceito de disaster recovery system. No Sistema PLATOE - Plataforma de Operação e Engenharia foi investido na duplicação do sistema nos sites principal do COS e no site de contingência em São José dos Campos COR, no Sistema RTDAC – Rede de Transporte Digital de Alta Capacidade de Rádio Digital, de modo que a Companhia passou a cobrir, em 2009, as localidades de Itapeti (Mogi das Cruzes), Itapeva (Campos do Jordão) e Cantareira

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(Mairiporã). Entrou em operação plena o sistema SDM - Sistema de Despacho Móvel, que permite o envio de ordens de serviço às viaturas, de forma digital, através de comunicação via rádio VHF e cobertura via GPRS, em zonas de sombras. E a entrada em operação das integrações do SIT Raios com o SCADA e PowerOn no COS – Centro de

Operação do Sistema e COD – Centro de Operação da Distribuição, em ambiente de operação em

tempo real, com o foco no conceito de smartgrids.

(ii) fontes de financiamento dos investimentos.

A Companhia conta, principalmente, com o fluxo de caixa das suas operações e com recursos captados

de terceiros por meio de contratos de financiamento para custear suas atividades operacionais e

investimentos. Para mais informações sobre os contratos de financiamento da Companhia, vide item 10.1

deste Formulário de Referência.

(iii) desinvestimentos relevantes em andamento e desinvestimentos previstos.

A Companhia não possui desinvestimentos relevantes em andamento nem desinvestimentos previstos.

b. desde que já divulgada, indicar a aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou outros ativos que

devam influenciar materialmente a capacidade produtiva da Companhia

Não aplicável, pois a Companhia não divulgou a aquisição de plantas, equipamentos, patentes ou outros

ativos que devam influenciar materialmente a capacidade produtiva da Companhia.

c. novos produtos e serviços.

Não aplicável, pois a Companhia não pode fornecer produtos ou serviços que não os convencionados

em seu contrato de concessão.

10.11. COMENTÁRIOS SOBRE OUTROS FATORES QUE INFLUENCIARAM DE MANEIRA RELEVANTE O DESEMPENHO OPERACIONAL E QUE NÃO

TENHAM SIDO IDENTIFICADOS OU COMENTADOS NOS DEMAIS ITENS DESTA SEÇÃO.

Não existem outros fatores que influenciaram de maneira relevante o desempenho operacional da

Companhia e que não tenham sido identificados ou comentados nos demais itens desta seção “10”.

11. PROJEÇÕES

Não aplicável, pois a Companhia não divulga projeções.

12. ASSEMBLÉIA GERAL E ADMINISTRAÇÃO

12.1. ESTRUTURA ADMINISTRATIVA DA COMPANHIA, CONFORME ESTABELECIDO NO SEU ESTATUTO SOCIAL E REGIMENTO INTERNO:

a) Atribuições de cada órgão e comitê.

A Companhia é administrada por um Conselho de Administração e uma Diretoria. O mandato dos

membros do Conselho de Administração e da Diretoria será de 3 (três) anos, podendo ser reeleitos.

Conselho de Administração

Sem prejuízo das atribuições previstas na Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976, (“Lei das Sociedades

por Ações”), compete ao Conselho de Administração:

fixar a orientação geral dos negócios da Companhia;

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eleger e destituir a Diretoria da Companhia, fixando as atribuições dos seus membros, observadas as disposições aplicáveis do Estatuto Social;

fiscalizar a gestão da Diretoria, examinar a qualquer tempo os livros e papéis da Companhia, solicitar informações sobre contratos celebrados ou em vias de celebração pela Companhia, e praticar quaisquer outros atos necessários ao exercício de suas funções;

convocar a Assembléia Geral nos casos previstos em lei ou quando julgar conveniente;

manifestar-se sobre o relatório e as contas da Diretoria, bem como sobre as demonstrações

financeiras do exercício que deverão ser submetidas à Assembléia Geral Ordinária;

estabelecer os limites e valores de alçada da Diretoria para aquisição, alienação ou oneração de direitos, bens móveis ou imóveis, incluindo participações societárias, bem como a contratação de bens e serviços, de empréstimos e financiamentos, prestação de garantia em favor de terceiros e de outras obrigações pela Companhia;

deliberar sobre qualquer negócio entre, de um lado, a Companhia e, de outro lado, quaisquer de

seus acionistas diretos ou indiretos;

escolher e destituir auditores independentes;

deliberar sobre os assuntos que lhe forem submetidos pela Diretoria;

submeter à Assembléia Geral propostas de aumento de capital acima do limite do capital autorizado, bem como de reforma do Estatuto Social;

deliberar sobre a emissão, colocação, preço e condições de integralização de ações, debêntures conversíveis e bônus de subscrição;

deliberar sobre a oportunidade da emissão de debêntures, o modo de subscrição ou colocação e o tipo das debêntures a serem emitidas, a época, as condições de pagamento dos juros, da participação nos lucros e do prêmio de reembolso das debêntures, se houver, bem como a época e condições de vencimento, amortização ou resgate das debêntures;

aprovar os planos de negócios e orçamentos anuais e os planos plurianuais, operacionais e de investimento da Companhia;

autorizar a emissão de títulos de dívida no mercado internacional e de debêntures simples, não conversíveis em ações e sem garantia real, para distribuição pública ou privada, bem como dispor sobre os termos e as condições da emissão;

autorizar a emissão de notas promissórias (commercial papers) para distribuição pública no Brasil ou no exterior, bem como dispor sobre os termos e as condições da emissão;

propor à deliberação da Assembléia Geral a destinação a ser dada ao saldo remanescente dos lucros de cada exercício;

declarar dividendos intermediários e intercalares, bem como juros sobre o capital, nos termos da Lei das Sociedades por Ações e demais legislação aplicável; e

dispor a respeito da ordem de seus trabalhos e estabelecer as normas regimentais de seu funcionamento, observadas as disposições do Estatuto Social. O Conselho de Administração, para seu assessoramento, poderá estabelecer a formação de comitês técnicos e consultivos, com objetivos e funções definidos, sendo compostos por integrantes dos órgãos de administração da Companhia ou não. Caberá ao Conselho de Administração estabelecer as normas aplicáveis aos comitês, incluindo regras sobre composição, prazo de gestão, remuneração e funcionamento.

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Diretoria

A Diretoria será composta por até 4 (quatro) membros, residentes no País, eleitos pelo Conselho de

Administração, que terão as seguintes designações, sendo autorizada a cumulação de funções por um

mesmo Diretor: (i) Diretor Presidente e de Relações com Investidores; (ii) Diretor Técnico; (iii) Diretor

Comercial; e (iv) Diretor de Sustentabilidade.

Compete à Diretoria a administração dos negócios sociais em geral e a prática, para tanto, de todos os

atos necessários ou convenientes, ressalvados aqueles para os quais seja por lei ou pelo seu Estatuto Social

atribuída a competência à Assembléia Geral ou ao Conselho de Administração. No exercício de suas

funções, os Diretores poderão realizar todas as operações e praticar todos os atos de administração

necessários à consecução dos objetivos de seu cargo, de acordo com a orientação geral dos negócios

estabelecida pelo Conselho de Administração, incluindo resolver sobre a aplicação de recursos, transigir,

renunciar, ceder direitos, confessar dívidas, fazer acordos, firmar compromissos, contrair obrigações,

celebrar contratos, adquirir, alienar e onerar bens móveis e imóveis, prestar caução, avais e fianças, emitir,

endossar, caucionar, descontar, sacar e avalizar títulos em geral, assim como abrir, movimentar e encerrar

contas em estabelecimentos de crédito, observadas as restrições legais e aquelas estabelecidas no

Estatuto Social.

A Companhia considerar-se-á obrigada quando representada:

por 2 (dois) Diretores em conjunto;

por 1 (um) Diretor em conjunto com 1 (um) procurador com poderes especiais, devidamente

constituído;

por 2 (dois) procuradores em conjunto, com poderes especiais, devidamente constituídos; e

por 1 (um) Diretor ou 1 (um) procurador, conforme os poderes constantes do respectivo

instrumento de mandato, nesse caso exclusivamente para a prática de atos específicos.

b) Data de instalação do conselho fiscal, se este não for permanente, e de criação dos comitês.

A Companhia não possui comitês criados, bem como um Conselho Fiscal permanente. Contudo, o

Conselho Fiscal pode ser instalado em qualquer ano fiscal mediante requerimento de seus acionistas.

Atualmente, o Conselho Fiscal não está instalado.

c) Mecanismos de avaliação de desempenho de cada órgão ou comitê.

Atualmente, não há mecanismos de avaliação de desempenho para o Conselho de Administração,

Conselho Fiscal e Comitês.

A Diretoria é avaliada através da performance do negócio face aos objetivos fixados relativamente a

rentabilidade, satisfação dos clientes, acionistas e colaboradores, imagem da empresa e responsabilidade

social.

d) Em relação aos membros da diretoria, suas atribuições e poderes individuais.

Compete ao Diretor Presidente e de Relações com Investidores: (i) executar e fazer executar as deliberações das Assembléias Gerais e do Conselho de Administração; (ii) coordenar as atividades dos demais Diretores, observadas as atribuições específicas previstas no Estatuto Social; (iii) definir a repartição

de 188

de competências dos demais membros da Diretoria nas áreas não especificamente mencionadas no Estatuto Social, ad referendum do Conselho de Administração; (iv) coordenar e promover a política de representação institucional da Companhia nas suas relações com o mercado, a imprensa e autoridades governamentais; (v) encaminhar ao Conselho de Administração as demonstrações financeiras da Companhia, acompanhadas do Relatório de Administração; (vi) emitir e aprovar instruções e regulamentos internos que julgar necessários; (vii) coordenar a aplicação das políticas e diretrizes de recursos humanos da Companhia quanto à admissão e demissão, desenvolvimento profissional, remuneração e incentivos; (viii) coordenar as atividades de natureza jurídica da Companhia; (ix) coordenar as atividades relacionadas à comunicação, imagem, propaganda e marketing da companhia; (x) definir as políticas de compras, infra-estrutura, tecnologia da informação, planejamento econômico-financeiro e tributário da Companhia; (xi) elaborar o Orçamento, o Plano de Investimentos e o Plano de Negócios da Companhia; (xii) gerir os serviços de Contabilidade e Tesouraria, incluindo a contratação de empréstimos, financiamentos e suas aplicações e elaboração dos fluxos de caixa da Companhia; (xiii) coordenar e gerir os procedimentos de recursos humanos e as relações com o mercado de capitais; (xiv) coordenar a realização dos estudos de revisões e reajustes tarifários; (xv) assegurar a representação da empresa junto a entidades de regulação nacional e estadual; (xvi) elaborar procedimentos internos para assegurar o cumprimento de exigências regulatórias; e (xvii) garantir a aplicação das políticas corporativas e dos princípios de desenvolvimento sustentável em todas as atividades sob sua responsabilidade. Compete ao Diretor Técnico: (i) definir as políticas de planejamento, operação, manutenção e modernização dos sistemas de energia e de investimentos; (ii) coordenar o planejamento do sistema de distribuição e da sua operação e manutenção; (iii) coordenar a prospecção e o desenvolvimento de novos negócios, bem como de projetos de pesquisa e desenvolvimento; (iv) acompanhar a realização de auditorias técnicas, ambientais e de segurança; (v) acompanhar e apoiar a contratação e gestão de contratos com fornecedores e prestadores de serviços; (vi) definir os projetos de Subestações e Linhas de Transmissão, bem como dos sistemas de automação e controle; (vii) coordenar a programação e operação dos sistemas de energia e controle da qualidade dos produtos, serviços e funcionamento das instalações da Companhia; (viii) promover a implementação e execução do Plano de Negócios da Companhia; (ix) definir as políticas de atendimento técnico a consumidores e dos sistemas de medição de energia; (x) gerir o fornecimento de suporte tecnológico aos usuários, o planejamento de compras, a administração dos almoxarifados; (xi) gerir a execução de estudos, projetos e obras de atendimento a clientes e dos sistemas de mediação de energia; (xii) gerir a execução de obras e a manutenção de redes, linhas, subestações e sistemas de comando, controle e proteção e acompanhar seu cronograma físico financeiro; e (xiii) garantir a aplicação das políticas corporativas e dos princípios de desenvolvimento sustentável em todas as atividades sob sua responsabilidade. Compete ao Diretor Comercial: (i) definir as estratégias de mercado, de atendimento a grandes clientes, dos sistemas comerciais e de serviços e perdas comerciais; (ii) acompanhar o planejamento energético e, de forma geral, as atividades de compra e venda de energia, contabilização e liquidação de energia; (iii) definir o planejamento em marketing e normalização comercial; (iv) coordenar o desenvolvimento de projetos de otimização comercial e a implementação e manutenção de sistemas comerciais; (v) assegurar adequados níveis de leitura, faturamento e arrecadação comercial; (vi) assegurar adequados níveis de performance no atendimento comercial; (vii) padronizar, otimizar e monitorar os processos comerciais, identificando novas oportunidades de negócios; (viii) coordenar a realização dos programas de eficiência energética e de combate as perdas comerciais; (ix) gerir o call center e o Programa de Eficiência Energética; e (x) garantir a aplicação das políticas corporativas e dos princípios de desenvolvimento sustentável em todas as atividades sob sua responsabilidade. Compete ao Diretor de Sustentabilidade: (i) apoiar o Diretor Presidente na promoção da política de representação institucional, nas relações com o mercado, imprensa e autoridades governamentais; (ii) apoiar o Diretor Presidente na representação da empresa junto a entidades de regulação nacional e estadual; (iii) promover, juntamente com o Diretor Presidente, as políticas corporativas e os princípios de desenvolvimento sustentável; e (iv) apoiar o Diretor Presidente na promoção e aplicações das políticas de ética, em particular, assegurando o relacionamento com o Comitê e Provedor de Ética do Grupo. e) Mecanismos de avaliação de desempenho dos membros do conselho de administração, dos comitês e da diretoria. Atualmente, não há mecanismos de avaliação de desempenho para os membros do Conselho de Administração, Conselho Fiscal e Comitês.

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Os membros da Diretoria são avaliados seguindo o modelo de Gestão de Desempenho do Grupo EDP Energias do Brasil S.A. que é composta por: 1) Avaliação dos Objetivos do Grupo EDP Energias do Brasil S.A.: através do cumprimento das metas acompanhadas por três indicadores, estabelecidas pela Direção para o Grupo EDP Energias do Brasil S.A.; 2) Avaliação dos Objetivos da Companhia: através do cumprimento das metas acompanhadas por indicadores estabelecidos para as empresas do Grupo EDP Energias do Brasil S.A.; 3) Avaliação dos Objetivos da Área (equipes): através do cumprimento das metas acompanhadas por três indicadores estabelecidos para cada área da empresa; 4) Avaliação dos Objetivos Individuais para os profissionais de todos os níveis: através do cumprimento das metas individuais, que visam estimular o alinhamento às Diretrizes do Grupo EDP Energias do Brasil S.A.; 5) Avaliação de Competências Individuais para os profissionais de todos os níveis: de acordo com o cada grupo funcional.

12.2. REGRAS, POLÍTICAS E PRÁTICAS RELATIVAS ÀS ASSEMBLÉIAS GERAIS:

a) Prazos de convocação. A Companhia não adota práticas ou políticas diferenciadas relativamente aos prazos de convocação estipulados na legislação societária. A Lei das Sociedades por Ações exige que todas as assembléias gerais sejam convocadas mediante três publicações no Diário Oficial da União ou do Estado em que esteja situada a sede da companhia, e em outro jornal de grande circulação. Nossas publicações são atualmente feitas no Diário Oficial do Estado de São Paulo, veículo oficial do Governo do Estado de São Paulo e no Jornal Brasil Econômico, sendo a convocação realizada, no mínimo, 15 dias antes da assembléia. b) Competências. Compete à Assembléia Geral, deliberar sobre as seguintes matérias, sem prejuízo de outras matérias de sua competência: (a) reformar o estatuto social; (b) eleger ou destituir, a qualquer tempo, os administradores e fiscais da Companhia, ressalvado o disposto no inciso II do art. 142 da Lei das Sociedades por Ações; (c) tomar, anualmente, as contas dos administradores e deliberar sobre as demonstrações financeiras por eles apresentadas; (d) autorizar a emissão de debêntures, ressalvado o disposto no § 1º do art. 59 da Lei das Sociedades por Ações; (e) suspender o exercício dos direitos do acionista (art. 120 da Lei das Sociedades por Ações); (f) deliberar sobre a avaliação de bens com que o acionista concorrer para a formação do capital social; (g) autorizar a emissão de partes beneficiárias; (h) deliberar sobre transformação, fusão, incorporação e cisão da Companhia, sua dissolução e liquidação, eleger e destituir liquidantes e julgar-lhes as contas; e (i) autorizar os administradores a confessar falência e pedir concordata. A Companhia não adota prática e políticas diferenciadas relativas aos procedimentos estipulados na legislação. c) Endereços (físico ou eletrônico) nos quais os documentos relativos à assembléia geral estarão à disposição dos acionistas para análise. Eletrônicos: http://energiasdobrasil.infoinvest.com.br/ptb/s-44-ptb.html; www.cvm.gov.br; www.bovespa.com.br. Físico: Sede social da Companhia, localizada na Rua Bandeira Paulista, n.º 530, 4º andar – Itaim Bibi Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, Brasil. d) Identificação e administração de conflitos de interesses. No caso de algum acionista ter interesse conflitante com a matéria da ordem do dia, segundo a legislação brasileira, este está vedado em proferir o seu voto. A Companhia adota esta regra, não admitindo o voto dos acionistas que tenham conflito com a matéria constando na ordem do dia. Adicionalmente, ressalta-se que a Companhia tem a condição de subsidiária integral, ou seja, possui como acionista, única e exclusivamente, a EDP – Energias do Brasil S.A. Ainda, em termos do tratamento do tema “conflito de interesses”, a Companhia, inserida no Grupo EDP Energias do Brasil S.A., se orienta pelas regras do Comitê de Sustentabilidade e Governança Corporativa da EDP Energias do Brasil S.A., composto por 3 (três) membros, sendo 1 (um) considerado Independente, com competência, dentre outras, para: (i) acompanhar, avaliar e fiscalizar os procedimentos internos relativos a conflitos de interesses, bem como a eficácia dos sistemas de avaliação e resolução de conflitos de interesses; (ii) opinar nas hipóteses de conflitos de interesses suscitados no âmbito das atividades da Companhia e Controladas e dos seus órgãos de administração, notadamente com os acionistas, diretos ou indiretos.

de 188

e) Solicitação de procurações pela administração para o exercício do direito de voto. A Companhia admite que, desde que o representante esteja validamente constituído e que a procuração contenha o voto a ser proferido, este representante pode votar em nome do acionista. f) Formalidades necessárias para aceitação de instrumentos de procuração outorgados por acionistas, indicando se a Companhia admite procurações outorgadas por acionistas por meio eletrônico. A Companhia admite que o acionista seja representado na Assembléia Geral por procurador constituído há menos de 1 (um) ano, que seja acionista, administrador da Companhia, advogado, instituição financeira ou administrador de fundos de investimento que represente os condôminos. A Companhia não admite procurações outorgadas por acionistas por meio eletrônico. g) Manutenção de fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das assembléias. A Companhia não mantém fóruns e páginas na rede mundial de computadores destinados a receber e compartilhar comentários dos acionistas sobre as pautas das Assembléias Gerais. h) Transmissão ao vivo do vídeo e/ou do áudio das assembléias. A Companhia não transmite ao vivo e/ou áudio das assembléias. i) Mecanismos destinados a permitir a inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas por acionistas. Não há, atualmente, mecanismos para permitir tal inclusão, na ordem do dia, de propostas formuladas por acionistas. Como a Companhia é subsidiária integral, possui apenas um controlador, a EDP – Energias do Brasil S.A., não havendo necessidade de prever tais mecanismos.

12.3. DATAS E JORNAIS DE PUBLICAÇÃO:

Ano

Exercício social encerrado em

2009


2008


2007

Data Jornal Data Jornal Data Jornal

Aviso aos

acionistas

comunicando a

disponibilização

das

demonstrações

financeiras

Data(s) de

publicação em

Jornais

-- -- -- -- -- --

-- -- -- -- -- --

Convocação da

assembléia geral

ordinária que

apreciou as

demonstrações

financeiras

Data(s) de

publicação em

Jornais

-- -- -- -- -- --

-- -- -- -- -- --

Ata da

assembléia geral

ordinária que

apreciou as

demonstrações

financeiras

Data(s) de

publicação em

Jornais

12.05.2010 Diário Oficial do

Estado de São Paulo 02.06.2009

Diário Oficial do

Estado de São Paulo 08.05.2008

Diário Oficial do

Estado de São Paulo

12.05.2010 Jornal Valor

Econômico 02.06.2009

Jornal Valor

Econômico 08.05.2008

Jornal Valor

Econômico

Demonstrações

financeiras

Data(s) de

publicação em

Jornais

03/03/2010 Diário Oficial do

Estado de São Paulo 06/03/2009

Diário Oficial do

Estado de São Paulo 06.03./2008

Diário Oficial do

Estado de São Paulo

03/03/2010 Jornal Valor

Econômico 06/03/2009

Jornal Valor

Econômico 06/03/2008

Jornal Valor

Econômico

de 188

12.4. DESCRIÇÃO DAS REGRAS, POLÍTICAS E PRÁTICAS RELATIVAS AO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

O Conselho de Administração será composto por, no mínimo, 5 e, no máximo 7 membros, e iguais números de suplentes, dos quais um será o seu Presidente e outro o seu Vice-Presidente, todos acionistas, eleitos pela Assembléia Geral e por ela destituíveis a qualquer tempo. A Assembléia Geral determinará previamente à eleição, o número de membros do Conselho de Administração da Companhia em cada exercício. Será assegurada a eleição de 1 (um) membro do Conselho de Administração a ser indicado pelos empregados da Companhia. Na hipótese de os empregados não elegerem o membro do Conselho de Administração na forma que lhes é assegurada, será deliberado se referido cargo permanecerá vago ou se será eleito o membro que ocupará esse cargo juntamente com os demais membros eleitos na forma da legislação societária aplicável. No caso de ausência ou impedimento temporário ou definitivo, de qualquer membro efetivo do Conselho de Administração, este poderá nomear outro membro do Conselho de Administração para representá-lo, ou poderá ser substituído pelo respectivo suplente, em todos os poderes e atribuições inerentes ao cargo. Em caso de impedimento definitivo tanto do Conselheiro efetivo como do respectivo suplente, poderá ser convocada uma Assembléia Geral para preenchimento dos cargos vagos no Conselho de Administração. As reuniões do Conselho de Administração somente se instalarão com a presença da maioria de seus membros em exercício e serão presididas pelo Presidente do Conselho de Administração e secretariadas por quem ele indicar. No caso de impedimento ou ausência temporária do Presidente do Conselho de Administração, as reuniões do Conselho de Administração serão presididas pelo Vice-Presidente do Conselho de Administração ou, na sua ausência, por Conselheiro escolhido por maioria dos votos dos demais membros do Conselho, cabendo ao presidente da reunião indicar o secretário. No caso de impedimento ou ausência temporária de qualquer membro do Conselho de Administração, este poderá nomear outro membro para representá-lo, caso em que, em se tratando de ausência temporária, o membro assim nomeado para representá-lo deverá votar nas reuniões do Conselho de Administração em seu próprio nome e em nome do membro por ele representado. A nomeação deverá ser expressamente aceita pelo membro nomeado, bem como notificada ao Presidente do Conselho de Administração. Alternativamente, em se tratando de ausência temporária, o membro do Conselho de Administração poderá, com base na pauta dos assuntos a serem tratados, manifestar seu voto por escrito, por meio de carta ou fac-símile entregue ao Presidente do Conselho de Administração, ou ainda, por correio eletrônico que identifique de forma inequívoca o remetente, com prova de recebimento pelo Presidente do Conselho de Administração. As deliberações do Conselho de Administração serão tomadas mediante o voto favorável da maioria dos membros em exercício, sendo que, no caso de empate, caberá ao Presidente do Conselho de Administração o voto de qualidade. As reuniões do Conselho de Administração serão realizadas, preferencialmente, na sede da Companhia. Serão admitidas reuniões por meio de teleconferência, videoconferência ou outros meios de comunicação, e tal participação será considerada presença pessoal em referida reunião. Neste caso, os membros do Conselho de Administração que participarem remotamente da reunião do Conselho deverão expressar seus votos por meio de carta, fac-símile ou correio eletrônico que identifique de forma inequívoca o remetente. Ao término da reunião, deverá ser lavrada ata, a qual deverá ser assinada por todos os Conselheiros fisicamente presentes à reunião, e posteriormente transcrita no Livro de Registro de Atas do Conselho de Administração da Companhia. Os votos proferidos por Conselheiros que participarem remotamente da reunião do Conselho ou que tenham se manifestado por escrito na forma do estatuto social, deverão igualmente constar no Livro de Registro de Atas do Conselho de Administração, devendo a cópia da carta, fac-símile ou mensagem eletrônica, conforme o caso, contendo o voto do Conselheiro ser juntada ao Livro logo após a transcrição da ata. Deverão ser publicadas e arquivadas no registro do comércio as atas de reunião do Conselho de Administração da Companhia que contiverem deliberação destinada a produzir efeitos perante terceiros.

de 188

a) Frequência das reuniões O Estatuto Social da Companhia prevê que o Conselho de Administração reunir-se-á, ordinariamente, a cada 3 (três) meses e, extraordinariamente, sempre que necessário. As reuniões do Conselho de Administração poderão ser convocadas por seu Presidente, por seu Vice-Presidente ou por quaisquer 2 (dois) membros em conjunto, mediante notificação escrita entregue com antecedência mínima de 5 (cinco) dias e com apresentação da pauta dos assuntos a serem tratados. Ao longo do tempo, as reuniões do Conselho de Administração da Companhia foram realizadas nas datas abaixo indicadas:

2010 2009 2008 2007

03.05.2010 22.12.2009 23.12.2008 18.12.2007

01.03.2010 27.10.2009 03.11.2008 09.11.2007

22.02.2010 16.09.2009 03.10.2008 29.10.2007 (15h15m)

29.01.2010 27.07.2009 28.07.2008 29.10.2007 (15h00)

-- 30.06.2009 06.05.2008 23.07.2007

-- 03.06.2009 04.03.2008 28.06.2007

-- 27.05.2009 15.02.2008 26.04.2007

-- 07.05.2009 01.02.2008 30.03.2007

-- 04.05.2009 07.01.2008 26.02.2007

-- 28.04.2009 -- 08.02.2007

-- 09.03.2009 -- --

-- 03.03.2009 -- --

-- 20.02.2009 -- --

-- 02.02.2009 -- --

b) Se existirem, as disposições do acordo de acionistas que estabeleçam restrição ou vinculação ao exercício do direito de voto de membros do conselho. Não há, atualmente, acordo de acionistas vigente arquivado na Companhia. c) regras de identificação e administração de conflito de interesses Exceto pelo disposto nas disposições legais aplicáveis, não há, atualmente, regras de identificação e administração de conflitos relativas ao conselho de administração.

12.5. CLÁUSULA COMPROMISSÓRIA DO ESTATUTO PARA A RESOLUÇÃO DOS CONFLITOS ENTRE ACIONISTAS E ENTRE ESTES E A

COMPANHIA POR MEIO DE ARBITRAGEM:

Não há cláusula compromissório no Estatuto Social da Companhia para a resolução dos conflitos entre acionistas e a Companhia por meio de arbitragem.

de 188

12.6. INFORMAÇÕES GERAIS DOS ADMINISTRADORES E MEMBROS DO CONSELHO FISCAL:

Nome Idade Profissão

CPF ou

Passaporte

Cargo Eletivo

Ocupado

Data de

Eleição

Data da

Posse

Prazo do

Mandato

Outros Cargos ou

Funções Exercidos na

Companhia

Eleito pelo

Controlador

Antonio

Manuel Barreto

Pita de Abreu

60 Engenheiro

Eletrotécnico 231.356.918-70

Presidente do

Conselho de

Administração

01.02.2008

01.02.2008

31.01.2011

-- Sim

Miguel Nuno

Simões Nunes

Ferreira Setas

38 Engenheiro 233.022.348-05

Vice-Presidente do

Conselho de

Administração

29.01.2010 29.01.2010

31.01.2011

Miguel Nuno Simões

Nunes Ferreira Setas

exerce cargo de (i)

Vice-Presidente do

Conselho de

Administração e (ii)

Diretor-Presidente e


com Investidores

Sim

Diretor-Presidente e


com Investidores

29.01.2010 26.04.2010

31.01.2011

Luiz Otavio Assis

Henriques 51

Engenheiro

Elétrico 024.750.768-79

Membro do

Conselho de

Administração

28.05.2008 28.05.2008

31.01.2011

-- Sim

Miguel Dias

Amaro 42

Engenheiro

Mecânico 233.025.998-03

Membro do

Conselho de

Administração

01.02.2008

01.02.2008

31.01.2011

-- Sim

Arnaldo Benzi

Saconni 52

Administrador

de Empresas

e Engenheiro

012.503.778-38

Membro do

Conselho de

Administração

01.02.2008

01.02.2008

31.01.2011

-- Não

Marco Antonio

Caires

Zamparo

46 Engenheiro

Eletrotécnico 075.114.498-32

Membro Suplente

do Conselho de

Administração

01.02.2008 01.02.2008 31.01.2011

--

Não

Francisco

Alfredo

Fernandes

55 Engenheiro 002.836.358-27 Diretor Técnico 29.01.2010 29.01.2010

31.01.2011

-- Não

João José

Gomes de

Aguiar

60 Engenheiro 231.642.708-10 Diretor de

Sustentabilidade 29.01.2010 29.01.2010

31.01.2011

-- Não

Mauricio

Alberto

Gonella Santos

Pereira

57 Economista 712.221.708-68 Diretor Comercial 09.03.2009 09.03.2009

31.01.2011

-- Não

de 188

12.7. MEMBROS DOS COMITÊS ESTATUTÁRIOS DA COMPANHIA, BEM COMO DOS COMITÊS DE AUDITORIA, DE RISCO, FINANCEIRO E

DE REMUNERAÇÃO, AINDA QUE TAIS COMITÊS OU ESTRUTURAS NÃO SEJAM ESTATUTÁRIOS:

Não aplicável, pois a Companhia não possui comitês estatutários.

12.8. EM RELAÇÃO A CADA UM DOS ADMINISTRADORES E MEMBROS DO CONSELHO FISCAL:

a) Currículos dos administradores e membros do conselho fiscal:

Membros do Conselho de Administração

ANTÓNIO MANUEL BARRETO PITA DE ABREU. Nascido em 17 de março de 1950. Licenciado em

Engenharia Electrotécnica pelo Instituto Superior Técnico. Desde Janeiro de 2008 atua no Grupo EDP

Energias do Brasil S.A. como: (i) Vice-Presidente do Conselho de Administração e Diretor Presidente da

EDP - Energias do Brasil S.A., companhia aberta cuja atividade principal é gerir ativos de distribuição,

geração, transmissão e comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; (ii)

Presidente do Conselho de Administração da Bandeirante Energia S.A.; (iii) Presidente do Conselho de

Administração da Espírito Santo Centrais Elétrica S.A. ESCELSA, companhia aberta cuja atividade

principal é a exploração de serviços públicos de energia elétrica, bem como o de gerir ativos de

distribuição de energia; (iv) Presidente do Conselho de Administração da Investco S.A., companhia

aberta cuja atividade principal é a participação em empreendimentos no setor elétrico, em especial

quanto à exploração da Usina Hidrelétrica Luis Eduardo Magalhães (Lajeado); (v) Presidente do

Conselho de Administração da Energest S.A., companhia fechada cuja principal atividade é a

geração, transmissão e comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza; (vi)

Presidente do Conselho de Administração da Enertrade – Comercialização e Serviços S.A., companhia

fechada cuja principal atividade é a comercialização de energia, compreendendo a compra, venda,

importação e exportação de energia a outros comercializadores; (vii) Presidente do Conselho de

Administração da Enernova S.A., companhia fechada cuja principal atividade é a geração,

transmissão e comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza;(viii) Vice-Presidente

do Conselho de Administração da EDP Renováveis Brasil S.A., companhia fechada cuja atividade

principal é a geração, transmissão e comercialização de energia elétrica de qualquer origem e

natureza, compreendendo a energia eólica; (ix) Vice-Presidente do Conselho Consultivo e Diretor

Presidente do Instituto EDP Energias do Brasil, associação de direito privado, de fins não econômicos e

apolíticos, cuja principal atividade é ser um agente de promoção do engajamento estruturado, do

diálogo aberto e transparente com todas as partes interessadas, de modo a harmonizar as atividades

sócio-ambientais, educativas e culturais da EDP - Energias do Brasil S.A. e de suas empresas controladas

e coligadas, direta ou indiretamente e, desde Abril de 2006 como: (x) Administrador Executivo (Membro

do Conselho de Administração Executivo) da EDP, Energias de Portugal, S/A, companhia aberta que

detém 64,8% do capital social da EDP Energias do Brasil, SA, sendo o seu acionista controlador. Ainda,

nos últimos 5 anos atuou como: (i) Vice Presidente do Conselho de Administração da CEM, Companhia

de Electricidade de Macau (China), cuja atividade principal é a geração e distribuição de energia

elétrica ; (ii) Membro do Conselho de Administração da EDA, Electricidade dos Açores, SA,(Portugal),

companhia fechada cuja atividade principal é a geração, transmissão e distribuição de energia

elétrica; (iii) Presidente do Conselho de Administração da EDINFOR – Sistemas de Informação S.A.,

companhia fechada, cuja principal atividade é a gestão da tecnologia da informação; (iv) Presidente

do Conselho de Administração da ENAGÁS, companhia aberta na Espanha, cuja atividade principal é

a distribuição de gás natural; (v) Presidente da ELECPOR – Associação Poturguesa das Empresas

Eléctricas, assiação cuja atividade principal discutir e desenvolver temas afetos às empresas de

eletricidade; (vi) Membro do Conselho Consultivo do Departamento de Engenharia e Gestão do

Instituto Superior de Lisboa, instituição de ensino, cuja atividade principal é a investigação e o

desenvolvimento pluridisciplinar (tais como gestão, economia e engenharia); e (vii) Membro do comitê

de Infraestrutura da Fiesp – Federação de Indústrias do Estado de São Paulo, cuja principal atividade é

o desenvolvimento da iniciativa privada e da economia.

de 188

MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS. Nascido em 12 de novembro de 1970. Formou-se em

Engenharia Física no Instituto Superior Técnico, em Lisboa, onde também fez o Mestrado em Engenharia

Electrotécnica e de Computadores. Em 1996, fez o Master in Business Administration na Universidade

Nova de Lisboa. Nos últimos 5 anos atua no Grupo EDP Energias do Brasil S.A. como: (i) Diretor Vice-

Presidente de Distribuição da EDP - Energias do Brasil S.A., companhia aberta cuja atividade principal é

gerir ativos de distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia, em suas diversas

formas e modalidades; (ii) Vice-Presidente do Conselho de Administração e Diretor Presidente da

Bandeirante Energia S.A.; (iii) Vice-Presidente do Conselho de Administração e Diretor Presidente da

Espírito Santo Centrais Elétrica S.A. ESCELSA, companhia aberta cuja atividade principal é a exploração

de serviços públicos de energia elétrica, bem como o de gerir ativos de distribuição de energia; (iv)

Conselheiro Suplente da Investco S.A., companhia aberta cuja atividade principal é a participação em

empreendimentos no setor elétrico, em especial quanto à exploração da Usina Hidrelétrica Luis

Eduardo Magalhães (Lajeado); (v) Membro do Conselho de Administração da Energest S.A.,

companhia fechada cuja principal atividade é a geração, transmissão e comercialização de energia

elétrica de qualquer origem e natureza; (vi) Membro do Conselho de Administração da Enertrade –

Comercialização e Serviços S.A., companhia fechada cuja principal atividade é a comercialização de

energia, compreendendo a compra, venda, importação e exportação de energia a outros

comercializadores; (vii) Membro do Conselho de Administração da Enernova S.A., companhia fechada

cuja principal atividade é a geração, transmissão e comercialização de energia elétrica de qualquer

origem e natureza; (viii) Membro do Conselho de Administração e Diretor Presidente da EDP Renováveis

Brasil S.A., companhia fechada cuja atividade principal é a geração, transmissão e comercialização de

energia elétrica de qualquer origem e natureza, compreendendo a energia eólica; (ix) Diretor

Presidente da Elebras Projetos Ltda., sociedade limitada cuja principal atividade é a geração de

energia elétrica, a partir de fonte eólica; (x) Diretor Presidente da Cenaeel – Central Nacional de

Energia Eólica S.A., companhia fechada cuja principal atividade é a geração de energia elétrica, a

partir de fonte eólica; (xi) Conselheiro Suplente da Lajeado Energia S.A., companhia fechada cuja

principal atividade é a geração de energia elétrica; (xii) Conselheiro Suplente de Porto do Pecém

Geração de Energia S.A., companhia fechada cuja principal atividade é a geração de energia

elétrica, em especial na exploração da usina térmica denominada Pecém I (UTE Pecém I); (xiii)

Conselheiro da Terra Verde Bioenergia Participações S.A., companhia fechada cuja principal atividade

é a exploração de empreendimentos de produção de etanol e de energia elétrica; (xiv) Conselheiro

Suplente da Enerpeixe S.A., companhia fechada cuja principal atividade é a geração, transmissão e

comercialização de energia elétrica, em especial a exploração do Aproveitamento Hidrelétrico

composto pela Usina Peixe Angical; (xv) Membro do Conselho Consultivo e Diretor Vice-Presidente do

Instituto EDP Energias do Brasil, associação de direito privado, de fins não econômicos e apolíticos, cuja

principal atividade é ser um agente de promoção do engajamento estruturado, do diálogo aberto e

transparente com todas as partes interessadas, de modo a harmonizar as atividades sócio-ambientais,

educativas e culturais da EDP - Energias do Brasil S.A. e de suas empresas controladas e coligadas,

direta ou indiretamente; (xvi) Administrador da Fundação EDP, instituição de direito privado, sem fins

lucrativos, cujas atividades são: fomentar o conhecimento científico e tecnológico nas áreas da

energia e do ambiente, preservando o respectivo patrimônio histórico; apoiar e promover iniciativas

que concorram para o reforço das três dimensões do desenvolvimento sustentável: ambiental,

econômica e social; promover o acesso à cultura em geral e às artes em particular; e contribuir para

uma maior inserção do Grupo EDP na comunidade; (xvii) Foi Diretor de Maketing Estratégico e

Administrador da EDP Comercial, e da EDP Inovação, companhias fechadas, cujas atividades

principais são a comercialização de energia e projetos de inovação, respectivamente; (xviii) Foi Chefe

do Gabinete do Presidente do Conselho de Administração Executivo, e Diretor Corporativo da EDP

Energias de Portugal, companhia aberta em Portugal cuja atividade principal é gerir ativos de

distribuição, geração, e comercialização de energia, em suas diversas formas e modalidades; e (xix) Foi

Administrador da Portgas, companhia fechada cuja atividade principal é a produção e distribuição de

gás natural. Ainda, nos últimos 5 anos, atuou como: (i) Administrador da CP – Comboios de Portugal

(2004-2006), companhia fechada cuja atividade principal é o ramo de transporte (neste período

presidiu a Comissão Executiva da CP Lisboa); e (ii) Administrador da OTLIS – Operadores de Transportes

da Região de Lisboa, sociedade fechada cuja atividade principal é o ramo de transporte.

de 188

LUIZ OTAVIO ASSIS HENRIQUES. Nascido em 3 de março de 1958. Engenheiro elétrico, licenciado em

1980 pela UNICAMP, com Pós-graduação em Planejamento Energético e modelo de privatização

britânico pela The Monfort University of Leicester – Inglaterra. Ampla experiência no setor elétrico

brasileiro. Nos últimos 5 anos atua no Grupo EDP Energias do Brasil S.A. como: (i) Diretor Vice-Presidente

de Geração e Diretor Vice-Presidente de Comercialização da EDP - Energias do Brasil S.A., companhia

aberta cuja atividade principal é gerir ativos de distribuição, geração, transmissão e comercialização

de energia, em suas diversas formas e modalidades; (ii) Membro do Conselho de Administração da

Bandeirante Energia S.A.; (iii) Membro do Conselho de Administração da Espírito Santo Centrais Elétrica

S.A. ESCELSA, companhia aberta cuja atividade principal é a exploração de serviços públicos de

energia elétrica, bem como o de gerir ativos de distribuição de energia; (iv) Membro do Conselho de

Administração da Investco S.A., companhia aberta cuja atividade principal é a participação em

empreendimentos no setor elétrico, em especial quanto à exploração da Usina Hidrelétrica Luis

Eduardo Magalhães (Lajeado); (v) Vice-Presidente do Conselho de Administração da Energest S.A.,

companhia fechada cuja principal atividade é a geração, transmissão e comercialização de energia

elétrica de qualquer origem e natureza; (vi) Vice-Presidente do Conselho de Administração da

Enertrade – Comercialização e Serviços S.A., companhia fechada cuja principal atividade é a

comercialização de energia, compreendendo a compra, venda, importação e exportação de energia

a outros comercializadores; (vii) Membro do Conselho de Administração da Enernova S.A., companhia

fechada cuja principal atividade é a geração, transmissão e comercialização de energia elétrica de

qualquer origem e natureza; (viii) Membro do Conselho de Administração da Lajeado Energia S.A.,

companhia fechada cuja principal atividade é a geração de energia elétrica; (ix) Membro do

Conselho de Administração da Porto do Pecém Geração de Energia S.A., companhia fechada cuja

principal atividade é a geração de energia elétrica, em especial na exploração da usina térmica

denominada Pecém I (UTE Pecém I); (x) Membro do Conselho de Administração da Terra Verde

Bioenergia Participações S.A., companhia fechada cuja principal atividade é a exploração de

empreendimentos de produção de etanol e de energia elétrica; (xi) Presidente do Conselho de

Administração da Enerpeixe S.A., companhia fechada cuja principal atividade é a geração,

transmissão e comercialização de energia elétrica, em especial a exploração do Aproveitamento

Hidrelétrico composto pela Usina Peixe Angical; (xii) Vice-Presidente do Conselho de Administração da

Couto Magalhães Geração de Energia S.A., companhia fechada cuja atividade principal é a geração

de energia; (xiii) Diretor Presidente da Santa Fé Energia S.A., Castelo Energética S.A. CESA; Enercouto

S.A., e Ipueiras Energia S.A., companhias fechadas cujas atividades principais são a geração de

energia; (xiv) Diretor Presidente da Costa Rica Energética Ltda., Pantanal Energética Ltda., Omega

Engenharia e Assessoria Ltda., sociedades limitadas cujas atividades principais são a geração de

energia; (xv) Presidente do Conselho Deliberativo da EnerPrev – Previdência Complementar do Grupo

EDP Energias do Brasil, entidade de previdência complementar cuja atividade é a administração de

planos de previdência privada. Ainda, nos últimos 5 anos: (i) Foi Diretor Executivo Comercial e de

Suprimentos de Energia na CESP – Companhia Energética de São Paulo, companhia aberta cuja

principal atividade é a geração de energia elétrica; e (ii) Foi Diretor Executivo Comercial e de

Suprimento de Energia, bem como membro do Conselho de Administração na Elektro Eletricidade e

Serviços S.A., companhia aberta cuja principal atividade é a geração, distribuição e comercialização

de energia elétrica.

de 188

MIGUEL DIAS AMARO. Nascido em 30 de janeiro de 1967. Licenciado em Engenharia Mecânica pelo

Instituto Superior de Engenharia de Lisboa, Portugal. Nos últimos 5 anos atua no Grupo EDP Energias do

Brasil S.A. como: (i) Diretor Vice-Presidente de Finanças e de Relações com Investidores e Diretor Vice-

Presidente de Controle de Gestão da EDP - Energias do Brasil S.A., companhia aberta cuja atividade

principal é gerir ativos de distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia, em suas

diversas formas e modalidades; (ii) Membro do Conselho de Administração da Bandeirante Energia

S.A.; (iii) Membro do Conselho de Administração da Espírito Santo Centrais Elétrica S.A. ESCELSA,

companhia aberta cuja atividade principal é a exploração de serviços públicos de energia elétrica,

bem como o de gerir ativos de distribuição de energia; (iv) Conselheiro Suplente da Investco S.A.,

companhia aberta cuja atividade principal é a participação em empreendimentos no setor elétrico,

em especial quanto à exploração da Usina Hidrelétrica Luis Eduardo Magalhães (Lajeado); (v) Membro

do Conselho de Administração da Energest S.A., companhia fechada cuja principal atividade é a

geração, transmissão e comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza; (vi)

Membro do Conselho de Administração da Enertrade – Comercialização e Serviços S.A., companhia

fechada cuja principal atividade é a comercialização de energia, compreendendo a compra, venda,

importação e exportação de energia a outros comercializadores; (vii) Membro do Conselho de

Administração da Enernova S.A., companhia fechada cuja principal atividade é a geração,

transmissão e comercialização de energia elétrica de qualquer origem e natureza; (viii) Membro do

Conselho de Administração da Lajeado Energia S.A., companhia fechada cuja principal atividade é a

geração de energia elétrica; (ix) Conselheiro Suplente da Porto do Pecém Geração de Energia S.A.,

companhia fechada cuja principal atividade é a geração de energia elétrica, em especial na

exploração da usina térmica denominada Pecém I (UTE Pecém I); (x) Membro do Conselho de

Administração da Terra Verde Bioenergia Participações S.A., companhia fechada cuja principal

atividade é a exploração de empreendimentos de produção de etanol e de energia elétrica; (xi)

Conselheiro Suplente da Enerpeixe S.A., companhia fechada cuja principal atividade é a geração,

transmissão e comercialização de energia elétrica, em especial a exploração do Aproveitamento

Hidrelétrico composto pela Usina Peixe Angical; (xii) Conselheiro Suplente da Couto Magalhães

Geração de Energia S.A., companhia fechada cuja atividade principal é a geração de energia; e (xiii)

Membro do Conselho de Administração da Deca II, companhia fechada com sede e atividade na

Republica da Guatemala, cuja atividade principal é gerir ativos de distribuição, comercialização e

transmissão de energia elétrica. Ainda, nos últimos 5 anos foi Diretor de Auditoria Interna da Portugal

Telecom SGPS S.A., companhia aberta cuja atividade principal é o negócio de telecomunicações;

bem como Assessor do Presidente Executivo da Portugal Telecom SGPS, S.A. de 2003 a 2007.

ARNALDO BENZI SACCONI. Nascido em 15 de outubro de 1958. Formado em Administração de

Empresas com especialização em Sistemas pela Fundação Armando Álvares Penteado e também

formado em Engenharia pela Universidade Paulista. Nos últimos 5 anos atua no Grupo EDP Energias do

Brasil S.A. como: (i) Analista de Finanças Senior, e posteriormente Analista de Tesouraria na Bandeirante

Energia S.A., companhia aberta cuja atividade principal é a exploração de serviços públicos de

energia elétrica, bem como o de gerir ativos de distribuição de energia; e (ii) Membro do Conselho de

Administração da Bandeirante Energia S.A., companhia aberta cuja atividade principal é a exploração

de serviços públicos de energia elétrica, bem como o de gerir ativos de distribuição de energia. Ainda,

acumulou experiência em instituições financeiras como Banco Itaú S/A, de 25 de junho de 1979 a 29 de

fevereiro de 1980, e Banco Safra S/A, de 01 de setembro de 1980 à 29 de janeiro de 1982.

MARCO ANTONIO CAIRES ZAMPARO. Nascido em 1 de maio de 1964. Formado em eletrotécnica pela

Escola Técnica São Francisco da Bórgia – FEI. Nos últimos 5 anos atua no Grupo EDP Energias do Brasil

S.A. como: (i) Conselheiro Suplente da Bandeirante Energia S.A., companhia aberta cuja atividade

principal é a exploração de serviços públicos de energia elétrica, bem como o de gerir ativos de

distribuição de energia; e (ii) Técnico de Eletricidade Senior na Bandeirante Energia S.A., companhia

aberta cuja atividade principal é a exploração de serviços públicos de energia elétrica, bem como o

de gerir ativos de distribuição de energia.

de 188

Membros da Diretoria

MIGUEL NUNO SIMÕES NUNES FERREIRA SETAS. Vide currículo acima.

FRANCISCO ALFREDO FERNANDES. Engenheiro Elétrico, com pós-graduação em Administração de

Negócios pelas Universidades USP e FGV (1996) e com cursos de especialização em Engenharia de

Distribuição, Qualidade, Proteção, Manutenção e Operação pelas Universidades Mackenzie, FAAP e

Federal de Santa Catarina. Desde janeiro de 2010 atua no Grupo EDP Energias do Brasil S.A. como: (i)

Diretor Técnico da Bandeirante Energia S.A. Acumula uma carreira de 32 anos no setor de energia,

principalmente no segmento de distribuição, tendo atuado ainda como: (i) Gerente de Engenharia e

Diretor de Operações na Elektro (1998 a 2009), companhia aberta cuja principal atividade é a

distribuição de energia elétrica; e (ii) Gerente Técnico e Distrital, Gerente de Planejamento, e Gerente

de Engenharia nas áreas de Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica da CESP – Companhia

Energética de São Paulo (1978 a 1998), companhia aberta cuja principal atividade atual é a geração

de energia elétrica.

JOÃO JOSÉ GOMES DE AGUIAR. Engenheiro eletricista e com pós-graduação em Economia da Energia,

foi professor convidado da Universidade Técnica de Lisboa e vice-presidente da Associação

Portuguesa de Energia. Nos últimos 5 anos atua no Grupo EDP Energias do Brasil S.A. como: (i) Diretor

Vice-Presidente de Distribuição da EDP – Energias do Brasil S.A., companhia aberta cuja atividade

principal é gerir ativos de distribuição, geração, transmissão e comercialização de energia, em suas

diversas formas e modalidades; (ii) Diretor Presidente e atualmente (desde janeiro de 2010) é Diretor de

Sustentabilidade na Bandeirante Energia S.A. Possui longa carreira no Grupo EDP Energias do Brasil,

onde trabalha desde 1979, acumulando passagens ainda como: (i) Diretor Vice-Presidente da CPPE

(Companhia Portuguesa de Produção de Electricidade) e da EDP Distribuição, companhias fechadas

cujas atividades principais são a geração e a distribuição, respectivamente; e (ii) Administrador da

Labelec, companhia fechada cuja atividade principal era o controle de qualidade de equipamentos e

sistemas no âmbito da produção, transmissão e distribuição de eletricidade.

MAURICIO ALBERTO GONELLA SANTOS PEREIRA. Bacharel em Economia pela faculdade Padre Anchieta,

57 anos, MBA em gestão empresarial pela fundação Dom Cabral – SP. Nos últimos 5 anos atua no

Grupo EDP Energias do Brasil S.A. como: (i) Diretor Comercial da Bandeirante Energia S.A., e (ii) Gerente

Executivo de Relações Comerciais, Gerente Executivo de Grandes Clientes, e Gerente de Serviços ao

Cliente na Bandeirante Energia S.A.

Membros do Conselho Fiscal

O Conselho Fiscal da Companhia não foi instalado nos últimos 3 exercícios sociais.

b) Condenações judiciais e administrativas (inclusive criminais) envolvendo os administradores e

membros do conselho fiscal:

Nos últimos 5 anos, não houve condenações judiciais ou administrativas envolvendo os administradores

da Companhia. Não obstante, quando da tomada de posse de seus respectivos cargos, os

administradores da Companhia, declararam, para todos os fins de direito que, nos últimos 5 anos, não

estiveram sujeitos aos efeitos de nenhuma condenação criminal, nenhuma condenação ou aplicação

de pena em processo administrativo perante a CVM e nenhuma condenação transitada em julgado,

na esfera judicial ou administrativa, que tivesse por efeito a suspensão ou inabilitação para a prática

de qualquer atividade profissional ou comercial.

de 188

12.9. RELAÇÕES CONJUGAIS, UNIÕES ESTÁVEIS OU PARENTESCO ATÉ O SEGUNDO GRAU EXISTENTES ENTRE:

a) Administradores da Companhia

Não aplicável, pois os administradores da Companhia não possuem entre si relações conjugais, uniões

estáveis ou parentesco até o segundo grau.

b) Administradores da Companhia e administradores de controladas diretas ou indiretas da Companhia

Não aplicável, pois a Companhia não possui controladas diretas ou indiretas.

c) Administradores da Companhia ou de suas controladas diretas ou indiretas e controladores diretos

ou indiretos da Companhia

Não aplicável, pois os administradores da Companhia e do controlador direto ou indireto da

Companhia não possuem relações conjugais, uniões estáveis ou parentesco até o segundo grau.

d) Administradores da Companhia e administradores das sociedades controladoras diretas e indiretas

da Companhia.

Não aplicável, pois os administradores da Companhia e do controlador direto ou indireto da

Companhia não possuem relações conjugais, uniões estáveis ou parentesco até o segundo grau.

12.10. RELAÇÕES DE SUBORDINAÇÃO, PRESTAÇÃO DE SERVIÇO OU CONTROLE MANTIDAS, NOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS,

ENTRE ADMINISTRADORES DA COMPANHIA E:

a) Sociedade controlada, direta ou indiretamente, pela Companhia.

Não aplicável, pois a Companhia não possui controladas diretas ou indiretas.

b) Controlador direto ou indireto da Companhia

Não aplicável, pois os administradores da Companhia não possuem relação de subordinação,

prestação de serviço ou controle com o controlador direto ou indireto da Companhia.

c) Fornecedor, cliente, devedor ou credor da Companhia, de sua controlada ou controladoras, ou

controladas de alguma dessas pessoas, caso relevantes.

Não aplicável, pois os administradores da Companhia não possuem relação de subordinação,

prestação de serviço ou controle com o fornecedor, cliente, devedor ou credor da Companhia ou de

sua controladora.

12.11. ACORDOS (INCLUSIVE APÓLICES DE SEGURO) ESTABELECENDO O PAGAMENTO OU O REEMBOLSO DE DESPESAS SUPORTADAS

PELOS ADMINISTRADORES, DECORRENTES DA REPARAÇÃO DE DANOS CAUSADOS A TERCEIROS OU À COMPANHIA, DE

PENALIDADES IMPOSTAS POR AGENTES ESTATAIS, OU DE ACORDOS COM O OBJETIVO DE ENCERRAR PROCESSOS

ADMINISTRATIVOS OU JUDICIAIS, EM VIRTUDE DO EXERCÍCIO DE SUAS FUNÇÕES:

Não aplicável, pois a Companhia não possui acordos (inclusive apólices de seguro) estabelecendo o

pagamento ou o reembolso de despesas suportadas pelos administradores, decorrentes da reparação

de danos causados a terceiros ou à ela, de penalidades impostas por agentes estatais, ou de acordos

com o objetivo de encerrar processos administrativos ou judiciais, em virtude do exercício de suas

funções.


A Companhia entende não haver informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste


13. REMUNERAÇÃO DOS ADMINISTRADORES

13.1. POLÍTICA OU PRÁTICA DE REMUNERAÇÃO DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO, DIRETORIA, CONSELHO FISCAL E COMITÊS

Informação opcional para emissores de valores mobiliários da Categoria “B”.

de 188

13.2. REMUNERAÇÃO RECONHECIDA NO RESULTADO DOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS E PREVISTA PARA O EXERCÍCIO SOCIAL

CORRENTE

Remuneração prevista para o exercício social corrente Ano 2010 Conselho de

Administração

(R$)

Diretoria estatutária

(R$)

Total

(R$)

Número de membros(*) 6 membros(**) 4 membros 10 membros

Remuneração fixa anual 36.000 1.636.400 1.672.400

-Pro Labore 36.000 1.494.934 1.530.934

-Benefícios Diretos ou Indiretos -- 141.466 141.466

-Remuneração por participação em comitês -- -- --

-Outros -- -- --

Remuneração Variável Anual -- 1.163.600 1.163.600

-Bônus -- 1.163.600 1.163.600

-Participação nos resultados -- -- --


-Comissões -- -- --

-Outros -- -- --

Benefícios pós-emprego -- -- --

Benefícios motivados pela cessação do

exercício do cargo

-- -- --

Remuneração baseada em ações -- -- --

Total 36.000 2.800.000 2.836.000

(*) O número de membros de cada órgão corresponde à média anual do número de membros de cada órgão apurado

mensalmente. Para os 3 meses do primeiro trimestre encerrado em 2010, o número dos membros do Conselho de Administração e da

Diretoria permaneceu constante, qual seja, 6 e 4 respectivamente.

(**) Do número de 6 membros do Conselho de Administração, apenas 1 é remunerado.

(***) O Conselho Fiscal não esteve em funcionamento durante o ano de 2009.

Remuneração reconhecida no resultado dos 3 últimos exercícios sociais Ano 2009 Conselho de

Administração

(R$)

Diretoria estatutária

(R$)

Total

(R$)

Número de membros(*) 6 membros(**) 3 membros 9 membros

Remuneração fixa anual 36.000 1.010.917 1.046.917

-Pro Labore 36.000 984.971 1.020.971

-Benefícios Diretos ou Indiretos -- 25.946 25.946


-Outros -- -- --

Remuneração Variável Anual -- 463.083 463.083

-Bônus -- 463.083 463.083

-Participação nos resultados -- -- --


-Comissões -- -- --

-Outros -- -- --

Benefícios pós emprego -- -- --

Benefícios motivados pela cessação do

exercício do cargo

-- -- --

Remuneração baseada em ações -- -- --

Total 36.000 1.474.000 1.510.000

(*) O número de membros de cada órgão corresponde à média anual do número de membros de cada órgão apurado

mensalmente. Para os 12 meses do ano de 2009, o número dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria permaneceu

constante, qual seja, 6 e 3 respectivamente.

(**) Do número de 6 membros do Conselho de Administração, apenas 1 é remunerado.

(***) O Conselho Fiscal não esteve em funcionamento durante o ano de 2009.

de 188

13.3. REMUNERAÇÃO VARIÁVEL DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO, DIRETORIA E CONSELHO FISCAL NOS ÚLTIMOS TRÊS

EXERCÍCIOS SOCIAIS DA COMPANHIA E REMUNERAÇÃO PREVISTA PARA O EXERCÍCIO SOCIAL DE 2010


13.4. PLANO DE OPÇÃO DE AÇÕES


13.5. AÇÕES DETIDAS PELOS MEMBROS DA ADMINISTRAÇÃO DA COMPANHIA


13.6. REMUNERAÇÃO BASEADA EM AÇÕES RECONHECIDA NOS TRÊS ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS


13.7. OPÇÕES DE AÇÕES EM ABERTO


13.8. OPÇÕES EXERCIDAS


13.9. INFORMAÇÕES RELEVANTES SOBRE PLANO DE OPÇÃO DE COMPRA DE AÇÕES


13.10. PLANOS DE PREVIDÊNCIA DOS MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E DA DIRETORIA


13.11. REMUNERAÇÃO MÉDIA DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO, DA DIRETORIA E DO CONSELHO FISCAL RELATIVA AOS ÚLTIMOS

TRÊS EXERCÍCIOS SOCIAIS


13.12. DESCRIÇÃO DOS ARRANJOS CONTRATUAIS, APÓLICES DE SEGUROS OU OUTROS INSTRUMENTOS QUE ESTRUTUREM

MECANISMOS DE REMUNERAÇÃO OU INDENIZAÇÃO PARA OS ADMINISTRADORES EM CASO DE DESTITUIÇÃO DO CARGO OU

DE APOSENTADORIA, INDICANDO QUAIS AS CONSEQUÊNCIAS FINANCEIRAS PARA A COMPANHIA


13.13. EM RELAÇÃO AOS TRÊS ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS, INDICAR O PERCENTUAL DA REMUNERAÇÃO TOTAL DE CADA ÓRGÃO

RECONHECIDA NO RESULTADO DA COMPANHIA REFERENTE A MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO, DA DIRETORIA

OU DO CONSELHO FISCAL QUE SEJAM PARTES RELACIONADAS AOS CONTROLADORES, DIRETOS OU INDIRETOS, CONFORME

DEFINIDO PELAS REGRAS CONTÁBEIS QUE TRATAM DESSE ASSUNTO

2010 2009

Conselho de

Administração

100% 100%

Diretoria 100% 100%

de 188

13.14. EM RELAÇÃO AOS TRÊS ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS, INDICAR OS VALORES RECONHECIDOS NO RESULTADO DA

COMPANHIA COMO REMUNERAÇÃO DE MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO, DA DIRETORIA ESTATUTÁRIA OU DO

CONSELHO FISCAL, AGRUPADOS POR ÓRGÃO, POR QUALQUER RAZÃO QUE NÃO A FUNÇÃO QUE OCUPAM, COMO POR

EXEMPLO, COMISSÕES E SERVIÇOS DE CONSULTORIA OU ASSESSORIA PRESTADOS


13.15. EM RELAÇÃO AOS TRÊS ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS, INDICAR OS VALORES RECONHECIDOS NO RESULTADO DE

CONTROLADORES, DIRETOS OU INDIRETOS, DE SOCIEDADES SOB CONTROLE COMUM E DE CONTROLADAS DA COMPANHIA,

COMO REMUNERAÇÃO DE MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO, DA DIRETORIA OU DO CONSELHO FISCAL DA

COMPANHIA, AGRUPADOS POR ÓRGÃO, ESPECIFICANDO A QUE TÍTULO TAIS VALORES FORAM ATRIBUÍDOS A TAIS INDIVÍDUOS


13.16. OUTRAS INFORMAÇÕES RELEVANTES

A Companhia entende não haver outras informações relevantes, além do item 13 deste Formulário de

Referência.

14. RECURSOS HUMANOS


15. CONTROLE 15.1. IDENTIFICAÇÃO DA ACIONISTA OU GRUPO DE ACIONISTAS CONTROLADORES

Nome Nacionalidade CPF/CNPJ Ordinárias Total

Acordo de

acionistas

Data da última

alteração

Quantidade % Quantidade %

EDP -

Energias do

Brasil S.A.

Brasileira 03.983.431/0001-3 39.091.735.037 100 39.091.735.037 100 Não há 29/04/2005

(h) Se o acionista for pessoa jurídica, lista contendo as informações referidas nos subitens “a” a “d”

acerca de seus controladores diretos e indiretos, até os controladores que sejam pessoas naturais,

ainda que tais informações sejam tratadas como sigilosas por força de negócio jurídico ou pela

legislação do país em que forem constituídos ou domiciliados o sócio ou controlador:

EDP – Energias do Brasil, S.A.

A EDP - Energias do Brasil S.A. é a acionista controladora da Companhia. A EDP Energias do Brasil S.A. é

uma sociedade por ações constituída de acordo com as leis do Brasil, sob o CNPJ/MF de n.º

03.983.431/0001-03, com sede na cidade de São Paulo, na Rua Bandeira Paulista, n.º 530, 14º andar,

CEP 04532-001. A tabela abaixo apresenta a distribuição do capital da EDP Energias do Brasil S.A. entre

os acionistas detentores do seu poder de controle.

de 188

Acionistas Ações Ordinárias (%)

EDP - Energias de Portugal S.A. .......................... 39.739.013 25,02

EDP - Investment & Services Limited ................... 38.234.188 24,08

Balwerk Consultadoria Econômica e Participações Sociedade Limitada 24.928.914 15,70

Antonio Luis Guerra Nunes Mexia ...................... 01 -

Antonio Manuel Barreto Pita de Abreu ............ 01 -

Nuno Maria Pestana de Almeida Alves............ 01 -

Ana Maria Machado Fernandes ....................... 01 -

Francisco Roberto André Gros ........................... 01 -

Pedro Sampaio Malan ........................................ 01 -

Francisco Carlos Coutinho Pitella ...................... 10 -

Modesto Souza Barros Carvalhosa .................... 01 -

Ações em Tesouraria ........................................... 280.225 0,18

Outros ...................................................................... 55.622.847 35,03

Total .................................................................. 158.805.204 100,00

EDP – Energias de Portugal, S.A.

A EDP - Energias de Portugal S.A. é a principal acionista da EDP Energias do Brasil S.A. A EDP Energias de

Portugal S.A. é uma sociedade por ações constituída de acordo com as leis de Portugal, com sede na

cidade de Lisboa, na Praça Marquês de Pombal, 12. A tabela abaixo apresenta a distribuição do

capital da EDP – Energias de Portugal S.A. entre os acionistas detentores do seu poder de controle. Ações (%) Capital Total (%)

Parpública – Participações Públicas,

SGPS, S.A. (Governo do Estado de

Portugal) 749.323.856 20,49 749.323.856 20,49

Iberdola – Participações SGPS, S.A. 347.371.083 9,50 347.371.083 9,50

Caja de Ahorros de Astúrias

(CajAstur) 183.257.513 5,01 183.257.513 5,01

Caixa Geral de Depósitos S.A. 191.468.320 5,24 191.468.320 5,24

José de Mello – Soc. Gestora de

Participações Sociais S A. 176.345.969 4,82 176.345.969 4,82

Grupo BCP e Fundo de Pensões do

Grupo BCP 123.079.835 3,37 123.079.835 3,37

Pictet Asset Management 104.396.422 2,86 104.396.422 2,86

Banco Espírito Santo S.A. 111.586.342 3,05 111.586.342 3,05

Sonatrach 81.713.076 2,23 81.713.076 2,23

International Petroleum Investment

Company (IPIC) 73.130.755 2,00 73.130.755 2,00

Barclays Global Investors UK Holdings

Ltd 74.159.316 2,03 74.159.316 2,03

Tesouraria 34.650.475 0,95 34.650.475 0,95

Outros 1.406.054.753 38,45 1.406.054.753 38,45

Total 3.656.537.715 100,00 3.656.537.715 100,00

Balwerk Consultoria Econômica e Participações Soc. Unipessoal Lda.

A Balwerk Consultoria é uma sociedade constituída de acordo com as leis de Portugal, com sede na

cidade de Lisboa, na Avenida José Malhoa, lote A - 13, controlada integralmente pela EDP – Energias

de Portugal, S.A., cuja distribuição do capital social encontra-se descrita acima. Ações (%) Capital Total (%)

EDP – Energias de Portugal, S.A. 01 100,00 01 100,00

Total 01 100,00 01 100,00

de 188

Energias de Portugal Investments and Services, Ltd. A EDP ISSL é uma sociedade constituída de acordo com as leis das Ilhas Cayman, com sede em George Town, Grand Cayman, na Genesis Trust & Corporate Services Ltd., segundo andar, Compass Centre, P.O. Box 448GT, Ilhas Cayman. O capital da EDP ISSL é integralmente detido pela Eletricidade de Portugal Finance Company (Ireland) Ltd., a qual, por sua vez, é integralmente detida pela EDP – Energias de Portugal S.A., cuja distribuição do capital social encontra-se descrita acima. Ações (%) Capital Total (%)

Eletricidade de Portugal Finance Company (Ireland) Ltd. 3.006 100,00 3.006 100,00 Total 3.006 100,00 3.006 100,00

Exercício do poder decisório da Companhia Na data deste Formulário de Referência, a única acionista da Companhia é a EDP – Energias do Brasil S.A., a qual detém 100% do capital social votante da Companhia. O principal acionista da EDP – Energias do Brasil S.A. é a EDP – Energias de Portugal, S.A., sociedade estabelecida de acordo com as leis de Portugal, que detém, direta e indiretamente, 64,80% de capital social votante da EDP – Energias do Brasil S.A. O principal acionista da EDP – Energias de Portugal, S.A., por sua vez, é o Governo de Portugal, que detém 20,49% de seu capital social votante. A EDP – Energias de Portugal S.A. não possui um acionista controlador ou um grupo de controle. O exercício do poder decisório por parte dos acionistas da EDP – Energias de Portugal, S.A. não é objeto de qualquer acordo de acionistas ou acordo prévio de voto em reuniões do conselho de administração, estando sujeito, desta forma, ao voto majoritário de seus acionistas nas assembleias gerais de acionistas. Nas três últimas assembleias gerais de acionistas da EDP – Energias de Portugal, S.A., tem prevalecido a posição do Governo de Portugal, tendência que pode ou não se repetir no futuro. 15.2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ACIONISTAS, OU GRUPOS DE ACIONISTAS QUE AGEM EM CONJUNTO OU QUE REPRESENTAM O

MESMO INTERESSE, COM PARTICIPAÇÃO IGUAL OU SUPERIOR A 5% DE UMA MESMA CLASSE OU ESPÉCIE DE AÇÕES E QUE NÃO

ESTEJAM LISTADOS NO ITEM 15.1. Não aplicável, pois a Companhia, na qualidade de subsidiária integral, possui somente uma acionista, a EDP - Energias do Brasil S.A. 15.3. DISTRIBUIÇÃO DO CAPITAL, CONFORME APURADO NA ÚLTIMA ASSEMBLÉIA GERAL DE ACIONISTAS, REALIZADA EM 08/04/2010

Acionista Ordinárias Total

Quantidade Quantidade Pessoas físicas 0 0 Pessoas jurídicas 39.091.735.037 39.091.735.037 Investidores institucionais 0 0 Ações em circulação 0 0

15.4. ORGANOGRAMA DOS ACIONISTAS DA COMPANHIA Informação opcional para emissores de valores mobiliários da Categoria “B”. 15.5. INFORMAÇÕES SOBRE QUALQUER ACORDO DE ACIONISTAS ARQUIVADO NA SEDE DA COMPANHIA OU DO QUAL O

CONTROLADOR SEJA PARTE. Não aplicável, pois a Companhia, na qualidade de subsidiária integral, possui somente uma acionista, a EDP - Energias do Brasil S.A. 15.6. INDICAR ALTERAÇÕES RELEVANTES NAS PARTICIPAÇÕES DOS MEMBROS DO GRUPO DE CONTROLE E ADMINISTRADORES DA

COMPANHIA. Informação opcional para emissores de valores mobiliários da Categoria “B”.

de 188

15.7. OUTRAS INFORMAÇÕES QUE A COMPANHIA JULGA RELEVANTES. Adicionalmente às informações prestadas acima, a Companhia entende não haver informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 15 do Formulário de Referência.

16. TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

16.1. REGRAS, POLÍTICAS E PRÁTICAS DA COMPANHIA QUANTO À REALIZAÇÃO DE TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS

(CONFORME DEFINIDAS PELAS REGRAS CONTÁBEIS QUE TRATAM DESSE ASSUNTO):

A Companhia celebra, no curso normal de seus negócios, operações com partes relacionadas a preços, prazos, encargos financeiros e demais condições compatíveis com as de mercado. Tais operações incluem, entre outras, mútuos, assunção de dívida, prestação de garantia, compra e venda de energia elétrica, prestação de serviços de suporte administrativo/financeiro e tecnologias de informação. Compete ao Conselho de Administração da Companhia, nos termos da alínea g, do Artigo 19 de seu Estatuto Social, deliberar sobre qualquer negócio realizado pela Companhia e por seu acionista direto ou acionistas indiretos. Compete também ao Conselho de Administração o estabelecimento de comitês técnicos e consultivos, visando a um controle maior com relação aos atos praticados pela Companhia. A acionista controladora da Companhia tem poderes para, no âmbito da assembléia geral, eleger os membros do Conselho de Administração e determinar o resultado de qualquer deliberação que exija aprovação de acionistas, inclusive nas operações com partes relacionadas. Entretanto, a Lei das Sociedades por Ações impõe determinadas restrições a operações com partes relacionadas, proibindo conselheiros e diretores de (i) realizar qualquer ato gratuito com a utilização de ativos da Companhia, em detrimento da Companhia; (ii) receber, em razão de seu cargo, qualquer tipo de vantagem pessoal direta ou indireta de terceiros, sem autorização constante do respectivo estatuto social ou concedida através de assembléia geral; e (iii) intervir em qualquer operação social em que tiver interesse conflitante com o da Companhia, ou nas deliberações que a respeito tomarem os demais conselheiros. Adicionalmente, operações com partes relacionadas são reguladas e fiscalizadas pela ANEEL e, assim, a Companhia observa tais normas no curso de seus negócios com partes relacionadas.

16.2. EM RELAÇÃO ÀS TRANSAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS QUE, DE ACORDO COM AS NORMAS CONTÁBEIS, DEVEM SER

DIVULGADAS NAS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS INDIVIDUAIS OU CONSOLIDADAS DA COMPANHIA E QUE (I) TENHAM SIDO

CELEBRADAS NOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS OU ESTEJAM EM VIGOR NO EXERCÍCIO SOCIAL CORRENTE:

Nome das partes

relacionadas

Relação das partes com a

Companhia

Data da Transação

Objeto do Contrato Montante envolvido

(em R$ mil)

Saldo Existente (R$ mil)

Montante da parte

relacionada

Garantias e Seguros

Duração

Empréstimos e dívidas

31.12.09 31.12.08 31.12.07 Natureza e razões

Taxa de juro

Enerpeixe S.A.

Coligada 23.12.2002 Compra de energia

elétrica

R$ 195.782 em 2009

R$ 179.329 em 2008

R$ 167.208 em 2007

-25.214 -17.062 -15.951 Não é

possível aferir

Bloqueio de conta

da Compa-nhia no

Banco do Brasil S.A., em caso

de inadim-plência

De 01.02.2006 a 31.01.2016

Não há Não há

Enertrade Coligada 27.02.2008 Compra de energia

elétrica R$ 57.801 em 2009

R$ 2.751em 2007

-7.473 - - Não é

possível aferir

Bloqueio de conta

da Compa-nhia no

Banco do Brasil S.A., em caso

de inadim-plência

De 01.03.2009 a 31.12.2009

Não há Não há

Lajeado Energia (*)

Coligada 09.11.2001 Compra de energia

elétrica

R$ 15.771 em 2009

R$ 12.655 em 2008

R$ 11.167 em 2007

-7.704 -5.359 -3.522 Não é

possível aferir

Não há De 09.11.2001 a 31.12.2013

Não há Não há

de 188

Nome das partes

relacionadas

Relação das partes com a

Companhia

Data da Transação

Objeto do Contrato Montante envolvido

(em R$ mil)

Saldo Existente (R$ mil)

Montante da parte

relacionada

Garantias e Seguros

Duração

Empréstimos e dívidas

31.12.09 31.12.08 31.12.07 Natureza e razões

Taxa de juro

Investco Coligada 01.08.2002 Compra de energia elétrica

R$ 1.750 em 2009

R$ 1.392 em 2008

R$ 1.168 em 2007

-148 -109 -100 Não é

possível aferir

Não há De 01.08.2002 a 15.12.2032 Não há Não há

Enerpeixe Coligada 01.07.2007

Reembolso de gastos transversais sendo

substancialmente links de comunicação

para acesso a rede compartilhada

475 475 475 -

Não é possível

aferir Não há

Não existe prazo para

liquidação do saldo

Não há Não há

Enerpeixe Coligada 01.01.2007

Reembolso de gastos transversais referentes

ao Projeto Aliança onde ocorreu a unificação da

plataforma do sistema compartilhado

162 162 162 162

Não é possível

aferir Não há

Não existe prazo para

liquidação do saldo

Não há Não há

EDP Energias do Brasil Controladora 19.10.2007

Compartilhamento de gastos com pessoal,

material e serviços de terceiros

Contrato não faz menção

156 20 58 Não é

possível aferir

Não há De 19.10.2007 a 21.10.2010

(**) Não há Não há

Energest Coligada 19.10.2007




385 275 70 Não é

possível aferir

Não há De 19.10.2007 a 21.10.2010


Enertrade Coligada 19.10.2007




109 132 97 Não é

possível aferir

Não há De 19.10.2007 a 21.10.2010


Escelsa Coligada 19.10.2007




414 440 538 Não é

possível aferir

Não há De 19.10.2007 a 21.10.2010


Enersul Coligada 19.10.2007




- - 352 Não é

possível aferir

Não há De 19.10.2007 a 21.10.2010


Lajeado (*) Energia Coligada 01.03.2006 Compra de energia

elétrica R$ 42 em 2009 -28 - -

Não é possível

aferir

Vincula-ção de receita

da Compa-

nhia

De 01.01.2008 a 31.12.2037 Não há Não há

Santa Fé Coligada 17.01.2007 Compra de energia elétrica R$ 340 em 2009

-45 - - Não é

possível aferir


da Compa-

nhia

De 01.01.2009 a 31.12.2038 Não há Não há

Evrecy Coligada 14.09.2009 Uso do sistema de transmissão R$ 54 em 2009

-11 - - Não é

possível aferir


da Compa-

nhia

De 14.09.2009 a 17.07.2025 Não há Não há

Castelo Energética Coligada 30.12.2002 Uso do sistema de

transmissão

R$ 34 em 2009

R$ 74 em 2008

R$ 88 em 2007

- -9 -13 Não é

possível aferir

Não há De 30.12.2002 a 14.09.2009 Não há Não há

Energest Coligada 16.12.2004 Compra de energia elétrica

R$ 1.860 em 2009

R$ 1.760 em 2008

R$ 1.123 em 2007

-247 -190 -124 Não é

possível aferir


da Compa-

nhia

De 01.01.2005 a 31.12.2037 Não há Não há

(*) Contratos celebrados com a EDP Lajeado S.A, empresa incorporada pela Lajeado Energia em outubro de 2009.

(**) A prorrogação da vigência de tais contratos ainda se encontra em fase de aprovação pela ANEEL.

j) Condições de Rescisão ou Extinção

a) Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica celebrado com a Enerpeixe O contrato pode ser rescindido por qualquer das partes e a qualquer tempo, independente de motivo justificado, desde a parte notifique a outra com antecedência mínima de 90 (noventa) dias da data da efetivação da rescisão. O contrato também pode ser declarado rescindido por qualquer das partes nas seguintes hipóteses, caso não sanadas no prazo máximo de 30 (trinta) dias a contar do recebimento, pela parte inadimplente, de notificação por escrito da parte adimplente:

de 188

Decretação de falência, deferimento de recuperação judicial, dissolução ou liquidação

judicial ou extrajudicial da outra parte;

Revogação de qualquer autorização legal, governamental ou regulatória indispensável ao

cumprimento das obrigações contratuais ou suspensão dos direitos como membro da CCEE em virtude

do descumprimento da legislação aplicável;

Recusa da CCEE a proceder com a contabilização ou liquidação do contrato por ação ou

omissão da outra parte;

Descumprimento ou infração à legislação aplicável, Procedimentos de Rede, Regras e

Procedimentos de Comercialização a que esteja sujeita para o cumprimento das obrigações

contratuais;

Falta de pagamento de quaisquer montantes devidos à outra parte na forma do contrato;

Descumprimento, total ou parcial, da obrigação de registro do contrato na CCEE, no caso da

Enerpeixe S.A., e da obrigação de confirmação do registro do contrato, no caso da Bandeirante, em

conformidade com os prazos estabelecidos pelas Regras e Procedimentos de Comercialização; e

Incorreção, incompletude ou inverdade de quaisquer declarações ou garantias previstas no

contrato.

b) Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica celebrado com a Enertrade

O contrato pode ser declarado rescindido por qualquer das partes nas seguintes hipóteses, caso não

sanadas no prazo máximo de 15 (quinze) dias a contar do recebimento, pela parte inadimplente, de

notificação por escrito da parte adimplente:

Decretação de falência, dissolução ou liquidação judicial ou extrajudicial da outra parte;


cumprimento das atividades e obrigações contratuais, inclusive mas não se limitando à concessão de

serviço público, permissão ou autorização;

Inadimplência da Bandeirante, frustrada a execução da garantia ofertada;

Inexequibilidade da garantia financeira apresentada por razões imputáveis ou não à ação ou

omissão da Bandeirante, desde que a Bandeirante não a substitua no prazo de 15 (quinze) dias a partir

de notificação da Enertrade;

Falta de assinatura do contrato de constituição de garantia, caso as partes acordem esta

forma de garantia;

Inadimplência de qualquer obrigação contratual.

c) Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica celebrado com a Lajeado Energia

O contrato pode ser rescindido por qualquer das partes e a qualquer tempo, independente de motivo

justificado, desde a parte notifique a outra com antecedência mínima de 90 (noventa) dias da data

da efetivação da rescisão.

O contrato também pode ser declarado rescindido por qualquer das partes nas seguintes hipóteses,

caso não sanadas no prazo máximo de 30 (trinta) dias a contar do recebimento, pela parte

inadimplente, de notificação por escrito da parte adimplente:

de 188






Cancelamento do registro do contrato pela CCEE ou por qualquer outra autoridade

competente;





contratuais;


Descumprimento, total ou parcial, da obrigação de registro do contrato na CCEE, no caso da

Lajeado Energia, e da obrigação de confirmação do registro do contrato, no caso da Bandeirante, em

conformidade com os prazos estabelecidos pelas Regras e Procedimentos de Comercialização; e

Incorreção, incompletude ou inverdade de quaisquer declarações ou garantias previstas no

contrato.

d) Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica celebrado com a Investco

O contrato pode ser rescindido por qualquer das partes e a qualquer tempo, independente de motivo

justificado, desde a parte notifique a outra com antecedência mínima de 90 (noventa) dias da data

da efetivação da rescisão.

O contrato também pode ser declarado rescindido por qualquer das partes nas seguintes hipóteses,

caso não sanadas no prazo máximo de 30 (trinta) dias a contar do recebimento, pela parte

inadimplente, de notificação por escrito da parte adimplente:






Cancelamento do registro do contrato pela CCEE ou por qualquer outra autoridade

competente;





contratuais;


de 188

Descumprimento, total ou parcial, da obrigação de registro do contrato na CCEE, no caso da Investco, e da obrigação de confirmação do registro do contrato, no caso da Bandeirante, em conformidade com os prazos estabelecidos pelas Regras e Procedimentos de Comercialização; e Incorreção, incompletude ou inverdade de quaisquer declarações ou garantias previstas no contrato.

e) Reembolso pela Companhia à Enerpeixe de gastos transversais sendo substancialmente links

de comunicação para acesso a rede compartilhada

Não aplicável, pois trata-se de reembolso de despesas.

f) Reembolso pela Companhia à Enerpeixe de gastos transversais referentes ao Projeto Aliança onde ocorreu a unificação da plataforma do sistema compartilhado

Não aplicável, pois trata-se de reembolso de despesas.

g) Contratos de Compartilhamento de Atividades e Alocação de Gastos celebrados com EDP – Energias do Brasil, Energest, Enertrade, Escelsa e Enersul

Os contratos podem ser declarados rescindidos por qualquer das partes nas seguintes hipóteses, caso não sanadas no prazo máximo de 2 (dois) meses a contar do recebimento, pela parte inadimplente, de notificação por escrito da parte adimplente: Infração a qualquer condição contratual; Caso qualquer parte deixe de ser sociedade controlada pela EDP – Energias do Brasil; e Em virtude de força maior ou caso fortuito, nos termos da legislação pertinente.

h) Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica celebrado com a Lajeado Energia e Santa Fé O contrato pode ser declarado rescindido por qualquer das partes nas seguintes hipóteses, caso não sanadas no prazo máximo de 15 (quinze) dias a contar do recebimento, pela parte inadimplente, de notificação por escrito da parte adimplente: Decretação de falência, dissolução ou liquidação judicial ou extrajudicial da outra parte; Revogação de qualquer autorização legal, governamental ou regulatória indispensável ao cumprimento das atividades e obrigações contratuais, inclusive, mas não se limitando à concessão de serviço público, permissão ou autorização; Inadimplência de qualquer obrigação contratual. i) Contratos de Uso de Sistema de Transmissão e de Prestação de Serviços de Transmissão -

Castelo Energética e Evrecy Os Contratos de Uso de Sistema de Transmissão (CUST) e de Prestação de Serviços de Transmissão (CPST) são amplamente regulados, sendo sua minuta padrão estabelecida pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). Tais contratos não estabelecem hipóteses de rescisão ou de extinção antecipadas, pois devem vigorar enquanto a Bandeirante utilizar o sistema de transmissão (CUST) e enquanto a Evrecy for concessionária de transmissão (CPST).

j) Contrato de Compra e Venda de Energia Energest

O contrato poderá ser rescindido de pleno direito, a critério da parte adimplente, na ocorrência de qualquer das seguintes hipóteses, caso não sanadas no prazo máximo de 15 (quinze) dias a contar do recebimento, pela parte inadimplente, de notificação por escrito da parte adimplente:

de 188

Decretação de falência, dissolução ou liquidação judicial ou extrajudicial da outra parte,

mediante aviso ou notificação com antecedência de dez dias;


cumprimento das atividades e obrigações contratuais, inclusive, mas não se limitando à concessão de

serviço público, permissão ou autorização;

Em caso de inadimplência da Companhia e frustrada a execução da garantia ofertada;

Caso a garantia financeira apresentada se torne inexeqüível por razões imputáveis ou não à

ação ou omissão da Companhia, e esta, notificada a substituí-la por outra garantia de igual teor e

forma, não o faça no prazo de quinze dias úteis;

Inadimplência de qualquer obrigação contratual.

16.3. EM RELAÇÃO A CADA UMA DAS TRANSAÇÕES OU CONJUNTO DE TRANSAÇÕES MENCIONADOS NO ITEM 16.2 ACIMA

OCORRIDAS NO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL: A) IDENTIFICAR AS MEDIDAS TOMADAS PARA TRATAR DE CONFLITOS DE

INTERESSES; E B) DEMONSTRAR O CARÁTER ESTRITAMENTE COMUTATIVO DAS CONDIÇÕES PACTUADAS OU O PAGAMENTO

COMPENSATÓRIO ADEQUADO.

A Companhia adota práticas de governança corporativa e aquelas recomendadas e/ou exigidas pela

legislação. Conforme indicado no item 16.1. acima, por exigência do Estatuto Social da Companhia,

determinadas operações com partes relacionadas devem ser deliberadas pelo Conselho de

Administração da Companhia. Assim, todas as operações da Companhia, especialmente aquelas que

se deram com partes relacionadas, foram devidamente submetidas aos órgãos decisórios da

Companhia a que estavam subordinadas, nos termos do seu Estatuto Social, além de ser levadas ao

conhecimento e anuência prévia da ANEEL todos os contratos com concessionárias e permissionárias

de serviços público.

Ademais, em conformidade com a Lei de Sociedade por Ações, qualquer membro do Conselho de

Administração da Companhia está proibido de votar em qualquer assembléia ou reunião do Conselho,

ou de atuar em qualquer operação ou negócios nos quais tenha interesses conflitantes com os da

Companhia.

As operações e negócios da Companhia com partes relacionadas seguem os padrões de mercado e

são amparadas pelas devidas avaliações prévias de suas condições e do estrito interesse da

Companhia em sua realização.

A Companhia e suas subsidiárias, ao celebrarem contratos de compra e venda de energia, os fazem

sempre observando as condições praticadas em mercado àquela época e de acordo com a

legislação do setor aplicável.

17. CAPITAL SOCIAL

17.1. INFORMAÇÕES GERAIS SOBRE O CAPITAL SOCIAL.

Espécie Capital Emitido Capital

Subscrito (R$)

Capital

Integralizado

(R$)

Prazo para

Integralização

Capital autorizado Títulos

conversíveis

em ações

Condições

para

conversão

Quantidade

de ações Valor (R$)

Data da

Autorização

Ordinárias 39.091.735.037 254.628.684 254.628.684 -- Não há -- -- Não há --

de 188

17.2. AUMENTOS DE CAPITAL DA COMPANHIA.

A Companhia não realizou alterações de capital nos três últimos exercícios sociais e no último trimestre

encerrado em 31 de março de 2010.

17.3. DESDOBRAMENTOS, GRUPAMENTOS E BONIFICAÇÕES.

A Companhia não realizou desdobramentos, grupamentos e bonificações de ações nos últimos três

exercícios sociais e no último trimestre encerrado em 31 de março de 2010.

17.4. REDUÇÕES DE CAPITAL DA COMPANHIA.

A Companhia não realizou reduções de capital nos últimos três exercícios sociais e no último trimestre

encerrado em 31 de março de 2010.


Não há outras informações que a Companhia julgue relevante.

18. VALORES MOBILIÁRIOS.

O capital social da Companhia é representado por 39.091.735.037 ações ordinárias, todas nominativas

e sem valor nominal.

18.1. DIREITOS DE CADA CLASSE E ESPÉCIE DE AÇÃO EMITIDA:

a) Direito a dividendos.

Em atendimento ao disposto na Lei das Sociedades por Ações, o dividendo obrigatório foi fixado pelo

Estatuto Social em 25% do lucro líquido do exercício, ajustado na forma da Lei das Sociedades por Ações.

O Estatuto Social autoriza a distribuição de dividendos intermediários ou intercalares, por deliberação

do Conselho de Administração, ad referendum da Assembléia Geral. Adicionalmente, o Conselho de

Administração da Companhia ainda pode declarar o pagamento de juros sobre o capital próprio, nos

termos do parágrafo 7º do artigo 9º da Lei 9.249, de 26 de dezembro de 1995, e imputá-los ao

pagamento do dividendo mínimo obrigatório.

Adicionalmente, a Assembléia Geral pode deliberar, a qualquer momento, distribuir dividendos por

conta de reservas de lucros pré-existentes ou de lucros acumulados de exercícios anteriores, assim

mantidos por força de deliberação da Assembléia Geral, depois de atribuído em cada exercício, aos

acionistas, o dividendo obrigatório previsto no Estatuto Social.

Política de Dividendos

Nos termos do Estatuto Social da Companhia, é obrigatória a distribuição aos acionistas de dividendos

que não sejam inferiores a 25% do lucro líquido da Companhia, de acordo com os termos da legislação

societária.

O Conselho de Administração da Companhia poderá deliberar sobre a distribuição de dividendos

intermediários ou intercalares desde que os dividendos pagos não superem o montante das reservas de

capital. Além disso, poderá também creditar ou pagar aos seus acionistas juros sobre o capital próprio,

que poderão ser imputados ao valor dos dividendos obrigatórios.

de 188

Por fim, o estatuto social da Companhia estabelece que seja prescrita em 3 anos a ação para pleitear

dividendos, os quais, se não reclamados oportunamente pelo acionista, reverterão em benefício da

Companhia.

b) Direito de voto.

Cada ação ordinária confere ao respectivo titular direito a um voto nas assembléias gerais ordinárias e

extraordinárias.

c) Conversibilidade em outra classe ou espécie de ação.

As ações da Companhia não são conversíveis em ações de outras classes ou espécies.

d) Direitos no reembolso de capital.

Liquidação

No caso de liquidação da Companhia, os acionistas receberão os pagamentos relativos a reembolso

do capital, na proporção de suas participações no capital social, após o pagamento de todas as

obrigações da Companhia.

Retirada/Recesso

Os acionistas que dissentirem de certas deliberações tomadas em assembléia geral poderão retirar-se

da Companhia, mediante reembolso do valor patrimonial de suas ações. No caso do exercício do

direito de recesso, nossos acionistas terão direito a receber o valor contábil de suas ações, com base

no último balanço aprovado pela Assembléia Geral. Se, todavia, a deliberação que ensejou o direito

de retirada tiver ocorrido mais de 60 dias depois da data do último balanço aprovado, o acionista

poderá solicitar o levantamento de balanço especial em data não anterior a 60 dias da deliberação,

para a avaliação do valor de suas ações. Neste caso, será devido, imediatamente, 80% do valor de

reembolso calculado com base no último balanço aprovado pelos acionistas, e o saldo remanescente

no prazo de 120 dias a contar da data da deliberação da Assembléia Geral.

Resgate

De acordo com a Lei das Sociedades por Ações, as ações da Companhia podem ser resgatadas

mediante determinação dos acionistas em Assembléia Geral Extraordinária que representem, no

mínimo, 50% do capital social. O resgate das ações deverá ser pago com nossos lucros acumulados,

reserva de lucros ou reserva de capital. Na hipótese de o resgate não abranger a totalidade das nossas

ações, será feito mediante sorteio.

e) Direito a participação em oferta pública por alienação de controle.

Não há regras estatutárias que disciplinem o direito a participação societária em oferta pública por

alienação de controle.

f) Restrição à circulação.

Não há restrições à circulação das ações de emissão da Companhia.

g) Condições para alteração dos direitos assegurados por tais valores mobiliários.

A Companhia não adota critérios para alteração dos direitos assegurados pelas ações de sua emissão

além daqueles previstos na Lei das Sociedades por Ações, a qual prescreve que nem o Estatuto Social

da Companhia nem as deliberações tomadas em assembléia geral podem privar os acionistas do

direito de: (i) participar dos lucros sociais; (ii) participar, na hipótese de liquidação da Companhia, da

distribuição de quaisquer ativos remanescentes, na proporção de sua participação no capital social;

de 188

(iii) fiscalizar a gestão da Companhia, nos termos previstos na Lei das Sociedades por Ações; (iv)

preferência na subscrição de futuros aumentos de capital, exceto em determinadas circunstâncias

previstas na Lei das Sociedades por Ações e no estatuto social; e (v) retirar-se da Companhia nos casos

previstos na Lei das Sociedades por Ações.

h) Outras características relevantes.

Não existem características relevantes adicionais.

i) Emissores estrangeiros.

Não aplicável, pois a Companhia não é empresa estrangeira.

18.2. REGRAS ESTATUTÁRIAS QUE LIMITEM O DIREITO DE VOTO DE ACIONISTAS SIGNIFICATIVOS OU QUE OS OBRIGUEM A REALIZAR

OFERTA PÚBLICA:

Não há regras estatutárias que limitem o direito de voto de acionistas significativos da Companhia.

18.3. EXCEÇÕES E CLÁUSULAS SUSPENSIVAS RELATIVAS A DIREITOS PATRIMONIAIS OU POLÍTICOS PREVISTOS NO ESTATUTO:

Não há regras estatutárias que limitem os direitos patrimoniais ou políticos dos acionistas da

Companhia.

18.4. VOLUME DE NEGOCIAÇÕES, MAIORES E MENORES COTAÇÕES DOS VALORES MOBILIÁRIOS NEGOCIADOS EM BOLSA DE

VALORES OU MERCADO DE BALCÃO ORGANIZADO, EM CADA UM DOS TRIMESTRES DOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS:

Não aplicável, pois não houve negociação de valores mobiliários da Companhia nos três últimos

exercícios sociais.

18.5. OUTROS VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS (QUE NÃO SEJAM AÇÕES):

Nos três últimos exercícios sociais, a Companhia emitiu notas promissórias e debêntures, sendo que as

notas promissórias foram pagas em 28 de maio de 2010. Abaixo segue quadro com as características

dos valores mobiliários emitidos pela Companhia:

Identificação do valor mobiliário 3ª Emissão de Debêntures

Quantidade 25.000

Valor Valor total da emissão: R$ 250.000.000,00 Valor nominal unitário: R$ 10.000,00, na data de emissão

Data de emissão 1º de março de 2006

Restrições à circulação Não há

Conversibilidade em ações ou conferência de direito de subscrever ou comprar ações do emissor, informando: (i) condições; (ii) efeitos sobre o capital social

As debêntures serão não são conversíveis em ações de emissão da Companhia.

Possibilidade de Resgate, indicando:

(i) hipóteses de resgate Haverá resgate antecipado apenas na hipótese de não concordância de debenturistas representando 2/3 das debêntures em circulação acerca de novo parâmetro de remuneração quando da ausência de apuração e/ou divulgação da Taxa DI por prazo superior a 10 (dez) dias consecutivos ou extinção ou impossibilidade de aplicação da Taxa DI ou de seu substituto.

de 188


(ii) fórmula de cálculo do valor de

resgate

O resgate será efetuado pelo Valor Nominal Unitário das

Debêntures, acrescido da Remuneração das Debêntures

devida até a data do efetivo resgate, calculada pro rata

temporis desde a Data de Emissão ou da última Data de

Pagamento da Remuneração, conforme o caso. A Taxa DI a ser

utilizada para cálculo da Remuneração das Debêntures nesta

situação será a última Taxa DI disponível, ou outro parâmetro

de remuneração a ser definido em Assembléia Geral de

Debenturista, por debenturistas representando, no mínimo, 2/3

das Debêntures em circulação.

Quando os valores mobiliários forem dívida,

indicar, quando aplicável:

(i) vencimento, inclusive as condições

de vencimento antecipado

As debêntures vencerão em 1º de março de 2011.

O agente fiduciário deverá declarar antecipadamente e

automaticamente vencidas todas as obrigações relativas às

debêntures, conforme descrito na escritura de emissão, e exigir

o imediato pagamento, pela Companhia, o saldo devedor do

valor nominal unitário atualizado das debêntures, acrescido da

remuneração devida até a data do efetivo pagamento,

calculada pro rata temporis, encargos moratórios, se houver, e

de quaisquer outros valores eventualmente devidos pela

Companhia, independentemente de aviso ou notificação, na

ocorrência de qualquer uma das seguintes hipóteses:

(a) descumprimento, pela Companhia, de qualquer

obrigação pecuniária prevista na escritura, não

sanada em 1 (um) dia útil contado da data do

inadimplemento;

(b) pedido de falência formulado por terceiros em

face da Companhia e não devidamente elidido

pela Companhia no prazo legal;

(c) pedido de auto-falência formulado pela

Companhia;

(d) liquidação, dissolução ou decretação de falência

da Companhia ou de sua controladora direta;

(e) se a Companhia propuser plano de recuperação

extrajudicial a qualquer credor ou classe de

credores, independentemente de ter sido

requerida ou obtida homologação judicial do

referido plano; ou se a Companhia ingressar em

juízo com requerimento de recuperação judicial,

independentemente de deferimento do

processamento da recuperação ou de sua

concessão pelo juiz competente; e

(f) perda da concessão para distribuição de energia

elétrica.

O Agente Fiduciário deverá convocar, dentro de 05 (cinco)

dias úteis da data em que tomar conhecimento da ocorrência

de qualquer dos eventos listados abaixo, a Assembléia Geral de

debenturistas para deliberar sobre a declaração do

vencimento antecipado das debêntures, a realizar-se no prazo

mínimo previsto em lei. Se, na referida Assembléia Geral de

debenturistas, os debenturistas representando, no mínimo, 2/3

(dois terços), decidirem por não considerar o vencimento

antecipado das debêntures, o Agente Fiduciário não declarará

o vencimento antecipado das debêntures.

de 188


(a) descumprimento, pela Companhia, de qualquer obrigação, exceto as previstas nos demais itens abaixo, não sanada em 30 (trinta) dias corridos contados da data do inadimplemento. Nesse caso, o Agente Fiduciário somente poderá convocar a Assembléia Geral de debenturistas, após o decurso do período de cura nela previsto;

(b) vencimento antecipado ou inadimplemento no pagamento de quaisquer obrigações a que esteja sujeita a Companhia, no mercado local ou internacional em valor, igual ou superior a R$ 30.000.000,00 (trinta milhões de reais), cumulativa ou não;

(c) cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de

reorganização societária envolvendo a Companhia, para a qual não tenha sido obtida a anuência prévia dos debenturistas;

(d) distribuição de dividendos acima do mínimo obrigatório sempre que a Companhia estiver em descumprimento com qualquer obrigação pecuniária prevista na Escritura de emissão, no Contrato de Distribuição e/ou nos demais documentos da oferta;

(e) descumprimento pela Companhia da manutenção dos índices financeiros nos limites estabelecidos nas datas das suas respectivas apurações, que ocorrerão nos dias 31 de março e 31 de setembro de cada ano, a partir da data de emissão até a data de vencimento:

(i) relação Dívida Bruta/EBITDA, não superior a 3,5; e

(ii) relação (EBITDA no período de apuração + Caixa no início do período de apuração + Linhas de Crédito bancárias contratadas e não utilizadas no final do período de apuração + aumento no montante de dívida que tenha sido desembolsado durante o período de apuração) dividido por (despesa financeira bruta no período de apuração + porção da dívida vincenda durante o período de apuração – receita financeira da variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida no período de apuração – receita financeira de operações de swap e hedge no período de apuração) não inferior a 1,0.

“Dívida Bruta” representa a dívida financeira total subtraída dos empréstimos regulatórios do BNDES; “EBITDA” é o lucro antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização; e

“Caixa” significa disponibilidades acrescidas das aplicações financeiras. Para apuração do índice mencionado no item (i) acima será utilizado o EBITDA referente ao período de apuração de 12 (doze) meses anteriores à data da apuração e para apuração do índice mencionado no item (ii) acima, o EBITDA e as demais informações financeiras utilizadas na equação serão referentes ao período de apuração de 6 (seis) meses anteriores à data da apuração.

de 188


(f) protestos de títulos contra a Companhia, cujo

valor unitário ou agregado ultrapasse R$

30.000.000,00 (trinta milhões de reais), salvo

(1) se o protesto tiver sido efetuado por erro

ou má-fé de terceiros, desde que

validamente comprovado pela Companhia,

ou (2) se o protesto for cancelado, em

qualquer hipótese, ou (3) se tiver sido

apresentada garantia em juízo, aceita pelo

Poder Judiciário;

(g) alienação do controle acionário direto da

Companhia, exceto se for para outra

empresa do mesmo grupo econômico; e

(h) alienação de controle acionário direto da

EDP - Energias do Brasil S.A. que acarrete uma

redução da classificação de risco (rating) da

oferta, exceto se a EDP S.A., direta ou

indiretamente, remanescer como detentora

do maior número de ações com direito a

voto da EDP - Energias do Brasil S.A. e

mantiver, isoladamente ou em conjunto com

outros acionistas, a maioria do Conselho de

Administração da EDP - Energias do Brasil S.A.

(ii) juros A partir da data de emissão, as debêntures farão jus a uma

remuneração que contemplará juros remuneratórios incidentes

sobre o seu Valor Nominal Unitário a partir da data de emissão,

e pagos ao final de cada Período de Capitalização. A taxa de

juros aplicável às debêntures foi definida em Procedimento de

Bookbuilding, tendo sido fixada em 104,40% da acumulação da

Taxa DI.

Ao final do Procedimento de Bookbuilding, o Conselho de

Administração da Companhia ratificar ou o percentual da Taxa

DI que será aplicável as debêntures.

A Remuneração das debêntures será calculada de forma

exponencial e cumulativa pro rata temporis por dias úteis

decorridos, incidentes sobre o Valor Nominal Unitário das

debêntures, ou pelo saldo do Valor Nominal Unitário das

debêntures, desde a data de emissão, ou da data do

vencimento de juros imediatamente anterior, conforme o caso,

até a data do seu efetivo pagamento.

O cálculo da Remuneração das debêntures obedecerá à

seguinte fórmula:

J = VN x (Fator DI – 1)

Onde:

J = valor da remuneração, devida no final de cada Período de

Capitalização, calculado com 6 (seis) casas decimais, sem

arredondamento;

VN = Valor Nominal Unitário da Debênture no início de cada

Período de Capitalização, informado/calculado com 6 (seis)

casas decimais, sem arredondamento;

de 188


Fator DI = Produtório das taxas DI Over com uso de percentual

aplicado a partir da data de início de capitalização, inclusive,

até a Data de Pagamento da Remuneração, exclusive,

calculado com 8 (oito) casas decimais, com arredondamento,

apurado da seguinte forma:

n

1kk

100

p TDI1 DIFator

Onde:

n = número total de taxas DI Over consideradas na atualização,

sendo "n" um número inteiro;

p = percentual aplicado sobre a Taxa DI Over , informado com

2 (duas) casas decimais;

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

casas decimais com arredondamento, sendo

11100

DI TDI

252

1

k

k

Onde:

k = 1, 2, ..., n

DI k = Taxa DI Over divulgada pela CETIP, válida por 1 (um) dia

útil (overnight), utilizada com 2 (duas) casas decimais;

OBSERVAÇÕES:

O fator resultante da expressão

100

pTDI 1

k é

considerado com 16 (dezesseis) casas decimais, sem

arredondamento.

Efetua-se o produtório dos fatores diários

100

pTDI 1

k,

sendo que a cada fator diário acumulado, trunca-se o resultado

com 16 (dezesseis) casas decimais, aplicando-se o próximo fator

diário, e assim por diante até o último considerado.

de 188

Identificação do valor mobiliário 3ª Emissão de Debêntures Uma vez os fatores estando acumulados, considera-se o fator resultante “Fator DI” com 8 (oito) casas decimais, com arredondamento. A Taxa DI deverá ser utilizada considerando idêntico número de casas decimais divulgado pela entidade responsável pelo seu cálculo. Define-se “Período de Capitalização” como sendo o intervalo de tempo que se inicia na data de emissão, no caso do primeiro Período de Capitalização, ou na Data de Pagamento da Remuneração imediatamente anterior, no caso dos demais Períodos de Capitalização, e termina na Data de Pagamento da Remuneração seguinte, exclusive. Cada Período de Capitalização sucede o anterior sem solução de continuidade, até a data de vencimento.

(iii) garantia e, se real, descrição do

bem objeto

As debêntures não contam com garantia real.

(iv) na ausência de garantia, se o

crédito é quirografário ou subordinado

As debêntures serão da espécie quirografária.

(v) eventuais restrições impostas ao emissor em relação: a) distribuição de dividendos; b) alienação de determinados ativos; c) contratação de novas dívidas; d) emissão de novos valores mobiliários

São hipóteses de vencimento antecipado da emissão, dentre outros:

(a) cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma de reorganização societária envolvendo a Companhia, para a qual não tenha sido obtida a anuência prévia dos debenturistas;

(b) distribuição de dividendos acima do mínimo obrigatório sempre que a Companhia estiver em descumprimento com qualquer obrigação pecuniária prevista na Escritura de emissão, no Contrato de Distribuição e/ou nos demais documentos da oferta;

(c) descumprimento pela Companhia da manutenção dos índices financeiros nos limites estabelecidos nas datas das suas respectivas apurações, que ocorrerão nos dias 31 de março e 31 de setembro de cada ano, a partir da data de emissão até a data de vencimento: (iii) relação Dívida Bruta/EBITDA, não superior a

3,5; e (iv) relação (EBITDA no período de apuração +

Caixa no início do período de apuração + Linhas de Crédito bancárias contratadas e não utilizadas no final do período de apuração + aumento no montante de dívida que tenha sido desembolsado durante o período de apuração) dividido

por (despesa financeira bruta no período de apuração + porção da dívida vincenda durante o período de apuração – receita financeira da variação monetária e acréscimo moratório da energia vendida no período de apuração – receita financeira de operações de swap e hedge no período de apuração) não inferior a 1,0.

“Dívida Bruta” representa a dívida financeira total subtraída dos empréstimos regulatórios do BNDES; “EBITDA” é o lucro antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização; e

de 188


“Caixa” significa disponibilidades acrescidas das aplicações financeiras. Para apuração do índice mencionado no item (i) acima será utilizado o EBITDA referente ao período de apuração de 12 (doze) meses anteriores à data da apuração e para apuração do índice mencionado no item (ii) acima, o EBITDA e as demais informações financeiras utilizadas na equação serão referentes ao período de apuração de 6 (seis) meses anteriores à data da apuração.

(d) alienação do controle acionário direto da Companhia, exceto se for para outra empresa do mesmo grupo econômico; e

(e) alienação de controle acionário direto da EDP -

Energias do Brasil S.A. que acarrete uma redução da classificação de risco (rating) da oferta, exceto se a EDP S.A., direta ou indiretamente, remanescer como detentora do maior número de ações com direito a voto da EDP - Energias do Brasil S.A. e mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros acionistas, a maioria do Conselho de Administração da EDP - Energias do Brasil S.A.

(vi) Agente fiduciário, indicando os principais termos do contrato

Pentágono S.A. DTVM, cujos direitos e obrigações estabelecidos na escritura de emissão das debêntures são aqueles constante da Instrução CVM 28/83

Condições para alteração dos direitos assegurados por tais valores mobiliários

Na hipótese de modificação das condições da oferta, os investidores que já tiverem aderido à oferta terão que confirmar seu interesse em manter a sua aceitação da oferta no prazo de 5 (cinco) dias úteis contados do recebimento da comunicação da Instituição Líder. A manutenção da aceitação da oferta será presumida em caso de silêncio. Em caso de (i) modificação da oferta e o investidor não aceitar essa modificação ou (ii) revogação da oferta, os montantes eventualmente entregues pelos investidores na subscrição e integralização de debêntures serão integralmente restituídos aos respectivos investidores no prazo especificado no anúncio de início, sem qualquer remuneração ou atualização, deduzidos dos encargos e tributos devidos.

Outras características relevantes O Banco Bradesco S.A. é a instituição Líder. As debêntures serão emitidas na forma nominativa escritural. As amortizações serão feitas em parcelas iguais e sucessivas no final dos 3º, 4º e 5º anos, a partir da data de emissão. A Companhia poderá, a qualquer tempo, mediante publicação de aviso com antecedência mínima de 30 (trinta) dias, adquirir as debêntures em circulação no mercado, por preço não superior ao seu Valor Nominal Unitário acrescido da sua respectiva Remuneração, calculado pro rata temporis, desde a data de emissão ou a data do último pagamento de Remuneração, até a data do seu efetivo pagamento, observado o disposto no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As debêntures objeto da aquisição poderão ser canceladas, permanecer em tesouraria da Companhia, ou ser colocadas novamente no mercado. As debêntures adquiridas pela Companhia para permanência em tesouraria, quando recolocadas no mercado, farão jus à mesma Remuneração das demais debêntures em circulação.

de 188

Identificação do valor mobiliário 3ª Emissão de Notas Promissórias Comerciais

Quantidade 230

Valor R$ 230.000.000,00

Data de emissão 04 de junho de 2009

Restrições à circulação Não há

Conversibilidade em ações ou conferência de

direito de subscrever ou comprar ações do

emissor, informando: (i) condições; (ii) efeitos

sobre o capital

Não há

Possibilidade de Resgate, indicando:

(i) hipóteses de resgate A Companhia poderá resgatar antecipadamente a totalidade ou parte das notas promissórias a partir do 180º (centésimo octogésimo) dia contado da Data de Emissão, de acordo com os seguintes procedimentos:

(a) o resgate antecipado dependerá de deliberação do Conselho de Administração da Companhia, seguida de aviso publicado em jornal de grande circulação, com antecedência mínima de 10 (dez) dias úteis, no qual informará a data, o local de realização e o procedimento de resgate e comunicação prévia;

(b) na hipótese de deliberação de resgate

antecipado parcial, será adotado o critério de sorteio, que será realizado com base no número de cada Nota Promissória, nos termos do artigo 55, parágrafo 1°, da Lei nº. 6.404, de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada (“Lei das Sociedades por Ações”).

Na hipótese do item (b) acima, a Companhia será responsável por organizar o sorteio e deverá comunicar os titulares das notas promissórias acerca do mesmo no prazo previsto no item (i) acima. Poderão estar presentes no sorteio a totalidade dos titulares das notas promissórias ou seus mandatários devidamente constituídos para este fim.

(ii) fórmula de cálculo do valor de

resgate

O resgate antecipado, total ou parcial, será feito pelo Valor

Nominal Unitário das notas promissórias acrescido da

Remuneração, calculado pro rata temporis desde a Data de

Emissão até a data do efetivo resgate.

Quando os valores mobiliários forem dívida,

indicar, quando aplicável:

(i) vencimento, inclusive as condições de vencimento antecipado

As notas promissórias vencerão em 30 de maio de 2010. A Companhia reservou-se o direito de amortizar extraordinariamente as notas promissórias em circulação a partir do 180º mês após a data de emissão, mediante publicação de aviso aos debenturistas. As notas promissórias contam com cláusulas de vencimento antecipado típicas para tipo de operação. Assim, determinados eventos poderiam ensejar o vencimento antecipado das notas promissórias, dentre eles os seguintes:

de 188


(a) descumprimento, pela Companhia, de qualquer

obrigação pecuniária prevista nos termos das notas promissórias, não sanado no prazo 02 (dois) dias úteis contados da data do inadimplemento;

(b) pedido de falência formulado por terceiros em

face da Companhia e não devidamente elidido pela Companhia no prazo legal;

(c) pedido de auto-falência;

(d) liquidação, dissolução ou decretação de falência

da Companhia ou de sua controladora direta;

(e) se a Companhia propuser plano de recuperação extrajudicial a qualquer credor ou classe de credores, independentemente de ter sido requerida ou obtida homologação judicial do referido plano; ou se a Companhia ingressar em juízo com requerimento de recuperação judicial, independentemente de deferimento do processamento da recuperação ou de sua concessão pelo juiz competente não revertido pela Companhia em 30 (trinta) dias;

(f) perda ou cassação, por qualquer motivo, da

concessão para exploração dos serviços de distribuição de energia elétrica, de que a Companhia é titular nos termos do Contrato de Concessão n.º 202, celebrado pela Companhia e pela União Federal, em 23 de outubro de 1998, conforme alterado, desde que tal perda ou cassação não seja revertida no prazo de 30 (trinta) dias contados de sua verificação;

(g) transformação da Companhia em sociedade

limitada;

(h) vencimento antecipado ou inadimplemento no pagamento de quaisquer obrigações pecuniárias a que a Companhia esteja sujeita, no mercado local ou internacional em valor, individual ou agregado, superior a R$40.000.000,00 (quarenta milhões de reais), que possa de forma comprovada prejudicar o fiel cumprimento das obrigações da Companhia, relacionadas às notas promissórias, e não sanado pela Companhia no prazo de 30 (trinta) dias;

(i) cisão, fusão, incorporação ou qualquer forma

relevante de reorganização societária que implique na alienação do controle acionário direto da Companhia, conforme definido no artigo 116 da Lei das Sociedades por Ações, exceto (i) se a referida alienação for para outra empresa do mesmo grupo econômico da Companhia; ou (ii) as exceções da alínea (l) a seguir; ou (iii) tenha sido obtida anuência prévia dos detentores das notas promissórias que representem 2/3 (dois terços) das notas promissórias em circulação; ou (iv) nas hipóteses de cisão, fusão e incorporação seja assegurado o direito previsto no parágrafo 1º do artigo 231 da Lei das Sociedades por Ações; ou (v) se o processo for revertido no prazo de 30 (trinta) dias;

de 188


(j) descumprimento pela Companhia da

manutenção do índice financeiro no limite a seguir estabelecido nas datas das suas respectivas apurações, com relação às datas-base de 30 de junho de 2009 e 31 de dezembro de 2009: relação Dívida Bruta/EBITDA, não superior a 3,5; para fins do presente item, “Dívida Bruta” representa a dívida financeira total subtraída dos empréstimos regulatórios do BNDES - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social. “EBITDA” é o resultado antes das despesas financeiras, impostos, depreciação e amortização. Será utilizado o EBITDA referente ao período de apuração de 12 (doze) meses anteriores à data da apuração.

(k) protestos de títulos contra a Companhia, em valor,

individual ou agregado, superior a R$40.000.000,00 (quarenta milhões de reais), salvo se no prazo de 30 (trinta) dias corridos contados do referido protesto (i) seja validamente comprovado pela Companhia que o(s) prostesto(s) foi/foram efetuado(s) por erro ou má-fé de terceiros; (ii) for/forem cancelado(s), em qualquer hipótese; ou (iii) forem prestadas garantias em juízo, aceitas pelo Poder Judiciário;

(l) alienação de controle acionário direto da EDP –

Energias do Brasil S.A. que acarrete uma redução da classificação de risco (rating) corporativo da Companhia, exceto se (i) a EDP – Energias de Portugal S.A., direta ou indiretamente remanescer como detentora do maior número de ações com direito a voto da EDP – Energias do Brasil S.A. e mantiver, isoladamente ou em conjunto com outros acionistas, a maioria do Conselho de Administração da EDP – Energias do Brasil S.A.com direito a voto da EDP – Energias do Brasil S.A., ou (ii) tenha sido obtida anuência prévia de detentores de notas promissórias que representem 2/3 (dois terços) das notas promissórias em circulação, ou (iii) a referida alienação for revertida no prazo de 30 (trinta) dias.

(ii) juros A remuneração das notas promissórias corresponde à variação acumulada das taxas médias diárias dos depósitos interfinanceiros (“DI”), de um dia, calculada e divulgada diariamente pela CETIP, capitalizada de um spread correspondente a 1,30% ao ano.

(iii) garantia e, se real, descrição do bem objeto

Não há

(iv) na ausência de garantia, se o crédito é quirografário ou subordinado

Não há

(v) eventuais restrições impostas ao emissor em relação: a) distribuição de dividendos; b) alienação de determinados ativos; c) contratação de novas dívidas; d) emissão de novos valores mobiliários

Não há

(vi) Agente fiduciário, indicando os

principais termos do contrato

Não há

de 188


Condições para alteração dos direitos

assegurados por tais valores mobiliários

Não há

Outras características relevantes Não há

18.6. MERCADOS BRASILEIROS NOS QUAIS VALORES MOBILIÁRIOS DA COMPANHIA SÃO ADMITIDOS À NEGOCIAÇÃO:

As debêntures da Companhia são admitidas à negociação na CETIP S.A. - Balcão Organizado de

Ativos e Derivativos sob o código “BANE13” e na BM&FBOVESPA sob o código “EBEN-D31”. Na data

deste Formulário de Referência, as notas promissórias emitidas pela Companhia não se encontravam

em circulação e eram negociadas sob o código “ENER09100”.

18.7. VALORES MOBILIÁRIOS ADMITIDOS À NEGOCIAÇÃO EM MERCADOS ESTRANGEIROS:

A Companhia não possui valores mobiliários admitidos à negociação em mercados estrangeiros.

18.8. OFERTAS PÚBLICAS DE DISTRIBUIÇÃO EFETUADAS PELA COMPANHIA OU POR TERCEIROS, INCLUINDO CONTROLADORES E

SOCIEDADES COLIGADAS E CONTROLADAS, RELATIVAS A VALORES MOBILIÁRIOS DA COMPANHIA:

Em 07 de maio de 2009, o Conselho de Administração da Companhia aprovou a contratação de linha

de financiamento de curto prazo, materializada pela emissão de Nota Promissória. As notas promissórias

foram emitidas de forma cartular e ficaram depositadas no Banco Bradesco S.A. A remuneração

corresponde à variação acumulada das taxas médias diárias dos depósitos interfinanceiros, de um dia,

calculada e divulgada diariamente pela CETIP, capitalizada de um spread correspondente a 1,30% ao

ano. A remuneração acrescida do valor de principal será liquidada em 30 de maio de 2010 em uma

única parcela. O valor de cada Nota corresponde a R$ 1.000.000 e foram emitidas 230 notas

totalizando o montante de R$ 230.000 milhões.

Em 28 de outubro de 2009, o Conselho de Administração da EDP – Energias do Brasil S.A. aprovou os

termos da distribuição pública secundária de ações ordinárias, nominativas, escriturais, sem valor

nominal, livres e desembaraçadas de quaisquer ônus ou gravames, de emissão da EDP – Energias do

Brasil S.A. e mantidas em tesouraria (“Ações”). As Ações foram alienadas mediante autorização

concedida pela CVM em 3 de novembro de 2009. Em 02 de dezembro de 2009, foi publicado o

anúncio de encerramento da distribuição pública de 15.500.000 (quinze milhões e quinhentas mil)

Ações, ofertadas pela EDP – Energias do Brasil S.A., de acordo com o artigo 24 da Instrução CVM nº 400,

de 29 de dezembro de 2003, conforme alterada, ao preço de R$28,50 por Ação, perfazendo o total de

R$ 441.750.000,00. A fixação do preço por Ação foi aprovada em reunião do Conselho de

Administração da EDP – Energias do Brasil S.A. realizada em 24 de novembro de 2009.

Para maiores informações sobre os valores mobiliários emitidos pela Companhia, vide item 18.5 deste

Formulário de Referência.

18.9. OFERTAS PÚBLICAS DE AQUISIÇÃO FEITAS PELA COMPANHIA RELATIVAS A AÇÕES DE EMISSÃO DE TERCEIRO:

A Companhia não realizou ofertas públicas de aquisição relativas a ações de emissão de terceiro.

de 188


Adicionalmente às informações prestadas acima, a Companhia entende não haver informações

relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 18 do Formulário de Referência.

19. PLANOS DE RECOMPRA E VALORES MOBILIÁRIOS EM TESOURARIA

19.1. PLANOS DE RECOMPRA DE AÇÕES DA COMPANHIA RELATIVOS AOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS:

A Companhia não possui planos de recompra de ações.

19.2. MOVIMENTAÇÃO DOS VALORES MOBILIÁRIOS MANTIDOS EM TESOURARIA, SEGREGADA POR TIPO, CLASSE E ESPÉCIE, INDICAR A

QUANTIDADE, VALOR TOTAL E PREÇO MÉDIO PONDERADO DE AQUISIÇÃO RELATIVA AOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS:

A Companhia não possui valores mobiliários mantidos em tesouraria.

19.3. VALORES MOBILIÁRIOS MANTIDOS EM TESOURARIA NA DATA DE ENCERRAMENTO DO ÚLTIMO EXERCÍCIO SOCIAL, SEGREGADA

POR TIPO, CLASSE E ESPÉCIE:

A Companhia não possui valores mobiliários mantidos em tesouraria.


A Companhia entende não haver informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste


20. POLÍTICA DE NEGOCIAÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS

20.1. POLÍTICA DE NEGOCIAÇÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS DE EMISSÃO DA COMPANHIA PELOS ACIONISTAS CONTROLADORES,

DIRETOS OU INDIRETOS, DIRETORES, MEMBROS DO CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO, DO CONSELHO FISCAL E DE QUALQUER

ÓRGÃO COM FUNÇÕES TÉCNICAS OU CONSULTIVAS, CRIADO POR DISPOSIÇÃO ESTATUTÁRIA, INFORMANDO (A) DATA DE

APROVAÇÃO, (B) PESSOAS A ELA VINCULADAS, (C) PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS E (D) PREVISÃO DE PERÍODOS DE

VEDAÇÃO DE NEGOCIAÇÕES E DESCRIÇÃO DOS PROCEDIMENTOS ADOTADOS PARA FISCALIZAR A NEGOCIAÇÃO EM TAIS

PERÍODOS:

A Companhia não possui Política de Negociação de Valores Mobiliários, considerando a faculdade

que lhe é conferida pela Instrução CVM n.º358/02, conforme alterada pela Instrução CVM de n.º

449/07.

20.2. FORNECER OUTRAS INFORMAÇÕES QUE O EMISSOR JULGUE RELEVANTES

Adicionalmente às informações prestadas no item 20.1. acima, a Companhia entende não haver

informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 20 do Formulário de Referência.

21. POLÍTICA DE DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES

21.1. DESCRIÇÃO DE NORMAS, REGIMENTOS OU PROCEDIMENTOS INTERNOS ADOTADOS PELA COMPANHIA PARA ASSEGURAR QUE

AS INFORMAÇÕES A SEREM DIVULGADAS PUBLICAMENTE SEJAM RECOLHIDAS, PROCESSADAS E RELATADAS DE MANEIRA

PRECISA E TEMPESTIVA.

Exceto pela política de divulgação abaixo descrita, não há outras normas, regimentos ou

procedimentos internos adotados pela Companhia relativos à divulgação de informações.

de 188

21.2. DESCRIÇÃO DA POLÍTICA DE DIVULGAÇÃO DE ATO OU FATO RELEVANTE ADOTADA PELA COMPANHIA (INCLUSIVE OS

PROCEDIMENTOS RELATIVOS À MANUTENÇÃO DE SIGILO ACERCA DE INFORMAÇÕES RELEVANTES NÃO DIVULGADAS)

Em 03 de maio de 2010, a Companhia aprovou, em reunião do Conselho de Administração, sua

política interna para divulgação de ato ou fato relevante ou sobre os procedimentos relativos à

manutenção de sigilo acerca de ato ou fato relevante (“Política de Divulgação”), em conformidade

com a Instrução CVM 358 de 03 de janeiro de 2002, conforme alterada (“Instrução CVM 358”).

I. PREÂMBULO DA POLÍTICA DE DIVULGAÇÃO E DEFINIÇÕES

A Companhia adotou sua Política de Divulgação tendo em vista as premissas de que:

(i) o investidor deve ter acesso imediato a qualquer Ato ou Fato Relevante ;

(ii) a Companhia tem a obrigação de divulgar todo Ato ou Fato Relevante (conforme

definido abaixo) de forma ordenada, clara, verídica, equânime e suficiente; e

(iii) os Acionistas Controladores e Administradores (conforme definidos abaixo) têm a

obrigação de avaliar o momento e a oportunidade de divulgação do Ato ou Fato

Relevante, inclusive quanto à possibilidade de manutenção de sigilo em benefício da

Companhia quando entenderem que a revelação do Ato ou Fato Relevante colocará em

risco interesse legítimo da Companhia;

II. DESTINATÁRIOS

Todos os “Destinatários” (Acionistas Controladores, Administradores, Conselheiros e Detentores de

Informações Vinculados, assim considerado quem quer que, na qualidade de empregado ou não, em

virtude de seu cargo, função ou posição na Companhia ou nas sociedades controladoras, controladas

ou coligadas da Companhia, ou sob controle comum, tenha conhecimento de informação relativa ao

Ato ou Fato Relevante, especialmente os integrantes de áreas diretamente subordinadas aos Acionistas

Controladores, Administradores e Conselheiros.) são alcançados pela Política de Divulgação.

III. ATO OU FATO POTENCIALMENTE RELEVANTE

O critério de relevância do Ato ou Fato Relevante é baseado na possibilidade de influenciar de modo

ponderável a decisão dos investidores em negociar com Valores Mobiliários.

Fato Relevante, é, para os efeitos da Política de Divulgação, qualquer ato ou fato capaz de influir de

modo ponderável na:

(a) cotação dos valores mobiliários de emissão da Companhia ou a eles referenciados;

(b) decisão dos investidores de comprar, vender ou manter esses valores mobiliários; ou

(c) decisão dos investidores de exercer quaisquer direitos inerentes à condição de titular de

valores mobiliários emitidos pela Companhia ou a eles referenciados.

IV. EXEMPLOS DE ATO OU FATO RELEVANTE

A Instrução 358 apresenta exemplos de Ato ou Fato Relevante sem, contudo, constituir-se esta em uma

lista exaustiva.

Abaixo, é transcrita a lista exemplificativa de modalidades de Ato ou Fato Relevante expressamente

prevista na Instrução 358. Os Destinatários devem observar que: (i) a ocorrência de qualquer das

modalidades abaixo não se constitui necessariamente em um Ato ou Fato Relevante, uma vez que, nos

termos do item ATO OU FATO POTENCIALMENTE RELEVANTE, é a capacidade de influenciar de modo

ponderável (a) a cotação dos valores mobiliários de emissão da Companhia ou a eles referenciados;

(b) a decisão dos investidores de comprar, vender ou manter esses Valores Mobiliários; ou (c) a decisão

dos investidores de exercer quaisquer direitos inerentes à condição de titular de Valores Mobiliários

emitidos pela Companhia ou a eles referenciados; e (ii) a lista é meramente exemplificativa, não

esgotando ou limitando as possibilidades de ocorrência e caracterização do Ato ou Fato Relevante.

de 188

(a) assinatura de acordo ou contrato de transferência do controle acionário da Companhia,

ainda que sob condição suspensiva ou resolutiva;

(b) mudança no controle da Companhia, inclusive através de celebração, alteração ou

rescisão de acordo de acionistas;

(c) celebração, alteração ou rescisão de acordo de acionistas em que a Companhia seja

parte ou interveniente, ou que tenha sido averbado no livro próprio da Companhia;

(d) ingresso ou saída de sócio que mantenha, com a Companhia, contrato ou colaboração

operacional, financeira, tecnológica ou administrativa;

(e) autorização para negociação dos valores mobiliários de emissão da Companhia em

qualquer mercado, nacional ou estrangeiro;

(f) decisão de promover o cancelamento de registro da companhia aberta;

(g) incorporação, fusão ou cisão envolvendo a Companhia ou empresas ligadas;

(h) transformação ou dissolução da Companhia;

(i) mudança na composição do patrimônio da Companhia;

(j) mudança de critérios contábeis;

(k) renegociação de dívidas;

(l) aprovação de plano de outorga de opção de compra de ações;

(m) alteração nos direitos e vantagens dos valores mobiliários emitidos pela Companhia;

(n) desdobramento ou grupamento de ações ou atribuição de bonificação;

(o) aquisição de ações da Companhia para permanência em tesouraria ou cancelamento,

bem como alienação de ações assim adquiridas;

(p) lucro ou prejuízo da Companhia e a atribuição de proventos em dinheiro;

(q) celebração ou extinção de contrato, ou o insucesso na sua realização, quando a

expectativa de concretização for de conhecimento público;

(r) aprovação, alteração ou desistência de projeto ou atraso em sua implantação;

(s) início, retomada ou paralisação da fabricação ou comercialização de produto ou da

prestação de serviço;

(t) descoberta, mudança ou desenvolvimento de tecnologia ou de recursos da Companhia;

(u) modificação de projeções divulgadas pela Companhia; e/ou

(v) pedido de recuperação judicial ou extrajudicial, requerimento ou confissão de falência ou

propositura de ação judicial que possa vir a afetar a situação econômico-financeira da

Companhia.

V. SIGILO E CONFIDENCIALIDADE

Os Destinatários devem guardar completo sigilo acerca de Ato ou Fato Relevante sobre os negócios da

Companhia ainda não divulgados ao mercado.

Enquanto o Ato ou Fato Relevante não for divulgado, os Destinatários deverão dar a estes difusão

restrita, quando necessária para o desenvolvimento desses negócios, sempre em caráter de

confidencialidade e zelando para que todos aqueles que tenham acesso a tal informação saibam de

seu caráter confidencial e de sua forma limitada de divulgação, nos termos desta Política de

Divulgação, sendo fixada, conforme estabelece o artigo 8º da Instrução 358, responsabilidade solidária

quando do descumprimento do dever de guardar sigilo por subordinados e terceiros de confiança em

relação aos Destinatários que os subordinem ou que sejam qualificados como depositantes de

confiança no terceiro.

VI. PROCEDIMENTOS RELATIVOS À MANUTENÇÃO DE SIGILO

Os Destinatários devem tomar diversas precauções para manter informações acerca de Ato ou Fato

Relevante ainda não divulgado em confidencialidade.

de 188

Quando tratarem de informações sigilosas ou potencialmente relevantes, nos termos do item ATO OU

FATO POTENCIALMENTE RELEVANTE, ainda não divulgadas, os Destinatários, obrigatoriamente, devem:

(a) reportá-las imediatamente ao Diretor de Relações com Investidores, observado o disposto

no item MANUTENÇÃO DO SIGILO EM BENEFÍCIO DA COMPANHIA;

(b) certificar-se de que todos os documentos relacionados a essas informações circulem com

aviso de confidencialidade e/ou de restrição de acesso e, ainda, que as

correspondências, convencionais ou eletrônicas, tenham como destinatário pessoas de

confiança, que estejam cientes de que as informações são prestadas em caráter sigiloso,

observando os padrões da Companhia sobre segurança de correspondência eletrônica;

(c) encaminhar ao Diretor de Relações com Investidores relação indicando nome, cargo e

função das pessoas às quais foram franqueadas tais informações, formal ou informalmente,

se de seu conhecimento; e

(d) comunicar imediatamente ao Diretor de Relações com Investidores sobre suspeita ou

ocorrência de vazamento dessas informações do seu círculo restrito e determinável.

VII. RESPONSABILIDADE DIRETA PELA DIVULGAÇÃO DE ATO OU FATO RELEVANTE

O Diretor de Relações com Investidores é o primeiro responsável pela divulgação de Ato ou Fato

Relevante.

O Diretor de Relações com Investidores deve dar eficaz cumprimento à difusão de Ato ou Fato

Relevante, promovendo sua imediata divulgação e comunicação à CVM e ao(s) mercado(s) em que

seja admitida a negociação dos valores mobiliários de emissão da Companhia, observado o disposto

no item MANUTENÇÃO DO SIGILO EM BENEFÍCIO DA COMPANHIA.

VIII. RESPONSABILIDADE SUBSIDIÁRIA PELA DIVULGAÇÃO DE ATO OU FATO RELEVANTE

Os Destinatários que tenham conhecimento pessoal de Ato ou Fato Relevante que já deveria ter sido

divulgado tem responsabilidade subsidiária.

Observado o procedimento estabelecido pela alínea (a) do item PROCEDIMENTOS RELATIVOS À

MANUTENÇÃO DE SIGILO e constatado pelos Acionistas Controladores, Administradores ou Conselheiros

a ocorrência de omissão na divulgação do Ato ou Fato Relevante por parte do Diretor de Relações

com Investidores, devem aqueles cientificar imediatamente os demais membros da Diretoria da

Companhia para que apreciem a matéria relativa à eventual divulgação, sem prejuízo do dever de

informar o Ato ou Fato Relevante à CVM, consoante o parágrafo 2 do artigo 3º da Instrução 358. A

Diretoria da Companhia dará ciência ao Destinatário comunicante, de imediato e por escrito, dessa

deliberação.

IX. SITUAÇÕES ANÔMALAS

Os Destinatários que tiverem conhecimento pessoal acerca de Ato ou Fato Relevante ainda não

divulgado devem estar atentos para oscilações atípicas na cotação das ações.

Sempre que ocorrer oscilação atípica nas cotações dos valores mobiliários emitidos pela Companhia,

seja em seus preços ou nas quantidades negociadas, o Diretor de Relações com Investidores

diligenciará internamente junto às pessoas que tenham acesso a informações relevantes, com o

objetivo de verificar se têm conhecimento de matéria passível de divulgação ao mercado. Os

Destinatários que tiverem conhecimento pessoal acerca de Ato ou Fato Relevante devem observar

quaisquer oscilações atípicas nas cotações dos valores mobiliários emitidos pela Companhia e reportar

ao Diretor de Relações com Investidores as informações necessárias ao seu correto entendimento para

que, por si só, sejam capazes de subsidiar eventual divulgação nos termos da Instrução 358.

de 188

X. MANUTENÇÃO DO SIGILO EM BENEFÍCIO DA COMPANHIA

O Ato ou Fato Relevante deve ser imediatamente divulgado, salvo quando sua manutenção sob sigilo

for indispensável para preservar legítimos interesses da Companhia.

O Ato ou Fato Relevante poderá, em caráter excepcional, não ser divulgado quando os Acionistas

Controladores ou os Administradores entenderem que sua divulgação colocorá em risco o interesse

legítimo da Companhia, observando-se, adicionalmente, o que segue:

(a) os Acionistas Controladores ou Administradores que decidirem pela manutenção do sigilo

em benefício da Companhia deverão cientificar imediata e formalmente o Diretor de

Relações com Investidores do fato tido como relevante em estado sigiloso, dando

conhecimento das informações necessárias ao seu correto entendimento para que, por si

só, sejam capazes de subsidiar eventual divulgação nos termos da Instrução 358;

(b) o Diretor de Relações com Investidores ou, ainda, os demais Administradores ou Acionistas

Controladores da Companhia – estes dois últimos grupos, mediante comunicação

simultânea ao Diretor de Relações com Investidores – poderão solicitar a apreciação da

manutenção de sigilo à CVM, desde que em envelope lacrado e com advertência de

confidencialidade, tendo como destinatário o Presidente da CVM. Caso esta decida pela

divulgação ao mercado do Ato ou Fato Relevante, determinará ao interessado ou ao

Diretor de Relações com Investidores, conforme o caso, que o comunique, imediatamente,

à bolsa de valores e entidade do mercado de balcão organizado em que os valores

mobiliários sejam admitidos à negociação, e o divulgue na forma do artigo 3º da Instrução

358; e

(c) em qualquer hipótese de manutenção do sigilo de Ato ou Fato Relevante, ocorrendo

situações enquadráveis no item SITUAÇÕES ANÔMALAS ou quando a situação escapar ao

controle dos Destinatários, o Diretor de Relações com Investidores deve ser informado

imediatamente e este deverá adotar os procedimentos previstos no item (b) acima ou

divulgar imediatamente o respectivo Ato ou Fato Relevante, caso que não eximirá os

Acionistas Controladores e os Administradores de sua responsabilidade pela divulgação.

XI. TITULARES DE VALORES MOBILIÁRIOS DE EMISSÃO DA COMPANHIA

Os Acionistas Controladores, Administradores e Conselheiros devem informar à Companhia a

titularidade e as negociações com valores mobiliários de emissão da Companhia, por suas sociedades

controladoras ou controladas.

Os Acionistas Controladores, Administradores e Conselheiros são obrigados a informar à Companhia a

titularidade e as negociações realizadas com valores mobiliários, derivativos ou quaisquer outros valores

mobiliários referenciados nos valores mobiliários de emissão da Companhia ou de emissão de

Sociedades Controladas ou controladoras, desde que companhias abertas, de que sejam titulares.

Devem, ainda, comunicar os valores mobiliários emitidos por essas companhias que pertençam (i) ao

cônjuge do qual não estejam separados judicialmente; (ii) ao companheiro; (iii) a qualquer

dependente incluído na declaração anual de imposto sobre a renda; e (iv) a sociedades controladas,

direta ou indiretamente.

O comunicado previsto neste item deverá ser efetuado mensalmente no prazo máximo de 5 (cinco)

dias após o término de cada mês, independente de ter havido alteração em qualquer das posições

detidas, exceto: (i) no momento da investidura no cargo, quando a comunicação deverá ser realizada

no primeiro dia útil seguinte à investidura; e (ii) para os Administradores e Conselheiros, quando houver

a realização de negócio com os Valores Mobiliários, quando a comunicação deverá ser realizada no

prazo de 5 (cinco) dias após a realização de cada negócio. Essa comunicação deverá conter, no

mínimo, o seguinte:

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(i) nome e qualificação, indicando o número de inscrição no Cadastro Nacional de Pessoas

Jurídicas ou no Cadastro de Pessoas Físicas;

(ii) quantidade, por espécie e classe, no caso de ações, e demais características no caso de

outros valores mobiliários, além da identificação da companhia emissora e do saldo da

posição detida antes e depois da negociação; e

(iii) forma de aquisição ou alienação, preço e data das operações.

XII. RESPONSABILIDADE PELA DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES SOBRE NEGOCIAÇÃO DE

ADMINISTRADORES E PESSOAS LIGADAS

O Diretor de Relações com Investidores é o responsável pela transmissão, à CVM, de Informações sobre

Negociação de Administradores e Pessoas Ligadas.

O Diretor de Relações com Investidores deve transmitir à CVM e ao(s) mercado(s) em que seja

admitida a negociação dos valores mobiliários de emissão da Companhia, as informações recebidas

pela Companhia em conformidade com o disposto no Capítulo XI acima.

XIII. DIVULGAÇÃO ASSIMÉTRICA DE INFORMAÇÕES

Todos os Destinatários são responsáveis por não divulgar Ato ou Fato Relevante de forma privilegiada,

ainda que em reuniões, públicas ou restritas.

Previamente à veiculação de Ato ou Fato Relevante por qualquer meio de comunicação, inclusive

informação à imprensa, ou em reuniões de entidades de classe, investidores, analistas ou com público

selecionado, no país ou no exterior, os Destinatários deverão contatar e submeter o material objeto de

exposição ou divulgação ao Diretor de Relações com Investidores, em caráter confidencial, o qual

tomará as providências necessárias à divulgação simultânea de informações, se for o caso.

XIV. DO CRIME CONTRA O MERCADO DE CAPITAIS

A utilização de informação acerca de Ato ou Fato Relevante ainda não divulgado pode ser tipificada

como crime, sujeito à pena de reclusão de um a cinco anos e multa.

Utilizar informação relevante ainda não divulgada ao mercado, cujos Destinatários tenham

conhecimento e da qual devam manter sigilo, capaz de propiciar, para si ou para outrem, vantagem

indevida, mediante negociação, em nome próprio ou de terceiro, com valores mobiliários, é prática

tipificada como crime contra o mercado de capitais, nos termos do Art. 27-D da Lei n.º 6.385, de 07 de

dezembro de 1976, com as alterações introduzidas pela Lei n.º 10.303, de 31 de outubro de 2001, sujeita

à pena de reclusão, de um a cinco anos, e multa de até três vezes o montante da vantagem ilícita

obtida em decorrência do crime.

XV. VIGÊNCIA E ALTERAÇÕES

Alterações à Política de Divulgação serão informadas aos Destinatários. Conforme deliberado, a

Política de Divulgação entrou em vigor em 03 de maio de 2010. O Conselho de Administração da

Companhia poderá, a qualquer tempo, promover alterações à Política de Divulgação, as quais serão

prontamente comunicadas pelo Diretor de Relações com Investidores aos Destinatários, à CVM, à

bolsa de valores mobiliários e entidades de mercado nas quais os valores mobiliários de emissão da

Companhia estejam admitidos à negociação, passando a se aplicar a todos na data de ciência das

alterações.

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21.3. ADMINISTRADORES RESPONSÁVEIS PELA IMPLEMENTAÇÃO, MANUTENÇÃO, AVALIAÇÃO E FISCALIZAÇÃO DA POLÍTICA DE

DIVULGAÇÃO DE INFORMAÇÕES:

O Diretor de Relações com Investidores é o administrador responsável pela implementação, manutenção, avaliação e fiscalização da política de divulgação de informações.


Adicionalmente às informações prestadas acima, a Companhia entende não haver informações relevantes adicionais que devem ser prestadas neste item 21 do Formulário de Referência.

22. NEGÓCIOS EXTRAORDINÁRIOS

22.1. AQUISIÇÃO OU ALIENAÇÃO DE QUALQUER ATIVO RELEVANTE QUE NÃO SE ENQUADRE COMO OPERAÇÃO NORMAL NOS

NEGÓCIOS DA COMPANHIA REFERENTE AOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS

Não há operações a serem informadas.

22.2. ALTERAÇÕES SIGNIFICATIVAS NA FORMA DE CONDUÇÃO DOS NEGÓCIOS DA COMPANHIA REFERENTES AOS 3 ÚLTIMOS

EXERCÍCIOS SOCIAIS

Não houve alterações significativas na forma de condução dos negócios da Companhia.

22.3. CONTRATOS RELEVANTES CELEBRADOS PELA COMPANHIA E SUAS CONTROLADAS NÃO DIRETAMENTE RELACIONADOS COM

SUAS ATIVIDADES OPERACIONAIS REFERENTES AOS 3 ÚLTIMOS EXERCÍCIOS SOCIAIS


22.4. OUTRAS INFORMAÇÕES RELEVANTES


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